Kunden Journal Nr. 20 (PDF, 1.65 MB) - E.ON AG

April 2013
Journal
Kundenmagazin/Customer Magazine
Ausgabe/Issue 20
Neuigkeiten und
interessante Projekte
News and
project highlights

02 E.ON Anlagenservice
Erfahrung, Qualität
und umfassender Service
Instandhaltung mit hohem Wirkungsgrad
Christian Mehrhoff
Leiter Vertrieb & Marketing
Head of Sales & Marketing
Mit langjähriger Erfahrung, umfassenden Fachkenntnissen
und zuverlässiger Planung und Ausführung
lassen sich beste Ergebnisse erzielen.
Um Instandhaltungsmaßnahmen aber einen
hohen Wirkungsgrad zu verleihen, kommt es auf die
richtige Einstellung an und die Bereitschaft, mehr zu
tun als unbedingt erforderlich.
Wenn gravierende Schäden aufgetreten sind, ist
die einfachste Lösung nur selten die beste. In den
meisten Fällen gibt es andere Möglichkeiten als nur
die schnelle Methode, den einfachen Austausch von
Komponenten. Oft gilt „einfach und schnell“ auch nur
für die Ausführung und wirkt sich durch langwierige
Beschaffungs- und Betriebsunterbrechungszeiten
für den Betreiber äußerst kostenintensiv aus.
Die wirtschaftlichen Aspekte sind bei jeder
Maßnahme eingehend zu betrachten. Daher
entwickeln wir für die Beseitigung von Schäden
alternative Vorgehensweisen, die individuell dem
jeweiligen Bedarf angepasst sind.
Das gehört zu einem umfassenden Service
und damit bieten wir Maßarbeit statt Lieferungen
und Leistungen von der Stange, ganz gleich, ob
es um Großaufträge oder um kleinteilige Arbeiten
geht.
In dieser Ausgabe erfahren Sie u. a., was sich
in unserer Gesellschaft verändert hat und wo wir
unsere Leistungen ausgebaut haben. Außerdem
setzen wir die Vorstellung von Diagnoseverfahren
zur Früherkennung von Schäden fort.
Ein Highlight erwartet Sie im November 2013:
der 1. EAS-Instandhaltungsworkshop für Ingenieure,
Techniker, Meister und Einkäufer. Das Vortragsprogramm
konzentriert sich auf wirtschaftliche
Instandhaltung und innovative Lösungen Diese
Themen wollen wir in anschließenden Fachgesprächen
eingehend erörtern.
Wenn Sie an einer Teilnahme interessiert sind,
senden wir Ihnen gern ausführliche Informationen.
Sprechen Sie uns einfach an.
Experience, quality and
comprehensive service
High-efficiency maintenance
Years of experience, extensive specialist know-how, meticulous
planning and careful execution deliver first-class maintenance results.
To achieve maximum efficiency, however, you need the right people
with the right mindset and the willingness to go the extra mile.
When serious damage has occurred, easy solutions are hardly ever
the best way forward. In most cases, there will be alternatives to
simply replacing the components affected. What is often praised as
"quick & simple" is only the actual replacement and does not include
the lengthy procurement processes and downtimes, which can be
very costly for the operator.
It is therefore important to take a closer look at the commercial
effects of a maintenance project. When it comes to dealing with
damage, EAS will always develop several options tailored to the
specific situation. For us, this is part of the job.
We offer bespoke solutions rather than off-the-shelf supplies and
services, regardless of whether it's a major project or only a small
contract.
In this issue you can find out how our company has developed
and where we have expanded our services, and we also continue our
reports on early damage detection methods.
In November 2013 we will be hosting an event you should highlight
in your diaries: the first EAS maintenance workshop for engineers,
technicians, foremen and procurement specialists. The presentations
will focus on the commercial aspects of maintenance as well as new,
innovative solutions. The topics will subsequently be addressed in
expert discussions.
If you would like to attend, please let us know. We will then send
you further details.

Journal 03
Inhaltsverzeichnis
E.ON Anlagenservice Seite 04
Veränderung im Management
E.ON Anlagenservice Seite 06
Servicecenter für Windenergieanlagen
Geschäftsbereich Hydro & Wind Power
Aufgerüstet Seite 08
Gasturbinentechnik etabliert
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Fortum Grangemouth Seite 10
Gasturbinen-Großrevision
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Kraftwerk Kirchmöser Seite 12
Generatorrevision 2012
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Funktionale Anlagensicherheit Seite 16
SIL & Sicherheitsrichtlinien
Geschäftsbereich Elektro- und Leittechnik
Gemeinschaftkraftwerk Kiel Seite 22
Revision der MD-/ND-Teilturbine
Geschäftsbereich Maschinentechnik
UE Ultra-Trak 750 Seite 26
Ultraschallmessung
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Analyse und Beurteilung Seite 28
Kontaktlose Torsionsmessung
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Kernkraftwerke Seite 30
Brennschneidversuch
Geschäftsbereich Systemtechnik
Kernkraftwerk Obrigheim Seite 32
Nach 30 Jahren zurück ans Tageslicht
Geschäftsbereich Systemtechnik
Stadtwerke Duisburg Seite 36
Turbinenrevision im Heizkraftwerk III
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Schwertransporte Seite 42
Organisation bis ins Detail
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Unwucht Seite 46
Auswuchten rotierender Bauteile
Geschäftsbereich Maschinentechnik
List of contents
E.ON Anlagenservice Page 04
Management changes
E.ON Anlagenservice Page 07
New service centre for wind turbines
Hydro & Wind Power Division
Upgrade Page 09
Gas Turbine Technology Department well established
Rotating Technology Division
Fortum Grangemouth Page 11
Major gas turbine overhaul
Rotating Technology Division
Kirchmöser power plant Page 13
2012 generator overhaul
Rotating Technology Division
Functional plant safety Page 17
SIL & safety directives
E, C&I Technology Division
Joint venture power plant in Kiel Page 23
IP/LP turbine section overhaul
Rotating Technology Division
UE Ultra-Trak 750 Page 26
Ultrasonic measurement
Rotating Technology Division
Analysis and assessment Page 29
Non-contact torsion measurement
Rotating Technology Division
Nuclear power plants Page 31
Flame cutting test
Systems Technology Division
Obrigheim power plant Page 33
Brought back to daylight after 30 years
Systems Technology Division
Stadtwerke Duisburg Page 37
Turbine overhaul at cogeneration plant
Rotating Technology Division
Heavy haulage Page 43
Organised down to the last detail
Rotating Technology Division
Imbalance Page 47
Balancing rotating machine parts
Rotating Technology Division
Titelfoto: ND-Turbinenrotor/Gemeinschaftskraftwerk Kiel
On the cover: LP turbine rotor/Joint venture power plant in Kiel

04 E.ON Anlagenservice
E.ON Anlagenservice
Veränderung im Management
Seit dem 1. April 2013 gehört Maciej Brzoskowski zur Geschäftsführung
der EAS. Als Managing Director wird er, gemeinsam mit Roel van der Stok/CEO,
die weitere Entwicklung unserer Gesellschaft vorantreiben.
Maciej Brzoskowski studierte Maschinenbau mit dem Abschluss Diplom-Ingenieur
und absolvierte anschließend ein MBA-Studium. In den vergangenen elf Jahren
war er in leitenden Positionen an internationalen E.ON-Standorten insbesondere
für den strategischen Aufbau und die Marktpositionierung verantwortlich. Bevor
er zu uns nach Gelsenkirchen kann, war er als Direktor Unternehmensentwicklung
bei E.ON International Energy in Mumbai/Indien tätig.
„Die EAS übte eine besondere Anziehungskraft auf mich aus und ich freue
mich sehr, jetzt dabei zu sein. Imponiert hat mir die rasante Entwicklung und für
vorteilhaft halte ich auch das Business-Modell mit der Ausrichtung auf interne
und externe Kunden. Der weitere Aufbau der internationalen Aktivitäten und
die Einführung neuer Produkte sind spannende Aufgaben, an denen ich gerne
mitwirken werde.“
Zum 31. März 2013 verließ unser ehemaliger Geschäftsführer, Stephan Frense, nach mehr als zwölf Jahren die EAS, um
neue Herausforderungen in einer anderen Branche anzunehmen. Wir bedanken uns für seinen unermüdlichen Einsatz,
mit dem er unsere Gesellschaft aufgebaut und zum Erfolg geführt hat und verabschieden uns mit den besten Wünschen
für seine persönliche und berufliche Zukunft.
E.ON Anlagenservice
Management changes
Maciej Brzoskowski has been appointed member of the
Board of Management of EAS, effective 1 April 2013.
As Managing Director he will join CEO Roel van der Stok
in driving the further development of our company.
Maciej Brzoskowski holds a degree in mechanical engineering and an MBA. Over the past 11 years he has worked in
various senior positions at a number of E.ON units outside Germany where he was responsible above all for strategic
development and market positioning. Before joining EAS in Gelsenkirchen, he was Director of Corporate Development at
E.ON International Energy in Mumbai/India.
"EAS has always held a strong attraction for me and I am now very pleased to be part of it. What has particularly
impressed me is the company's rapid development, and I also believe that the business model with its focus on internal
and external customers is very compelling. Further developing the company's international footprint and introducing
new products are fascinating challenges which I am very much looking forward to."
Stephan Frense, our former Managing Director, left EAS with effect from 31 March 2013 after more than 12 years with
the company to take on new challenges in another sector. We would like to thank him for his tireless efforts in building
our company and leading it to success and wish him all the best for his professional and personal future.

Journal 05
E.ON Anlagenservice als Partner
E.ON Anlagenservice as a partner
29. Oktober 2012
Im Rahmen des „RWE-Lieferantentages 2012“
wurde E.ON Anlagenservice das Zertifikat
als „Strategischer Lieferant“ des
RWE-Konzerns verliehen.
29 October 2012
At the "RWE Suppliers Day 2012",
E.ON Anlagenservice was awarded the
RWE Group's "Strategic Supplier" certificate.
11. Dezember 2012
Hitachi, Ltd. zertifizierte das
Qualitätsmanagementsystem
von E.ON Anlagenservice in Bezug
auf Speisewasser-Vorwärmer.
11 December 2012
Hitachi, Ltd. has certified
E.ON Anlagenservice's quality
management system for
feedwater heaters.

06 E.ON Anlagenservice
Geschäftsbereich Hydro & Wind Power
Servicecenter für Windenergieanlagen
Ende letzten Jahres stellte die EAS den Fachbereich „Service Wind Power“
auf und integrierte ihn in den Geschäftsbereich Hydrotechnik. Mit der
neuen Bezeichnung des Geschäftsbereichs „Hydro & Wind Power“ werden
die Leistungen klar definiert.
Bereits in den vergangenen Jahren wurden von
einzelnen EAS-Geschäftsbereichen diverse Aufträge in
Windkraftanlagen ausgeführt. Der wachsende Marktanteil
von E.ON und die Energiewende verlangten jedoch die
Bündelung der Aktivitäten in der EAS-Organisation und
somit den Aufbau eines speziellen Fachbereichs mit
entsprechenden Komplettleistungen. Dazu gehören
• Beratung
• Schadensanalyse
• Lebensdauerberechnung
• Technisches Claim-Management
• Inspektion
• Wartung
• Instandsetzung
• Optimierung
• Fernüberwachung
Die aktuelle Anfrage- und Auftragssituation macht
den Bedarf an Leistungen für Windenergieanlagen
deutlich. Seit einigen Monaten sind wir mit den
Geschäftsbereichen Elektro-/Leittechnik und Apparate-/
Kesseltechnik in Qualitätssicherungsmaßnahmen für
den Bau von Offshoreanlagen eingebunden. Dabei geht
es einerseits um die Kontrolle der Stahlkonstruktion von
Fundament und Verbindungsstück (Transition Piece)
bezüglich der planmäßigen Umsetzung, insbesondere
aber um die Überprüfung der Schweißnähte. Andererseits
kontrollieren wir die Seekabel – von der Ummantelung bis
zu jedem einzelnen Strang – und die Umspannstationen
(Substations).
• Für das patentierte Verfahren der Blattwurzel-Reparatur
an Vestas V47-Windkraftanlagen (wir berichteten im
Journal Nr. 19) liegen weitere Anfragen aus Europa vor.
• Im April 2013 haben wir einen Wartungsvertrag
mit der dänischen Gesellschaft Global Investment
A/S abgeschlossen, die auf Windenergieanlagen in
Deutschland fokussiert ist. Es handelt sich dabei um
einen Wartungsvertrag, der Fernüberwachung, zwei
Revisionen/Jahr und Entstördienst beinhaltet.
Hydrotechnik
Das bereits etablierte Geschäft im Bereich Hydrotechnik
entwickelt sich, auch im Ausland, weiterhin erfolgreich.
• Bei einem Kunden in Österreich läuft zurzeit eine
Großrevision von Turbine und Generator.
• Für einen luxemburgischen Energieversorger führen wir
eine elektrotechnische Modernisierung durch.
Quelle: E.ON UK

Journal 07
Quelle: E.ON
Hydro & Wind Power Division
New service centre for wind turbines
At the end of last year, EAS set up its wind power service unit
which is part of the Hydro Technology Division. The new
designation „Hydro & Wind Power“ clearly defines the Division‘s
scope of services.
In recent years, a number of EAS divisions have been
awarded several contracts for work on wind turbines.
E.ON's growing market share in this segment and
the transformation of Germany's energy system
have made it necessary to pool these activities in a
dedicated organisational unit within EAS which offers a
comprehensive range of services including:
• Consultancy services
• Damage analysis
• Service life calculations
• Technical claims management
• Inspections
• Maintenance
• Repair
• Optimisation
• Remote monitoring
The current enquiry and contract situation reflects
the growing need for wind turbine services. With
the divisions E, C&I and Mechanical Technology EAS
has been involved in quality assurance processes on
offshore wind turbine construction projects for a number
of months.
The work includes checking the structural steelwork of
the foundations and transition pieces to ensure they meet
design requirements, and especially inspecting the welds.
We also check the subsea cables – from the outer sheath to
each strand – and inspect the substations.
• We have received more enquiries from across Europe
for our patented blade root repair method for Vestas
V47 wind turbines (see Journal No. 19).
• In April 2013, we signed a maintenance contract with
the Danish company Global Investment A/S, whose
main business are wind turbines in Germany. The
contract covers remote monitoring, two overhauls a
year and on-call repair services.
Hydro Technology
Our Hydro Technology Department is continuing to
successfully develop its business both in Germany and
abroad.
• At one of our customers in Austria we are currently
completing a major overhaul on a turbine and generator.
• For an energy supplier in Luxembourg we are performing
executing an electrical system upgrade.

08 E.ON Anlagenservice
Aufgerüstet
Gasturbinentechnik
etabliert
Vor gut einem Jahr erweiterte der Geschäftsbereich Maschinentechnik
sein Leistungsportfolio mit dem Service für Gasturbinen und positionierte
den neuen Fachbereich in Irsching. Von dort aus agiert ein Expertenteam
europaweit und herstellerunabhängig.
Die Kompetenz der EAS-Gasturbinentechnik beruht einerseits auf
fundiertem Fachwissen, andererseits aber auch auf umfassenden
Erfahrungen mit unterschiedlichen Maschinentypen aus der
Tätigkeit für Hersteller und Betreiber. Aus dieser Kombination
ergeben sich optimale Voraussetzungen für qualitativ hochwertige
und wirtschaftliche Leistungen, die in der Ausführung durch
Kooperationen mit qualifizierten Partnern gewährleistet werden.
Gerade in Zeiten knapper Budgets ist Effizienz gefragt. Langfristige
Vollwartungsverträge mit dem Hersteller können zu den heutigen
Rahmenbedingungen von den Betreibern kaum noch finanziert
werden. Andererseits müssen entsprechende Maßnahmen getroffen
werden, um die teilweise hochbelasteten Komponenten zu erhalten
und die enormen Kosten aus eventuellen Nichtverfügbarkeiten von
Anlagen abzuwenden.
Dazu setzt die EAS-Gasturbinentechnik vielfältige Diagnoseverfahren
ein, wie beispielsweise Boroskopie oder Volumenprüfung,
und erzielt damit klare Vorteile für Betreiber.
Boroskopie
Die Technik der Boroskopie ist im Grunde nicht neu. Inzwischen
wurde jedoch ein optisches 3-D-Messverfahren entwickelt, mit
welchem sich beispielsweise Schaufelspiele mit einer Genauigkeit
von 0,2 Millimeter reproduzierbar vermessen lassen. Diese Spiele
haben einen maßgeblichen Einfluss auf die Leistung und den
Wirkungsgrad der Maschine. Auf den Bildern ist die Messung des
Spiels der zweiten Laufschaufelreihe gegenüber den so genannten
Honeycombs dargestellt.
In einem aktuellen Projekt – Austausch aller Heißgaskomponenten
einer F-Klasse-Gasturbine, der neuesten Technologie von Gasturbinen
– werden Laufschaufeln eines so genannten NON-OEM`s eingesetzt,
d. h. rotierende Komponenten werden in diesem Fall nicht vom
Originalhersteller bezogen. Dabei sind besondere Maßnahmen zur
Qualitätssicherung während der Fertigung, der Installation und im
späteren Betrieb notwendig. Dies erfolgt im aufgeführten Beispiel
u. a. durch das optische 3-D-Messverfahrens durch geeignete
Boroskopöffnungen. Längere Stillstandszeiten werden dadurch
vermieden.
Darüber hinaus lässt sich jede Maschinenrevision mit dem
Einsatz dieser Technologie im Vorfeld deutlich besser als in der
Vergangenheit planen.
Volumenprüfung
Der Auslöser für dieses Prüfverfahren war ein erheblicher Schaden
in einem Gasturbinenkraftwerk vor einigen Jahren. Aufgrund
dieses Schadens analysierte das Allianz Zentrum für Technik (AZT)
eingehend die Ursache.
Dabei wurde festgestellt, dass mit den seinerzeit während der
Herstellung des Getriebes eingesetzten Prüfverfahren derartige
Fehlstellen nicht erkennbar wurden.
Das AZT kam zu dem Resultat, dass diese Prüfungen nicht
ausreichen und entwickelte daraufhin ein Verfahren, mit welchem
das Volumen eines Zahnrads auf Einschlüsse und Fehlstellen
untersucht werden kann. Gleichzeitig empfahl das AZT, diese Art
der Prüfung auch in Bestandsanlagen regelmäßig durchzuführen.
Die EAS-Gasturbinentechnik hat die Volumenprüfung schon seit
Anfang des Jahres 2012 im Programm. Mit diesem Verfahren werden
Befunde dokumentiert und die Kontrolle in bestimmten Intervallen
wiederholt. Damit können Veränderungen kontinuierlich verfolgt und
so auch beurteilt werden, ob und wann ein Austausch erforderlich ist.
Das Problem bei einem Getriebeausfall liegt insbesondere in
der Beschaffung von entsprechenden Ersatzteilen. Dies kann unter
Umständen zu einem Stillstand von bis zu einem Jahr und damit zu
einem Produktionsausfall in Millionenhöhe führen.
Empfehlenswert ist es, bei den ersten Anzeichen von Unregelmäßigkeiten,
die durch Volumenprüfungen erkannt werden, Ersatzteile
zu beschaffen bzw. den Zugriff zu sichern.
Die EAS-Gasturbinentechnik hat es sich zur Aufgabe gemacht,
verfügbare Technologien und Diagnosemöglichkeiten zum Vorteil
der Kunden einzusetzen. Durch die Früherkennung sich anbahnender
Schäden und entsprechende Maßnahmen können problematische
und kostenintensive Ereignisse vermieden werden.

Journal 09
Upgrade
Gas Turbine Technology Department
well established
About a year ago, the Rotating Technology Division of EAS extended
its portfolio of services to include gas turbine support. The new department
is based in Irsching near Ingolstadt. From there, a team of experts provides
services for engines of different makes operated by clients across Europe.
The Gas Turbine Technology Department’s expertise is based
on sound specialist knowledge and extensive experience
with different engine types gained in working for various
manufacturers and operators. This expertise allows EAS to offer
high-quality, efficient services in collaboration with qualified
partners.
Resources have to be used efficiently, particularly in times of
tight budgets. These days, most operators can no longer afford longterm
full-service contracts with OEMs. At the same time, however,
it is important to ensure that critical components subjected to
considerable stresses and strains are properly maintained and
downtime-related costs are avoided.
The Gas Turbine Technology Department of EAS uses a range of
diagnostic methods including boroscope inspections and volume
testing which deliver clear benefits to plant operators.
Boroscope inspections
Boroscope inspections are a well known technology. Today, however,
there is a new optical 3D measurement technique in place which,
among other things, allows to measure tip clearance in repetitious
accuracy of < 0.2 mm. Tip clearance has a significant impact on
engine performance and efficiency. The pictures are showing the
measurement of 2 nd stage buckets to the shrouds (=honeycombs).
As part of a project to replace all hot gas components of an
F class gas turbine (the latest gas turbine technology), EAS is
currently installing NON-OEM blades. In other words for this project
some rotating components are not purchased from the original
manufacturer of the GT. Additional hold points are needed to ensure
quality during fabrication, installation and condition monitoring
during the operation period.
In this project, quality assurance also involves optical 3D
measurements with a sensor inserted through boroscope inspection
ports. This helps to avoid extended engine downtimes.
Use of this technology also allows engine overhauls to be
scheduled more easily.
Volume testing
This inspection method was developed after a gas turbine power
plant suffered severe damage a few years ago. The root cause of the
incident was investigated by the Allianz Technology Centre (AZT)
who established that the tests used at the time the gear train was
built could not detect the defects in question.
AZT found that the tests done were inadequate and therefore
developed a method that allows the gear volume to be checked for
inclusions and defects. AZT also recommended performing these
tests on equipment in service.
The Gas Turbine Technology Department has been offering volume
testing since early 2012. The method is used to document findings
and repeat inspections at regular intervals. This way, EAS can track
changes and decide if and when components need to be replaced.
The main problem with gear train failures is the procurement of
spare parts which can lead to downtimes of up to a year and loss of
production worth millions. Therefore, it is recommended to purchase
or ensure quick access to spare parts when there are first signs of
problems picked up by volume testing.
The Gas Turbine Technology Department has set itself the task of
using available technologies and diagnostic systems for the benefit
of the client. Early detection of gradually developing defects and
appropriate countermeasures can help avoid problematic and costly
incidents.

10 E.ON Anlagenservice
Fortum Grangemouth
Gasturbinen-Großrevision
Die EAS-Gasturbinentechnik/Geschäftsbereich Maschinentechnik
bietet ein umfangreiches Leistungsspektrum, unter anderem die
Fachkompetenz für Siemens- und GE-Maschinen und damit exakt
die Voraussetzungen für die Revision einer V94.2.
In Grangemouth/Schottland betreibt der finnische Energieversorger
Fortum eine gasgefeuerte KWK-Anlage. Die Anlage wurde 2001 in
Betrieb genommen und produziert hauptsächlich Dampf für den
Chemiestandort Innovene Manufacturing Scotland (früher BP
Grangemouth). Die überschüssige elektrische Energie wird in das
schottische Netz eingespeist.
Die dort eingesetzte Gasturbine (Typ Siemens V94.2 mit
Abhitzekessel) hatte in 2012 eine Betriebsdauer von ca. 100.000
äquivalenten Betriebsstunden erreicht, sodass bei der anstehenden
Revision intensive Überprüfungen spezieller Komponenten im
Hinblick auf Zeitstandsschädigung bzw. eine mögliche Laufzeitverlängerung
(Lifetime Extension) erforderlich waren.
Der Betreiber hatte sich bei der Vergabe des Auftrags gegen den
OEM entschieden und den internen Service-Dienstleister Fortum
Power Solution beauftragt. Fortum Power Solution ist bereits seit
längerem Partner der EAS.
Da die EAS-Gasturbinentechnik über fundierte Erfahrungen mit
diesem Maschinentyp verfügt, erfolgte die Abwicklung gemeinsam,
wobei EAS im Wesentlichen den technischen Support, speziell in der
Planungsphase, eingebracht hat.
Start der Revisionsplanung
Unser erstes Meeting fand im April 2012 bei Fortum in Helsinki
statt. Dieser Zeitpunkt war für eine Revision dieser Größenordnung,
die bereits im August beginnen sollte, schon ziemlich
spät. Allerdings standen ausführliche Dokumentationen zur
Verfügung, sodass auf alle relevanten Punkte an der Maschine
eingegangen werden konnte. Besondere Aufmerksamkeit galt
Komponenten, welche mit langen Lieferzeiten belegt waren.
Im Mai kam es zum ersten Ortstermin in Grangemouth. Das
war für uns sehr wichtig, da die Platzsituation auf der Baustelle
eine große Rolle für die Vorbereitung spielt. Außerdem sind,
selbst bei baugleichen Maschinen, immer Veränderungen durch
Anpassungen an den individuellen Bedarf möglich.
Ein weiteres bedeutendes Thema, gerade bei Arbeiten in
Anlagen der Petrochemie, waren die besonderen Arbeitssicherheitsmaßnahmen.
Vorbereitungen in der Anlage
Der nächste Termin vor Ort fand dann im Juni statt. Jetzt stand,
gemeinsam mit dem Fortum-Team, die Organisation der Fremdfirmen
für die mechanische Bearbeitung, Wärmebehandlung usw.
sowie die Bereitstellung von Maschinenhauskran, Mobilkranen,
Gabelstapler etc. an.
Im Juli begann die Baustellenvorbereitung. Die Baustelle wurde
eingerichtet und die ersten Sicherheitsunterweisungen durchgeführt,
sodass die Revision planmäßig beginnen konnte. Sämtliche
Abläufe waren so organisiert, dass nahezu alle Reparaturmaßnahmen
auf einem nahe der Anlage eingerichteten Montageplatz, ohne
Zeitverluste, durchgeführt werden konnten.
Revision
Die Gasturbine wurde am 1. August abgestellt und nach Durchführung
aller erforderlichen Arbeiten, einschließlich zusätzlicher ZfP-
Maßnahmen, Wärmebehandlungen und diverser Anpassungsarbeiten,
wieder in Betrieb genommen. Durch Verzögerungen im Bereich
des Abhitzekessels konnte die Gasturbine nicht planmäßig am
9. September, sondern erst am 10. September, also mit einem Tag
Verspätung, wieder angefahren werden.
Fazit
Obwohl nur eine relativ knappe Vorlaufzeit zur Verfügung stand,
verlief die gesamte Revision im zeitlichen und finanziellen Rahmen
und durch eingehende Unterweisungen sowie zielgerichtete
Sicherheitsmaßnahmen auch ohne Arbeitsunfälle. Zurückzuführen
ist das insbesondere auf die sehr gute, disziplinierte und konstruktive
Zusammenarbeit aller Beteiligten. Eine Partnerschaft mit Fortum
Power Solution ist auch in künftigen Projekten angedacht.

Journal 11
Fortum Grangemouth
Major gas turbine overhaul
The Gas Turbine Technology Department of the EAS Rotating Technology Division
offers a comprehensive range of services which include, among other things,
specialist services for Siemens and GE engines. The Department is thus well
equipped for performing V94.2 overhauls.
Fortum, the Finnish energy company, operates a gas-fired cogeneration
plant near the Scottish town of Grangemouth. It was
commissioned in 2001 and produces mainly steam for Innovene
Manufacturing Scotland (previously BP Grangemouth), a petrochemicals
company. The surplus electricity is fed into the Scottish grid.
In 2012, the gas turbine at the site (a Siemens V94.2 with a waste
heat boiler) had reached an equivalent of some 100,000 operating
hours, so it was time to thoroughly inspect a number of key
components for wear and tear as part of the next overhaul to decide
on a possible lifetime extension.
The operator had decided not to award the contract to the OEM
but to use its internal service provider, Fortum Power Solution,
instead. Fortum Power Solution and EAS have been partners for
some time. As the EAS Gas Turbine Technology Department can
draw on extensive experience with this type of engine, the project
was executed jointly, with EAS providing mainly technical support,
especially during the planning phase.
Start of overhaul planning
The first meeting took place at Fortum in Helsinki in April 2012, which
was already a little late for an overhaul of this size scheduled for early
August. However, there was sufficient documentation so all relevant
engine specifics could be discussed in detail. Special attention was
given to components with long lead times.
The first site visit in Grangemouth took place in May. This was
crucial because the layout and space available on site were important
for project preparations. Also, even engines of same type almost
always require some changes to be made to meet specific customer
needs.
Another important topic, particularly for a petrochemical site, was
occupational safety and the measures to be taken in this respect.
Preparations on-site
At the next site meeting in June, EAS and the Fortum team organised
the contractors for machining, heat treatment etc. and the provision
of the machine hall crane, mobile cranes, forklifts, etc.
Preparations on site began in July. Site installations were set up
and the first safety briefings given so that the overhaul could start
according to schedule. Work processes were organised to allow
almost all repairs to be carried out without loss of time at an assembly
site set up in the immediate vicinity of the engine.
Overhaul
The gas turbine was stopped on 1 August and restarted after all
necessary work including additional non-destructive testing, heat
treatment and various adjustments had been completed. Owing
to delays in the area of the waste heat boiler, the turbine was not
restarted on 9 September as originally scheduled but only a day later
on 10 September.
Conclusion
Although there was only relatively little time for preparations,
the whole overhaul was completed on time and on budget and –
thanks to the safety briefings and specific safety measures taken –
without any accidents. This success is attributable above all to the
excellent, disciplined and constructive cooperation between all sides
involved. EAS plans to continue its partnership with Fortum Power
Solution on future projects.

12 E.ON Anlagenservice
Kraftwerk Kirchmöser
Generatorrevision 2012
Die GuD-Anlage im Kraftwerk Kirchmöser, Brandenburg, erzeugt mit
zwei Gasturbinen und einer Dampfturbine eine Nennleistung von 160 MW.
Seit 1994 liefert das Kraftwerk zuverlässig elektrische Energie für die
Deutsche Bahn AG. Um diese Zuverlässigkeit zu gewährleisten, stand 2012
eine Revision des Gasturbinengenerators GT 12 auf dem Instandhaltungsplan.
Nach der erfolgreichen und fristgemäßen Revision des Dampfturbinen-
Generators DT 10 im Jahr 2011 (s. Journal Ausgabe 18), erhielt der
Fachbereich Generatoren/EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik
den Auftrag, in 2012 auch den Generator der Gasturbine GT 12 zu
revidieren (Bild 1).
Technische Daten GT 12
Typ Siemens, BLRI 155/52-10
Baujahr 1994
Scheinleistung
68,75 MVA
Strom
63,95 A
Spannung 10,75 kV (+7,5 % -5 %)
Drehzahl
1000 U/min
Frequenz
16 2/3 Hz
Leistungsfaktor cos phi 0,80
Innere Schaltleistung der
Ständerwicklung/Nutzahl 2 parallele Zweige/48 Nuten
Nennerregerstrom für
Nennleistung
730 A
Erregerspannung
390 V
Aufgrund der schon in 2011 durchgeführten Inspektion und
Befundung an dieser Maschine (Kontrolle der Gleitlager, US- und
FE-Prüfung) waren die erforderlichen Maßnahmen zum größten Teil
bekannt. Der Induktor sollte auch in diesem Fall zur Überholung ins
Werk geschickt werden.
Die Arbeiten vor Ort begannen mit dem Abheben des 148 t
schweren Ständeroberteils über eine Anhebetraverse mit dem
Maschinenhauskran, um dann auch den Induktor herauszuheben
(Bild 2).
Zunächst wurden Induktor und Generatorständer visuell
kontrolliert und elektrische Messungen durchgeführt. Anschließend
erfolgten die Vorbereitung und Verladung des 106 t schweren
Induktors für den Transport zum Werk.
An der Gasturbine GT 12 hatten wir bereits in 2011 eine komplette
Revision der Nebenanlagen durchgeführt und einen Öltausch am
Hauptöltank vorgenommen. Die Motoren, der Generatorkühler,
der Kühler des Wellendrehmotors sowie alle für die Ölversorgung
relevanten Pumpen sind zu diesem Zeitpunkt überholt worden.
Somit fokussierte sich die Revision 2012 insbesondere auf
elektrische Diagnosemessungen (Hochspannungsprüfung inkl.
Tangens Delta-Messungen und Teilentladungsmessungen) und
Befundungen am Generatorständer.
Ein wesentlicher Bestandteil der aufwändigen und zeitintensiven
Arbeiten entfiel auf die Zwischenisolierung (mehrschichtige
Isolierung zwischen Ständeroberteil und -unterteil), die massive
Schäden aufwies und komplett erneuert werden musste (Bild 3).
Die Nutverschlusskeile wurden nach Herstellervorgabe durch
spiralförmiges Abdrücken überprüft.
Während der Revision 2012 erhielten die Ableitungen der
beiden Gasturbinengeneratoren GT 12 und GT 11 (wie zuvor der
Dampfturbinengenerator DT 10/Revision 2011) Koppelkondensatoren
(Bild 4).
Bild / Fig. 1 Bild / Fig. 2

Journal 13
Kirchmöser power plant
2012 generator overhaul
The Kirchmöser CCGT power plant in Brandenburg is equipped with two
gas turbines and a steam turbine generating a nominal output of 160 MW.
Since 1994, the power plant has been reliably supplying traction power to
Deutsche Bahn, the German railway operator. To maintain this reliability,
the GT 12 gas turbine generator had been scheduled for overhaul in 2012.
After the successful overhaul of the DT 10 steam turbine generator
completed on time in 2011 (see Journal No. 18), the contract for the
GT 12 gas turbine generator overhaul in 2012 was again awarded
to the Generator Department of the EAS Rotating Technology
Division (Fig. 1).
GT 12 gas turbine details
Type Siemens, BLRI 155/52-10
Year built 1994
Apparent power
68.75 MVA
Current
63.95 A
Voltage 10.75 kV (+7.5 % -5 %)
Speed
1,000 rpm
Frequency
16 2/3 Hz
Power factor cos phi 0.80
Internal switching capacity
of stator winding/No. of grooves 2 parallel branches/48 grooves
Nominal excitation current
for nominal output
730 A
Excitation voltage
390 V
Following the overhaul of this engine in 2011 (inspection of journal
bearings including US/FE testing) most of the activities to be
performed were already known. Again, the inductor was to be sent to
the workshop for a general overhaul.
Work on site started with the removal of the 148-tonne upper part
of the stator, which was attached to a spreader beam so that it could
be lifted by the turbine hall crane (Fig. 2). The next step then was to
remove the 106-tonne inductor.
The inductor and generator stator underwent visual inspections
followed by electrical tests. The inductor was prepared for
transportation and then shipped to the workshop.
The GT 12 gas turbine had already undergone a full overhaul of
its ancillary systems in 2011, which also included replacing the oil in
the main oil tank. The motors, the generator cooler, the shaft motor
cooler and all pumps required for oil supply were overhauled at the
time. For this reason the 2012 overhaul focussed mainly on electrical
diagnostic measurements (high-voltage tests including tangent
delta and partial discharge measurements) and investigations on the
generator stator.
The replacement of the heavily damaged multi-layer insulation
between the top and bottom parts of the stator accounted for
a large part for the extensive and time-consuming work (Fig. 3).
The slot wedges were checked in a spiral pattern according to the
manufacturer's instructions.
As part of the 2012 overhaul the bus ducts of the two GT 12 and
GT 11 gas turbine generators were fitted with coupling capacitors (as
was the DT 10 steam turbine generator in 2011/Fig. 4).
This allows using an EAS-owned instrument for diagnosis over
extended periods during generator operation to detect any changes
or defects at an early stage. As a result, the windings and insulation
systems of all three engines at the Kirchmöser power plant can now
be monitored very precisely.
Fig. / Bild 3 Fig. / Bild 4

14 E.ON Anlagenservice
Über ein EAS-eigenes Messgerät können jetzt online, während
des Betriebes, Langzeitdiagnosen durchgeführt und Schäden bzw.
Veränderungen frühzeitig festgestellt werden. Damit ist eine präzise
Überwachung der Wicklungen und Isolationssysteme aller drei
Maschinen im Kraftwerk Kirchmöser gewährleistet.
Der zur Gasturbine GT 12 gehörige 50 Hz-Wellengenerator wurde
ebenfalls visuell durch Endoskopie inspiziert und an Induktor und
Ständer elektrische Messungen durchgeführt.
Schwierigkeiten traten beim Öffnen der Kupplung zum
Wellengenerator auf. Die Spannschrauben ließen sich demontieren,
die Passhülsen in den Kupplungsbohrungen waren festgefressen.
Daher konnten die Hülsen nur zerstörend, durch Einsatz spezieller
Maschinen, ausgespindelt und durch neue ersetzt werden (Bild 5, 6,
7).
Derartige Vorkommnisse werden von uns schon im Vorfeld
einer Revision einkalkuliert und sind Bestandteil einer präzisen
Ablaufplanung. Nur so können wir, wie es hier der Fall war, schnell
reagieren, das Problem lösen und den zusätzlichen Zeitaufwand so
gering wie möglich halten.
Induktor und Ständer des Reserve-Wellengenerators wurden
ebenfalls inspiziert und anschließend wieder verpackt. Falls ein Defekt
an einem der beiden Wellengeneratoren der Gasturbinen GT 11 oder
GT 12 auftreten sollte, kann ein zügiger Austausch vorgenommen
werden und das Anfahren der entsprechenden Gasturbine wird
sichergestellt.
Nach der Rücklieferung und dem Einbau des Induktors
wurden zum Abschluss die aktuellen Werte gemessen und der
Gasturbinengenerator GT 12 dem Kraftwerk Kirchmöser, nach
planmäßigem Revisionsverlauf, termingerecht wieder zur Verfügung
gestellt.
Bild / Fig. 5
Bild / Fig. 6
Wir erwarten von einem Serviceunternehmen Zuverlässigkeit, einen
hohen Leistungsstandard, Termintreue und selbstverständlich die
Einhaltung aller Arbeitssicherheitsvorschriften.
Der Fachbereich Generatoren/EAS Maschinentechnik hat mit der
planmäßigen und einwandfreien Durchführung der Generatorrevision
GT 12 unsere Erwartungen absolut erfüllt.
Hervorzuheben ist die Flexibilität bei der Abarbeitung von Befunden.
Das betrifft die Lösungsfindung ebenso wie die Ausführung. Bei
Bedarf wurden unverzüglich Spezialfirmen hinzugezogen, sodass keine
Terminverlängerungen erforderlich wurden.
Schnelle und überlegte Reaktionen auf Veränderungen im Ablauf sowie
die konstruktive Zusammenarbeit auf allen Ebenen führten zu einem
reibungslosen Gesamtverlauf der Revision.
Mit dem Ergebnis sind wir sehr zufrieden.
Hendrik Nittke
Leiter Service
Kraftwerk Kirchmöser

Journal 15
The 50 Hz shaft generator belonging to the GT 12 gas turbine was
also checked visually using a boroscope, and electrical measurements
were carried out on the inductor and the stator.
There were some difficulties when the shaft generator coupling
was opened. The clamping bolts could be removed but the sleeves
had seized inside the coupling bores. They therefore had to be
destroyed to be removed by special machinery and replaced by new
ones (Fig. 5, 6, 7).
These kinds of difficulties are usually factored in when it comes
to defining the work schedule before the start of an overhaul. This
allows EAS to respond quickly, as in this case, and solve the problem
while keeping any delay as short as possible.
The inductor and stator of the spare shaft generator were also
inspected and then packed up again. Having a spare shaft generator
on site will keep downtimes to a minimum if either of the shaft
generators of the GT 11 or GT 12 gas turbines suffers any damage
because it can then be replaced and the turbine restarted without
much delay.
After shipment of the inductor back to site, installation and
completion of the full overhaul, the new values were measured and
the GT 12 gas generator handed back to the operator on schedule.
Fig. / Bild 7
Fig. / Bild 8
What we expect from a service provider is reliability, high performance standards, adherence
to schedules and, of course, compliance with all safety rules and regulations.
The GT 12 generator overhaul carried out by the Generator Department of the EAS Rotating
Technology Division has fully met all our expectations.
Particularly noteworthy is the team‘s flexibility in processing results both in terms of finding
solutions and getting the work done. Where necessary EAS retained specialist contractors
without delay so there was no need to extend the project timeline.
Swift and well-considered reactions to changes in the work processes and constructive
cooperation on all levels ensured smooth completion of the entire overhaul.
We are very happy with the results.
Hendrik Nittke
Head of Service
Kirchmöser Power Plant

16 E.ON Anlagenservice
Funktionale Anlagensicherheit
SIL & Sicherheitsrichtlinien
Weil Prozessanlagen sicher betrieben werden müssen - zum Schutz
von Mensch und Umwelt - ist das Thema funktionale Sicherheit mit
seinem Synonym „SIL“(Sicherheitsintegritätslevel) ein fester Bestandteil
im Geschäftsbereich Elektro- & Leittechnik geworden.
Im privaten Umfeld ist der Begriff „up to date“ im allgemeinen
Sprachgebrauch fest verankert. Und wer möchte nicht mit der
Zeit gehen und auf die neusten Errungenschaften in einer modernen
Welt zurückgreifen? Hierbei sind nicht nur Handy oder Tablet-
PC gemeint, man denke nur mal an technische Innovationen die
unsere Sicherheit erhöhen, wie z. B. Airbag, ABS und ESP-Systeme in
Kraftfahrzeugen.
Aber wie sieht es in diesem Zusammenhang mit der funktionalen
Sicherheit bei Energieerzeugungs- und Prozessanlagen aus? Hier
spricht man vom „Stand der Technik“ mit besonderer Bedeutung für
die Schutz- und Sicherheitseinrichtungen.
Auch hier bleibt die Entwicklung nicht stehen. Erkenntnisse aus
den Folgen katastrophaler Industrieunfälle in der Vergangenheit,
aufgrund von fehlenden oder fehlerhaften sicherheitstechnischen
Schutzeinrichtungen, waren u. a. Triebfeder für neue Bestimmungen
und Gesetze.
Nehmen wir nur einmal den Giftgasunfall von Seveso (Italien)
oder die Katastrophe von Bhopal (Indien). Das Seveso-Ereignis
führte zur Einführung der gleichnamigen Richtlinie, umgesetzt als
Störfallverordnung in das deutsche Recht.
Im Zuge der Globalisierung der europäischen Märkte entstanden
weitere EU- Sicherheitsrichtlinien, die mit dem Produktsicherheitsgesetz
und seinen zugehörigen Verordnungen ebenfalls in
nationales Recht umgesetzt wurden und die Grundlage für unseren
heutigen rechtlichen Rahmen in Puncto Sicherheit bilden (Beispiel
s. Abb. 1).
Bei der Konkretisierung der gesetzlichen Bestimmungen helfen
harmonisierte Normen und Regelwerke, deren Anwendung eine
Konformitätsvermutung, d. h. eine Übereinstimmung mit den
Sicherheitsanforderungen der zugehörigen EU-Richtlinie bewirken
kann.
Hersteller müssen den Sicherheitsstandard von Produkten mit
einer entsprechenden Konformitätserklärungen und der CE-Kennzeichnung
europaweit nachweisen.
Funktionale Sicherheit elektrischer Systeme (SIL)
nach dem „Stand der Technik“
In Europa ist die DIN EN 61508 für die Anlagensicherheit zu einer
der wichtigsten Sicherheitsnormen mit weltweiter Beachtung geworden.
Elektrische, elektronische oder programmierbare elektronische
Systeme (Komponenten), die für die Ausführung von
sicherheitstechnischen Funktionen eingesetzt werden, müssen erhöhten
Anforderungen in Bezug auf ihre Fehlersicherheit entsprechen
und werden anhand eines so genannten Sicherheitsintegritätslevels
(SIL) 1-4 klassifiziert.
Was bedeutet Sicherheitsintegritätslevel?
Ein Sicherheitssystem besteht in der Regel aus mehren zusammenwirkenden
Komponenten (z. B. Sensor, Logikeinheit, Aktor) und
hat die Aufgabe, das mögliche Risiko einer Anlage oder Maschine
so weit zu reduzieren, bis ein tolerierbares Restrisiko erreicht wird.
Mit steigender Sicherheitseinstufung SIL 1-4 erfolgt jeweils eine
Risikoreduzierung um den Faktor 10.
Der Sicherheitsintegritätslevel bezieht sich dabei auf die
Ausfallwahrscheinlichkeit im Anforderungsfall (PFD-Wert), d. h. die
durchschnittliche Wahrscheinlichkeit, mit der ein Sicherheitssystem
genau in dem Moment ausfällt, in dem diese Sicherheitsfunktion
benötigt wird. Hierbei ist SIL 4 die höchste Sicherheitsstufe
(Abb. 2). Entscheidend dabei ist die Tatsache, dass alle Komponenten
in dem Sicherheitskreis (Sensor, Logikeinheit, Aktor) geeignet
sind, um das geforderte Sicherheitsniveau zu erfüllen, z. B. SIL 3.
Damit soll einer unzureichenden Auslegung mit ungeeigneten
Komponenten und somit einem möglichen Versagen der Sicherheitseinrichtung
entgegengewirkt werden. Diese Eignung muss
anhand einer Nachweisberechnung dokumentiert werden.
Die DIN EN 61508 ist die Basisnorm für weitere wichtige Sicherheitsnormen,
wie z. B. die DIN EN 61511 „Funktionale Sicherheit
sicherheitstechnischer Systeme für die Prozessindustrie“ oder die
DIN EN 50156 „Elektrische Ausrüstung von Feuerungsanlagen“.
Abb. 1
EG-Richtlinien
Niederspannungsrichtline
2006/95/EG
Maschinenrichtlinie
2006/42/EG
Explosionsschutzrichtlinie
94/9/EG
Druckgeräterichtlinie
97/23/EG
Nationale Umsetzung
01. ProdSG - Niederspannungsverordnung
09. ProdSG - Maschinenverordnung
11. ProdSG - Explosionsschutz-Verordnung
14. ProdSG - Druckgeräte-Verordnung

Journal 17
Functional plant safety
SIL & safety directives
Process plants have to be operated safely to protect man and
the environment. This is why functional safety and its synonym SIL
(Safety Integrity Level) have become an inherent part of the
E,C&I Technology Division‘s business activities.
These days, it is ever more important for people to stay "up to speed"
with the latest trends and technologies. And who wouldn't want to
move with time and be able to use the latest comforts of a modern
world? Not just mobile phones and tablet PCs, but also safety features
such as airbags and ABS/ESP systems in cars.
But what about the functional safety of energy generation and
process plants? The concept used here is "state of the art", which
focuses above all on protection and safety systems.
In this area, too, development isn't standing still. It was, among
other things, the lessons learnt from major industrial accidents
caused by defective or a lack of safety systems that prompted new
safety rules and regulations. Two such accidents were the industrial
gas disaster in Seveso (Italy) and the catastrophe at a chemical plant
in Bhopal (India). The Seveso incident led to the directive of the same
name, which has been transposed into German law as the Major
Accident Ordinance.
As European markets became globalised, new EU safety directives
were translated into German law by the Product Safety Act and its
accompanying ordinances, which today provide the basis for German
safety legislation (see Table 1 for examples).
Harmonised standards and sets of rules and regulations can
help to make statutory requirements more specific as they promote
conformity, i.e. compliance with the safety requirements of the
relevant EU directive. Manufacturers have to demonstrate compliance
with safety standards by issuing declarations of conformity and
placing the CE mark on their products everywhere in Europe.
Functional safety of electrical systems (SIL)
according to the "state of the art"
Across Europe, the European standard EN 61508 for plant safety has
become one of the most important safety standards. It has gained
worldwide recognition.
Electrical, electronic or programmable electronic systems (components)
performing safety functions have to meet increasingly
stringent requirements in terms of their fail-safe design. They are
classified into safety integrity levels (SIL 1 - 4).
What does safety integrity level mean?
A safety system usually comprises several interacting components
(e.g. a sensor, a logical unit and an actuator) and is designed to
reduce the hazards associated with a plant or machine to a tolerable
residual risk. For each higher safety category (SIL 1-4) the risk is
reduced by a factor of 10.
The safety integrity level describes what is known as the Probability
of Failure on Demand (PFD), which is the average probability that
a safety system will fail in the very moment the safety function is
needed. SIL 4 is the highest safety level (Table 2). What is important
is that all components of a safety circuit (sensor, logical unit
and actuator) are designed to meet the required safety category,
e.g. SIL 3. This is to ensure that a safety system does not contain
inappropriate components that may cause it to fail. Suitability has
to be verified by calculations, which have to be documented.
EN 61508 is intended as a basic functional safety standard
for other important safety standards such as EN 61511 "Functional
safety - Safety instrumented systems for the process industry
sector" or EN 50156 "Electrical equipment for furnaces and ancillary
equipment".
Potential risks have to be identified and evaluated
All of the above standards require hazard and risk assessments to be
made before and/or during the design stage of a project. The safety
analysis of a plant can be performed using various methods.
For electrical, control and instrumentation systems there is the
risk graph method (Table 3).
Table 1
EC Directives
Low Voltage Directive
2006/95/EC
Machinery Directive
2006/42/EV
Explosion Protection Directive
94/9/EC
Pressure Equipment Directive
97/23/EC
German law
Low Voltage Ordinance (1st Ordinance
Implementing the Product Safety Act)
Machinery Ordinance (9th Ordinance
Implementing the Product Safety Act)
Explosion Protection Ordinance (11th Ordinance
Implementing the Product Safety Act)
Pressure Equipment Ordinance (14th Ordinance
Implementing the Product Safety Act)

18 E.ON Anlagenservice
Abb. 2
Sicherheitsintegritätslevel -
Ausfallgrenze für eine
Sicherheitsfunktion (Low
demand mode)
Sicherheitsintegritätslevel
(SIL)
4
3
2
1
Mittlere Wahrscheinlichkeit eines gefahrbringenden Ausfalls bei
Anforderung der Sicherheitsfunktion (PFD avg
)
≥ 10 -5 bis < 10 -4
≥ 10 -4 bis < 10 -3
≥ 10 -3 bis < 10 -2
≥ 10 -2 bis < 10 -1
Gefahrenpotentiale müssen erkannt und bewertet werden
Übereinstimmend wird in den vorgenannten Normen die Durchführung
von Gefahren- und Risikobeurteilungen vor bzw. während
der Entwurfsphase eines Projekts gefordert. Für die sicherheitstechnische
Bewertung einer Anlage können unterschiedliche
Methoden angewandt werden.
Für EMSR-Schutzeinrichtungen bietet sich die Methode Risikograph
(Abbildung 3) an. Bei diesem Verfahren werden die Gefahrenpotentiale,
die von Prozessanlagen, Anlagenteilen oder Maschinen
ausgehen, identifiziert, anhand der Parameter Schadensausmaß,
Gefahrenabwendung, Aufenthaltsdauer und Eintrittswahrscheinlichkeit
bewertet und einem Sicherheitsintegritätslevel
(SIL)1-4 zugeordnet.
Von Anlagen oder Anlagenteilen gehen unterschiedliche Risiken
aus. Die sicherheitstechnischen Anforderungen müssen immer
anlagen- bzw. projektspezifisch beurteilt werden.
Die Gegebenheiten am Standort, Betriebsweisen und der Umfang
einer Umbaumaßnahme verlangen nach einer differenzierten
Betrachtungsweise der Anlage.
Von der Theorie zur Praxis
Aktuell begleiten wir unsere Kunden in unterschiedlichen Projekten
und erarbeiten Konzepte für eine regelkonforme Ausführung nach
dem Stand der Technik. Hierbei treffen wir auf unterschiedliche
Anforderungen:
Betrieb von Dampfkesselanlagen ohne ständige Beaufsichtigung
Bei der elektro- und leittechnischen Modernisierung eines
Dampferzeugers mit Gasfeuerung besteht die zusätzliche
Anforderung, den Kessel auf eine BoB 72h-Betriebsweise umzustellen.
Bei dieser Betriebsart erfolgt für diesen Zeitraum (72h) keine
ständige Beaufsichtigung der Anlage vor Ort durch den Kesselwärter.
Um dennoch einen sicheren Betrieb der Anlage zu gewährleisten,
müssen zusätzliche Sicherheits- und Überwachungseinrichtungen
installiert werden. Dazu zählt beispielsweise die Erweiterung
der Anlage mit einem zweiten unabhängig arbeitenden Wasserstandsbegrenzer
(min) und jeweils einem unabhängig arbeitenden
Druck- und Sicherheitstemperaturbegrenzer. Des Weiteren muss
die Speisewasserqualität in Bezug auf die Leitfähigkeit und
Fremdstoffeinbruch selbsttätig überwacht werden.
Abb. 3 - Risikograph
Schadensausmaß
geringe reversible Verletzungen
schwere irreversible Verletzungen
einer oder mehrerer Personen
Tod einer Person
Tod einer bis max. 10 Personen
Tod von mehr als 10 Personen
Aufenthaltsdauer von Personen
≤ 10 % der Betriebszeit
> 10 % der Betriebszeit
Unvermeidbarkeitsparameter
(Schadensabwendung/Verwundbarkeit)
Wahrscheinlichkeit ≤ 10 %
Wahrscheinlichkeit > 10 %
Eintrittswahrscheinlichkeit
> 1/Jahr
≤ 1/Jahr
≤ 1/10 Jahren
≤ 1/100 Jahren
≤ 1/1.000 Jahren
≤ 1/10.000 Jahren

Journal 19
Table 2
Safety integrity level -
Failure threshold for a
safety function (low
demand mode)
Safety
integrity level
(SIL)
4
3
2
1
Average probability of a dangerous Failure on Demand (PFD avg
)
≥ 10 -5 to < 10 -4
≥ 10 -4 to < 10 -3
≥ 10 -3 to < 10 -2
≥ 10 -2 to < 10 -1
Table 3 - Risk graph
Extent of damage
Minor reversible injuries
Severe irreversible injuries of
one or several persons
Death of one person
Death of one to a maximum of 10 persons
Death of more than 10 persons
Period spent in hazardous area
≤ 10 % of the operating time
> 10 % of the operating time
Inevitability parameter
(Damage prevention/vulnerability)
Probability ≤ 10 %
Probability > 10 %
Probability of occurrence
> 1/year
≤ 1/year
≤ 1/10 years
≤ 1/100 years
≤ 1/1,000 years
≤ 1/10,000 years
This method allows the risk potential associated with process
plants, individual plant units or machinery to be identified using
parameters such as extent of damage, hazard prevention, period
spent in hazardous area and probability, and then be assigned to a
safety integrity level (SIL 1 to 4).
Plants and plant components pose different risks. Safety
requirements are always defined for a plant or project as a whole.
Conditions on site, operating modes and the extent of any
modifications necessitate a differentiated approach.
From theory to practice
We are currently supporting our clients in a range of different
projects, developing concepts for designs that comply with the state
of the art. This means having to deal with different requirements:
Operation of steam boiler systems without constant supervision
The specification for an control and instrumentation system
upgrade of a gas-fired steam generator also calls for the boiler to
be switched to 72 hours of operation without permanent supervision.
In this mode of operation the boiler is not permanently
supervised locally by the operator. To ensure that the plant still
operates safely during this 72-hour period, additional safety and
monitoring features need to be installed.
They include a second low water level limiter, one pressure and
one safety temperature limiter, all of which operate independently.
In addition, the feed water quality is monitored automatically for
conductivity and any foreign material.
All applicable codes and standards already have to be met during
the design stage and must be taken into account for the hazard and
risk assessment.
After we have completed an "as-is" review of the boiler system
and developed a concept, we conduct a hazard and risk assessment
together with the operator and the inspection authority TÜV.
As part of this assessment we define the safety requirements
(SIL 1-4) for the electrical equipment of each of the plant's protective
circuits.
On many projects the safety integrity level chosen for flame
detectors, which detect the presence or failure of a flame, is SIL 3.
For water level limiters, which prevent the water level from falling
too low, is at least SIL 2.
Next, we perform a series of calculations to verify the safety level
of each individual safety function.
In this context it is important to note that from the end of 2012 the
"Technical Rules for Steam Boilers" (TRD), which proved extremely
useful in the past, are no longer applicable. However, they can still be
used as a source of information.

20 E.ON Anlagenservice
Die hier anzuwendenden Vorschriftenwerke müssen bereits
in der Entwurfsphase beachtet werden und in die Gefahren- und
Risikobeurteilung mit einfließen.
Nach der Bestandsaufnahme der Kesselanlage und der Konzepterstellung
wird von uns eine Gefahren- und Risikobeurteilung in
Zusammenarbeit mit dem Betreiber und dem TÜV durchgeführt.
Hierbei werden die Sicherheitsanforderungsstufen (SIL 1-4) für
die elektrische Ausrüstung jedes einzelnen Schutzkreises der Anlage
festgelegt.
In vielen Projekten wird die Anforderungsstufe der Flammenwächter,
die das Erkennen bzw. Ausbleiben der Flamme detektieren,
mit SIL 3 und die Anforderungsstufe der Wasserstandsbegrenzer,
die einen Wassermangel verhindern, mit mindestens SIL 2 festgelegt.
Im Anschluss erfolgt durch uns die SIL-Nachweisberechnung für
jede einzelne Sicherheitsfunktion.
Als Besonderheit gilt es noch zu beachten, dass die in der Vergangenheit
bewährten „Technischen Regeln für Dampfkessel (TRD)“
ab Ende 2012 nicht mehr gültig sind - aber noch als Erkenntnisquelle
genutzt werden können.
Retrofitmaßnahmen am Turbinenregler und Turbinenschutz
In einem weiteren Projekt wird die bestehende Regel- und
Schutzeinrichtung an einer Turbine erneuert. Hierzu gehört auch der
Einbau eines neuen elektronischen Überdrehzahlschutzsystems.
Was gilt es zu beachten?
Bei einem Lastabwurf und gleichzeitigen Ausfall der Regelung,
muss das elektronischen Überdrehzahlschutzsystem zuverlässig
reagieren und den Drehzahlanstieg abfangen, insbesondere
für den Fall, dass keine zusätzliche mechanisch-/hydraulische
Schutzeinrichtung in Funktion ist. Aufgrund des großen Gefahrenpotentials,
möglicherweise Bersten des Rotors, Austritt von
Schaufelbruchstücken usw., wird hierbei in der Gefahren- und
Risikobeurteilung oftmals die Anforderungsstufe SIL 3 festgelegt.
Für die Realisierung dieses Schutzkreises müssen sicherheitstechnisch
hochwertige Komponenten eingesetzt und verbaut werden,
die aufgrund von internen Diagnose- und Prüfzyklen gefährliche
Fehler, die zum Ausfall bzw. zur Blockade der Schutzfunktion führen
könnten, rechtzeitig entdecken.
Außerdem sind hierbei die gesetzlichen Anforderungen zu beachten,
die in diesem Zusammenhang fordern: Jede Veränderung
an einer gebrauchten Maschine durch Leistungserhöhung, Funktionsänderung
oder Änderung der Sicherheitstechnik, ist nach dem
Produktsicherheitsgesetz systematisch hinsichtlich einer wesentlichen
Änderung zu untersuchen.
Zur Untersuchung der Fragestellung nach einer wesentlichen
Veränderung bzw. nicht wesentlichen Veränderung wird mit Hilfe
eines Entscheidungsdiagrammes die Bewertung durchgeführt und
dokumentiert.
Da es sich bei dem Austausch der Regel- und Schutzeinrichtung
an einer Turbine weder um eine Leistungserhöhung noch um eine
Funktionsänderung handelt, muss nur die Änderung der Sicherheitstechnik
weiterführend betrachtet werden.
Um ein konzeptionsbedingtes, schlechteres Sicherheitsverhalten
auszuschließen, müssen die Sicherheitsfunktionen gemäß der
ermittelten SIL-Anforderungsstufen aus der Gefahren- und Risikobeurteilung
ausgeführt und anhand einer Nachweisberechnung
überprüft und dokumentiert werden.
Weil Sicherheit kein Zufallsprodukt sein darf…
Die Einhaltung der gesetzlichen Vorschriftenwerke erfordert von
Anlagenbetreiber und Hersteller eine intensive Auseinandersetzung
mit dem Thema funktionale Anlagensicherheit. Der Stand der Technik
ändert sich fortlaufend. Normen und Regelwerke werden regelmäßig
(ca. alle 5 Jahre) aktualisiert.
E.ON Anlagenservice, als Dienstleister für Energieerzeugungsund
Prozessanlagen, besitzt ein umfangreiches Know-how bei der
Einhaltung und Umsetzung von sicherheitstechnischen Vorschriften
für die Realisierung von Modernisierungs-, Neubau- und Retrofitmaßnahmen.
Wir erbringen dabei u. a. folgende Leistungen:
• Gefahren- und Risikobeurteilungen
• Spezifikation der Sicherheitseinrichtungen
• SIL Nachweisberechnung und Prüfung der strukturellen Eignung.
Außerdem bieten wir Kundenseminare zum Thema SIL-Grundlagen
und Anwendung der funktionalen Sicherheit an.

Journal 21
Retrofit work on turbine control and protection system
In another project we are upgrading the control and protection
system on a turbine, which includes installing a new electronic
overspeed protection system.
What needs to be borne in mind?
In the event of load shedding and simultaneous failure of the control
system, the electronic overspeed protection must kick in to prevent
turbine speed runaway, especially if there is no other mechanical/
hydraulic protection system. Given the high hazard potential,
including a possible bursting of the rotor, flying blade debris causing
damage etc, the safety integrity level usually selected following the
hazard and risk assessment is SIL 3.
This means that the safety system has to consist of high-quality
safety components with internal diagnosis and test cycles to be able
to detect sufficiently early any dangerous defects that can lead to the
failure of the protective function.
Moreover, there are statutory requirements to be observed.
They state that any modification to a machine in use, including an
increase in performance, a functional change or any modification of
the safety system has to be checked systematically in accordance
with the Product Safety Act to establish if it constitutes a material
modification.
The question whether or not the modification made is material is
decided using a decision diagram, which is documented.
Since the replacement of any turbine control and protection
system components involves neither an increase in performance
output nor a functional change, the subsequent check can be limited
to the safety components themselves.
In order to prevent a concept-related adverse affects on
safety performance, all safety functions have to be implemented
in accordance with the SILs determined in the hazard and risk
assessment, with appropriate verifications made for cross-checking
and documentation purposes.
Because safety shouldn't be left to chance…
Compliance with statutory regulations requires plant operators and
manufacturers to take a close look at functional plant safety. The state
of the art changes constantly and technical codes and standards are
revised regularly (roughly every five years).
As a service provider for power and process plants, E.ON
Anlagenservice can draw on extensive expertise in conforming to
and applying safety rules and regulations for new build projects,
upgrades and retrofits.
Services provided include
• hazard and risk assessments,
• safety system specifications,
• SIL calculations and examination of the structural suitability.
In addition, we offer seminars for clients on SIL basics and functional
safety.

22 E.ON Anlagenservice
Gemeinschaftskraftwerk Kiel
Revision der MD-/ND-Teilturbine
Ein verfahrenstechnisches Ereignis im Gemeinschaftskraftwerk Kiel führte zu
einer Turbinenschutzabschaltung und letztendlich nach Turbinenauslauf zu einem
Wellenstillstand. Nach der Wiederanfahrt wurden erhöhte Schwingungswerte
der ND-Teilturbinen 1 und 2 des Turbosatzes festgestellt.
Der EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik erhielt den Auftrag, eine kurzfristige
Reparatur der beschädigten MD-/ND-Teilturbinen T 4128 vorzunehmen und führte
ebenfalls eine geplante Revision der Turbinenventile und Armaturen durch.
Als größtes Steinkohlekraftwerk in Schleswig-Holstein versorgt das
Gemeinschaftskraftwerk Kiel (GKK) mit einer Bruttoleistung von
354 MW el
rd. 400.000 Menschen und eine Vielzahl von Betrieben in
Industrie und Handwerk mit elektrischer Energie und Fernwärme.
Die erste Phase der Reparatur begann mit der Befundaufnahme
an der MD-/ND-Teilturbine und den zugehörigen Komponenten.
Ermittelte Auffälligkeiten bzw. Schäden wurden dokumentiert und
im weiteren Revisionsverlauf behoben.
MD-Turbine
An der MD-Turbine stellten wir u. a. um eine Undichtigkeit der
Stopfbuchse TS (Bild 1) fest sowie eine Rissbildung im unteren
Bereich der Stopfbuchsleitung.
Innengehäuse, Läufer und Leitschaufelträger zeigten weiße
Beläge, die als Chlorid (SR 15-21) und Hydrogencarbonat (NaOH
Natronlauge/SR 11-21) analysiert wurden (Bild 2). Die Beläge konnten
durch Strahlen von Läufer und Innengehäuse entfernt werden.
ND-Turbinen-Außengehäuse
Die Kompensatoren an beiden ND-Turbinen wurden einer
umfangreichen Kontrolle unterzogen und die erforderlichen
Reparaturarbeiten anschließend durchgeführt.
Ein Kompensator in der inneren Überströmleitung (MD-ND1
links) musste ausgewechselt werden. In den Teilfugen beider
Außengehäuse-Unterteile wurde eine neue O-Ring-Dichtnut
maschinell eingebracht.
Technische Beschreibung
Dampfturbinenanlage
Typ
Siemens, HMNN-Baureihe
1 x HD-Teilturbine, einflutig
1 x MD-Teilturbine, doppelflutig
2 x ND-Teilturbine, doppelflutig
Fabrik-Nr. Turbosatz T 4128
Bauart
axiale Kondensationsturbine
ZÜ
1-fach
Anzapfungen 8
Wellenstränge 1
Gehäuse 4
Abdampffluten 4
Nennleistung
355 MW
Drehzahl
3000/min
Fernwärme max. Leistung 295 MW th
Heizwasser 130 °C
Versorgungsgebiet > 60.000 Haushalte
Generator
Typ
Synchrongenerator
Leistung
400 MVA
Spannung
21 kV
Frequenz
50 Hz
Jahr der ersten IBS 1970
ND-Turbinenwellen
Ein maßgeblicher Schaden zeigte sich an der Beschaufelung beider
ND-Turbinenrotoren. Die jeweils letzten Schaufelreihen wiesen an
den Schaufelspitzen starke Erosionen auf. Außerdem ergab eine Zf-
Prüfung unzulässige Anzeigen an den freistehenden Schaufeln (Bild
3, 4).
Als erste Lösung für dieses Problem bot sich ein kompletter
Austausch der Schaufelreihen an. Die Beschaffung neuer Schaufeln
hätte jedoch zu einem enormen Zeit- und Kostenaufwand geführt.
Durch die einzelnen Arbeitsgänge, beginnend mit der Maßaufnahme
an jeder Schaufel, einer langwierigen Neuanfertigung, De- und
Remontagen und insbesondere den Ausfall der Anlage, wären
zusätzliche Kosten in Millionenhöhe entstanden.
So standen wir vor der Herausforderung, ein Konzept zu
entwickeln, das einerseits eine wirkungsvolle Reparaturmaßnahme
beinhaltete, sich andererseits aber auch in einem tragbaren
Kostenrahmen bewegte.
Bild / Fig. 1

Journal 23
Joint venture power plant in Kiel
IP/LP turbine section overhaul
A process incident at a jointly operated power plant in Kiel had
caused a turbine to trip with the shaft idling down to zero RPM.
After restart the operator noticed excessive vibration on LP turbine
sections 1 and 2 of the turbine generator set.
The EAS Rotating Technology Division was awarded the contract
to repair the T 4128 IP/LP turbine sections and then carry out
a scheduled overhaul of the turbine valves and fittings.
GKK, the joint venture power plant in Kiel, which has a gross output of
354 MW el
, is the largest coal-fired power plant in Schleswig-Holstein,
supplying electricity and district heat to some 400,000 household
consumers and a large number of industrial and commercial
customers.
Technical details
Steam turbine plant
Type
Siemens, HMNN series
1 HP turbine section, single-flow
1 IP turbine section, double-flow
2 LP turbine section, double-flow
Serial no. Turbo set T 4128
Design
axial condensing turbine
Reheater
single-type
Extraction points 8
Shaft trains 1
Casings 4
Exhaust steam flows 4
Rated output
355 MW
Speed
3000 rpm
Max. district heat output 295 MW th
Heating water 130 °C
Service area
> 60,000 homes
Generator
Type
synchronous generator
Output
400 MVA
Voltage
21 kV
Frequency
50 Hz
First commissioned in 1970
Joint venture power plant in Kiel/turbine overhaul
Gemeinschaftskraftwerk Kiel/Turbinenrevision
Source/Quelle: Carl Groll
Exterior casing of LP turbine
The expansion joints on the two LP turbines underwent extensive
checks and were subsequently repaired as necessary.
One expansion joint in the interior overflow line (IP-LP1, left) had
to be replaced. A new O-ring groove was cut into the split joints of the
two bottom parts of the exterior casing.
The first phase of the repair started with a review of the "asis
condition" of the IP/LP turbine sections and the associated
components. All damage and unusual conditions were documented
and put right during the subsequent the overhaul.
IP turbine
On the IP turbine we found a number of defects including a leak
on the TS stuffing box (Fig. 1) and a crack in the bottom part of the
stuffing box line.
The interior casing, the rotor and the guide vane carrier showed
white deposits which proved to be chloride (SR 15-21) and hydrogen
carbonate (NaOH caustic/SR 11-21). The deposits on the rotor and the
interior casing were removed by blasting (Fig. 2).
Fig. / Bild 2

24 E.ON Anlagenservice
Bild / Fig. 3
Um den Schaden an den Schaufeln möglichst effizient zu beheben,
entwickelten wir zwei Varianten:
Bei den Arbeiten vor Ort stellten wir jedoch fest, dass die
Schaufelreihe 9 TS des ND-Turbinenrotors 1 extrem tiefe Risse
auswies. Ein Kürzen der Schaufeln hätte hier zur Beseitigung der
Schäden nicht ausgereicht.
Durch die enge und konstruktive Zusammenarbeit mit den
Projektverantwortlichen im Gemeinschaftskraftwerk Kiel, E.ON
Kraftwerke in Hannover und dem Kraftwerk Farge, fand sich eine
Lösung: Im Kraftwerk Farge war vor einiger Zeit eine baugleiche
Turbine durch eine leistungsstärkere ersetzt worden. Dort erklärte
man sich sofort zur Unterstützung bereit und stellte den alten
Turbinenrotor zur Verfügung.
Die entsprechenden Schaufeln wurden ausgebaut, in der EAS-
Werkstatt in Gelsenkirchen überprüft und anschließend zu General
Turbo nach Rumänien transportiert. Damit standen die erforderlichen
Ersatzschaufeln für den Austausch zur Verfügung.
Nach Abschluss der Reparaturarbeiten, hochtourigem Wuchten
beider Rotoren und anschließenden Kontrollen (Bild 5, 6), erfolgte
der Rücktransport nach Kiel sowie die Remontage und Inbetriebnahme
der Anlage.
1. Einheitliches Kürzen der Schaufeln
Vorteil: relativ niedriger Arbeitsaufwand und daher
schnelle Abwicklung
Nachteile: rechnerisch ermittelter Leistungsverlust von
ca. 30 MW sowie starke Einschränkung der
Wirtschaftlichkeit
2. Individuelles Kürzen der Schaufeln
Vorteil: minimierte Leistungsverluste
Nachteil: erhöhter Zeit- und Arbeitsaufwand
Unser Kunde entschied sich für die zweite Variante, die wir
gemeinsam auf Basis der geänderten Rahmenbedingungen mit den
Optimierungsfaktoren Zeit, Arbeitsaufwand und Leistungsverlust
erarbeitet haben. Diese Vorgehensweise beinhaltete die
individuelle Betrachtung und Bearbeitung jeder einzelnen Schaufel
im eingebauten Zustand inkl. zerstörungsfreier Prüfung und
abschließender Frequenzanalyse.
Diese Maßnahmen setzten wir in der Turbinenwerkstatt unseres
Kooperationspartners General Turbo in Bukarest um. Damit war
zunächst einmal die Organisation der Schwertransporte beider
ND-Turbinenrotoren mit einem Gewicht von jeweils rd. 52 t nach
Rumänien verbunden.
Bild / Fig. 5
Der zusätzliche Zeit- und Arbeitsaufwand hat sich gelohnt. Seit
der Inbetriebnahme beliefert das Gemeinschaftskraftwerk Kiel seine
Privat- und Industriekunden wieder zuverlässig mit elektrischer
Energie und Fernwärme.
Eine Revision dieser Größenordnung wird normalerweise über zwei Jahre im Voraus geplant.
In diesem Fall musste schadensbedingt sehr kurzfristig gehandelt werden, sodass für die
Planung weniger als drei Monaten zur Verfügung standen.
Befunde im Revisionsverlauf und damit verbundene erhebliche Zusatzarbeiten führten dazu,
dass der ursprünglich veranschlagte Zeitrahmen deutlich erweitert werden musste.
Die EAS-Maschinentechnik hat sich hier als idealer Partner erwiesen. Umgehende Reaktion
auf alle Befunde, Flexibilität, fachliches Know-how und die sehr gute Zusammenarbeit haben
dazu geführt, dass auch für schwierige Schäden Lösungen gefunden und perfekt umgesetzt
wurden.
Peter Block
Anlagen- und Revisionsplanung
Gemeinschaftskraftwerk Kiel

Journal 25
LP turbine shafts
The blades on both LP turbine rotors were severely damaged.
The tips of the last two rows of blades on each turbine had
suffered badly from erosion. Moreover, non-destructive tests
showed inadmissible readings on the free-standing blades
(Fig. 3, 4).
The obvious solution would have been to replace all of the
blades in the first two rows. However, getting hold of new blades
would have involved a lot of time and money. The individual steps
of the work process, i.e. taking measurements on each blade,
manufacturing the new blades, stripping and re-assembling the
rotor and especially engine downtime would have meant millions in
additional costs.
So the challenge was to come up with a concept that would ensure
effective blade repair while keeping costs at a reasonable level.
To make the repair process as efficient as possible, we developed
two process variants:
(1) Cutting back all blades
Advantage: relatively little effort and therefore faster process
Disadvantage: approx. 30 MW of calculated performance loss and
severely reduced economic viability
(2) Cutting back individual blades as required
Advantage: minimum performance losses
Disadvantage: more time and effort required
Our client opted for the second variant, which we developed
together on the basis of the modified conditions using the
optimisation factors time, effort, and performance loss. This
approach involved examining and machining each individual blade
in situ, complete with non-destructive testing and final frequency
checks.
The work was done at the turbine workshop of our partner
company General Turbo in Bucharest. This meant having to organise
shipment of the two 52-ton LP turbine rotors to Romania.
Fig. / Bild 4
At the workshop, we realised that blade row 9 TS of the LP turbine
rotor 1 had very deep cracks. Shortening the blades would not have
solved the problem.
Close and constructive cooperation with the people managing
the project at the site in Kiel, with E.ON Kraftwerke in Hanover and
with the Farge power plant provided the solution: shortly before
this project, a turbine of the same type had been replaced by a
more powerful model at the Farge power plant. The colleagues at
Farge were very forthcoming and made their old turbine generator
available right away.
The blades needed were removed, checked at the EAS workshop
in Gelsenkirchen and shipped to General Turbo in Romania as
replacement blades.
After the repair work had been completed and both rotors had
undergone high-speed balancing and subsequent checks (Fig. 5, 6),
they were shipped back to Kiel for reassembly, and the power plant
was restarted.
The additional time and effort was worthwhile. Since the restart,
the Kiel power plant has been reliably supplying electricity and
district heat to its household and industrial customers.
These kinds of overhauls are usually planned two years ahead.
In this case, because of the damage found, we had to react
quickly, so there were than three months for preparations.
In view of the results of our inspections during the course of
the overhaul and the additional work required, the original
timeline for the project had to be extended quite considerably.
The EAS Rotating Technology Division proved to be the ideal
partner for this project. Their prompt response to the outcome
of the inspection, their flexibility, depth of expertise and
excellent cooperation allowed solutions to be developed and
put into practice for even the most problematic defects.
Peter Block
Plant and Overhaul Planning
Kiel power plant
Fig. / Bild 6

26 E.ON Anlagenservice
UE Ultra-Trak 750
Ultraschallmessung
Der Fachbereich Konstruktion und Technik erweitert kontinuierlich
sein Programm zur Früherkennung von Schäden und wendet dazu
auch die Ultraschallmessung mit dem UE Ultra-Trak 750 an.
Der Ultraschall-Sensor UE Ultra-Trak 750 wurde für die
kontinuierliche Überwachung von Veränderungen in
Ultraschallamplituden entwickelt. Insgesamt bietet er
einen dynamischen Bereich von etwa 60 dB und ist für den
Körperschall-Ultraschallbereich ausgelegt. Ausgestattet ist
er mit einem (0 bis 30mA) DC Current Source Output.
Ultraschallsignale entstehen praktisch bei jeder Art
von Reibung. Ein Ultraschallsignal kann schon durch
einen Finger erzeugt werden, der über den Sensor streift.
Ebenso entstehen auch Signale im hörbaren Bereich, doch
der Sensor selektiert die kleinen Ultraschallsignale und
verstärkt diese (im Gegensatz zu den niedrigen hörbaren
Frequenzen).
Die Erfassung von Ultraschallsignalen, z. B. an
Lagern, ermöglicht eine frühzeitige Trendanalyse sich
anbahnender Schäden sogar eher, als dies mit Beschleunigungsaufnehmern
der Fall ist.
Veränderungen werden bereits zu einem Zeitpunkt
wahrgenommen, der ausreichend Gelegenheit für eine
geplante Wartung bietet. Zu Beginn einer Änderung ist
die Amplitude bereits ca. 12- bis 50-mal höher als der
Referenzwert.
Nicht nur der frühe Ausfall eines Lagers kann hiermit
überwacht und erfasst werden, sondern es können auch
Signale, wie z. B. eine mangelnde Schmierung erfasst und
frühzeitige Gegenmaßnahmen durchgeführt werden.
Die Auswertung bzw. Überwachung wird über die VCam
5000 realisiert und dabei die Veränderung in einem hohen
Frequenzbereich während des Betriebes aufgenommen
und ausgewertet.
UE Ultra-Trak 750
Ultrasonic measurement
The Mechanical Engineering Department is constantly expanding
its scope of services to ensure that any damage is detected early.
One of the methods employed is ultrasonic measurement involving
the use of the ultrasonic sensor UE Ultra-Trak 750.
The ultrasonic sensor UE Ultra-Trak 750 was developed
for continuous monitoring of changes in ultrasound
amplitudes. It has an overall dynamic range of about 60 dB
and is designed for the structure-borne sound range. The
sensor comes with a (0 to 30mA) DC current source output.
Ultrasound signals are produced by all forms of friction.
An ultrasonic signal can already be generated by a finger
touching the sensor. Signals in the audible range are
also produced this way, but the sensor selects the low
ultrasonic signals which it amplifies (unlike the low audible
frequencies).
Recording ultrasonic signals (e.g. on bearings) enables
early damage trend analysis, even earlier than is possible
with acceleration pickups. Changes can thus be detected
sufficiently early leaving ample opportunity for scheduled
maintenance.
At the beginning of a change the amplitude is already
about 12 to 50 times higher than the reference value.
The technology may not only be used to monitor and
record early bearing failure but also allows other
signals such as inadequate lubrication to be picked up so
that appropriate countermeasures can be taken sufficiently
early.
The signals are evaluated and monitored using VCam
5000 diagnostic monitoring system which detects highfrequency
changes for subsequent analysis.

Journal 27
News and project highligts
2002 Ausgabe/Issue 1
2003 Ausgabe/Issue 2
2004 Ausgabe/Issue 3
2005 Ausgabe/Issue 4
2005 Ausgabe/Issue 5
2006 Ausgabe/Issue 6
2006 Ausgabe/Issue 7
2007 Ausgabe/Issue 8
2007 Ausgabe/Issue 9
2008 Ausgabe/Issue 10
2009 Ausgabe/Issue 11
2009 Ausgabe/Issue 12
2009 Ausgabe/Issue 13
2010 Ausgabe/Issue 14
2010 Ausgabe/Issue 15
2011 Ausgabe/Issue 16
2011 Ausgabe/Issue 17
2012 Ausgabe/Issue 18
2012 Ausgabe/Issue 19
2013 Ausgabe/Issue 20
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28 E.ON Anlagenservice
Analyse und Beurteilung
Kontaktlose Torsionsmessung
Torsionsschwingungen entstehen durch das Ungleichgewicht von An- und
Abdrehmoment. Kontinuierlich auftretende, nicht rechtzeitig erkannte
Torsionsschwingungen können zu erheblichen Schäden und hohen Kosten führen.
Der Fachbereich Konstruktion und Technik setzt unterschiedliche
Methoden zur Analyse und Beurteilung von Turbosatzschwingungen
ein, unter anderem die kontaktlose Torsionsmessung mit dem
Drehmomentsensor 2000, die hauptsächlich der Messung von
Torsionsschwingungen an Turbomaschinenwellen dient.
Entwickelt wurde der Drehmomentsensor 2000 ursprünglich
durch das Fraunhofer Institut (ITWM). Die dazugehörige Software
wird laufend optimiert und mit Partnern, zu denen auch die EAS
gehört, erprobt.
Es handelt es sich dabei um einen Messwertaufnehmer mit
integrierter Elektronik zur Erfassung der mechanischen Torsion
einer Maschinenwelle. Er arbeitet berührungslos nach dem
magnetostriktiven Effekt in ferromagnetischen Materialien.
Der Sensor erfasst hierbei die Differenz der mechanischen Zugund
Druckspannungen in der Wellenoberfläche (ähnlich einem
System aus Dehnungsmessstreifen) und liefert ein dem momentanen
Drehmoment entsprechendes 4 bis 20 mA Ausgangssignal.
Der große Vorteil des Messverfahrens besteht darin, dass
der Wellenstrang nicht aufgetrennt werden muss, da die
Umfangsgeschwindigkeit keinen Einfluss auf das Messverfahren hat
(wie dies bei Dehnungsmessstreifen der Fall ist) und extrem hohe
Drehmomente erfasst werden können.
Da die magnetischen Eigenschaften von ferromagnetischen
Werkstoffen stark unterschiedlich sind, ist es notwendig, die
Messempfindlichkeit (mA/N/mm 2 ) am Messobjekt zu ermitteln.
Hierzu müssen mindestens zwei Referenzpunkte im Arbeitsbereich
der Maschine bekannt sein (z. B. durch Vergleichsmessung der
Generatorleistung, der Stromaufnahme eines Motors oder der
Druckdifferenz eines Verdichters).
Der Drehmomentsensor 2000 verfügt über drei Einstellmomente
an seiner Rückseite, welche mittels Schraubendreher betätigt
werden: Eine jeweils 6-stufige Einstellung der Empfindlichkeit
(Verstärkung) und der oberen Grenzfrequenz (TP-Filter) sowie ein
Potentiometer zur Einstellung des 0-Punktes (Offset-Einstellung/
Sensor-Einstellungen auf der Rückseite - Bild 2).
Über die Programme TorStor und TorAn, welche der
Messwerterfassung dienen, ist nun eine Online Messung möglich.
Über TorVis erfolgt die Visualisierung der Messdaten (Bild 3 – TorStor,
TorAn und TorVis).
Durch frühzeitig diagnostizierte Unregelmäßigkeiten können
entsprechende Maßnahmen erfolgen, bevor ein gravierender
Schaden entsteht.
Bearing bush
Buchse
Zero
Nullpunkt
Cable
Kabel
Gain
Verstärkung
Filter
Zero
Nullpunkt
Bild / Fig. 1

Journal 29
Analysis and assessment
Non contact torsion measurement
Torsional vibration is caused by twisting/untwisting of the engine shaft.
If not detected in time, it can cause severe damage and lead to very high costs.
Torque Sensor 2000
The Mechanical Engineering Department employs different methods
to analyse and assess turbo generator vibration, including noncontact
torsion measurement with the "Torque Sensor 2000". This
technology is mainly used for assessing turbine vibration on turbo
engine shafts.
The Torque Sensor 2000 was originally developed by Fraunhofer
Institute (ITWM). Its software is continually optimised and trialled
with various partners including EAS.
The Torque Sensor 2000 is a pickup with integrated electronics
to record mechanical torsion of engine shafts. It operates according
to the magnetostrictive principle based on the effect found in
ferromagnetic materials.
The sensor records the difference between the mechanical tensile
and compressive stresses in the shaft surface (similar to a strain
gauge system), providing a 4 to 20 mA output signal which indicates
the instantaneous torque.
The main advantage of this method is that the shaft string does
not have to be broken up because the circumferential speed does
not have any influence on the measuring method (as is the case with
strain gauges) and it allows very high torques to be recorded.
Since the magnetic properties of ferromagnetic materials can
vary quite substantially, it is necessary to determine the measuring
sensitivity (mA/N/mm 2 ) on the test object. This means that at least
two reference points in the engine's working range have to be
defined (e.g. by comparative measurements of the generator output,
the engine's power consumption or the pressure difference across a
compressor).
The Torque Sensor 2000 has three different torque settings on
the back which can be changed using a screwdriver: a six-stage
adjustment of the sensitivity (gain) and the upper limiting frequency
(low pass filter) as well as a potentiometer to set the zero point
(offset adjustment/sensor settings on the back – Fig. 1).
The TorStor and TorAn programs, which are used for data
recording, only allow on-line measurements. TorVis is used to visualise
the recorded data (Fig. 2 – TorStor, TorAn und TorVis).
Early diagnosis of any irregularities can help to define appropriate
countermeasures before there is any major damage.
Fig. / Bild 2

30 E.ON Anlagenservice
Kernkraftwerke
Brennschneidversuch
für extreme Anforderungen im Rückbau
In den kommenden Jahren steht der Rückbau zahlreicher Kernkraftwerke an.
Bereits 2011 wurden in Deutschland acht Anlagen abgeschaltet. Neun weitere
Stilllegungen folgen ab 2015. Die hohe Anzahl der anstehenden Projekte in
verschiedenartigen Anlagen führt zu steigenden Ansprüchen an
die Rückbauexperten.
Seitens des E.ON Innovation Centers (Technology & Innovation)
wurde ein Forschungsprojekt in die Wege geleitet, bei dem das
Durchtrennen dickwandiger Materialien (630 mm Grundwerkstoff
+ 7 mm Plattierung) der kommenden Druckwasserreaktoren durch
E.ON Anlagenservice untersucht werden sollte.
Der Fachbereich Nukleartechnik (STN) im EAS-Geschäftsbereich
Systemtechnik ist unter anderem auf thermische und mechanische
Trennverfahren in kerntechnischen Anlagen spezialisiert. STN hat
in den vergangenen Jahren bereits eine Vielzahl von Rückbauprojekten,
bis hin zur Zerlegung des Herzstückes eines Kernkraftwerkes,
dem Reaktor, abgewickelt.
Für die Durchführung des Brennschneidversuches wurde am
Standort Gelsenkirchen, Technikum, ein entsprechender Versuchsaufbau
errichtet.
Bild 1 zeigt den Versuchsaufbau mit gezündeter Heizflamme
am Schneidbrenner, vertikalem Schneidbrennerantrieb, Probestück
mit Haltervorrichtung, Absaugschläuchen und der Einhausung zum
Brandschutz.
Die Schneidbrennerausrichtung erfolgte, wie in den Abbildungen
dargestellt, horizontal und die Schnittrichtung wahlweise vertikal
aufwärts bzw. abwärts. (Bild 2 - Trennfuge).
An insgesamt 15 Probestücken wurde der Schneidprozess an
verschiedenen Werkstoffen und Geometrien fortlaufend optimiert.
Beginnend mit Probestücken aus unlegiertem Baustahl, kamen im
weiteren Verlauf Probestücke aus dem Reaktorwerkstoff 22NiMoCr37
bzw. 20MnMoNi55 inkl. aufgebrachter vollaustenitischer Plattierung
zum Einsatz.
Es wurde erfolgreich der Nachweis erbracht, dass dickwandige
Materialien aus Reaktorwerkstoff bis zu 630 mm + Plattierung, teils
größer 10 mm, im autogenen Trennverfahren (Propan/Sauerstoff),
unter der Berücksichtigung von Einflussfaktoren wie Geometrie und
Plattierung, problemlos durchtrennt werden können.
Die daraus gewonnenen Erkenntnisse über Schneidparameter,
Rauchentwicklung, Leistung der Absauganlage, Schlackebildung
(Bild 3 - optimierter Schlackestrahl), Schneid- und Brenngasverbrauch
etc. wurden protokolliert und bilden für die bevorstehenden
Rückbauprojekte eine sehr gute Planungsbasis.
Bild / Fig. 1

Journal 31
Nuclear power plants
Flame cutting tests to meet stringent
nuclear decommissioning requirements
A number of nuclear power plants in Germany will have to be
decommissioned over the coming years. Eight sites were already
shut down in 2011. Another nine plants are up for decommissioning
from 2015 onwards. The large number of projects in different plants
is placing growing demands on nuclear decommissioning experts.
The E.ON Innovation Center (Technology & Innovation) has launched
a research project into thermal cutting by E.ON Anlagenservice of
thick-walled materials (630 mm of carrier material + 7 mm of plating)
as used in the pressurised water reactors to be dismantled over the
coming years.
The Nuclear Technology Department (STN) of the EAS Systems
Technology Division specialises, among other things, in thermal and
mechanical cutting of nuclear system components. Over the past
few years, STN has managed a number of decommissioning projects,
which also included dismantling the heart of a nuclear power plant,
the reactor.
The flame cutting tests were carried out on a test stand set up at
the EAS test facility in Gelsenkirchen.
Fig. 1 shows the test configuration with the ignited flame on the
cutting torch, the vertical torch drive, the test specimen held by the
clamps, the fume extraction system and the fire protection enclosure.
As shown in the photographs, the cutting torch was aligned
horizontally for vertical upward and downward travel (vertical
parting line in Fig. 2).
Fig. / Bild 3
Fig. / Bild 2
Using a total of 15 specimens, the cutting process was continually
optimised for different materials and geometries. The tests started
with unalloyed steel, followed by specimens made of the reactor
materials 22NiMoCr37 and 20MnMoNi55 with fully austenitic plating.
The tests showed that objects made from reactor materials with
a thickness of up to 630 mm + 10 mm or more of plating can be cut
without any problems using an oxy propane cutting torch with due
consideration for influential factors such as geometry and plating.
The information collected about cutting parameters, fume
development, extraction system performance, slag formation (Fig.
3 – optimised slag jet), cutting and fuel gas consumption etc. was
recorded and provides a very good basis for planning the upcoming
decommissioning projects.

32 E.ON Anlagenservice
Kernkraftwerk Obrigheim
Nach 30 Jahren zurück ans Tageslicht
Das hört sich an wie ein Krimi und spannend war es auch bis zum Ende.
Es ging um das Ausheben der beiden 20 m langen und knapp 200 t schweren
Dampferzeuger aus den Containmentzellen im Kernkraftwerk Obrigheim,
das nachfolgende Kippen der Großkomponenten in die horizontale
Transportlage sowie das Ausschleusen aus dem Containment.
Die Aufgabenstellung bei diesem Rückbau klang zunächst einfach,
doch zur Durchführung fehlte, wie es auch bei künftigen Projekten
dieser Art der Fall sein wird, die nötige Infrastruktur, z. B. ein
Gebäudekran mit entsprechender Hubkraft und Hakenhöhe sowie
die erforderliche Länge der Materialschleuse mit ausreichend großen
Schleusentoren.
Diese Defizite sind jedoch keine bautechnischen Fehler. Sie
spiegeln lediglich den Wissensstand und die Betriebserfordernisse
zur Zeit der Bauphase vor rd. 40 Jahren wider, denn Rückbau war
seinerzeit noch kein Thema.
Im Jahre 2007 erhielt das Konsortium Babcock Noell und E.ON
Anlagenservice den Auftrag über die Demontage der beiden
Dampferzeuger, des Druckhalters, der beiden Hauptkühlmittelpumpen
und der Primärrohrleitungen (insgesamt ca. 600 t
Demontagemasse) sowie die Errichtung einer neuen großen
Materialschleuse mit Schleusenwagen.
Der EAS-Anteil umfasste hierbei, neben der Projekt- und
Bauleitung, im Wesentlichen die Planung und Herstellung aller
Hebe- und Anschlagmittel sowie die Demontage der Dampferzeuger,
Hauptkühlmittelpumpen und Primärrohrleitungen.
Aufgrund der umfangreichen Kraftwerkskenntnisse und
der Erfahrungen aus diversen Schwermontageaufträgen, nicht
zuletzt auch aus der von uns ausgeführten Demontage der vier
Dampferzeuger im KKW Stade, konnten die Planungsarbeiten zügig
gestartet werden.
Das Unterlagenpaket beinhaltete die im Nukleargeschäft üblichen
Genehmigungs-, Sicherheits- und Konzeptberichte sowie - für uns
erstmalig - die Papiere für die Umweltverträglichkeitsprüfung. Last
but not least wurden die Arbeitsablauf- und die Arbeitssicherheits-
Unterlagen erstellt.
Nach dreijähriger Wartezeit auf die behördliche Stilllegungsund
Abbaugenehmigung konnte unsere Baustelle im November
2011 endlich eingerichtet werden. In der Zwischenzeit war die neue
Materialschleuse bereits errichtet und eingeweiht worden.
Kernstück der von uns gelieferten Demontagegeräte war eine
hydraulische Litzenheberanlage mit einer Hubkraft von 280 t,
redundanten Sicherheits-Hubzylindern und einem integrierten
Kipphub.
Für diese Litzenheberanlage wurde eigens eine hydraulische
Montage-Hubplattform entwickelt, mit der die Anlage auf die
Brückenträger des Containmentkrans gehoben werden konnte.
Der seitliche Fahrbetrieb der Anlage auf den Brückenträgern
(nach links und nach rechts) erfolgte mit horizontal gespannten
Litzenhebern, sodass im Hebe-, Kipp-, und Fahrvorgang jeweils acht
unterschiedliche Litzenheber etwa zeitgleich arbeiteten (Bild 1 -
Aufbau Hubeinrichtung).
Der Baustellenbetrieb lief dann wie am „Schnürchen“. Nach
wenigen Wochen Vorbereitung waren beide Dampferzeuger in
ihren Zellen von allen Kleinleitungen, Bühnen und Betonriegeln
freigelegt.
Bild / Fig. 1

Journal 33
Obrigheim power plant
Brought back to daylight after 30 years
It sounds like a thriller – and exciting it was from start to finish.
The project at the Obrigheim power plant called for the removal of
the two 20 m steam generators weighing almost 200 tonnes from the
containment cells, which meant bringing these large components
into a horizontal position for retrieval.
Initially, the job sounded pretty straightforward but what was lacking
(and this will be the same for all future projects of this type) was the
necessary infrastructure, including a hall crane with the right lifting
capacity and hook height as well as a material lock of the required
length with sufficiently sized doors.
These shortcomings are no civil engineering 'mistakes'. They
simply reflect the state of knowledge and operating requirements at
the time of construction some 40 years ago when decommissioning
was not an issue.
In 2007, a consortium comprising Babcock Noell and E.ON
Anlagenservice received the contract to dismantle the two steam
generators, the pressurizer, the two main coolant pumps and the
primary piping system (in total some 600 tonnes of material) and
build a new larger material lock with a transfer carriage.
Apart from project and construction management, the EAS scope
of work included the design and fabrication of all lifting and slinging
equipment and the dismantling of the steam generators, the main
coolant pumps and the primary piping.
Thanks to extensive power plant expertise and experience gained
on a number of heavy equipment contracts including the removal of
the four steam generators at the Stade nuclear power plant, project
planning started relatively quickly.
The project documentation included the usual permit, safety
and conceptual reports which are standard for nuclear projects
and, a first for EAS, the documents for the environmental impact
assessment. Last but not least, work procedures and health & safety
documentation had to be prepared.
After three years of waiting for the official decommissioning
and dismantling permits from the authorities, preparations on site
started in November 2011. By then, the new material lock had been
built and inaugurated.
The centrepiece of the dismantling equipment delivered by EAS
was a hydraulic strand jacking system with a lifting force of 280
tonnes, redundant safety lifting cylinders and an integrated tilting/
lifting mechanism.
For this strand jacking system, EAS designed and built a
platform to lift the system onto the bridge girders of the containment
crane.
Side travel of the system on the girders (from left to right and
back) was achieved using horizontal strand jacks, so a total of eight
different simultaneously operating strand jacks were required for the
lifting, tilting and transfer movements (Fig. 1 - Configuration of lifting
equipment).
Fig. / Bild 2

34 E.ON Anlagenservice
Bild / Fig. 3
Im Januar 2012 wurden die Litzenheberanlage und die
Anschlagbandagen am Dampferzeuger montiert.
Am 14. Februar 2012 war der erste Dampferzeuger „zugbereit“ und
am 7. März 2012 folgte der zweite Dampferzeuger.
Erschwerend wirkte sich die Anordnung der Krananlage in
Obrigheim aus, da hier im Containment ein Portalkran installiert
war, anstelle des in allen übrigen deutschen Druckwasseranlagen
üblichen Rundlaufkrans. So musste, nach dem Ausheben des ersten
Dampferzeugers, die Litzenheberanlage zunächst wieder demontiert
werden, damit die Krankatze auf der Kranbrücke zur anderen
Brückenseite in Parkposition gefahren werden konnte. Dann folgte
ein erneuter Aufbau der Litzenheberanlage. Ein Rundlaufkran hätte
sich für den Wechsel der Anschlagposition - ohne Umbau - lediglich
im Kreis gedreht (Bild 2 - Dampferzeuger in Kippstellung).
Die Wochen der Höhenmontage waren durch hohes Unfallrisiko
geprägt, sodass hier bereits im Vorfeld, vor allem aber auch während
der Schichtarbeit, jegliche Sicherheitsmaßnahmen mit dem Montageund
Aufsichtspersonal besprochen und geprobt wurden.
Die wesentlichen Punkte waren: Höhenrettungstraining und
Griffbereitschaft der benötigten Schutzausrüstung, tägliche Sicherheitsbesprechungen
mit allen Beteiligten, lückenlose Überwachung
und Einweisung aller Tätigkeiten durch Sicherheitsbeauftragte vor
Ort und natürlich die strikte Einhaltung aller Sicherheitsmaßnahmen.
Erfreulicherweise wurden alle Umsetzungen mit der Null-Unfall-
Quote belohnt.
Auch der Strahlenschutz kam nicht zu kurz. Alle dosisrelevanten
Tätigkeiten wurden von unserem Strahlenschutzingenieur im
Projektteam teilweise mit eigenen Messungen vor Ort überprüft.
Hieraus sind in Abstimmung mit dem Strahlenschutz des Betreibers
zusätzliche Abschirmmaßnahmen bzw. Dekontaminationen
festgelegt worden. Vor dem Ausschleusen wurden die Dampferzeuger
noch mit einer Lackschicht zur Bindung möglicher
anhaftender Kontamination versehen und für den Transport
radiologisch freigemessen. (Bild 3 - Transport Dampferzeuger)
Mit Abschluss der Dampferzeuger-Demontage war der spektakuläre
Abschnitt des Rückbauprojektes beendet. Es folgte in
Kleinarbeit die Zerlegung der Hauptkühlmittelpumpen und der
Primärrohrleitungen mit anschließender Verpackung in Transportcontainer.
Als Erschwernis stellte sich bei den Pumpen die äußerst
festsitzende Verschraubung der über Jahrzehnte im Betrieb nie
gelösten M115 Gewindebolzen heraus. An „schlechten Tagen“ konnten
selbst mit hydraulischen Kraftschraubern und Vorschlaghammer nur
wenige Bolzen ausgebracht werden.
Eine letzte Herausforderung am Ende des Rückbauprojekts war
die Demontage des Druckhalters, da aufgrund noch strahlender, nicht
dekontaminierbarer Bereiche nur eine fernhantierte Zerlegung des
Behälters in Schüsse in Frage kam. Hierzu wurde ein spezielles, bei
EAS vorhandenes und von uns verschiedentlich bereits eingesetztes
Autogen-Brennverfahren, bestehend aus einem fernsteuerbaren
Brenntraktor und einer flexiblen Umlaufbahn, eingesetzt (Bild 4 -
Demontage Druckhalterschuss).
Nach siebeneinhalb Monaten Rückbauarbeiten war das Projekt
im KKW Obrigheim am 26. Juni 2012 beendet. Die beiden
Dampferzeuger wurden anschließend per Binnenschiff in das
Zwischenlager Lubmin transportiert. Die übrigen demontierten
Komponenten folgten verpackt in Container (Bild 5 - Verladung
Hauptkühlpumpe).
Als Fazit bleibt zu erwähnen, dass die Baustellenzeit im Projekt -
zum Vorteil des Kunden - um drei Wochen verkürzt werden konnte,
womit aber auch die Planbarkeit von Rückbauprojekten belegt ist.
Im Anschluss an das Projekt im KKW Obrigheim erhielten wir im
vergangenen Jahr den Auftrag über die Planung und Lieferung einer
Verpackungsstation für den weiteren Rückbau von EnBW.

Journal 35
Work on site then went like clockwork. After a few weeks of
preparations, the two steam generators in their cells had been
stripped of all small piping, platforms and concrete beams.
In January 2012, the strand jacking system and the slinging collar
were attached to the steam generator.
On 14 February 2012, the first steam generator was "ready for
pulling", followed by the second steam generator on 7 March 2012.
What made things more difficult in Obrigheim was the crane
arrangement. The containment was equipped with a gantry crane
instead of a crane on a circular runway as is standard in all other
German pressurised water reactor plants.
This meant that after the first steam generator had been
lifted from the containment, the strand jacking system had to be
dismantled for the crane trolley to travel to its parking position on
the other side of the bridge. The strand jacking system was then put
back in place. A crane with a circular runway would have only turned
in a circle to change the slinging position – without the need for
any disassembly/reassembly work (Fig. 2 - Steam generator in tilted
position).
During the weeks when staff had to work at heights there was
an increased risk of accidents, so in the run-up and particularly
during the shift work a number of safety measures were
identified, discussed and practised with all assembly workers and
supervisors. The main aspects covered were: rescuing workers from
heights, having personal protective equipment close by ready for
use, daily safety meetings with everyone involved, full monitoring
and briefing by the local safety officer in preparation for all
activities and, of course, strict compliance with all safety rules
and regulations. Thankfully, these efforts paid off and the project
achieved a zero-accident rate.
Radiation protection was not forgotten either. All dose-relevant
activities were closely monitored by the EAS project team's radiation
protection engineer who carried out some measurements of
his own on site. As a result, a number of additional shielding and
decontamination measures were agreed with the operator's radiation
protection specialists. Prior to removal from the lock, a varnish
coat was applied to the steam generator to bond any remaining
contamination sticking to the surface. The steam generator was
then measured to check it is free from contamination and cleared for
shipment (Fig. 3 - Shipment of steam generator).
Fig. / Bild 5
Fig. / Bild 4
The end of the disassembly of the steam generators marked the
most spectacular part of the decommissioning project. What then
followed was the stripping of the main coolant pumps and the
primary piping, including packing into containers ready for shipment.
Removing some of the M115 bolts on the pumps proved particularly
difficult as they had not been turned in decades. On "bad days" the
team only managed to remove a few bolts even when they used a
hydraulic torque tool and a sledgehammer.
One last big challenge at the end of decommissioning project
was the disassembly of the pressurizer. As it was still not fully
decontaminated, EAS had to use a remote control method to cut the
vessel into sections.
This part of the work was done using a special flame cutting
system already employed on a number of occasions, which consisted
of a remotely controlled cutting tool and a flexible circular track (Fig.
4 - Disassembly of pressurizer section).
After 7 1/2 months of dismantling work at Obrigheim, the project
was completed on 26 June 2012. The two steam generators were
subsequently shipped to the Lubmin interim storage site by barge.
The other components were packed into containers (Fig. 5 - Loading
of main coolant pump).
In the end, EAS managed to complete work on site three weeks
earlier than planned to the benefit of the client, which proves that it
is possible to schedule nuclear decommissioning projects.
Following the Obrigheim project, EAS received a contract last
year to design and deliver a packing station for further dismantling
activities by EnBW.

36 E.ON Anlagenservice
Stadtwerke Duisburg
Turbinenrevision im Heizkraftwerk III
Die Stadtwerke Duisburg AG gehört zu den größten kommunalen Energieversorgern
in der Region. Rund 250.000 Haushalte werden über die Heizkraftwerke mit
elektrischer Energie und Fernwärme versorgt.
Den Auftrag für die Revision 2011 an der 140 MW-Dampfturbinenanlage
T 7090 erhielt der EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik.
Insgesamt handelte es sich um die HD-/MD-/ND-Teilturbine inkl. der
Ventile und Klappen.
Technische Beschreibung der Dampfturbinenanlage
Typ
Siemens, HMN-Baureihe
1 x HD-Teilturbine, einflutig
1 x MD-Teilturbine, doppelflutig
1 x ND-Teilturbine, doppelflutig
Fabrik-Nr. des Turbosatzes T 7090
Bauart
axiale Kondensationsturbine
Zwischenüberhitzung 1-fach
Anzapfung
2 inkl. Anzapfung in der Überströmleitung
Wellenstränge 1
Gehäuse 3
Abdampffluten 2
Nennleistung
140 MW
Drehzahl
3.000/min
Das HD-Topfgehäuse wurde komplett demontiert und zur Überholung
nach MCE/Österreich transportiert. Dort erfolgte durch
unsere Mitarbeiter eine Befundaufnahme an HD-Topf und Läufer
und die Vorbereitung des Läufers für den Transport zu unserem
Kooperationspartner General Turbo nach Rumänien.
MD- und ND-Turbine
Nach eingehender Befundaufnahme sowie Aufmaß der Kupplungsbolzen
an der MD-Turbine, Messungen an MD-/ND-Welle/
Lagerbock vorne und hinten, Gehäuse zur Welle sowie axialer
Kupplungskontrolle MD/ND bzw. ND/Generator, wurden beide
Läufer vermessen und ebenfalls für den Transport zu General Turbo
vorbereitet.
General Turbo
Unter der strengen Aufsicht unserer QS-Monteure begannen dort
die Arbeiten an den drei Läufern mit Eingangsrundlaufkontrolle,
Reinigung und Strahlarbeiten.
Der HD-Läufer erhielt 96 neue Schaufeln der Stufe 1, der MD-
Läufer jeweils 137 neue Schaufeln der Stufe 1 GS und TS.
MD-Läufer
Ausgebaute Schaufeln
der Stufe 1
IP rotor
Blades removed
from stage 1
Am ND-Läufer wurde eine mechanisierte Volumenprüfung zur
Lebensdauerberechnung vorgenommen.
Nach der Erneuerung der Dichtbänder an den drei Läufern,
Zf-Prüfung und mechanischer Bearbeitung, wurden die Läufer
hochtourig gewuchtet und anschließend zurück zu MCE nach
Österreich (HD-Läufer) bzw. zum Heizkraftwerk III nach Duisburg
transportiert.
Ausfahren des HD-Topfgehäuses / Removal of HP barrel casing
Mechanisierte Volumenprüfung / Mechanised volume testing

Journal 37
Stadtwerke Duisburg
Turbine overhaul at cogeneration plant
Stadtwerke Duisburg AG is one of the largest municipal energy suppliers
in the Ruhr region. Its cogeneration plants supply electricity and district heat
to some 250,000 households.
The contract for the 2011 overhaul of the company's 140 MW T 7090
steam turbine plant was awarded to the EAS Rotating Technology
Division. The systems to be inspected as part of the overhaul included
the HP/IP/LP turbine sections along with various different valves.
Technical details of steam turbine plant
Type
Siemens, HMN series
1 HP turbine section, single-flow
1 IP turbine section, double-flow
1 LP turbine section, double-flow
Serial no. of turbo set T 7090
Design
axial condensing turbine
Reheater
single-type
Extraction points
2 incl. extraction point in overflow line
Shaft trains 1
Casings 3
Exhaust steam flows 2
Rated output
140 MW
Speed
3,000 rpm
IP and LP turbine sections
After a detailed fact finding and measurements to determine the
exact dimensions of the IP turbine coupling pins, front and rear IP/
LP shaft/bearing block measurements as well as casing-to-shaft and
axial IP/LP and LP/generator coupling checks, the dimensions of
the two rotors were measured before they too were prepared for
shipment to General Turbo.
General Turbo
At General Turbo, work on the three rotors was carried out under the
watchful eyes of our QA experts, starting with an as-received radial
run-out test, cleaning and abrasive blasting.
The HP rotor was fitted with 96 new stage-1 blades, while the IP
rotor had 137 new blades installed each on the generator side (GS)
and the turbine side (TS).
The HP barrel casing was completely dismantled and shipped to
MCE/Austria for the overhaul. At MCE, EAS staff checked the "as-is
condition" of the HP barrel and the rotor before onward shipment to
General Turbo, our partner company in Romania.
IP rotor - New blades installed in row 1 (TS & GS) prior to machining
MD-Läufer - Eingebaute neue Schaufeln, Reihe 1 TS und GS,
vor der mechanischen Bearbeitung
The LP rotor underwent mechanised volume measurements to
determine its service life.
After renewal of the seal strips on the three rotors, non-destructive
testing (NDT) and machining, the rotors were taken to a balancing
facility for high-speed balancing before being shipped back to MCE in
Austria (HP rotor) and from there to the site in Duisburg.
HP rotor in guide vane carrier prior to as-is inspection
HD-Läufer im Leitschaufelträger vor der Befundaufnahme

38 E.ON Anlagenservice
Österreich
In Österreich fanden inzwischen Reinigungs-/Strahlarbeiten sowie
zerstörungsfreie Prüfungen (ZfP) an den einzelnen Bauteilen des
HD-Topfgehäuses statt. Außerdem wurde eine Materialprüfung für
die Lebensdauerberechnung vorgenommen.
HD-Topfgehäuse vor
dem Zerlegen
HP barrel casing prior
to disassembly
Weitere Revisionsarbeiten der EAS-Mannschaft im Werk:
HD-Komponenten
• Aufarbeitung der FD-Anschlüsse, schleifen und
Zf-Prüfung der Dichtflächen
• Aufarbeitung der Lagerbock- und Gehäuseführungen
MD-Innengehäuse
• Zf-Prüfung der Winkelringmuttern
• Zf-Prüfung der vernieteten Deckbänder an den Leitschaufeln
• Reparatur von einigen losen Vernietungen mittels
Laserschweißverfahren
• Austausch aller Winkelringe
• Einbau neuer Wandtemperatur- Fühler
ND-Innengehäuse
• Kontrolle und Zf-Prüfungen an den Kompensatoren
MD-Außengehäuse
• Kontrolle der Dichtflächen von Einströmung und Entnahme
• Reinigungs- und Schleifarbeiten
• Zf-Prüfungen
• Kontrolle der Gehäuseführungen und Dichtflächen
• Klaffungsmessung
• Tuscheabdruck an den Teilflächen
Nach einer mechanischen Bearbeitung der Dichtflächen erhielt
das Innengehäuse neue Dichtbänder. Diverse Messungen, Rollproben
und Lehrwellenmessungen standen vor der Montage der
einzelnen Bauteile an. Weiterhin wurden Laserschweißungen an
den Dichtflächen der U-Dichtringe vorgenommen und das komplette
Topfgehäuse für den Rücktransport zum HKW 3 nach Duisburg
vorbereitet.
Mechanische
Bearbeitung der
Dichtflächen
Machining of
sealing faces
MD-Wellendichtung
• Kontrolle der Wellendichtungssegmente
• Überholung aller Anlageflächen und Nuten
• Austausch der Druckfedern
• Tuschieren der Teilflächen der Stopfbuchsengehäuse
ND-Stopfbuchsen
• Strahlarbeiten am Gehäuse
• Endoskopie der Stopfbuchsenleitungen (HD-/MD-/ND-Teilturbine)
• FE-Prüfung der Schweißnähte (Rohranschlussstücke/Absaugungsund
Bedampfungsrohre und der Stopfbuchsengehäuse)
Kupplungen
• Messen von Verspannung, Rundlauf etc.
• Überholung der Kupplungsbolzen
• Ausrichtung des Wellenstranges (HD-/MD-/ND-Teilturbine)
Revision im HKW 3, Duisburg
MD- und ND-Innengehäuse erhielten zunächst eine Strahlreinigung.
Anschließend wurden Ovalitäts- und Klaffungsmessungen
vorgenommen sowie jeweils ein Tuscheabdruck der Teilflächen
und Zf-Prüfungen an den Innengehäusen.
HKW III
Cogeneration Plant

Journal 39
Austria
Meanwhile, in Austria, the individual parts of the HP barrel casing
underwent cleaning/abrasive blasting as well as non-destructive
testing. Also, a material test was carried out to determine the service
life.
Once the sealing faces had been machined, the interior casing
was fitted with new seal strips. Various checks, rolling tests and
alignment shaft measurements had to be carried out before the
different parts were reassembled. Moreover, the sealing faces of the
U-seals were laser-welded and the entire barrel casing prepared for
shipment back to Duisburg.
Exterior IP casing
• Inspect sealing faces on inlet and outlet
• Clean and grind surfaces
• Perform ND tests
• Inspect casing guides and sealing faces
• Perform gap measurements
• Check ink contact patterns on opposite surfaces
IP shaft seal
• Check shaft seal segments
• Overhaul all contact surfaces and rivets
• Replace compression springs
• Check ink contact patterns on opposite surfaces of
stuffing box housing
LP stuffing boxes
• Perform abrasive blasting work on casing
• Conduct boroscope inspection of stuffing box lines
(HP/IP/LP turbine sections)
• Perform FE test on welds (pipe tie-ins/extraction and
steam supply piping and stuffing box housings)
Couplings
• Measure stresses, radial run-out, etc.
• Overhaul coupling pins
• Align shaft train (HP/IP/LP turbine sections)
Turbine bearings
• Check bearings (DP and ultrasonic tests)
• Fit bearings and check dimensions
• Renew flexible oil pressure relief piping
• Check displacement behaviour of bearing casing
• Install new seal strips on oil retainers and adjust as required
HP barrel casing - Guide vane carrier with new seal strips
HD-Topfgehäuse – Leitschaufelträger mit neuen Dichtbändern
Overflow and extraction lines
• Carry out internal inspection (where possible)
• Prepare welds and weld the cut pipes
(incl. heat treatment and ND testing)
Overhaul activities on site in Duisburg
The interior IP and LP casings were first blast cleaned. This was
followed by out-of-roundness checks and gap measurements, ink
contact pattern checks on opposite surfaces and ND tests on the
interior casings.
Further overhaul activities by EAS at the workshop included:
HP components
• Rework live steam connections, grind and perform ND tests
on sealing faces
• Rework bearing pedestal and casing guide
Interior IP casing
• Perform ND tests on L-section ring nuts
• Perform ND tests on riveted shrouds on guide vanes
• Repair a few loose rivets using laser welding method
• Replace all L-section rings
• Install new temperature sensors
Interior LP casing
• Check / perform ND tests on expansion joints
Blast cleaning - Transport of IP casing
Strahlreinigung - Transport des MD-Innengehäuses

40 E.ON Anlagenservice
Turbinenlagerung
• Prüfung aller Lager (Eindringprüfung /PT und
Ultraschallprüfung/UT)
• Einpassen und Vermessen der Lager
• Erneuerung der Druckölentlastungsschläuche
• Kontrolle Gleitverhalten Lagergehäuse
• Neubebänderung Ölabstreifer und Einstellarbeiten
Überström- und Anzapfleitungen
• Innere Befahrung (soweit möglich)
• Schweißnahtvorbereitung und Schweißen der geschnittenen
Leitungen inkl. Wärmebehandlung und Zf-Prüfungen
Turbinendreheinrichtung
• Kontrolle und Aufarbeitung der Knippvorrichtung
Turbineninterne Leitungen
Sichtkontrolle
• der Überström-, Anzapf- und Entnahmeleitungen
• Stopfbuchsen-Bedampf- und Absaugeleitungen im Kondensator
• Kontrolle der Entwässerung (Schlammsäcke öffnen und reinigen)
• Sichtkontrolle der Ölrohrleitungen
Hauptölpumpe
• Befundung und Instandsetzung in der EAS-Werkstatt in
Gelsenkirchen
Kondensator
Sichtkontrolle
• der oberen Kondensatorrohre
• Versteifungen, Streben und Stehkreuze
• aller Schweißnähte von Messstellen, Tauchhülsen, Rohreintritte
und Steigleitern
Evakuierungseinrichtungen
Sichtkontrolle
• der Armaturen auf Dichtheit und Gängigkeit
• Rohrleitungen und Rohrhalterungen
Kondensator-Reinigungsanlage
• Sicht- und Funktionskontrolle der Kugelschleuse
• Kontrolle der Beschichtung in den Wasserkammern
• Kontrolle des Fangsiebs im Kühlwasserrücklauf
Ventile
2 x HD-Schnellschlussventil (SSV) und 2 x HD-Stellventil (STV)
• Demontage der Dampfeinsätze
• Transport der ausgebauten Ventilteile zur EAS-Werkstatt in
Gelsenkirchen
• Kontrolle der Ventilsitze und Kegel
• Reinigung und Vermessung der Gehäuseeinpässe
• Einschleifen und Prüfen der Gehäusesitze
• Kontrolle der U-Ringe und Anlageflächen
• Zf-Prüfungen an Ventilgehäusen
• Befundung
• Tragbildkontrolle mittels Tuscheabdruck
Ölteil des HD-SSV
• Demontage und Transport zur EAS-Werkstatt in Gelsenkirchen
Rückschlagklappen
• Zerlegen und revidieren
• Maßaufnahme bei Demontage
• Nachschleifen und Zf-Prüfung der Dichtflächen
• Befundung
• Tuscheabdruck
• Remontage
• Demontage der Metso-Klappen
• Überholung bei Metso und anschließende Remontage
Werkstattarbeiten
Neben der Hauptölpumpe und dem Ölteil des HD-SSV wurden die
nachfolgend aufgeführten Ventile und Klappen in der EAS-Werkstatt
in Gelsenkirchen instand gesetzt:
• FD-Schnellschlussventile 1+2
• FD-Stellventile 1+2
• FD-Stellantriebe 1+2
• MD-Schnellschlussventile 1+2
• MD-Stellventile 1+2
• MD-Stellantriebe 1+2
• Klappen DN 200-1200
• Rückschlagklappen (RSK) der KZÜ mit Antrieb
• Anzapf-RSK der A5 mit Antrieb DN 150
• Anzapf-RSK der A5 ungesteuert DN 150
• Anzapf-RSK der A3 mit Antrieb DN 400
Anschließend erfolgten die Remontage im Heizkraftwerk 3 und
nach Rücktransport des HD-Topfgehäuses inkl. Läufer sowie der
MD- und ND-Läufer die Inbetriebnahmearbeiten:
• Einstellung der Regelung
• Inbetriebnahme Drehwerksbetrieb
• Kontrolle der Turbine im Drehwerksbetrieb
• Freigabe Wellenbetrieb
• Aufnahme Ventilkennlinien
• Überprüfung Betriebswerte
• Betriebswerte Lagertemperatur, Lageröldrücke, Dehnungen
• Schwingungsmessung der Turbine in verschiedenen Lastbereichen
sowie An- und Abfahrten
Durch befundabhängige, zusätzliche Arbeiten musste der
ursprüngliche Zeitrahmen erweitert werden. Dies geschah in
Absprache mit dem Kunden. Der daraufhin festgelegte Termin
für die Inbetriebnahme wurde eingehalten und die Revision mit
der Baustellenabnahme erfolgreich abgeschlossen.
FE-Prüfung an der Knippvorrichtung / FE testing of barring unit

Journal 41
Turbine barring unit
• Check and rework turning device
Internal turbine piping
Perform visual inspection of
• overflow, extraction and outlet lines
• stuffing box steam supply and extraction lines in condenser
• drainage piping (open and clean sediment bags)
• oil piping
Main oil pump
• Inspect and repair at EAS workshop in Gelsenkirchen
Condenser
Perform visual inspection on
• top condenser tubes
• reinforcing bars, supports and stiffeners
• all welds at measuring points, thermowells,
pipe entries and ladders
Evacuation systems
Perform visual inspection on
• valves to check for tightness and ease of movement
• piping and pipe supports
Condenser cleaning system
Perform visual inspection and functional check on ball collector
• Check internal lining of water chambers
• Check strainer in cooling water return line
Valves
2 x HP slam-shut valves and 2 x HP control valves
• Remove steam inserts
• Ship removed valve parts to EAS workshop in Gelsenkirchen
• Check valve seat and cone
• Clean casing and check fit
• Grind and check casing seats
• Check U-rings and contact surfaces
• Perform ND tests on valve body
• Perform inspection
• Perform load bearing check using ink contact patterns
Oil part of HP slam-shut valve
• Remove and ship to EAS workshop in Gelsenkirchen
Non-return valves
• Strip and overhaul
• Check dimensions during disassembly
• Grind and perform ND test on sealing faces
• Check as-is condition
• Check ink contact patterns
• Reassemble
• Remove Metso valves
• Have valves overhauled at Metso and re-install
Workshop activities
Apart from the main oil pump and the oil part of the HP slam-shut
valve, the following valves were repaired at the EAS workshop in
Gelsenkirchen:
• Live steam main stop valves 1&2
• Live steam main control valves 1&2
• Live steam main control valve actuators 1&2
• IP reheat stop valves 1&2
• IP reheat control valves 1&2
• Reheat stop/control valve actuators 1&2
• DN 200-1200 valves
• Non-return valves (NRV) of cold reheat piping with drive
• DN 150 NRV in A5 extraction line, with actuator
• DN 150 NRV in A5 extraction line, uncontrolled
• DN 400 NRV in A3 extraction line, with actuator
Reinstallation of valves / Remontage der Ventilteile
The valves were reinstalled on site in Duisburg and, after the return
of the HP barrel casing with its rotor and the IP and LP rotors, the
following recommissioning activities were performed:
• Select control system settings
• Re-start in turning gear mode
• Perform turbine check in turning gear mode
• Give ok for operation in shaft mode
• Record characteristic curves for valves
• Check operating data
• Check parameters such as bearing temperatures,
bearing oil pressures, elongation, etc.
• Record turbine vibration under different loads and
during start-up/shutdown
The inspections revealed the need for additional repairs, so the
original project schedule had to be extended in consultation with
the client. Site acceptance testing was successfully completed
and the new recommissioning date met.
EAS workshop - Reworking of valve parts
EAS-Werkstatt – Aufarbeitung von Ventilteilen

42 E.ON Anlagenservice
Schwertransporte
Organisation bis ins Detail
Die Organisation von Schwertransporten gehört zu den Leistungen,
die wir im Rahmen einer Revision für unsere Kunden übernehmen.
Dabei spielen nicht nur Maße und Gewichte eine gravierende Rolle.
Das gesamte Szenario muss im Vorfeld in allen Einzelheiten geplant
werden, um den vorgesehenen Zeitplan einzuhalten und zusätzliche
Stillstände der Anlagen zu vermeiden.
Den knappen Satz: „Der Läufer wurde zum Wuchten zu unserem
Kooperationspartner transportiert“, liest man oft in den
Projektberichten des Geschäftsbereichs Maschinentechnik. Welcher
Aufwand damit verbunden ist, wissen nur die an einer solchen Aktion
Beteiligten. Die Vorlaufzeit für die Planung eines Schwertransports
beträgt in der Regel rd. sechs Wochen und der Transport selbst wird
ständig überwacht.
Anlässlich der Turbinenrevision im Heizkraftwerk III der
Stadtwerke Duisburg stand der Umfang des Transportvolumens
bereits vor Revisionsbeginn fest. Daher konnten die Absprachen mit
unserem Kooperationspartner für hochtouriges Wuchten, General
Turbo in Bukarest, frühzeitig getroffen und die Spediteure beauftragt
werden.
In diesem Fall ging es jedoch nicht nur um die Strecke Deutschland
– Rumänien und zurück. Wie aus dem Projektbericht ersichtlich,
waren unterschiedliche Strecken mit den nachfolgend aufgeführten
Massen (inkl. Transportschlitten) zu bewältigen:
Organisation
Generell holen wir bei der Organisation von Schwertransporten von
mehreren Speditionen Angebote ein. Allerdings bleibt die Anzahl
der infrage kommenden Unternehmen überschaubar, da diese
zertifiziert sein müssen (SCC/Safety Certificate Contractors). Ist dann
die Entscheidung gefallen, wird ein straffer Vertrag ausgehandelt,
der u. a. beinhaltet, dass die Transporte mit eigenen Fahrzeugen
durchgeführt und nicht untervergeben werden und die Fahrzeuge
über GPS verfügen, damit jederzeit der aktuelle Standort ermittelt
werden kann.
Verladung
Der Transport erfolgt auf einem speziellen Transportgestell.
Die Ladung mit dem Transportgestell muss so auf dem LKW
platziert werden, dass die Achsen gleichmäßig belastet werden.
Gegebenenfalls werden Turbinenschaufeln vor der Verladung
demontiert und am Zielort wieder remontiert.
1. HD-Topfgehäuse inkl. Läufer
Gesamtgewicht: rd. 53 t
Länge: 6.100 mm
Breite: 2.900 mm
Höhe: 3.000 mm
2. HD-Läufer
Gesamtgewicht: rd. 11 t
Länge: 7.000 mm
Breite: 1.700 mm
Höhe: 2.000 mm
3. MD-Läufer
Gesamtgewicht: rd. 15 t
Länge: 6.100 mm
Breite: 1.150 mm
Höhe: 2.000 mm
4. ND-Läufer
Gesamtgewicht: rd. 53 t
Länge: 8.400 mm
Breite: 2.233 mm
Höhe: 2.800 mm
Duisburg – Linz/Österreich –
Duisburg
einfache Fahrt rd. 800 km
Linz/Österreich – Rumänien –
Linz/Österreich
einfache Fahrt rd. 1.200 km
Duisburg – Rumänien –
Duisburg
einfache Fahrt rd. 2.000 km
Duisburg – Rumänien –
Duisburg
einfache Fahrt rd. 2.000 km

Journal 43
Heavy haulage
Organised down to the last detail
Organising the haulage of exceptionally heavy loads
is one of the services we offer to our clients as part of
a major overhaul. Moving these loads is not just about
dimensions and weights. The whole scenario must be
planned well in advance down to the last little detail
to keep to the timetable and avoid additional downtime.
The Rotating Technology Division's project reports often include
a short statement saying: 'The rotor was shipped to our partner's
workshop for balancing'. The effort behind this part of a contract can
only be understood by the people involved. The run-up time for heavy
haulage operations is usually six weeks and the shipment itself is
constantly monitored.
The scope of the haulage services required as part of a turbine
overhaul at 'Heizkraftwerk III', a cogeneration plant operated by the
municipal utility of Duisburg, was already clear before the start of the
work. Hence EAS was able to discuss and agree the necessary details
with General Turbo, our high-speed balancing partner in Bucharest,
at an early stage and award the contracts to the hauliers.
With this project, however, it was not just a question of shipping
the loads from Germany to Romania and back. According to the
project report, the equipment, which had the dimensions and weights
(incl. skids) listed below, had to be transported on various routes:
Organisation
We always solicit a number of quotes from different hauliers.
However, the number of eligible haulier companies is limited because
they have to be Safety Certificate Contractors (SCC).
The contracts with hauliers are very stringent. They stipulate, for
example, that the haulier has to use its own vehicles and must not
involve any subcontractors, and the vehicles have to have GPS so that
they can be tracked at all times.
Loading
The equipment is secured on special skids. These skids have to be
carefully loaded onto the truck to ensure an even distribution of the
load on all axles. Where necessary, turbine blades have to be removed
prior to loading and reinstalled at the destination.
(1) Barrel-type HP casing incl. rotor
Total weight: approx. 53 t
Length: 6,100 mm
Width: 2,900 mm
Height: 3,000 mm
Duisburg – Linz/Austria –
Duisburg
One way: approx. 800 km
(2) HP rotor
Total weight: approx. 11 t
Length: 7,000 mm
Width: 1,700 mm
Height: 2,000 mm
Linz/Austria – Romania –
Linz/Austria
One way: approx. 1,200 km
(3) IP rotor
Total weight: approx. 15 t
Length: 6.100 mm
Width: 1,150 mm
Height: 2,000 mm
Duisburg – Romania –
Duisburg
One way: approx. 2,000 km
(4) LP rotor
Total weight: approx. 53 t
Length: 8,400 mm
Width: 2.233 mm
Height: 2,800 mm
Duisburg – Romania –
Duisburg
One way: approx. 2,000 km

44 E.ON Anlagenservice
Bei der Routenplanung müssen die Gesamtmaße und –gewichte
(Fahrzeug inkl. Ladung) berücksichtigt werden.
Mit einem Schwertransporter
• sind nicht alle Brücken befahrbar,
• Tagesbaustellen müssen vorübergehend abgebaut werden,
• in Baustellen werden zwei Spuren beansprucht,
• verschiedene Streckenabschnitte müssen umfahren werden
und es gibt diverse weitere Sperrungen, die in einer umfangreichen
logistischen Vorarbeit identifiziert werden, um alle Hindernisse zu
berücksichtigen, Maßnahmen für die Umfahrung zu treffen und die
damit verbundenen Voraussetzungen zu schaffen.
Deutschland – Österreich – Rumänien
Jedes Land hat eigene Vorgaben für Schwertransporte. Zum Beispiel
darf in Österreich nur nachts gefahren werden – es ist aber im
Vorfeld jedes einzelne Bundesland abzufragen. In Rumänien ist der
Transport auch tagsüber erlaubt, jedoch nur mit Polizeibegleitung.
Wenn man bedenkt, dass schon in Deutschland jedes einzelne
Bundesland unterschiedliche Vorschriften hat (in NRW und Hessen
sind nur Nachtfahrten erlaubt), an den Wochenenden teilweise
Fahreinschränkungen bestehen und auf der gesamten Strecke
diverse Hindernisse zu bewältigen bzw. zu umfahren sind, kann der
Zeitplan schnell kritisch werden.
Falls wir eine Dringlichkeitsbescheinigung vorlegen können, in
der um Aufhebung von Fahrverboten gebeten wird, ist das zwar
vorteilhaft, verschafft aber immer noch keine freie Fahrt.
Verkehrslenkende Maßnahmen
Durch so genannte verkehrslenkende Maßnahmen wie Abbau von
Tagesbaustellen, Sperrung des Gegenverkehrs auf Brücken oder
Umfahren von Streckenabschnitten mit Polizeibegleitung, entstehen
natürlich auch zusätzliche Kosten, die im Nachhinein gegen
entsprechende Nachweise abgerechnet werden.
Derartige Einsätze müssen während der Fahrt rechtzeitig
eingeleitet werden. Daher steht der Fahrer ständig mit seiner
Spedition in Kontakt, denn selbst bei einer Fahrt an die Tanksäule
müssen vorher die Rastplätze geräumt werden.
Darüber hinaus wird ein Schwertransport immer von einem BF3-
Fahrzeug begleitet, das für die Absicherung des Transporters nach
hinten, z. B. Warnung des nachfolgenden Verkehrs, Überholverbot
etc. zuständig ist.
Vertrauen ist gut – Kontrolle ist besser
Wir überlassen ungern etwas dem Zufall. Der Spediteur überwacht
ständig das GPS-System des Schwertransporters und liefert uns
täglich einen Statusbericht.
In kritischen Fällen loggen wir uns in das GPS-System ein, um das
Fahrzeug während der gesamten Fahrt zu kontrollieren. So können
wir sicher stellen, dass die erforderlichen Kapazitäten für Reparatur,
Wuchten bzw. Remontage am jeweiligen Zielort auch zum richtigen
Zeitpunkt bereitstehen und sich keine kostenintensiven Wartezeiten
ergeben.

Journal 45
Germany – Austria – Romania
Every country has its own rules and regulations for heavy load
haulage. In Austria, for example, the vehicles can only travel by night
but permission has to be sought from each individual federal state. In
Romania, they can also travel during the day but only if accompanied
by the police.
In Germany, the federal states have different rules (in North Rhine
Westphalia and Hesse the vehicles can only travel by night) and there
are some restrictions at weekends. There can be various obstacles
along the route, so careful planning is critical.
Even if we have a 'certificate of urgency', which exempts us from
the ban on night travel, we can still not take the direct route because
of the dimensions and weights (vehicle plus load).
Even minor operations have to be carefully planned. Refuelling at
a service station, for example, may require the service station to be
evacuated beforehand. Moreover, heavy haulage trucks are always
accompanied by a third-generation escort vehicle which warns
motorists following the truck and enforces an overtaking ban etc.
Trust is good – control is better
We don't like leaving things to chance. The haulier constantly monitors
the truck's GPS system and provides us with a daily status report.
In critical cases we log on to the GPS system ourselves to check up
on the heavy haulage truck en route. This way we can ensure that
the resources required for repairs, balancing and reassembly at the
destination are available as and when required and costly waiting
times are avoided.
Heavy haulage vehicles
• cannot cross all bridges,
• require daytime roadworks to be stopped/removed temporarily,
• need two lanes where there are roadworks,
• often have to take detours,
and there can be road closures, which need to be identified as part of
detailed logistical planning to organise the new route and set out the
conditions necessary for the operation.
Traffic management
Measures intended to channel traffic flows such as the stoppage/
removal of daytime roadworks, stopping oncoming traffic on bridges,
and detours with special police escorts also add to costs, which are
subsequently charged on a reimbursable basis.
All these preparations have to be made in good time throughout
the trip. This is why the driver is constantly in touch with his company
because.

46 E.ON Anlagenservice
Unwucht
Auswuchten rotierender Bauteile
Die Produktpalette des EAS-Geschäftsbereichs Maschinentechnik umfasst Dampfund
Gasturbinen unterschiedlicher Leistungsklassen, Generatoren, Pumpen, Lüfter
und Gebläse. Bei den wesentlichen Komponenten dieser Aggregate handelt es sich
um Rotationskörper, die in ihrer normalen Funktion hohen Drehzahlen ausgesetzt
sind. Um Unwuchten zu reduzieren, sind größere Reparaturmaßnahmen generell
mit einem abschließenden Auswuchten verbunden.
Bei dem Ausdruck „Auswuchten“ denkt man spontan an den
Autoreifen. Was eine Unwucht ist, soll hier jedoch an einem anderen
Beispiel verdeutlicht werden. Betrachtet man einen Fahrradreifen
und unterstellt, das Rad wurde bisher von Bordsteinen und anderen
Kanten verschont, hat also keine „Acht“, so kann man sich das Rad als
Kreis (Bild 1) vorstellen.
Das Ventil mit der Masse (m) und dem Abstand (r) von der Radnabe
(roter Punkt) rotiert mit der Drehzahl (n) um die Radnabe. Dabei
wirkt die Fliehkraft (F) und belastet die Radnabe. Die Berechnung der
Fliehkraft geschieht nach folgender Formel.
Bild / Fig. 1
Der Ausdruck „m·r“ bezeichnet dabei die Unwucht (U). Ziel des
Auswuchtens ist es, diese Unwucht zu minimieren und somit die
Belastung auf die Radnabe zu reduzieren. Die Minimierung der
Unwucht wird in der Auswuchttechnik als „Ausgleich“ bezeichnet.
An dem Kreismodell (Bild 1) erzielt man den Ausgleich der Unwucht
(Reduzierung der Fliehkraft und somit der Radnabenentlastung)
entweder durch entfernen der Masse (m) oder hinzufügen
einer weiteren Masse, der Ausgleichsmasse (m1), auf der
gegenüberliegenden Seite.
Komplizierter wird der Ausgleich bei einem Turbinenrotor.
Vereinfacht kann man einen Rotor als Baugruppe aus
zusammengesetzten Scheiben sehen, von denen jede Scheibe mit
einer Unwucht behaftet ist (Bild 2).
Theoretisch könnte jetzt jede dieser Scheiben ausgewuchtet
werden und der Rotor wäre unwuchtfrei. Ein realer Rotor besitzt
jedoch nicht so viele Ausgleichsebenen, um dieses Vorgehen zu
ermöglichen. Üblich sind bei einem Turbinenrotor maximal fünf bis
sechs Ausgleichsebenen.
Die Größen F, r, ω und U sind Vektoren, also Werte mit einem Betrag und
einer Richtung. Dies wird durch den Pfeil über dem jeweiligen Formelzeichen
kenntlich gemacht. Im Text wird der Einfachheit halber auf diese
Vektorenkennzeichnung verzichtet.
Erschwerend kommt bei einer Turbine die wellenelastische
Eigenschaft hinzu, die bewirkt, dass sich unter Drehzahl die
einzelnen Scheibenelemente zueinander verschieben, d. h. der
Einfluss der Scheiben untereinander ist drehzahlabhängig.
Entsprechend ihrer Bauform und ihres Verhaltens während der
Rotation kommen dabei unterschiedliche Auswuchtverfahren zum
Einsatz.
Bei diesen unterschiedlichen Verfahren unterscheidet man
grundsätzlich zwischen niedertourigem und hochtourigem Auswuchten.
Einen Überblick dazu gibt die folgende Tabelle. Entscheidend ist
dabei die Lage der ersten kritischen Drehzahl (nk1) zur maximalen
Betriebsdrehzahl (nmax).

Journal 47
Imbalance
Balancing rotating machine parts
Many of the services provided by the EAS Rotating Technology Division
relate to steam and gas turbines of various ratings, generators, pumps,
fans and blowers. Their main components are normally operated at
high rotational speeds. To reduce out-of-balance conditions, major repairs
are usually followed by balancing.
When people hear the term "balancing" they immediately think of
car tyres. But let's look at another example to see what an imbalance
is. If a bicycle wheel is perfectly round – in other words it hasn’t got
a "wobble" – you can think of the wheel as a circle (Fig. 1).
The valve with the mass (m) and distance (r) from the hub (red
dot) rotates around the hub at a speed (n), with the centrifugal
force (F) acting on the hub. The centrifugal force is calculated
according to the following formula.
In the formula, the expression "m·r" denotes the imbalance (I).
The aim of the balancing exercise is to minimise this imbalance
so as to reduce the strain acting on the hub. In the circular model
(Fig. 1), balancing (reduction of centrifugal force and hence relief
of strain on hub) is accomplished either by removing mass (m)
or by adding further mass, the balance mass (m1), on the opposite
side.
On a turbine rotor, things are a little more complex. In
simple terms, a rotor can be seen as an assembly made up of
a number of discs each of which comes with an imbalance
(Fig. 2).
Theoretically, every one of these discs could be balanced
to take out the imbalance for the rotor as a whole. However,
a real rotor does not have so the number correction planes
required for this approach to be applied.
Turbine rotors normally have a maximum of five or six of these
planes.
A further complication for turbines is shaft elasticity which
causes displacement of the individual discs relative to each
other when the shaft rotates, so the discs' influence on
each other changes with shaft speed. Balancing methods
therefore vary depending on the disc design and behaviour
as they rotate.
Balancing methods fall into two categories: low-speed and
high-speed balancing. The following table provides an overview.
The all-important parameter here is the position of the first
critical speed (nc1) relative to the maximum operating speed (nmax).
Balancing speeds
The characteristic feature used to distinguish between the
balancing methods is the position of the maximum operating
speed relative to the first critical eigenmode. This eigenmode
is determined by the shaft's elastic behaviour referred to in
the above disc model.
For elastic shaft rotors with a maximum operating speed
that is at least 30 % below the first critical eigenmode,
low-speed balancing is good enough. In this range below 30 %
of nc1 the elastic character is not fully developed and therefore
negligible.
So the balancing speed to be selected is dependent on the
operating speed.
For high-speed balancing, things are relatively easy. The balancing
speed has to reach the maximum operating speed. Even higher
speeds (trip speed, overspeed) are checked, but there are no
admissible balancing tolerances for these speeds.
The speed used for low-speed balancing needs to be selected in
accordance with the simple rule which says it should be "as low as
possible and as high as necessary".
low-speed
high-speed
operating speeds ≤ 30 % nc1 > 30 % nc1
The variables F, r, ω and I are
vectors, i.e. quantities which have
both magnitude and direction. This
is indicated by an arrow above the
relevant symbol in the formula.
These vector signs have been left
out in the text to keep it simple.
balancing speeds
as low as possible
as high as necessary
→ nmax
rotor behaviour ridged shaft-elastic
no. of correction planes two planes suffice 2+nc
acceptance quality grades DIN ISO 1940/1 • balancing bunker-specific
[unit] [gmm] [mm/s, μm]
• DIN ISO 11342
method G/VDI 3835 [gmm]

48 E.ON Anlagenservice
niedertourig
hochtourig
Betriebsdrehzahlen ≤ 30 % nk1 > 30 % nk1
Auswuchtdrehzahlen
so niedrig wie möglich
so hoch wie nötig
Rotorverhalten starr wellenelastisch
→ nmax
Anzahl Ausgleichsebenen Zwei Ebenen ausreichend 2+nk
Abnahme Gütestufen DIN ISO 1940/1 • wuchtbunkerspezifisch
[Einheit] [gmm] [mm/s, μm]
• DIN ISO 11342
Verfahren G/VDI 3835 [gmm]
Auswuchtdrehzahlen
Als Merkmal zur Unterscheidung zwischen den erforderlichen
Auswuchtverfahren ist die Lage der maximalen Betriebsdrehzahl
zu der ersten kritischen Eigenform zu nennen. Diese Eigenform ist
eine Auswirkung der wellenelastischen Eigenschaft, wie sie in dem
Scheibenmodell erwähnt wurde.
Für Rotoren, die einen wellenelastischen Charakter haben und
deren maximale Betriebsdrehzahl aber mindestens 30 % unterhalb
der ersten kritischen Eigenform liegt, ist ein niedertouriges
Auswuchten ausreichend. In diesem Bereich unter 30 % von nk1 ist
der wellenelastische Charakter noch nicht ausgeprägt und somit zu
vernachlässigen. Entsprechend dieser Betriebsdrehzahl ist die Wahl
der Auswuchtdrehzahl festzulegen.
Beim hochtourigen Auswuchten ist dies relativ einfach. Es muss
bis zur maximalen Betriebsdrehzahl ausgewuchtet werden. Es
werden zwar auch höherer Drehzahlen angefahren (Trip-Speed,
Overspeed), für diese Drehzahlen gelten aber generell keine
zulässigen Auswuchttoleranzen.
Die Drehzahl für das niedertourige Auswuchten ist nach der
einfachen Regel „so niedrig wie möglich, so hoch wie nötig“
festzulegen. Es ist dabei eine Drehzahl zu wählen, in der die
Fliehkräfte, die ja durch das Auswuchten innerhalb zulässiger
Grenzen liegen sollen, gegenüber den Querkräften dominieren.
Die Querkräfte entstehen im Wesentlichen durch eine nicht
vermeidbare, geringe Fehlausrichtung des Rotors auf der Wuchtbank.
Die Wahl der geeigneten Auswuchtdrehzahl für das niedertourige
Auswuchten überlässt man am Besten dem Wuchter selbst, der seine
Maschine kennt. Eine unüberlegte Vorgabe von Auswuchtdrehzahlen
kann zu falschen Ergebnissen führen.
Erforderliche Ausgleichsebenen
Die Anzahl der nötigen Ausgleichsebenen differiert ebenfalls
zwischen dem niedertourigem und dem hochtourigem Auswuchten.
Während beim niedertourigen Auswuchten zwei Ausgleichsebenen
ausreichend sind, benötigt man beim hochtourigen Auswuchten
mehrere Ebenen, abhängig von den zu durchfahrenden kritischen
Drehzahlen bis zur maximalen Betriebsdrehzahl.
Dies ist in der Tabelle mit der Bezeichnung „2+nk“ festgehalten.
Vereinfacht bedeutet dies, dass zwei Ausgleichsebenen mehr
benötigt werden, als kritische Drehzahlen bis zur maximalen
Betriebsdrehzahl durchfahren werden müssen. Zum Durchfahren
von zwei kritischen Drehzahlen werden beim hochtourigen
Auswuchten also mindestens vier Ausgleichsebenen benötigt.
Wuchtabnahme
Beim niedertourigen Auswuchten wird in der Regel nach DIN ISO
1940/1 verfahren. In dieser Norm werden für die unterschiedlichen
Teile Gütestufen empfohlen. Die Einteilung der Gütestufen beginnt
mit Gütestufe G 4000 für Kurbeltriebe von großen, langsam
laufenden Schiffsdieselmotoren.
Für komplette Kolbenmotoren von PKWs wird eine Gütestufe von
G100 empfohlen, für Autoreifen G 40.
Die Empfehlung der Norm für das Teilespektrum des
Geschäftsbereichs Maschinentechnik bewegt sich im Bereich von
Gütestufe G 6,3 für Pumpen, Lüfter und Gebläse und Gütestufe G 2,5
für Turbinen und Generatoren. Am unteren Ende der Empfehlungen
stehen mit einer Gütestufe von G 0,4 Spindeln und Antriebe von
Präzisionsmaschinen.
An dieser Stelle nochmals der Hinweis, dass ein niedertouriges
Auswuchten für wellenelastische Rotoren nicht ausreichend ist.
Für diese Teile ist ein zusätzliches hochtouriges Auswuchten
erforderlich.
Beim hochtourigen Auswuchten sind die zurzeit üblichen
Toleranzangaben mittels Schwingwerten (Weg oder Geschwindigkeit)
im Allgemeinen ungeeignet, da sie stark von
den Lagerungsbedingungen des Rotors in dem jeweiligen
Wuchtbunker abhängen und somit keine Rotoreigenschaften
beinhalten.
Für den Geschäftsbereich Maschinentechnik, der über keinen
eigenen Wuchtbunker verfügt, ist eine Toleranzangabe in Unwuchten
sinnvoll, da die üblichen Schwingungsabnahmewerte der
Wuchtbunker oft auf Erfahrungswerten (eigenes Produktportfolio)
der Wuchtbunkerbetreiber beruhen.
Unter Verwendung der Gütestufen in DIN ISO 1940/1 lassen
sich zulässige Grenzwerte (auch für das hochtourige Auswuchten)
unabhängig von den Eigenschaften des Wuchtbunkers festlegen.
DIN ISO 11342 zeigt diesen Weg des Auswuchtens mit
Einflusskoeffizienten auf.
Ausblick
Der Trend zu höheren Leistungen und Wirkungsgraden fordert
auf der einen Seite die Werkstofftechnik mit der Entwicklung
verbesserter Materialien, auf der anderen Seite werden konstruktive
Lösungen umgesetzt, um trotz Werkstoffgrenzen höhere Leistungen
zu erzielen. So werden beispielsweise Generatoren immer
länger und schlanker, da eine Vergrößerung des Durchmessers die
zulässigen Materialbelastungen überschreiten würde. Durch die
Verlängerung ändern sich die rotordynamischen Eigenschaften und
es müssen mehrere kritische Drehzahlen durchfahren werden.
Während in den 20er Jahren des letzten Jahrhunderts die
Generatoren noch unterhalb von kritischen Drehzahlen liefen,
also wuchttechnisch als starr betrachtet wurden und niedertourig
ausgewuchtet werden konnten, musste wegen der Verlängerung
der Generatoren in der 50er Jahren bereits eine kritische Drehzahl
passiert und somit hochtourig ausgewuchtet werden. In den 70er
Jahren setzte sich diese Entwicklung fort und es wurden bereits zwei
kritische Drehzahlen durchfahren.
Heute werden Generatoren mit fünf und mehr Ausgleichsebenen
gebaut, die mehrere kritische Drehzahlen durchfahren. Ein Ende
dieser Entwicklung ist nicht in Sicht.

Journal 49
Fig. / Bild 2
Low-speed balancing should be performed at a speed at which
the centrifugal forces, which are meant to be kept within certain
limits by the balancing exercise, dominate over the lateral forces.
The lateral forces are basically caused by a minor, unavoidable
misalignment of the rotor on the balancing bench. The balancing
speed for low-speed balancing should best be selected by the
balancing machine operator who knows his machine. An illconsidered
choice of balancing speed can lead to incorrect results.
Correction planes
The number of correction planes also depends on the balancing
method. While for low-speed balancing two correction planes will
suffice, high-speed balancing requires several planes, depending
on the number of critical speeds the rotor must pass through as it
accelerates to its maximum operating speed.
In the table, this number is designated "2+nc". In simple terms this
means that the number of correction planes needed is always two
higher than the number of critical speeds through which the rotor
must pass as it accelerates to its maximum operating speed. So if
the rotor has to pass through two critical speeds during high-speed
balancing, at least four correction planes will be required.
Acceptance
Low-speed balancing is normally performed in accordance with ISO
1940/1. This standard recommends quality levels for different parts.
These quality levels start with G 4000 four crankshaft drives of large,
slow-speed diesel engines of the kind used in ships. For entire piston
engines designed for cars, the recommended quality level is G100, for
car tyres it is G 40.
The quality levels recommended in the standard for the
components handled by the Rotating Technology Division range from
G 6.3 for pumps, fans and blowers to G 2.5 for turbines and generators.
At the bottom end of the scale are high-precision machine spindles
and drives for which the recommended quality level is G 0.4.
It should be again noted that low-speed balancing is insufficient
for elastic shaft rotors. These components require additional highspeed
balancing.
The standard vibration tolerances (path or velocity) currently
specified for high-speed balancing are generally considered
inappropriate because they depend to a large extent on the bearing
conditions of the rotor in the balancing bunker and therefore do not
take account of rotor characteristics.
For the Rotating Technology Division, which does not have its own
balancing bunker, it makes sense to specify tolerances for imbalances
because the standard vibration acceptance levels of the balancing
bunkers are normally based on the bunker operators' own experience
(i.e. their own product portfolio).
Using the quality levels specified in DIN ISO 1940/1 makes it
possible to define admissible thresholds (also for high-speed
balancing) regardless of the characteristics of the balancing bunker.
ISO 11342 demonstrates this balancing method with influence
coefficients.
Outlook
The trend towards higher shaft outputs and efficiencies is
placing new demands on material engineers to develop improved
materials. At the same time, engineers come up with new designs
and achieve higher performance levels despite restrictions on the
material side.
Generators, for example, are becoming longer and slimmer
because larger diameters would exceed the limitations specified
for some of the materials. Longer designs change the rotor-dynamic
properties and there are more critical speeds for the rotor to pass
through.
In the 1920s generators were still operated below any
critical speeds, i.e. from a balancing point of view they were
regarded as rigid and could be balanced at low speeds. Longer
generators in the 1950s meant that one critical speed already had
to be passed through, which required high-speed balancing. This
trend continued, and in the 1970s the rotors had to pass through two
critical speeds.
Generators built today have five or more correction planes and
pass through several critical speeds. An end to this trend is not in
sight.

50 E.ON Anlagenservice
An dieser Ausgabe wirkten mit:
Martin Proll
Service Wind Power
Hydro & Wind Power Division
T +49 8 71-6 94-41 44
M +49 1 74-1 66 17 71
Dr. Walter Sucrow
Service Wind Power
Hydro & Wind Power Division
T +49 8 71-6 94-41 42
M +49 1 79-1 39 90 88
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
Thomas Wollnik
Konstruktion & Technik
Design & Engineering
Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik
E, C&I Technology Division
T +49 2 09-6 01-52 82
M +49 1 73-6 01 46 30
Marcel Lindner
Nukleartechnik
Nuclear Technology
Geschäftsbereich Systemtechnik
Systems Technology Division
T +49 2 09-6 01-56 90
M +49 1 60-9 05 55 82 3
Detlef Brehm
Rückbau
Decommissioning
Geschäftsbereich Systemtechnik
Systems Technology Division
T +49 2 09-6 01-56 42

Journal 51
Contributing authors:
Arndt Fischer
Konstruktion und Technik
Mechanical Engineerings
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Rotating Technology Division
T +49 2 09-6 01-82 89
M +49 1 75-1 89 29 20
Luyen Gugel
Generatoren
Generators
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Rotating Technology Division
T +49 2 09-6 01-57 54
M +49 1 60-90 63 71 38
Norbert Thiesmeier
Generatoren
Generators
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Rotating Technology Division
M +49 1 73-6 01-47 02
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
Carsten Kolmetz
Kfm. Abwicklung
Commercial Department
Geschäftsbereiche Maschinentechnik,
Systemtechnik und Benelux
Rotating Technology, Systems
Technology and Benelux Divisions
T +49 2 09-6 01-82 14
M +49 1 70-3 01 82 14
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

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