April 2015 Kundenmagazin/Customer Magazine

Transcription

April 2015
Journal
Kundenmagazin/Customer Magazine
Ausgabe/Issue 24
Neuigkeiten und
interessante Projekte
News and
project highlights
02 E.ON Anlagenservice
EAS quo vadis?
Daniel Brückner
Leiter Vertrieb & Marketing
Head of Sales & Marketing
Seit die neue E.ON-Strategie mit der Aufspaltung des Konzerns in zwei Gesellschaften bekannt wurde, werden wir gefragt, was
aus der EAS wird. Unsere klare Antwort
darauf ist, dass Sie, unsere Kunden, sich
auch in Zukunft voll und ganz auf uns verlassen können.
Auch wenn die aktuellen Ereignisse in
der Branche und insbesondere bei E.ON uns
bewegen, heißt es für uns: Weitermachen und
noch besser werden!
So ist es unser Anspruch, unsere Kompetenzen und unser Portfolio kontinuierlich
weiterzuentwickeln. Dazu gehören natürlich
auch organisatorische Anpassungen sowie die
engere Zusammenarbeit mit unseren Kunden
und Partnern. Daher auch meine Frage an
Sie: Wie können wir unseren Service für Sie
verbessern?
In dieser Ausgabe unseres Journals erfahren Sie unter anderem, in welcher Form der
Fachbereich Schaltanlagen und Schaltgeräte
im
Geschäftsbereich
Elektro-/Leittechnik
ausgebaut wurde und wie sich das Leistungsspektrum der maschinentechnischen
Werkstatt nach der Erweiterung darstellt.
Aufgrund der ausgezeichneten Resonanz
auf unseren Instandhaltungsworkshop werden wir damit in diesem Jahr fortfahren.
Wir laden Sie ein, vom 24. bis zum
27. November (Pre-Seminar Elektrotechnik
und
Hauptseminare
Elektro-/Leittechnik,
Apparate-/Kesseltechnik und Maschinentechnik) bzw. am 26. und 27. November (nur
Hauptseminare) technische Verfahren und
innovative Lösungen mit uns zu diskutieren.
Ich würde mich freuen, Sie dort zu
treffen.
EAS quo vadis?
Since the new E.ON strategy to split the Group into two
companies has been announced, we have been asked what
impact this will have on EAS. Our explicit answer to that question
is that you - our customers - still can fully rely on us in the future.
Even though the current developments in our industry and in
particular at E.ON affect us, it means for us: Carry on and become
even better!
It is our demand of ourselves to continously improve our
competences and also to expand our portfolio. Of course,
this requires organisational changes and also closer collaboration
with our customers and partners. Hence my question to you:
How can we improve our service for you?
In this issue of our journal you will find, among other things,
how the E, C&I Technology Division’s switchgear department
has been expanded and what the services spectrum of our
workshop for rotating equipment looks like after its expansion.
Following the excellent response to our last maintenance
workshop we have decided to hold another one this year. We
invite you to join us for discussions on technical processes and
innovative solutions from 24 to 27 November (pre-seminar on
electrical engineering and main seminars on E, C&I technology,
mechanical technology and rotating technology) or on 26 and 27
November (main seminars only).
I would be very pleased to meeting you there!
Journal 03
Inhaltsverzeichnis
List of contents
Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik
Leistungssegment ausgebaut
Seite 04
E, C&I Technology Division
Further development of product and services segment
Page 05
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Werkstatt im Technikum
Auf neue Anforderungen ausgerichtet
Seite 06
Rotating Technology Division
EAS Technikum workshop
Designed to meet new requirements
Page 07
Armaturenwerkstatt
Kompetente Bearbeitung mit hohem Qualitätsanspruch
Seite 08
Valve workshop
High-quality services by experienced specialists
Page 09
Geschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik
HD-Rohrleitungsbau im MPP3
Ausgezeichnet - reibungslos - professionell
Seite 10
Mechanical Technology Division
HP pipework at MPP3
Excellent - trouble-free - professional
Page 11
EAS Kundenseminar
SIL - Funktionale Anlagensicherheit
und Sicherheitsrichtlinien
Seite 12
EAS customer seminar
SIL - Functional Plant Safety
& Safety Policies
Page 13
SIL
Prüfungen von überwachungsbedürftigen Anlagen
Seite 14
SIL
Inspecting plant requiring monitoring
Page 15
Durchführung einer Gefahren- und Risikobeurteilung
an einem Wirbelschichtofen mit Abhitzekessel
Seite 16
Hazard and risk assessment
of a fluidised bed furnace with a waste heat boiler
Page 17
RWE - BMHKW Bergkamen
Erneuerung der Leittechnik
Seite 18
RWE - Bergkamen biomass cogeneration plant
Renewing the instrumentation and control systems
Page 19
Know-how spart Kosten
Weiterbetrieb statt Investition für den Austausch
Seite 24
Know-how saves money
Page 25
Continued operation instead of investment in a new system
RWE - Fortuna-Nord
Umbau der Ölversorgung und Regelung
Seite 26
RWE - Fortuna-Nord
Modification of the oil supply and control systems
Page 27
E.ON Kernkraft
Maschinentransformator wechselt den Standort
Seite 30
E.ON Kernkraft
Machine transformer re-installed at new location
Page 31
E.ON Gas Storage - Erdgasspeicher Etzel
Stromversorgung für Station und Kavernen
Seite 34
E.ON Gas Storage - Etzel natural gas storage facility
Power supply for station and caverns
Page 35
Open Grid Europe - Verdichterstationen Werne/Gescher
Energieversorgung modernisiert
Seite 40
Open Grid Europe/Werne - Gescher compressor stations
Power supply systems modernised
Page 41
Stadtwerke München
Retrofit - Leistungsschalter/Netztrennschalter 10 kV
Seite 44
Stadtwerke München
Retrofit - 10 kV power switch and circuit breaker
Page 45
Bump Test
Seite 46
Bump test
Page 47
Kraftwerk Grenzach-Wyhlen
Revision im Gasturbinenkraftwerk
Seite 50
Grenzach-Wyhlen power station
Inspection of a gas turbine package
Page 51
Kraftwerk Ingolstadt
Turbinenschaden innerhalb eines Monats behoben
Seite 54
Ingolstadt power plant
Turbine damage repaired within a month
Page 55
Leistungssegment ausgebaut
Schaltanlagen und Schaltgeräte
Pünktlich zum Jahresbeginn 2015 stellte der EAS-Fachbereich Schaltanlagen und
Schaltgeräte/Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik ein erweitertes Produktund Serviceportfolio vor. Dies resultiert aus der Eröffnung einer Niederlassung
in Karlsruhe und der Kooperation mit dem Serviceunternehmen DETECH.
Die Niederlassung Karlsruhe, unter der Leitung von Michael
Fesenbeck, konzentriert sich vornehmlich auf Industriekunden
und EVU‘s im Raum Baden-Württemberg. Mit dem Niederlassungsleiter und zwei Projektleitern stellte EAS drei Ingenieure
sowie fünf Mitarbeiter für Bauleitung und Montage und eine
Teamassistentin ein.
Das Team in Karlsruhe bringt langjährige Erfahrungen aus
seiner erfolgreichen Tätigkeit für AREVA/SCHNEIDER Electric mit,
und die EAS profitiert von zusätzlichen Kompetenzen der neuen
Mitarbeiter (Freileitung/110 kV/neue Energien).
Das Liefer- und Leistungsspektrum bezieht sich primär auf
• Fabrikfertige Betonstationen
• Mittelspannungsschaltanlagen
• Niederspannungshauptverteilungen
und Motorverteilungen (MCC)
• Leistungstransformatoren
• Verteiltransformatoren
• Schutz- und Leittechnik
• Montage, Verkabelung, Inbetriebnahme
der o. g. Komponenten
• Schaltanlagen- und Schalterwartung
• Netzberechnungen und Netzanalysen
• Störungsbeseitigung
Den Kunden in der Region Baden-Württemberg steht darüber
hinaus das gesamte EAS-Portfolio zur Verfügung. Bei Bedarf ist
eine Einbindung von Planungsleistungen der E.ON Technologies
gegeben.
DETECH
Das Serviceunternehmen DETECH von Dieter Bosler bediente rund
zehn Jahre die Marktnische „Wartung und Revision von ConcordiaSchaltern“. Seine Kunden konnten sich jederzeit auf qualitativ
hochwertige Leistungen, ggf. auch Schaltertausch und Retrofitmaßnamen und ein umfangreiches Ersatzteillager verlassen.
In dieser Zeit entwickelte sich eine gute Zusammenarbeit
zwischen DETECH und der EAS. Mit dem Ziel, den Kunden eine
perfekte Leistung zu bieten, half man sich bei Engpässen gegenseitig aus.
Die Entscheidung von Dieter Bosler, selbst etwas kürzer zu
treten, seinen Kunden aber weiterhin die volle Leistung zu
sichern, führte zu einer Kooperation beider Unternehmen. Als
neuer Ansprechpartner für die ehemaligen DETEC-Kunden bietet
die EAS das Know-how inkl. des gesamten Ersatzteilsortiments
und Dieter Bosler steht seinen Stammkunden weiterhin als
Ansprechpartner zur Verfügung.
Journal 05
Further development of product and services segment
Switching devices and switchgear systems
At the beginning of 2015, the EAS Switchgears Department in the
E, C&I Technology Division presented its extended range of products
and services following the opening of a new branch in Karlsruhe
and cooperation with the service company DETECH.
Headed by Michael Fesenbeck, the
Karlsruhe branch focuses mainly on
industrial customers in the BadenWürttemberg region. With Fesenbeck and
two project managers EAS have recruited
three engineers along with five other
construction supervision and installation
staff and a team assistant.
The Karlsruhe team can draw on many
years of experience gained from its
succesful work for AREVA/SCHNEIDER Electric.
EAS will profit not only from this high level of overall expertise
but also from the team's know-how regarding overhead power
lines, 110 kV applications and new energy sources.
The product and services spectrum comprises mainly
• Precast concrete structures for power stations
• Medium-voltage switchgear systems
• Low-voltage main distributors and motor control
centres (MCCs)
• Power transformers
• Distribution transformers
• Protection and control systems
• Installation, cabling, commissioning of the
above-mentioned components
• Switchgear system and equipment maintenance
• Network calculations and analyses
• Fault correction
Customers in the Baden-Württemberg region have access to the
entire EAS portfolio. Where required, customers can also draw on
the planning services of E.ON Technologies.
DETECH
Dieter Bosler's service company DETECH served the "Concordia
switch maintenance and inspection" market niche for
approximately ten years.
The company's customers could be sure at all times of highquality service and of having switches replaced, retrofits carried
out and being supplied with a comprehensive range of spare
parts as and when required.
During this time a successful collaboration developed between
DETECH and EAS. With the common goal of providing the
customers with a perfect service the two companies helped each
other in overcoming bottlenecks.
The decision of Dieter
Bosler to cut back his
involvement while
ensuring that his
customers continued
to have a full service
led to a collaboration
between the two
companies. As a new
contact for the former
DETEC customers EAS
provides know-how
as well as the total
range of spare parts,
with Dieter Bosler
still being available
to
his
regular
customers.
Werkstatt im Technikum
Auf neue Anforderungen ausgerichtet
Die Leistungen der maschinentechnischen Werkstatt spannen
sich von der Reparatur einzelner Komponenten über die Überholung
und Neuanfertigung bzw. Anpassung von Ersatzteilen bis hin zur
Planung und Durchführung kompletter Gewerke.
Das fachliche Know-how, beispielsweise für die Überholung von
Turbinenläufern, ist vorhanden, konnte aber bisher aus Platzgründen eher selten genutzt werden. Die zunehmende Beauftragung aus der dezentralen Energieerzeugung hat bei der EAS zu
der Entscheidung geführt, die Werkstattfläche auf ein weiteres
Gebäude auszudehnen.
Seit Anfang des Jahres 2015 stehen für die Bearbeitung von
Industrieturbinen eine zusätzliche Fläche von 940 qm sowie eine
Krananlage mit einer Kapazität von bis zu 25 t Bauteilgewicht zur
Verfügung.
Das ehemalige Gebäude der Industrieturbinenwerkstatt,
ausgerüstet mit einem 16-Tonnen-Kran, dient vornehmlich dem
Ausbau der Generatorwerkstatt.
Generatoren von 10 bis 15 MW Leistung, ggf. auch größer,
können jetzt optimal im Technikum bearbeitet werden. Die entsprechende Ausstattung wie Reinigungsanlage, Trockenofen,
elektrisches Prüffeld etc. ist vorhanden.
Damit bietet der EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik
seinen Kunden aus der industriellen und kommunalen Energieversorgung ein weiteres komplettes Leistungspaket aus einer Hand.
Die Ausführung der Arbeiten im eigenen Haus, ohne den Umweg über ein Fremdunternehmen, ermöglicht es, noch flexibler
und kundenorientierter zu agieren.
Ansprechpartner:
Frank Jannett
T +49 2 09-6 01-84 12
[email protected]
Journal 07
EAS Technikum workshop
Designed to meet new requirements
The services of the workshop for rotating equipment range from the
repair of individual components and the overhaul and manufacture
of new items or modification of spare parts to the planning and
implementation of complete assembly sections.
The technical expertise for overhauling turbine rotors, for
example, has always been available but was rarely used up until
now due to a lack of space. Increasing requests from distributed
energy generators prompted EAS to take the decision to expand
the workshop area into another building.
Since the beginning of 2015, an additional 940 m2 of floor
space and a crane system with a capacity of up to 25 t component
weight have been available for handling industrial turbines.
The original industrial turbine workshop building, which is
fitted with a 16-tonne crane, is mainly used to extend the
generator workshop. It is now possible to comfortably work on
generators with a capacity of 10 to 15 MW or even more at the
EAS Technikum, which has all the necessary equipment such as a
cleaning station, drying oven, electrical test facility, etc.
This enables the Rotating Technology Division to offer its
industrial and municipal energy supply customers another
complete service package from a single source. Performing the
work in house without resorting to the services of third parties
makes it possible to react in a more flexible, customer-focused
manner.
Contact:
Frank Jannett
T +49 2 09-6 01-84 12
[email protected]
Armaturenwerkstatt
Kompetente Bearbeitung
mit hohem Qualitätsanspruch
Verkürzte Stillstandszeiten oder ungeplante Einsätze bei Störungen
in den Anlagen der Kunden erfordern schnelle Reaktionen und
einwandfreie Leistungen. Die Armaturenspezialisten im
EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik kennen die Besonderheiten
von Turbinenventilen aller namhaften Hersteller. Eine enge
Zusammenarbeit zwischen den mobilen Teams in den Anlagen der
Kunden und der Werkstatt im Technikum führt zu besten Ergebnissen.
Aus der langjährigen Erfahrung in der
Bearbeitung von Armaturen resultiert eine
Vielzahl von Daten, wie z. B. Hersteller- und
Materialangaben, Größen und Ausführungen von Dichtungen und Packungen, Abmessungen von Buchsen und Federn,
Schraubenarten und Werkstoffen etc.
Reparaturen in der EAS-eigenen Werkstatt übernimmt ein hochqualifiziertes
Team. Hier steht die komplette Bandbreite
der mechanischen Bearbeitung sowie der
Schweiß- und Glühtechnik zur Verfügung.
Neben einem umfangreichen eigenen
Ersatzteillager besteht die Möglichkeit
der kurzfristigen Beschaffung baugleicher
Teile oder aber die Anfertigung bzw. Anpassung von Buchsen, Kolbenstangen usw.
Alle gängigen Werkstoffe für die Neuanfertigung von Standard-Ersatzteilen gehören zum Lagerbestand.
Im Rahmen der Qualitätssicherung
werden sämtliche Bauteile anhand einer
auf die jeweilige Komponente bezogenen
Prüfübersicht einer eingehenden zerstörungsfreien Prüfung unterzogen.
Die für jeden Armaturentyp vorhandenen Messprotokolle unterstreichen den
hohen Qualitätsanspruch.
Nach der fachgerechten Montage in
den Anlagen der Kunden werden die
durchgeführten Arbeiten in einer umfassenden Enddokumentation dargestellt.
Ansprechpartner:
Andreas Ufermann
T +49 2 09-6 01-55 04
[email protected]
Henrik Ufermann
T +49 2 09-6 01-84 10
[email protected]
Journal 09
Valve workshop
High-quality services
by experienced specialists
Reduced downtimes and unplanned call-outs to deal with problems
at the customers’ plant require a rapid response paired with the ability
to work to high standards of accuracy and quality. The valve specialists
of the Rotating Technology Division are familiar with the specifics of
all valves used by the major turbine manufacturers. Close cooperation
between the mobile teams working on site and the workshop specialists
at the EAS Technikum ensures the very best results.
The experience of many years in working
on valves yields a great deal of data
including manufacturer and material
specifications, sizes and types of gaskets,
seals and gland packings, dimensions of
bushes and springs, types of screws, bolts
and materials, etc.
Repairs at the EAS workshop are carried
out by a team of highly qualified specialist
using the complete range of machining,
welding and annealing equipment.
EAS has a large spare parts warehouse
of its own but can also source identical
parts at short notice or even manufacture
or modify bushings, piston rods, etc. All
standard materials required for the
production of common spare parts are also
kept in stock.
As part of quality assurance all parts
and components undergo non-destructive
tests using test documentation specific to
each individual component.
The measurement records kept for
every type of valve confirm the high
standards.
After
the
correct
assembly
or
installation in customer plant the work
carried out is recorded in a comprehensive
final documentation.
Contacts:
Andreas Ufermann
T +49 2 09-6 01-55 04
[email protected]
Henrik Ufermann
T +49 2 09-6 01-84 10
[email protected]
Geschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik
Ausgezeichnet - reibungslos - professionell
Nicht einfach zu stemmen waren
die Aufträge in den Neubauten
Datteln 4 und Maasvlakte Power
Plant 3 (MPP3). Während Datteln 4
noch nicht am Netz ist, konnte man
in Maasvlakte die Arbeiten der EAS
schon auf Herz und Nieren prüfen
und das Ergebnis kann sich sehen lassen.
Im Journal Nr. 22/April 2014 berichtete Klaus Glasenapp über
das erfolgreich abgeschlossene
Großprojekt „HD-Rohrleitungsbau im
MPP3“.
Zur
Erinnerung:
Der
besondere Anspruch in diesem Projekt
lag nicht nur in der exakten
Planung und qualifizierten Ausführung auf hohem Niveau. Die EAS
musste auf bauablaufbedingte Störungen Dritter flexibel reagieren und
schließlich unter einem enormen
Zeitdruck Bestleistungen erbringen.
Das ist gelungen.
Selbst Lloyds Register (NoBo/TÜV)
lobte die sensationell geringe
Fehlerquote von 0,86 % bei rd. 2.500
Schweißnähten mit den Worten: „Wir
haben bis jetzt noch keine bessere
Qualität gesehen“.
Gut zu wissen, dass auch unser
Kunde,
E.ON
Benelux,
diese
Leistungen zu schätzen weiß wie das
nebenstehende Schreiben zeigt.
Man hat klar erkannt, dass die
EAS sich auch in schwierigen
Situationen voll und ganz für
die Vorteile ihrer Kunden und einen
erfolgreichen
Projektabschluss
einsetzt.
E.ON Benelux N.V., Postbus 8642, 3009 AP Rotterdam, Niederland
E.ON Anlagenservice GmbH
Bergmannsglückstr. 41-43
D-45896 Gelsenkirchen
E.ON Benelux N.V.
Europaweg 911
3199 LD Maasvlakte Rotterdam
www.eon-benelux.com
[email protected]
Unser Zeichen
MPP3-140925LP-L27b-2906
Rotterdam, 25. September 2014
Projekt Neubau Kraftwerk Maasvlakte 3
Los 27b/HD-Rohrleitungsanlage
Klaus Kurenbach
+31(0)181 241 071 /
+49(0)170 560 30 19
[email protected]
hier: Referenzschreiben
Sehr geehrte Damen und Herren,
Maasvlakte Power Plant 3 gehört zu den neuen leistungsstarken 1.100 MW
Steinkohle-Kraftwerken der E.ON Generation. Im Rahmen der Errichtung des
Kraftwerkes haben Sie erfolgreich die Planungs-, Lieferungs- und Montageleistungen in den Bereichen HD-Rohrleitungsbau und den komplexen
Halterungssystemen durchgeführt.
Wir sagen herzlichen Dank dafür, dass diese Arbeiten von Ihnen ganz
hervorragend und jederzeit sicher abgearbeitet wurden.
Für die Durchführung des Auftrages durch die EAS und ihre Mitarbeiter können
wir auch im Namen unseres Projektteams die Prädikate geben:
ausgezeichnet - reibungslos - professionell.
Die Auftragsabwicklung mit den besonderen Ansprüchen in der Verarbeitung von
neuen, hochwarmfesten Stählen sowie die zur Zeit laufenden Inbetriebsetzungsarbeiten wurden durch Ihre Mitarbeiter termin-, sach- und fachgerecht abgewickelt.
Die Auftragserteilung erfolgte an EAS (KEV) ‒ EBX und ETG (vormals ENT)
am 15.12.2009. Nach erfolgreicher CE-Kennzeichnung der Rohrleitungsanlage vor
Ort am 13.11.2013 und Beendigung der Baustellenaktivitäten, standen Ihre
Mitarbeiter auch weiterhin, jederzeit kurzfristig für Fragen, Optimierungen und
Nacharbeiten zur Verfügung.
In der gesamten Vorbereitung, zu Beginn, im Verlauf der Arbeiten und auch mit
dem termingerechten Ende aller Arbeiten zeigte sich ein hohes Maß an Wissen,
Können und Geschick aller eingesetzten Mitarbeiter. Durch Ihre Projekt- und
Bauleitung wurden unsere verantwortlichen Mitarbeiter jederzeit rechtzeitig, offen
und umfassend über den Stand, den Ablauf und die aufgetretenen Probleme
informiert.
So stellen wir uns eine gute Zusammenarbeit vor. Weiter so!
Mit freundlichen Grüßen
Journal 11
Mechanical Technology Division
Excellent – trouble-free – professional
The contracts for the new
plants Datteln 4 and Maasvlakte
Power Plant 3 (MPP3) were rather
tricky. While Datteln 4 has not
yet been connected to the grid,
it has already been possible to
inspect the work of EAS at
Maasvlakte in great detail. The
results are something to be proud of.
In Journal no. 22 / April 2014 Klaus
Glasenapp reported on the successful
completion of the major project
known as "HP pipework at MPP3".
Just to remind you: the special
requirement here was not only its
exact planning and high-quality
workmanship but also the fact that
at particular stages of construction
EAS had to react flexibly to
disruptions caused by third parties
and to do a very good job under high
time pressure.
Even Lloyds Register (NoBo/TÜV)
praised the sensationally low error
rate of 0.86% for approximately
2,500 welding seams with the words,
"in all our experience we have never
seen better quality".
It's good to know that our customer
E.ON Benelux also appreciated the
work we did, as the accompanying
letter shows.
It has been recognised that even in
difficult situations EAS works entirely
in the interests of its customers and
completes each project successfully.
E.ON Benelux N.V., Postbus 8642, 3009 AP Rotterdam, Niederland
E.ON Anlagenservice GmbH
Bergmannsglückstr. 41-43
D-45896 Gelsenkirchen
E.ON Benelux N.V.
Europaweg 911
3199 LD Maasvlakte Rotterdam
www.eon-benelux.com
[email protected]
Our reference
MPP3-140925LP-L27b-2906
Rotterdam, 25 September 2014
Newbuild project Maasvlakte 3 power plant,
Lot 27b / HP pipework installation
Klaus Kurenbach
+31(0)181 241 071 /
+49(0)170 560 30 19
[email protected]
Reference
Dear Sir or Madam,
Maasvlakte Power Plant 3 is one of the new, powerful 1,100 MW coal-fired
power plants of E.ON Generation. As part of the erection of the power plant
you carried out the planning, equipment delivery and installation of the
HP pipework and the complex support systems.
We wish to express our sincere thanks for the fact that this work was carried
out by you in such an excellent way, with safety being ensured at every step.
For the completion of the contract by EAS and its workforce we are pleased,
in the name of our project team, to award you the rating:
excellent – trouble-free – professional.
Your project personnel carried out all contract work with its special requirements
concerning the new, highly heat-resistant steel as well as the commissioning
on time and with a high level of expertise and workmanship.
The contract was awarded to EAS (KEV) - EBX and ETG (formerly ENT) on
15 December 2009. After the CE mark was issued for the pipeline plant on site
on 13 November 2013 and the completion of the activities on site, members of
your project team were ready at all times to answer questions, optimize
plant performance and carry out any desired follow-up work.
In all the preparations for the project from the start, throughout all project phases
up until punctual completion, all members of your project team demonstrated a
high level of knowledge, expertise and skill. Your project management team
updated their opposite numbers in our company at all times punctually, candidly
and comprehensively of project progress and any problems occurring.
That is what we call effective co-operation. Keep up the good work!
Yours sincerely,
EAS Kundenseminar zum Thema:
SIL
Funktionale Anlagensicherheit
und Sicherheitsrichtlinien
„Aus der Praxis für die Praxis“ ist wieder das Schwerpunktthema
unserer Seminarreihe für 2015.
Wie in den vergangenen Jahren bieten wir zum Thema
SIL Funktionale Anlagensicherheit & Sicherheitsrichtlinien anwendungsorientierte Fachseminare an.
Unser Grundlagenseminar beginnt mit der Einführung in die
gesetzlichen Grundlagen und den aktuellen Regelwerken. Es
vermittelt die relevanten SIL-Kenndaten und Begriffe der funktionalen Sicherheit gemäß DIN EN 61508 / 61511.
Praktische Übungen zum Thema Risikobeurteilung und Erstellung einer Nachweisberechnung sowie Praxisberichte zur Betriebsbewährtheit, zum Anlagenumbau und zur Auswahl von
geeigneten Komponenten stärken den Bezug zur täglichen betrieblichen Anwendung.
Das Seminar „Functional Safety Management“ zeigt die wichtigsten Maßnahmen auf, die zur Vermeidung von systematischen
Fehlern vorgesehen werden müssen. Die Norm fordert hierzu ein
Management der funktionalen Sicherheit.
• Wie ist die Dokumentation zu erstellen?
• Welche Prüfzyklen müssen eingehalten werden?
• Wie muss die Sicherheitsspezifikation aussehen?
Die SIL Fachtagung bietet einen kompetenten Erfahrungsaustausch zum Thema funktionale Sicherheit. Im Rahmen von Fachvorträgen und einem Diskussionsforum mit TÜV Beteiligung werden Problemstellungen erläutert.
• Aktuelle Neuerungen zum Thema SIL
• Fachvorträge und Praxisanwendung
• Diskussionsrunde und Fragestunde
Weitere Informationen
Thomas Wollnik
Leiter Konstruktion & Technik
T +49 2 09-6 01-52 82
[email protected]
Anmeldungen
Melanie Borchardt
T +49 2 09-6 01-83 84
[email protected]
Sina Wallat
T +49 2 09-6 01-84 39
[email protected]
Gregor Recke
Konstruktion & Technik
T +49 2 09-6 01-52 11
[email protected]
Journal 13
EAS customer seminar on:
SIL
Functional Plant Safety
and & Safety Poalicies
"Practical experience as a basis for practical applications" is once
again our main topic for our 2015 seminar program.
As in past years we offer specialist and application-oriented
seminars and symposia on
SIL – Functional Plant Safety and & Safety Policies
Our seminar on fundamentals begins with an introduction to the
legal basics and applicable codes and standards. It deals with
relevant SIL key data, terms and concepts of functional safety
pursuant to DIN EN 61508 / 61511.
Practical exercises on the topic of risk assessment and
calculations to demonstrate compliance as well as reports on
"proven-in-use" reviews, plant retrofits and the selection of
suitable components reinforce the relevance for day-to-day
applications.
The Functional Safety Management seminar deals with the most
important measures to be taken to avoid systematic errors. The
relevant standard requires functional safety to be 'managed'.
• What is to be considered when preparing documentation?
• What are the inspection cycles to be observed?
• What must be included in the safety specification?
The SIL symposium provides the opportunity for professionals to
share their functional safety experience. Papers on specialised
topics and a discussion forum with the participation of TÜV, the
technical inspection agency, look into a number of safety issues.
• Current developments in SIL
• Technical papers with examples of practical applications
• Discussion and question time
For additional information
please contact:
Thomas Wollnik
Head of Design & Engineering
T +49 (0)209-6 01-52 82
[email protected]
Gregor Recke
Design & Engineering
T +49 2 09-6 01-52 11
[email protected]
Registration
Melanie Borchardt
T +49 2 09-6 01-83 84
[email protected]
Sina Wallat
T +49 2 09-6 01-84 39
[email protected]
SIL-Prüfungen
Prüfungen von überwachungsbedürftigen Anlagen
laut VDE 0100-600
Bis zum 31. August 2008 war bei der Errichtung einer neuen Anlage
durch die VDE 0100, Teil 610 die Prüfung ganz einfach geregelt.
Dort stand: Jede Anlage muss geprüft werden bevor sie vom Benutzer
in Betrieb genommen wird. Das war die sogenannte „Erstprüfung“.
Durchführen durfte diese eine Elektrofachkraft.
Ab dem 1. September 2008 haben sich entscheidende
Änderungen ergeben. Die VDE 0100-610 wurde durch die
VDE 0100-600 abgelöst. Dort steht Folgendes zur „Erstprüfung“:
Erstprüfungen elektrischer Anlagen
durch Besichtigen, Erproben, Messen
Die Erstprüfung wird nach Fertigstellung einer neuen Anlage
oder Erweiterungen bzw. Änderungen bestehender Anlagen
durchgeführt.
In Wiederholungsprüfungen soll festgestellt werden, ob
die elektrische Anlage und alle dazugehörigen elektrischen
Betriebsmittel sich in einem ordnungsgemäßen Zustand
befinden. (DIN VDE 105-100/A).
Die Elektrofachkraft muss zur Durchführung laut TRBS 1203
befähigt sein.
Im Weiteren wurden zur Durchführung der Prüfung
viele Details genauer beschrieben und technische Daten
und Prüfverfahren festgelegt.
An diese Festlegung in der Norm sollte man sich
halten. Es sei denn, man kann jederzeit nachweisen,
dass durch das eigene Prüfverfahren Gefährdungen
mindestens ebenso gut ausgeschlossen werden können.
Eine Gefährdung als technischer Begriff bedeutet die
Möglichkeit, dass ein Schutzgut (Person, Tier oder natürliche Lebengrundlage) räumlich und/oder zeitlich mit
einer Gefahrenquelle zusammentreffen kann.
Das Wirksamwerden der Gefahr führt zu einem Schaden wie Verletzung, Erkrankung, Tod, Funktionseinbußen
oder Funktionsverlust.
Was hat das alles mit SIL-Prüfungen zu tun?
Zu einer SIL-Prüfung laut IEC 61508, IEC 61511, VDI/VDE 2180
gehört
• eine Gefahren- und Risikobeurteilung
• Spezifikation der Sicherheitsanforderung
• SIL-Nachweisberechnung
• Checkliste Hardware
• Checkliste Software und Montage
• Prüfprotokoll nach DIN VDE 0100 600
• Prüfprotokoll/Prüfanweisung
Die Erstellung, Prüfung und Aufbewahrung dieser
Dokumente bietet der EAS-Geschäftsbereich Elektro-/
Leittechnik aus einer Hand an.
Im besten Fall sprechen Sie uns vor einem Projektstart an, und wir errichten auch gleich die Anlage für Sie.
Denn betroffen ist Ihre Anlage von der Errichtung über
die Inbetriebnahme zum Betrieb bis hin zum Retrofit
und letztlich der Stilllegung, also über den gesamten
Lebenszyklus.
Aktuell erbringen wir diese Leistungen im Kraftwerk
Shamrock, Kastanienallee 1 in 44652 Herne, für die neue
Heizkesselanlage.
Neben diesen Normen hält das Produktsicherheitsgesetz noch viele andere Verordnungen und Vorschriften
für Sie bereit.
Wir beraten Sie gerne!
Ansprechpartner:
Aktuell
Die neue Betriebssicherheitsverordnung tritt ab dem 1. Juni 2015
in Kraft.
Die ab jetzt zu benennenden Anlagenverantwortlichen sind dann per
Gesetz für die Durchführung der Prüfungen verantwortlich.
Udo Struhalla
Service
T +49 2 09-6 01-59 23
[email protected]
Journal 15
SIL inspections
Inspecting plant requiring monitoring
in accordance with VDE 0100-600
Until 31 August 2008, the rules concerning the inspection of new plant
were quite simple and were specified in VDE 0100, Part 610, which said:
Each plant must be inspected before it is commissioned by the user.
This was the so-called „initial inspection“, which any qualified electrician
was authorised to perform.
Since 1 September 2008, there have been wide-ranging
changes. VDE 0100-610 has been replaced by VDE 0100600. Regarding initial inspections this standard contains
the following passage:
Initial inspections of electrical plant
by visual inspection, testing
and measuring
The initial inspection is carried out on a new plant or an existing
plant which has been subject to extensions or modifications.
The purpose of repeat inspections is to check that the plant and
all ancillary electrical equipment are in a
good state (DIN VDE 105-100/A).
The electrician carrying out the inspection must have
the necessary qualifications required by TRBS 1203.
Furthermore, a number of details regarding the
inspection have now been described in more detail and
technical data and inspection procedures have been
specified.
It is advisable to keep to this standard unless one
can demonstrate at all times that one's own inspection
procedures can rule out hazards at least as effectively as
the standard.
Technically speaking, a hazard is defined as the
possibility that an entity or state of affairs to be
protected (person, animal or living conditions ) can come
spatially and/or temporally into contact with a hazard
source. If the hazard materialises, it can lead to injury,
illness, death, functional impairment or functional loss.
Latest
news
What does this all have to do with SIL inspections?
According to IEC 61508, IEC 61511 and VDI/VDE 2180,
SIL inspections must include the following:
• a hazard and risk assessment
• a specification of the safety requirements
• SIL certification based on calculations
• a hardware check list
• a software and installation check list
• an inspection report in accordance with DIN VDE 0100 600
• an inspection report / inspection instructions
The E, C&I Technology Division of EAS provides a onestop service of creating, reviewing and safekeeping
these documents. It is best to contact us before starting
a project so that we can build/install the plant straight
away – because these requirements will apply to your
plant across its full life cycle from construction or
installation, to commissioning, subsequent retrofits and,
finally, decommissioning.
We are currently providing this service at the
Shamrock power plant in Herne/Germany for the new boiler
system.
In addition to these standards, product safety
legislation comprises other ordinances and regulations.
We will be pleased to advise you!
The new Industrial Safety Ordinance will enter into effect
on 1 June 2015.
The persons responsible for the plant, which have to be
nominated as of now, are then responsible by law for ensuring
that the inspections are carried out.
Contact:
Udo Struhalla
Service
T +49 2 09-6 01-59 23
[email protected]
Durchführung einer Gefahren- und Risikobeurteilung
an einem Wirbelschichtofen mit Abhitzekessel
Für die geplante Durchführung einer elektro- und leittechnischen Umbaumaßnahme
an einem Wirbelschichtofen mit Abhitzekessel wurde im Vorfeld vom Geschäftsbereich
Elektro-/Leittechnik eine Gefahren- und Risikobeurteilung durchgeführt.
Bei der Anlage handelt es sich um eine Verbrennungsanlage mit
zirkulierender Wirbelschicht und nachgeschaltetem Abhitzekessel
zur Energiegewinnung in Form von Strom, Prozessdampf und
Druckluft. Als Brennstoff für den Zünd- und Stützbetrieb wird
Erdgas über zwei Anheizbrenner und zwei Stützlanzen verbrannt.
Der Sekundärbrennstoff besteht u. a. aus Tiermehl, Klärschlamm,
Kohlestaub und wird über separate Brennstoffaufgaben zugeführt.
Aufgrund eines Schadensereignisses wurde seitens der zugelassenen Überwachungsstelle eine Modernisierung der Kesselschutzsteuerung gefordert mit dem Ziel, die bestehende Leittechnik für den Wirbelschichtofen und die Dampfkesselanlage
dem Stand der Technik anzupassen.
Zur Vorbereitung der Gefahren- und Risikobeurteilung und zur
Erfüllung der Forderung, die Anlage nach dem Stand der Technik
zu ertüchtigen, war es notwendig, den vorhandenen Ist-Stand
gegen die aktuellen Anforderungen aus den Regel- und Vorschriftenwerken zu prüfen. Hierzu wurde eine detaillierte Bestandsaufnahme der installierten Leittechnik sowie der verfahrenstechnischen Funktionalitäten durchgeführt.
Auf Grundlage dieser ermittelten Daten konnte der Umfang
der zu beurteilenden Sicherheitseinrichtungen in einem ersten
Abstimmungsgespräch mit dem zuständigen TÜV festgelegt
werden.
Bei der nachfolgenden Gefahren- und Risikobeurteilung wurden die möglichen Gefährdungspotenziale bei einem angenommenen Ausfall oder einer Fehlfunktion der betrieblichen Steuerund Regeleinrichtungen beschrieben.
Die Bestimmung des erforderlichen Schutzniveaus der einzelnen Sicherheitsfunktionen, festgelegt durch die Klassifizierung
der SIL-Stufen 1 -3 , erfolgte mittels Risikograph unter Berücksichtigung der Kriterien Schadensausmaß, Aufenthaltsdauer, Gefahrenabwendung und der Eintrittswahrscheinlichkeit. Hieraus resultierte z. B., dass die Komponenten (Sensor, Logikeinheit, Aktor)
für die Schutzfunktionen „Freigabe der Stützbrenner“ und „Trommelwasserstand < min“ zukünftig in einer SIL 3 Qualität ausgeführt
werden müssen.
Aus dem Ergebnis der Vorprüfung und den Erkenntnissen der
Risikobeurteilung, in Absprache mit dem Betreiber und der zugelassenen Überwachungsstelle (TÜV), wurden u. a. folgende Nachrüstungen eingeplant:
• Aufbau von Luftmengenmessungen zur Überwachung der
Mindestmenge Primärluft (Fluidisierung)
• Installation von neuen Endlagenschaltern (Initiatoren) an den
Rauchgasklappen („freier Rauchgasweg“)
• Austausch von Messumformern ohne Eignungsnachweis gegen zertifizierte SIL oder baumustergeprüfte Komponenten in
allen sicherheitsrelevanten Schutzkreisen
• Austausch der alten Kesselschutzsteuerung gegen ein SIMATIC
S7 fehlersicheres Automatisierungssystem
Alle weiteren relevanten Maßnahmen für die Sicherheitsfunktionen konnten ebenfalls festgelegt und dokumentiert werden und
standen dem Anlagenbetreiber ebenso zur Verfügung wie eine
zusätzlich erstellte Ursachen-/Wirkungsmatrix für die nachfolgenden Schritte (Erstellung der Ausschreibungsunterlagen).
Die Gefahren- und Risikobeurteilung ist ein wichtiger Bestandteil der normativen Regelwerke. Übereinstimmend wird in den
aktuellen Normen für funktionale Sicherheit und Feuerungsanlagen die Durchführung von Gefahren- und Risikobeurteilungen
gefordert. Sie sollte deshalb grundsätzlich den ersten Schritt bei
der Realisierung einer Modernisierungs- oder Retrofitmaßnahme
darstellen.
Hierbei ist zu beachten, dass von Anlagen oder Anlagenteilen
unterschiedliche Risiken ausgehen. Die sicherheitstechnischen
Anforderungen müssen daher
immer anlagen- bzw. projektspezifisch beurteilt werden. Das bedeutet: Risikobeurteilungen
müssen individuell erstellt werden und können nicht ohne Weiteres für vergleichbare Anlagen übernommen werden.
Journal 17
Hazard and risk assessment of a fluidised
bed furnace with a waste heat boiler
Before making scheduled modifications to the electrical, instrumentation
and control systems of a fluidised bed furnace with a waste heat boiler,
the E, C&I Technology Division carried out a hazard and risk assessment.
The plant in question is a fossil fuel-fired power station with a
circulating fluidised bed and a downstream waste heat boiler for
generating energy in the form of electrical power, process steam
and compressed air. The fuel used for ignition and backup
operation is natural gas, which is burnt by two preheating burners
and two lances. The secondary fuel used includes meat and bone
meal, sewage sludge and coal dust, which is fed in separately.
After some damage to the plant, the responsible technical
inspection agency called for a modernisation of the boiler
protection system to bring all instrumentation and control
systems for the fluidised bed furnace and the steam boiler in line
with state-of-the-art technology.
As part of the preparations for the hazard and risk assessment
and the work needed to modernise the systems, the equipment
installed had to be checked for compliance with applicable codes
and standards. For this purpose EAS carried out a detailed survey
of the existing instrumentation and control systems and the
process functionalities.
Using the data collected in this survey, the scope of the safety
equipment to be assessed was defined at a first meeting with the
inspection agency. The subsequent hazard and risk assessment
detailed the potential hazards arising out of an assumed
breakdown or malfunction of the plant's control systems.
The required level of protection for the individual safety
functions (as per safety integrity levels (SILs) 1-3) was determined
using a risk graph based on the following criteria: extent of
damage, duration, hazard avoidance and probability of the
various hazards occurring. One of the results of this exercise was
that in future the components (sensor, logic unit, actuator) for the
protection functions "enabling burner lances" and "water level in
drum below min." will have to be provided in SIL 3 quality.
Based on the results of the preliminary survey and the
knowledge gained from the risk assessment, a number of
retrofits were planned in consultation with the plant operator and
the technical inspection agency. They included:
• Air flow metering equipment for monitoring minimum
primary air flows (fluidisation)
• New limit switches (initiators) for the flue gas dampers
("unimpeded flue gas path")
• Replacing transducers without suitability certification with
certified SIL components or type-tested components for all
protection circuits relevant to safety
• Replacing the old boiler protection control system with a
SIMATIC S7 fail-safe automation system
All other relevant measures for the safety functions were
also established and documented, and the documents were
provided to the plant operator,
as was an additional cause-andeffect matrix for the subsequent
steps (drawing up the tender
documentation).
Hazard and risk assessments
are an important element of the
normative regulations which is why
the current standards for
functional safety and combustion
plant call for such hazard and risk
assessments to be carried out.
They should therefore be the
first step in any refurbishment
or retrofit project. When performing the assessment it should
be borne in mind that plant or
plant components pose a variety
of risks. Safety requirements
must therefore always be evaluated specific to the plant or
project concerned. This means
that risk assessments must be
carried out on a case-by-case basis
and the results of an evaluation
for one plant are not necessarily
valid for comparable plant.
RWE
Erneuerung der Leittechnik
im BMHKW Bergkamen
Der EAS-Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik erhielt den Auftrag über
die Erneuerung der Leittechnik mit Migration der Software, neue Möbel
für die Leitwarte, steuerungstechnische Anbindung des neuen
Heizkondensators und Erneuerung der Gewebefiltersteuerung mit
Anbindung in das Hauptleitsystem.
Das Biomasse-Heizkraftwerk Bergkamen wurde 2005 in Betrieb
genommen. Am Standort Bergkamen wurde eine Anlage zur
Verstromung von Gebrauchthölzern errichtet. Die hier produzierte
elektrische Energie wird gemäß EEG in das öffentliche Stromnetz
eingespeist.
Die Anlage ist für den Einsatz von Altholz der Klassen A I bis A
IV geeignet und erfüllt die Anforderungen der 17. BimSchV. Die
Hauptkomponenten am Standort bestehen aus einem Naturumlauf Dampferzeuger mit zirkulierender Wirbelschichtfeuerung,
dem Turbosatz und dem Luftkondensator.
Die vorhandene Leittechnik bestand aus einer Hauptleittechnik
und mehreren einzelnen S7-Steuerungen. Auch die Softwarestände waren nicht mehr aktuell. Somit ergab sich ein Bedarf an verschiedenen Erneuerungen, die während einer bevorstehenden
Revision wie folgt umgesetzt werden sollten:
• Erweiterung der Schaltanlage mit Frequenzumformern,
Schaltmodulen Mittelspannung und Leittechnik-Koppelung
• Kabelwegeausbau, Kabelzug, Anschluss der Mess- und Antriebstechnik zum Leitsystem mit anschließender Inbetriebnahme
• Erneuerung der Gewebefilter-Steuerung S7-315-2DP durch
Single AS 414-3PN/PD mit Buskoppelung zur Hauptleittechnik
und Entfall des Bedienpanels vor Ort
• Austausch der Server und Clients des Leitsystems mit aktueller
Hardware
• Integration eines Historienservers
• Migration des Prozessleitsystems Simatic PCS 7 der Version 6.0
auf V8.0 SP1 mit weiterer Nutzung der Funktionsbausteinbibliothek „alphasyn“ von SWB
• Firmware update aller PCS-7 CPU’n und Ethernet CP’s sowie
der S7-Steuerungen
• Erneuerung CPU „Brennstoffversorgung“ mit Projektanpassung
• Umskalieren aller Bedienbilder auf Full-HD-1.920x1.080 Pixel
• Modifikation aller Kesselregelungen, Luft, Wasser, Dampf
Die auf der Anlage vorhandenen Regelungen des Kessels
waren nicht optimal strukturiert und entsprachen nicht dem
aktuellen Stand der Technik.
• Neue Möbel für die Leitwarte mit Integration des Leitsystems
• Erneuerung Recorder und Monitor der Objektüberwachung
Das BMHKW erhielt eine Fernwärmeauskopplung für die Gemeinschaftsstadtwerke GmbH Kamen-Bönen-Bergkamen (GSW). Hierzu wurde am Standort ein neuer Wärmetauscher (HEIKO) durch
das Unternehmen Hertel aus Dresden aufgestellt.
Anlagendaten
Kesselleistung
Frischdampfparameter
Elektrische Leistung
Biomasseeinsatz
61,3 MWth
500 °C, 90 bar
20 MWel
ca. 140.000 t/a
Die steuerungstechnische Einbindung sowie die Regelungen
zu diesem Anlagenteil sind über das vorhandene PCS 7 Automatisierungssystem „AS-BoP (Wärmenutzung)“ durch EAS erfolgt.
Journal 19
RWE
Renewing the instrumentation and control systems
at the Bergkamen biomass cogeneration plant
The E, C & I Technology Division of EAS was awarded the contract for renewing
the instrumentation and control systems together with software migration,
new furniture for the control room, connecting a new heating condenser to
the control systems, renewing the fabric filter control unit and linking it to the
main control system.
The Bergkamen biomass-fired cogeneration plant was
commissioned in 2005. It generates electricity from recovered
wood. The electricity is fed into the public grid in accordance with
the German Renewable Energies Act (EEG).
The plant is designed for using recovered wood of categories
A I to A IV and fulfils the requirements of the 17th emission
protection ordinance (17. BimSchV). The plant’s main components
include a natural-circulation steam generator with a circulating
fluidised-bed combustion system, the turbo generator set and the
air condenser.
Plant data
Boiler rating
Fresh steam parameters
Electrical rating
Biomass usage
61,3 MWth
500 °C, 90 bar
20 MWel
approx. 140.000 t/a
Before the renewal, the instrumentation and control equipment
in place consisted of a central system as well as several individual
S7 control units. The software in use was not up-to-date either.
Consequently, there was a need for renewing many aspects of
the system. The scope of work to be implemented as part of a
planned inspection included the following activities:
• Switchgear system upgrade to include new frequency
converters, medium voltage switchgear modules and
connection to the instrumentation and control systems
• Additional and/or longer cable runs, cable installation,
connection of the instrumentation and drive units to the
control system with subsequent commissioning
• Renewing the S7-315-2DP fabric filter control unit using a
single AS 414-3PN/PD with a bus connection to the main
instrumentation and control system and elimination of the
local control panel
• Replacing the control system servers and clients with up-todate hardware
• Integration of a historian server
• Migration of the Simatic PCS7 V6.0 to V8.0 SP1 process
control system with continued use of the "alphasyn" functional
component library from SWB
• Firmware update for all PCS7 CPUs und Ethernet CPs and also
the S7 control units
• Renewing the "fuel supply" CPU together with project changes
• Re-scaling all operating screens to full HD (1,920x1,080 pixels)
• Modification of all boiler controls for air, water and steam
The current boiler controls for the equipment were not
optimally structured and did not conform to the state of the
art.
• New furniture for the control room with integration of the
control system
• Renewal of the recorders and monitors for plant monitoring
The biomass-fired cogeneration plant was retrofitted with a heat
recovery system to supply district heat to the local utility
Gemeinschaftsstadtwerke
GmbH
Kamen-Bönen-Bergkamen
(GSW). For this purpose a new heat exchanger (heating
condenser) was installed on site by the Dresden-based company
Hertel.
EAS connected the heat exchanger to the control systems
using the available PCS 7 automation system "AS-BoP (energy
recovery)".
"HEIKO" heating condenser / Heizkondensator “HEIKO”
All district heating work carried out in two stages
The installation and cabling work was carried out while the plant was
down. This included laying longer and additional cables and running
the cables underneath the raised floors into the cabinets.
Alle Arbeiten zum Thema Fernwärme erfolgten in zwei Schritten
Während des Betriebsstillstandes wurden alle Montage- und
Kabelarbeiten ausgeführt. Dazu gehörte der Kabelwegeausbau
und insbesondere der Kabelzug, welcher in den Doppelboden und
in die Schränke gezogen werden musste.
Da innerhalb des Kabelbodens alle Kabelpritschen voll belegt
waren, wurden neue Kabelkanäle aus verzinktem Stahlblech
montiert und ausschließlich für die neuen Kabel verwendet. Ein
besonderer Vorteil in diesem Fall ist die induktive Trennung von
Leistungs- und Steuerungskabel.
Die Schaltanlage wurde mit weiteren Modulen erweitert, um die
Antriebe und Geräte für das HEIKO-System zu versorgen.
Der zweite Schritt
Zum Wiederanfahren der Anlage waren der Doppelboden und die
Schränke wieder geschlossen und es konnten die weiteren äußeren Arbeiten ausgeführt werden, ohne den laufenden Produktionsbetrieb zu stören oder zu gefährden.
Nach Durchführung der Anschlussarbeiten im Feld wurden die
Leistungskabel bei einem Kurzstillstand endgültig angeklemmt.
Somit konnte die gesamte Fernwärmeeinrichtung auch während
des Kraftwerksbetriebes fertiggestellt werden.
Die Inbetriebnahme erfolgte in Zusammenarbeit mit dem
Kunden, GSW und Hertel, dem Errichter des Fernwärmesystems.
Erneuerung der Wartenmöbel
Die bisherigen Wartenmöbel hatten das Ende ihrer Gebrauchsdauer erreicht. Somit kamen neue Möbel zum Einsatz, die den
aktuellen Anforderungen gerecht wurden.
Mit Revisionsbeginn wurde ein Bedienplatz (Client) des alten
Leitsystems in einen Nebenraum verlegt, um noch notwendige
Bedienungen in der Anlage vornehmen zu können. Außerdem
musste die Leitwarte geräumt werden, da der Kunde vor der
Montage der neuen Wartenmöbel eine Renovierung des Raumes
und den Austausch der Doppelbodenplatten vorgesehen hatte.
Die neuen Möbel wurden planmäßig zu Beginn der zweiten Revisionswoche eingebaut.
Schon einen Tag später begann die Elektroinstallation und die
Montage des neuen Leitsystems. Die neuen Monitore sind auf
Säulen über der Arbeitsfläche angebracht und sorgen für eine
übersichtliche und angenehme Schreibtischatmosphäre.
Der zuvor störende „Kabelsalat“ im Fußraum wurde nun vollständig in die Unterbauschränke verlegt und angeschlossen. Auch
der riesige, unter der Decke hängende Röhrenmonitor für die
Objektüberwachung wurde durch einen neuen Flachbildschirm
in der linken oberen Ecke ersetzt und vollständig in das „Look and
Feel“ der neuen Wartenmöbel integriert. Die Objektüberwachung
des Betriebsgeländes wurde zusätzlich durch einen neuen Recorder aufgewertet, um auch in Zukunft die Systemzuverlässigkeit
zu erhalten. Der gesamte Umbau der Warte inklusive Installation
und Inbetriebnahme konnte nach vier Tagen abgeschlossen werden.
Schaltanlagenerweiterung / Switchgear equipment extension
Montage der neuen
Leitwarte
Remodelling the new
control room
Journal 21
As the cable trays underneath the raised floors were full, new
cable racks of galvanised steel plate were installed exclusively
for the new cables. A particular advantage in this case was the
inductive separation of power and control cables.
The switchgear system was extended by further modules to
supply the drives and equipment for the new heat exchanger
system.
Stage two
Before the plant was restarted, the raised floors and cabinets
were closed. The remaining external work could be carried out
without disrupting or endangering the ongoing production
operation.
After all connections had been made in the field, the power
cables were finally connected during a short downtime. In this
way the entire heat recovery system was completed while the
power plant was up and running.
Commissioning was carried out together with the customer,
GSW, and Hertel, the district heating system contractor.
New control room furniture
The control room furniture had reached the end of its useful life.
Consequently new furniture, meeting current requirements, was
installed.
At the beginning of the inspection, one operator station
(client) of the old control system was moved to a neighbouring
room to be able to carry out any operating tasks still required for
the plant. Furthermore, the control room had to be cleared as the
customer had stipulated that the room should be redecorated
and the floor panels for the raised floor be replaced before
assembly and installation of the new furniture. The new furniture
was installed according to plan at the beginning of the second
week of the inspection.
Just a day later the electrical installation work and the
installation of the new control system began. The new monitors
were mounted on columns above the working surface and ensure
a clearly laid out area and a pleasant desk-like atmosphere.
New frequency converters / Neue Frequenzumrichter
The tangled mess of cables in the footwells which had always
been a nuisance were now banished to under-bench cabinets and
connected.
The new control room with the new control system in operation / Die neue Leitwarte mit neuem Leitsystem in Betrieb
Erneuerung der Gewebefiltersteuerung
Die bisherige S7-300er Steuerung war recht intransparent und
teilweise komplex, so dass die Funktionalitäten bei Fehlern und
Störungen nicht nachvollziehbar waren und damit eine Fehlersuche sehr erschwerten. EAS hat eigenständig ein Re-Engineering
auf Basis der bisherigen, nicht vollständigen und mehrsprachigen
Dokumentation erarbeitet und programmtechnisch umgesetzt.
In einem vorhandenen Reserveschrank wurde eine neue Single
AS 414 montiert, verdrahtet und in den Anlagenbus der Hauptleittechnik eingebunden.
Die Inbetriebnahme wurde mit dem Kunden durchgeführt. Die
verfahrenstechnischen Erfahrungen sind dabei unersetzlich. Auch
dieser Anlagenteil wurde rechtzeitig zum Betrieb mit dem Hauptbrennstoff fertig.
Erneuerung des Hauptleitsystems
Auch und gerade das Hauptleitsystem wurde einer Verjüngungskur unterzogen.
Unter Beibehaltung der ursprünglichen Bausteinbibliothek
wurde die gesamte „Server-Farm“ mit neuer Hardware ausgerüstet
Die Software wurde auf die letzte aktuelle Version 8.0 SP2 migriert.
Da hier zwei Versionssprünge erforderlich waren, musste
stufenweise migriert werden. In der Zwischenstufe wurde natürlich
eine komplette Prüfung der Software durchgeführt, bevor der
update auf die nächste Version erfolgte. Abschließend wurden
letzte Prüfungen und Anpassungen vorgenommen.
Damit diese Umsetzungen innerhalb der kurzen Revisionsphase realisiert werden konnten, wurden die neue Hardware
sowie die Migration komplett im „Laborzustand“ bei der EAS in
Gelsenkirchen vorbereitet bzw. durchgeführt. Somit war faktisch
„nur“ der Hardwaretausch vor Ort nötig, um das neue Leitsystem
in Betrieb zu nehmen.
Das klingt einfach, war aber doch noch mit einigen Nacharbeiten
verbunden, denn in der Zwischenzeit wurden an der Programmierung der Anlage Änderungen vorgenommen, die dann in
das neue System überführt werden mussten. Alle neu skalierten
Anlagenbilder wurden geprüft und gegebenenfalls angepasst.
Wie schon erwähnt bestand der Kunde auf Beibehaltung der
Bausteinbibliothek. Damit entfiel eine Einarbeitung der Operator,
denn die Funktionsweise der Bedienung hat sich nicht geändert.
Hinzugekommen sind die Bedienung der Fernwärme (HEIKO) und
des Gewebefilters in einer modifizierten Version.
Langzeitarchivierungsystem ACRON
Als Archivierungssystem war in der Anlage bisher das Process
Information System (PI) von OSI-Soft eingesetzt. Über eine OPCKopplung war ein PI-Server mit dem PCS 7-OS-System über den
Terminalbus verbunden. Dieses System sollte nicht mehr weiter
betrieben werden, sondern das von Siemens freigegebene PCS 7
AddOn ACRON 7 von Videc für die Archivierung und das Berichtswesen eingesetzt werden.
Bereits im „Laborzustand“ des neuen Hauptleitsystems wurde
das neue Langzeitarchivierungsystem problemlos mit eingebunden. Somit standen die Archivdaten und Berichte dem Kunden
direkt nach dem Aufbau zur Verfügung. Die Daten und die Systemuhrzeit zwischen Hauptleitsystem und Langzeitarchivierungsystem werden über das Netzwerk (Terminalbus) übertragen.
Journal 23
In addition, the giant CRT monitor hanging from the ceiling for
surveillance purposes was replaced by a new flat screen in the left
upper corner of the room and integrated optically into the "look
and feel" of the new furniture in the control room. Surveillance
of the total premises was also improved by a new recorder to
maintain system reliability in the future.
The total remodelling of the control room including
installations and commissioning was completed in only four days.
Renewal of the fabric filter control unit
The former S7-300 control system was intransparent and in
some respects complex, which meant that when malfunctions or
disruptions occurred the system functionalities were not fully
understood, which made trouble-shooting more difficult. On its
own accord EAS re-engineered the system using the old,
incomplete and multilingual documentation available and came
up with a new computer program. In a spare cabinet a new Single
AS 414 was installed, wired and connected to the central bus of
the main instrumentation and control system.
Commissioning was carried out together with the customer
whose process experience was indispensable. This part of the
plant was also completed in time for operation with the main fuel.
Renewing the main control system
An extremely important task was the renewal of the main control
system. With the original component library left unchanged, the
entire "server farm" was fitted with new hardware. The software
was migrated to the latest version 8.0 SP2.
As this meant missing out an intermediate version, the
migration had to take place in two steps. As part of the
intermediate step, a complete software check was carried out
before the update to the latest version took place. This was
followed by the final checks and last modifications.
To allow all of these conversions to be made within the short
inspection phase available, the new hardware and the complete
migration were prepared and carried out under "laboratory
conditions" by EAS in Gelsenkirchen, so "only" the hardware had
to be exchanged on site before the new control system was
commissioned.
That sounds simple but it required certain follow-up work to be
done because in the meantime changes had been made to the
software programs for the plant, which then had to be loaded
into the new system. All re-scaled operating screens were checked
and modified as necessary.
As mentioned above, the customer insisted that the original
component library be retained. This meant that the operators did
not have to be re-trained as the existing operating functions had
not changed.
What was new were the operator tasks surrounding the new
heat exchanger and the modified fabric filter.
Long-term archiving system ACRON
Before the renewal, the process information (PI) system supplied
by OSI-Soft had been used as an archiving system. Via an OPC
connection, a PI server had been connected with the PCS 7 OS
system via the terminal bus. As part of the renewal, this system
was replaced by the PCS 7 AddOn ACRON 7 system from Videc
(released by Siemens) for archiving and reporting.
Under the "laboratory conditions" of the new main control
system the new long-term archiving system was connected
without any problems. Hence the archive data and reports were
available for the customer immediately after the installation of
the system.
The data and the system clock time are transferred between
the main control system and the long-term archiving system via
the network (terminal bus).
Know-how spart Kosten
Weiterbetrieb
statt Investition für den Austausch
Der Betreiber eines Biomasseheizkraftwerks fragte im EAS-Fachbereich
Turbostrang und Sekundärtechnik/Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik
den Austausch von Erregereinrichtungen an. Der Grund dafür war die nicht
mehr funktionierende cosϕ-Regelung und die Aussage des Herstellers,
dass die vorhandene Erregereinrichtung nicht mehr repariert werden kann.
Nach einer Besichtigung vor Ort bot EAS dem Kunden eine Überprüfung an.
Die Einrichtung besteht aus dem Generatorspannungsregler mit unterlagerter Blindleistungsregelung und
einem externen cosϕ Regler, welcher in Simadyn C aufgebaut ist und den gesamten cosϕ der Anlage aus zwei
Netzeinspeisungen regelt. Dieser liefert ein Zusatzsignal
auf den Spannungsregler des Generators.
Der Auftrag an die EAS-Sekundärtechnik beinhaltete die
komplette Überprüfung der oben aufgeführten Komponenten zwecks Fehlererkennung und - sofern möglich der Fehlerbehebung.
Hierzu waren folgende Arbeiten erforderlich:
• Funktionskontrolle des Spannungsreglers
• Funktionskontrolle des unterlagerten Blindleistungsreglers (im Spannungsregler integriert)
• Funktionskontrolle der Ist-Wert-Aufbereitung und des
externen cosϕ Reglers
• Plausibilitätsprüfung der ermittelten Werte
Die detaillierte Überprüfung der Anlage ergab, dass jede
Einzelkomponente für sich betrachtet fehlerfrei funktionierte, im Zusammenspiel der Komponenten jedoch ein
Fehler vorlag. Der externe cosϕ Regler lieferte ein falsches Vorzeichen.
Während einer Testfahrt bei laufender Maschine
konnte dieser Fehler eindeutig nachgewiesen werden.
Auslöser für das Problem war die falsche Verdrahtung
der Stromwandler bei dem Umbau einer Schaltanlage.
Dies führte zu einer Mitkopplung der Regelung, die nur
durch einen Begrenzer des Spannungsreglers stabilisiert
wurde.
Nur einem Zufall war es zu verdanken, dass die Maschine bis zu diesem Zeitpunkt noch keinen Schaden
genommen hatte.
Durch die Fachkompetenz der EAS-Spezialisten konnte der Fehler kurzfristig festgestellt und mit relativ geringem Aufwand behoben werden. Negative Auswirkungen auf die Maschine wurden damit verhindert.
Der Kunde kann seine Blindleistungsregelung wie
benötigt weiter betreiben und spart die Investition in neue
Erregereinrichtungen.
Journal 25
Know-how saves money
Continued operation
instead of investment in a new system
The operator of a biomass cogeneration plant asked the EAS Turbo Train and
Secondary Technology Department of the E, C&I Technology Division about
exchanging the excitation systems. This was in response to the cosineϕ
controller system no longer functioning and the fact that the manufacturer
had declared the existing excitation device unrepairable. Following a visit
to the customer’s site, EAS offered to conduct an inspection.
The system comprises the generator voltage controller
with its secondary reactive power control system and an
external Simadyn C-based cosineϕ controller which
controls the entire cosineϕ of the system from two grid
feed-ins. It provides an auxiliary signal to the generator’s
voltage regulator.
The order awarded to the EAS Secondary Technology
Department included the complete inspection of the
components mentioned above to identify any faults and
rectify them where feasible.
This required the following work:
• Function check of the voltage regulator
• Function check of the secondary reactive power
controller (integrated in the voltage regulator)
• Function check of the actual value processing
procedure and the external cosineϕ controller
• Plausibility check of the calculated data
This detailed inspection of the system revealed that
every individual component functioned faultlessly on its
own, but that there was a fault with regard to the way the
components
interacted.
The
external
cosineϕ
controller produced an incorrect algebraic sign.
This fault was unambiguously verified during a trial
run with the machine in operation. The problem had
been triggered by the current transformer being wired
incorrectly when the switching cabinet had been
converted. This led to it being coupled to the controller,
which was only stabilised by a limiter of the voltage
regulator.
It was only by chance that the machine had not
suffered any damage.
Thanks to the technical skills of the EAS specialists,
the fault was quickly identified and rectified with
relatively little effort. This prevented any negative
consequences with regard to the machine.
The customer is now able to continue operating the
reactive power control system as required and does not
need to invest in new excitation devices.
RWE
Umbau der Ölversorgung und Regelung
Turbinen 1 und 2 Fortuna-Nord
Die Fabrik Fortuna-Nord in Niederaußem bei Bergheim (Rhein-Erft-Kreis)
gehört zu den drei Kohleveredlungsbetrieben der RWE Power AG.
Der Schwerpunkt liegt auf den Produkten Braunkohlenkoks, Aktivkoks und
Wirbelschichtbraunkohle. Daneben wird auch Braunkohlenstaub hergestellt.
Das Industriekraftwerk am Standort besichert die 90 bar und die
5 bar Dampfschiene für die Produktionsstätte. Außerdem werden
dort vier Turbinen zur Stromerzeugung betrieben. Die Turbinen 1
und 2 mit je 20 MVA elektrischer Leistung wurden in 2012 zur
Ertüchtigung ausgeschrieben. Die Aufgabenstellung beinhaltete
die Ertüchtigung der Ölversorgung sowie den Austausch der Regelung und des Turbinenschutzes.
Die Leittechnik der Gesamtanlage besteht aus einem Siemens
T2000 System. Die Regelung der Turbine erfolgte über einen
hydraulisch/mechanischen Regler, welcher einen Drehservo ansteuert. Der Servoantrieb wurde beim Umbau beibehalten (Bild 1 Anlage im vorgefundenen Zustand/Turbine 1).
Das Konzept für die Schutz und Regelungseinrichtung basierte
auf dem Einsatz des fehlersicheren Automatisierungssystems
SIMATIC S7-400F (CPU 414-4H). Für die Aufnahme der fehlersicheren E/A-Peripherie waren ET 200M Peripheriemodule vorgesehen.
Für die Anbindung an das T2000 System wurde eine EthernetVerbindung eingesetzt.
Bild/Fig. 2
Die Bedienung erfolgte zunächst über jeweils ein Bedienpanel
in der Turbinenwarte sowie vor Ort an der Maschine. Nach dem
Umbau des zentralen Leitstandes entfiel das Bedienpanel in der
Turbinenwarte und wurde durch die Anbindung an T2000 ersetzt.
Das Bedienpanel vor Ort ist weiterhin bei jeder Maschine vorhanden. Die Bedienberechtigung kann wahlweise auf das Panel oder
auf T2000 umgeschaltet werden.
Der Auftrag an die EAS-Geschäftsbereiche Elektro-/Leittechnik
und Maschinentechnik beinhaltete die komplette Ertüchtigung
der Ölversorgung und Neukonzipierung des Turbinenschutzes und
der Regelung mit folgenden Aufgaben:
• Lieferung und Montage der neuen Hauptölpumpen, angetrieben über Zahnradgetriebe (Bild 2/Bild 3 - Konstruktionszeichnung). Diese ersetzen das originale Schneckenrad-Getriebe
(störanfällig, wartungsintensiv).
• Aufnahme der Ist-Maße an der Turbine, da lediglich eine grobe
Schnittzeichnung der Turbinen vorlag. Es konnte somit im Vorfeld nur eine Vorplanung der mechanischen Teile erfolgen. Die
Detaillierung und Endfertigung erfolgte erst nach Abstellen
und Demontage der Altkomponenten.
Bild/Fig. 1
Journal 27
RWE
Modification of the oil supply and control systems
of Fortuna-Nord turbines 1 and 2
Fortuna-Nord in Niederaußem near Bergheim (Rhein-Erft district)
is one of the three coal refinement plants owned by RWE Power AG.
The main production is for lignite coke, activated coke and fluidized
bed lignite. Lignite dust is also produced.
The industrial power plant at the site produces steam at 90 bar as
well as 5 bar for the steam line required for production. There are
also four turbines generating electricity. In 2012 the upgrade of
turbines 1 and 2 (each rated 20 MVA) was put out for tender. The
work to be carried out included an oil supply system upgrade and
the replacement of the turbine protection and control systems.
The control system at the site is a Siemens T2000 system. The
turbines were controlled via a hydraulic/mechanical regulator
controlling a rotational servo drive which was left in place (Fig. 1 Plant prior to modification/turbine 1).
The protection and control system concept is based on a failsafe SIMATIC S7-400F (CPU 414-4H) automation system. ET 200M
peripheral modules were stipulated for installation as the fail-safe
I/O periphery. An Ethernet connection was used to link up with
the T2000 system.
Before the upgrade, the plant was operated from one panel
per turbine in the turbine control room and one local panel next
to each turbine. After the modification of the central control
room, the panels in the turbine control room were replaced by a
direct connection with the T2000 system. Each turbine continues
to have its own local panel. Operator control can be switched as
required between the local panel and the T2000 system.
The contract awarded to the E, C & I Technology Division and
the Rotating Technology Division of EAS included a full upgrade of
the oil supply system and a re-design of the turbine protection
and control systems which required the following work:
• Taking measurements of the turbines, as the only documents
available were fairly general sectional drawings of the
turbines. Consequently, at the beginning, it was only possible
to do a preliminary design of the mechanical parts. The
detailed design and final production took place only after the
old components had been disconnected and dismantled.
• Dismantling of the hydraulic/mechanical regulator while
keeping the rotational servo drive via the VOITH servo motor
including the internal positioner (Fig. 4 - Modified rotational
servo drive with servo motor).
• Modification of turbine protection system to include a closedcircuit current dual-channel structure and a new dual-channel
bearing oil and SS oil pressure gauge.
• Retrofitting a dual-channel EPRO (rotational) speed and shaft
position sensor system: 3 sensors installed in bearing block,
i.e. one spare sensor (Fig. 5 - Newly installed speed and shaft
position sensors).
• Operation from local panel or via main T2000 control system
(operator control can be switched as required), "look and feel"
of panel adapted to the turbine regulator already in place.
• To increase the degree of automation, automatic ramp-up
curves and new limitation functions were included in the
control system.
• Delivery and installation of the new main oil pumps (Fig. 2 /
Fig. 3 - Design drawing) which are driven by a gear train. This
equipment replaces the original worm gear units (susceptible
to breakdowns, high maintenance).
Bild/Fig. 3
Bild/Fig. 4
• Demontage des vorhandenen hydraulisch/mechanischen Reglers unter Weiterverwendung des vorhandenen Drehservos
und Ansteuerung über VOITH-Servomotor inkl. internem Stellungsregler (Bild 4 - Umgebauter Drehservo mit aufgesetztem
Servomotor).
• Umbau Turbinenschutz auf zweikanalige Struktur in Ruhestrom, Erweiterung um zweikanalige Lageröl- und SS-Öldruckmessung.
• Nachrüstung von zweikanaliger EPRO Drehzahl- und Wellenlagemessung für Drehzahl: 3 Sensoren im Lagerbock montiert,
d. h. 1 Ersatzsensor (Bild 5 - Neu installierte Drehzahl- und
Wellenlagemessung).
• Bedienung über Panel vor Ort bzw. Anbindung an T2000 Hauptleittechnik (Bedienstelle umschaltbar), „look and feel“ der
Bedienstation an bereits vorhandenen Regler der Turbine 4
angepasst.
• Zur Erhöhung des Automatisierungsgrades werden automatische Hochfahrkurven sowie neue Begrenzungsfunktionen in
der Steuerung hinterlegt.
Bild/Fig. 5
Für die Umsetzung der leittechnischen Aufgabenstellung waren
folgende Schritte erforderlich:
• Aufnahme der wichtigsten Turbinen-Messwerte wie Drehzahl,
Regelventilstellungen, Dampfdrücke, Generatorleistung etc.
• Erstellung von Übersichten und Logikschemata für Turbinenschutz und Regelung
• Planung der sicherheitsgerichteten Hardware und Integration
in die zu liefernden Schaltschränke.
In diesen Schränken werden je eine S7 414-4H und die entsprechende Peripherie ET200M eingebaut. Für die Bedienung werden Komfort-Panels KP1200 in vor Ort installierte Unterverteiler
integriert (Bild 6 - Unterverteiler vor Ort mit Bedienpanel).
• SPS Softwareerstellung
Die Umsetzung des Schutzes wurde im fehlersicheren Teil der
S7 vorgenommen. Für Schutz und Regelung wurde eine gemeinsame Steuerung eingesetzt.
• Lieferung der benötigten Komponenten und Montagematerialien
• Lieferung, Montage und Funktionstest der Automatisierungseinrichtung
• Montage und Vernetzung der Komponenten (Bedien-Panels, T2000)
• Demontage von Altkomponenten
• Inbetriebnahme und Prüfung
• Erstellung der Dokumentation und des Betriebshandbuches.
Durch den Einsatz eines standardisierten Turbinenreglers war es
ohne zusätzlichen Aufwand möglich, den Einsatzbereich der Turbinen für evtl. kommende neue Aufgaben zu erweitern. Gleichfalls
sind nun Änderungen am Funktionsumfang oder die Berücksichtigung spezieller Betriebszustände viel flexibler möglich geworden.
Das Sicherheitsprogramm wurde in CFC (Continuous Function
Chart/Blockdarstellung der Funktionsbausteine) mittels Standardbausteinen erstellt, um eine gute Lesbarkeit des Programms
sowie eine einfache Fehlersuche zu ermöglichen. Alle sicherheitstechnisch relevanten Funktionen (Turbinenschutz) wurden mit
den hierfür vorgesehenen F-Bausteinen des Siemens-Paketes
„F Systems“ erstellt.
Der Aufruf dieses fehlersicheren Programmteils erfolgt in
einem zyklischen Operationsbaustein (OB 35), der in einem festen
Zyklus (100 ms) bearbeitet und nicht unterbrochen wird. Dies
gewährleistet, dass das Sicherheitsprogramm entsprechende
Priorität hat.
Die Automatisierungseinrichtungen wurden in jeweils einem
neuen Schaltschrank installiert, der in einem von RWE neu erstellten Reglerraum Platz fand (Bild 7 - Aufbau der Schaltschränke/
Turbinensteuerung inkl. ET2000M-Peripherie und Drehzahl- sowie
Wellenlagemessung).
Nachdem die kalte IBS abgeschlossen war, fanden in Zusammenarbeit mit dem Betreiber umfangreiche Tests und Schutzprüfungen statt, in denen die verschiedensten Betriebssituationen
nachvollzogen wurden. Hierbei wurden auch Prüfungen am Ölsystem vorgenommen, das vom eigentlichen Umbau nicht direkt
betroffen war.
Gemeinsam mit dem Inbetriebnahme-Ingenieur der EASMaschinentechnik wurde die Turbine anschließend angefahren.
Es war ein zentrales Anliegen des Kunden, dass das Schwingungsverhalten der Turbinen durch den Umbau der Hauptölpumpen nicht nachteilig beeinflusst wird. Diese Vorgabe wurde erfüllt
und die sehr niedrigen Schwingungswerte in den abschließenden
Messungen nachgewiesen.
Mit dem Engineering und der Ausführung
der spezifischen Maßnahmen für den Umbau der
Ölversorgung/Regelung waren wir sehr zufrieden.
Otto Ax
RWE Power Aktiengesellschaft
Journal 29
The control system modifications required the following steps:
• Measuring the most important turbine parameters including
speed, control valve positions, steam pressures, generator
output, etc.
• Preparing general overviews and logic diagrams for the
turbine protection and control systems.
• Safety-related hardware design and integration into the
switchgear cabinets to be supplied.
Each of these cabinets had to accommodate a S7 414-4H unit
and the corresponding ET200M periphery. EAS integrated
user-friendly KP1200 panels into the local sub-distribution
boards (Fig. 6 - Local sub-distribution board with operator panel).
• PLC software development
The actual protection system was to be part of the fail-safe
part of the S7 system. For protection and system control a
common control system was provided.
• Delivery of the required components and installation material
• Delivery, assembly and function testing of the automation
equipment
• Assembly and link-up of the components (operator panels, T2000)
• Dismantling of the old components
• Commissioning and testing
• Preparation of the documentation and the operating manual.
Bild/Fig. 7
Bild/Fig. 6
By including a standard turbine controller EAS managed to
extend the turbine’s performance range for potential future
tasks. Similarly, it is now possible to be much more flexible about
changing the scope of system functions and take account of
specific operating conditions.
The safety program is based on a CFC (Continuous Function
Chart) design (block diagram of all functional components)
featuring standard components to make the program more
legible and facilitate troubleshooting. All safety functions (turbine
protection) have been designed using Siemens "F System" package
components.
This fail-safe part of the program is called up in a cyclic
operation component (OB 35), which operates in a constant cycle
(100 ms) without interruptions. This ensures that the safety
program has the priority required.
The automation equipment was installed in each of the new
switchgear cabinets, for which space was provided in a regulator
room made available by RWE (Fig. 7 - Configuration of the
switchgear cabinets / turbine control system including ET2000M
periphery and speed/shaft position sensor system).
After the ‘cold’ commissioning had been completed, extensive
inspection and protection tests were carried out in co-operation
with the operator, in which a wide range of operating situations
was tested. These included, for example, inspections of the oil
system functions and components which were not directly
affected by the actual conversion. Together with the
commissioning engineer of the EAS Rotating Technology Division,
the turbines were then started.
It was extremely important for the customer that the vibration
behaviour of the turbines would not be adversely affected by the
conversion of the main oil pumps. This condition was fulfilled and
the final measurements confirmed the extremely low vibration
levels.
We were extremely satisfied with the engineering
and implementation of the measures specified for
the conversion of the oil supply and control systems.
Otto Ax
RWE Power Aktiengesellschaft
E.ON Kernkraft
Maschinentransformator
wechselt den Standort
Das Kernkraftwerk Isar (KKI 2/Nettoleistung 1.410 MW) ist mit einem Anteil
von etwa 16 Prozent an der gesamten bayerischen Stromerzeugung beteiligt.
Mit einer konstanten Leistung rund um die Uhr und gleichzeitiger Bereitstellung
von Regelenergie zum Ausgleich der zeitlich schwankenden Stromeinspeisung
aus Erneuerbaren Energien leistet das KKI 2 einen maßgeblichen Beitrag zu
einer stabilen Stromversorgung in Bayern.
Der Maschinentransformator aus dem Kernkraftwerk Krümmel sollte
dem KKI 2 als Reservetransformator zur Verfügung gestellt werden
(Bild 1).
Die Demontage des ca. 560 Tonnen schweren Transformators
im KKW Krümmel, nahm der EAS-Fachbereich Elektrische Großkomponenten im Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik vor. Anschließend erfolgten alle Maßnahmen, um den Transformator
transportbereit zur Verfügung zu stellen. Den Transport selbst
veranlasste die Fachgruppe Transformatoren von E.ON Technologies (ETG). Die Remontage im KKI 2 wurde dann wieder in Eigenregie durch den Fachbereich der EAS ausgeführt. Durch die enge
Zusammenarbeit von EAS und ETG waren beide Seiten jederzeit
über die Abläufe im Projekt informiert, so dass alle erforderlichen
Arbeitsschritte planmäßig und reibungslos durchgeführt werden
konnten.
Bild/Fig. 3
luft- und öldicht verschlossen. Die Demontage dieser Teile war
erforderlich, um den Transformator auf „Bahnmaß“ zu bringen
(Bilder 4, 5). Das Transportgewicht lag bei rd. 446 Tonnen (Bild 6).
Für den langwierigen Transport vom Norden in den Süden
Deutschlands über einen Zeitraum von mehr als drei Wochen war
es besonders wichtig, dass der Transformator absolut dicht war,
damit die synthetische Luft nicht entweichen und Feuchtigkeitseintrag vermieden werden konnte.
Zum Ausgleich von Druckschwankungen während des Transports und um einen konstanten Überdruck von ca. 100 mbar zu
gewährleisten, wurde eine Nachschleuseinrichtung montiert.
Bild/Fig. 1
Demontage im KKW Krümmel
Da der Transformator in einer Einhausung stand, mussten zunächst alle Anbauteile wie 420 kV-OS-Durchführungen, OS-Dome,
Ölverbindungsrohre des Trafos und das Ausdehngefäß abgebaut
werden (Bilder 2, 3). Rund 100 Tonnen Isolieröl wurden in die
dafür vorgesehenen Tankcontainer gepumpt. Eine anschließende
Befüllung mit synthetischer Luft sollte die Entstehung von Feuchtigkeit im Innern des Transformators verhindern.
Nachdem der Transformator aus der Einhausung ausgebracht
war, wurden die 27 kV-US-Durchführungen inkl. Dome demontiert
und alle Öffnungen mit den dafür vorgesehenen Montagedeckeln
Bild/Fig. 5
Journal 31
E.ON Kernkraft
Machine transformer
re-installed at new location
Isar nuclear power plant (KKI 2 / net rating 1410 MW) supplies
approximately 16 percent of the total electricity consumed in Bavaria.
With its constant 24/7 output and the provision of balancing energy
to compensate for the fluctuating production of electricity from
renewable energies, KKI 2 makes a significant contribution to stable
power supplies in Bavaria.
Some time ago, it was decided that the machine transformer at
the Krümmel nuclear power plant should be used as a standby
transformer at KKI 2 (Fig. 1).
The 560-tonne transformer was dismantled by the Electrical
Components Department of EAS’s E, C&I Technology Division and
prepared for shipment. Transportation itself was managed by the
transformer specialists of E.ON Technologies (ETG). Installation at
KKI 2 was again the responsibility of EAS. Thanks to the close
cooperation between EAS and ETG both sides were kept informed
at all times on project progress so that all necessary steps could
be carried out according to plan and without problems.
Dismantling work at Krümmel
As the transformer was housed in an enclosure, it was necessary
first of all to dismantle all auxiliary systems and equipment like
the 420 kV high-voltage bushings, the high-voltage domes, the oil
supply piping to the transformer and the expansion tank (Fig. 2,
3). Approximately 100 tonnes of insulating oil was pumped into
the containers provided for this purpose. It was then necessary to
fill the transformer with synthetic air to prevent the ingress of
moisture.
(F
Bild/Fig. 4
For the protracted transport from the north to the south of
Germany over a period of more than three weeks it was of
particular importance that the transformer was impervious to all
gases and liquids so that the synthetic air could not escape and
moisture could be kept out.
To compensate for pressure fluctuations during transport and
in order to maintain a constant gauge pressure of approximately
100 mbar, equipment was fitted for topping up. In addition, a
"shock recorder" was fitted, which had the purpose of recording
any shocks affecting the transformer during transport.
Bild/Fig. 2
After the transformer had been removed from the enclosure,
the 27 kV low-voltage bushings including the domes were dismantled and all openings were closed and made air- and oil-tight using
the covers provided. These parts had to be removed in order to reduce
the transformer´s dimensions to those suitable for rail transport
(Fig. 4, 5). The transport weight was around 446 tonnes (Fig. 6).
Bild/Fig. 6
Ein zusätzlich angebrachter „Shockrecorder“ sollte während
des Transports auf den Transformator einwirkende Stöße aufzeichnen.
Sämtliche Anbauteile und die zum Transformator gehörende
Ölkühlanlage wurden verpackt und separat zum KKI 2 transportiert (Bilder 7, 8).
Transport
Im KKW Krümmel wurde der Transformator zunächst auf einen
Schwertransporter verladen und zum Hafen Geestacht gefahren.
Dort erfolgte die Verladung auf einen Ponton. Anschließend ging
die Reise über die Elbe, durch diverse Kanäle und über den Main
bis nach Regensburg. Allein der Transport auf dem Wasser summierte sich auf eine Strecke von ca. 1.380 Kilometern. Ab Regensburg kam schließlich auch noch die Bahn zum Einsatz und der
Transformator, dank der umsichtigen Arbeit aller Beteiligten,
sicher und unbeschädigt im KKI 2 an.
Bild/Fig. 7
Aufbau im KKI 2
Auf einem Reservefundament wurde der Transformator wieder
aufgebaut. Sämtliche Dichtflächen der Komponenten wurden
aufgearbeitet und mit neuen Dichtungen versehen (Bild 9).
Um Beschädigungen zu vermeiden, musste die Montage der
einzelnen Komponenten mit größter Sorgfalt vorgenommen
werden (Bilder 10, 11). Anschließend wurde der Transformator mit
dem in der Zwischenzeit aufbereiteten Öl unter Vollvakuum gefüllt (Bild 12). Abschließende elektrische Diagnosemessungen
bestätigten die Funktionsfähigkeit. Bei Bedarf steht dem KKI 2
somit ein einsatzbereiter Ersatztransformator zur Verfügung.
Bild/Fig. 9
Bild/Fig. 10
Journal 33
All auxiliary equipment including the oil cooling equipment for
the transformer were packed and transported separately to the
KKI 2 site (Fig. 7, 8).
Transport
At KKW Krümmel the transformer was first of all loaded onto
a heavy goods vehicle and driven to the harbour at Geestacht
where it was loaded onto a pontoon barge. From there the
journey continued on the river Elbe, various canals and on the
river Main to Regensburg. Water transport alone covered a
distance of approximately 1380 km. At Regensburg it was back to
rail transport and finally, thanks to the careful work of all those
involved, the transformer arrived safely and undamaged at KKI 2.
Erection at KKI 2
The transformer was erected on a foundation provided for this
purpose. All sealing surfaces of the components were reworked
and provided with new gaskets (Fig. 9).
In order to avoid damaging the various components,
installation had to be carried out with great care (Fig. 10, 11).
Subsequently the transformer was filled under full vacuum
conditions with the oil which had undergone special treatment
(Fig. 12). Final electrical diagnostic measurements confirmed the
proper functioning of the transformer. KKI 2 now has a standby
transformer ready for use at any time.
Bild/Fig. 8
Bild/Fig. 11
Bild/Fig. 12
E.ON Gas Storage
Erdgasspeicher Etzel:
Stromversorgung für Station und Kavernen
Der größte europäische Kavernenspeicher liegt etwa 20 Kilometer südwestlich
von Wilhelmshaven. Gas-Pipelines führen nach Emden und Dornum. Dort
landet der norwegische Energiekonzern Statoil Erdgas aus den Nordseefeldern an.
Statoil lagert bereits seit Mitte der 1980er Jahre Erdgas in Etzel ein. Über die
Pipeline NETRA ist der gesamte norddeutsche Raum an die Kavernen angebunden.
Die rund 60 Kilometer lange Bunde-Etzel-Pipeline (BEP) verbindet die
Kavernenanlage über den Gasleitungsknoten in Bunde/Oude Statenzijl mit dem
niederländischen Gasmarkt.
Die neue Speicherstation Etzel ESE wurde im Jahr 2012 durch E.ON
Gas Storage (EGS) in Betrieb genommen. In den Jahren 2012 bis
2014 wurde die Speicherkapazität schrittweise um etwa zwei
Milliarden Normkubikmeter erweitert. Kavernenspeicher wie in
Etzel werden für kurzfristige Bedarfsschwankungen, wie zum
Beispiel bei Kälteeinbrüchen eingesetzt.
Projektbeschreibung
Im Zuge der Errichtung wurden umfangreiche elektrotechnische
Anlagen benötigt. Die EAS sicherte sich dabei vier Aufträge mit
einem Gesamtvolumen von rund 4 Millionen Euro.
1. Mittelspannungsanlage und Transformatoren
Merkmale der MS-Anlagen
Auf einem modularen Feldkonzept basierend bildet die Mittelspannungsschaltanlage das Herzstück für die Energieverteilung
auf dem Speicher Etzel ESE. Die typgeprüfte, metallgekapselte
Anlage mit 4-fach Schottung in Einschubtechnik passt sich dabei
flexibel an technische und wirtschaftliche Bedürfnisse an. Alle
Ausführungsvarianten bieten höchste Sicherheit und Verfügbarkeit bei einfacher Bedienung.
Die Schaltanlagenblöcke sind redundant ausgeführt, stehen
sich gegenüber und sind über Hochstromschienensysteme miteinander verbunden. Alle Felder sind mit digitalen Multifunktionsschutzrelais mit Steuerung und Graphikdisplay ausgerüstet, die
gleichzeitig alle relevanten Daten an die übergeordnete Leittechnik liefern.
Für die Ableitung der im Störlichtbogenfall entstehenden
heißen Gase ist ein Druckentlastungskanal montiert, der höchsten
Personenschutz garantiert.
2. Niederspannungsanlagen
Lieferumfang
• 20 kV- Schaltanlagen für die Stationsversorgung (20 Felder)
• Stromschienenverbindung der 20 kV- Schaltanlagen
• 10 kV-Schaltanlagen für die Versorgung der Verteilerplätze
(5 Felder)
• 20/0,4 kV Trafos für die Stationsversorgung (4 Stck.)
• 10/0,4 kV Trafos für die Versorgung der Verteilerplätze (2 Stck.)
• 20-/10- und 0,4 kV Verkabelungen
Lieferumfang
• 00-NSHV-0100 Niederspannungshauptverteilung 1
• 00-NSHV-0200 Niederspannungshauptverteilung 2
• 00-KMP-0100 Blindstrom-Kompensationsanlage 1
• 00-KMP-0200 Blindstrom-Kompensationsanlage 2
Journal 35
E.ON Gas Storage
Etzel natural gas storage facility:
Power supply for station and caverns
Europe‘s largest cavern storage facility is located approximately 20 km southwest
of Wilhelmshaven. Gas pipelines connect the site to Emden and Dornum on the
North Sea coast where Statoil, the Norwegian energy group, lands natural gas
from its North Sea gas fields. Statoil has been storing natural gas at Etzel since
the middle of the 1980s. The whole of northern Germany is connected to the
gas storage facility via the NETRA pipeline. The Bunde-Etzel Pipeline (BEP),
which is about 60 km long, connects the facility via the gas network node in
Bunde/Oude Statenzijl with the Netherlands gas market.
The new Etzel ESE gas storage facility was commissioned by E.ON
Gas Storage (EGS) in 2012. From 2012 to 2014, the storage capacity
was extended in several steps by a about two billion normal cubic
metres. Cavern storage facilities like those at Etzel are used to
meet short-term fluctuations in demand, for example during cold
snaps.
Project description
Extensive electrical equipment was required for the erection of
the facility. EAS was awarded four contracts worth a total of
around EUR 4 million.
1. Medium-voltage systems and transformers
Medium-voltage system features
Based on a modular field concept, the medium-voltage
switchgear system is the heart of the energy distribution system
at the Etzel ESE storage facility. The type-tested, draw-out type
metal-enclosed switchgear with a fourfold compartment system
can be adapted flexibly to technical and economic requirements.
All versions provide the highest safety and availability together
with simple operation.
The switchgear equipment has a redundant design, i.e. the
units of the equipment are connected face-to-face via highvoltage bus systems. All fields are supplied with digital multifunction protection relays along with controls and graphic
displays, which at the same time pass on all relevant data to the
higher-level instrumentation and control system.
For removing the hot gases emitted in the case of arcing
faults, a pressure release channel is provided, which guarantees
the highest level of safety for operators.
2. Low-voltage systems
Scope of supplies
• 20 kV switchgear systems for the station’s power supply
system (twenty fields)
• Power bus connection for the 20 kV switchgear systems
• 10 kV switchgear systems for supplying the distribution
stations (five fields)
• Four 20/0.4 kV transformers for the station’s power supply
system
• Two 10/0.4 kV transformers for the distribution stations
• 20, 10 und 0.4 kV cabling
Scope of supplies
• 00-NSHV-0100 low-voltage main distribution board 1
• 00-NSHV-0200 low-voltage main distribution board 2
• 00-KMP-0100 reactive current compensation plant 1
• 00-KMP-0200 reactive current compensation plant 2
• 00-NSV-0100 Stations-Niederspannungsverteilung
Energiezentrale
Kontrollgebäude 1
Kontrollgebäude 2
Kesselhaus
• 0,4kV Verkabelungen
• 0,4kV Hochstromschienensysteme
Beschreibung
90 Felder wurden in Summe von EAS geliefert und montiert. Die
Niederspannungsverteilungen wurden in diversen Schalträumen
aufgebaut. Die Haupt-Schaltanlagen 00-NSHV-0100 und 00-NSHV0200 stehen im Erdgeschoss der Energiezentrale und sind einander gegenüberstehend angeordnet. Die Kupplung der beiden
Anlagen ist mittels eines Hochstromschienensystems realisiert.
Als Schnittstelle zu fremden Anlagen ist ein Kommunikationsfeld
in die Anlage integriert.
Alle Einspeisungen und Abgänge sind jeweils in beiden Anlagen vorhanden, so dass eine Redundanz von 100 % realisiert wird.
Die Einspeisung der Niederspannungshauptverteilungen erfolgt über vier Transformatoren mit je 1000 kVA und bei Netzausfall über ein Stromerzeugungsaggregat (Dieselgenerator) mit
2500 kVA.
Kommunikation
Die Schaltanlage ist kommunikationsfähig. Die Kommunikation
erfolgt via PROFIBUS.
Technische Daten NSHV
Bemessungsbetriebsspannung Ue
Netzform 400 V
Netzform 24 V DC (externes sicheres Netz)
Netzform 110 V DC (externes sicheres Netz)
Netzform 230 V AC (externes sicheres Netz)
EMV
Bemessungsisolationsspannung Ui
Bemessungsstoßstromfestigkeit Ip
Bemessungskurzzeitstromfestigkeit Ik
Bemessungsstrom Hauptleiter NSHV
400 V/50 Hz
TN-S mit ZEP
TN-S
IT
IT
zentraler Erdungspunkt (ZEP)
1000 V AC
220 kA
100 kA/1s
4.000 A
0,4 kV Hochstromschienensysteme
Die Schienenverteiler wurden wie die Schaltanlage als „Typgeprüfte Niederspannungs-Schaltgeräte-Kombination TSK“ in anschlussfertiger Ausführung geliefert und montiert. Der PE wurde
als separater Leiter innerhalb des Schienenkanals ausgeführt. Der
Bemessungsbetriebsstrom kann dauerhaft im verbauten Zustand
geführt werden.
Im Bereich aller Wanddurchführungen ist das Schienensystem
in der Feuerwiderstandsklasse S90 sowie gasdicht ausgeführt. Der
verbleibende Raum zwischen Schienenwand und Mauerdurchbruch wurde in gleicher Güte verschlossen.
Technische Daten Hochstromschienensystem
(Hauptsystem)
Bemessungsbetriebsspannung Ue
400 V AC
Schutzart
IP54
Netzform
TN-S-Netz
Umgebungstemperatur
- 5 / + 40 °C
Bemessungsbetriebsstrom Ie
4.000 A
Bemessungskurzzeitstromfestigkeit Icw
100 kA/1 s
Anzahl der Leiter
5
N-Leiterquerschnitt
100%
PE-Leiterquerschnitt
50%
Für die Verbindungen diverser kleinerer Abgänge gelten reduzierte Werte.
3. Verteilerplätze (VT)
Im Zuge der Errichtung der neuen Gasspeicherstation Etzel ESE
wurden zur Versorgung des Speicherfeldes mit elektrischer Energie ebenso verschiedene Mittel- und Niederspannungsschaltanlagen benötigt, die im Wesentlichen den folgenden Lieferumfang
umfassten:
• 81-MSA-0410 SF6 Mittelspannungsschaltanlage am VT 10
• 84-MSA-0409 SF6-Mittelspannungsschaltanlage am VT 09
• 85-MSA-0411 SF6-Mittelspannungsschaltanlage am VT 11
• 81-TR-0410 Transformator 10/0,4 kV am VT 10
• 81-NSV-0410 Niederspannungsverteilung am VT 10
Die Anzahl der Schaltfelder beträgt im Bereich Niederspannung
29 Felder und bei den Mittelspannungsanlagen 19 Felder.
Mittelspannungsanlagen
Fabrikfertige, gasisolierte, metallgekapselte und typgeprüfte 10
kV-Schaltanlagen. Innenraumaufstellung nach IEC 62271-200 / VDE
0671-200.
• Einzelfelder und Schaltblöcke beliebig anreihbar und erweiterbar
ohne „Gasarbeiten“.
• Isoliergas SF6
• Dreipolige Primärkapselung, metallgekapselt
• Verschweißter dichtungsfreier Anlagenbehälter aus Edelstahl
mit eingeschweißten Durchführungen für elektrische Anschlüsse
Die Schaltgeräte der verschiedenen Funktionen und die Sammelschienen für die Verbindungen zwischen den einzelnen Schaltgeräten befinden sich in einem Anlagenbehälter aus Edelstahl.
Dieser für die gesamte Lebensdauer hermetisch geschlossene
Anlagenbehälter enthält SF6. Die Dichtheit der Anlage entspricht
der Definition „hermetisch abgeschlossenes Drucksystem“ entsprechend der Norm VDE 0671 Teil 200.
Journal 37
• 00-NSV-0100 station low-voltage distribution board for the
energy control centre
• 20-NSV-0100 station low-voltage distribution board for control
building 1
• 20-NSV-0200 station low-voltage distribution board for control
building 2
• 61-NSV-0100 station low-voltage distribution board for the
boiler house
• 0.4kV cabling
• 0.4kV high-voltage bus systems
Description
EAS delivered and installed a total of ninety fields. The lowvoltage distribution boards were installed in several switchgear
rooms. The main 00-NSHV-0100 and 00-NSHV-0200 switchgear
cabinets were installed on the ground floor of the energy control
centre in such a way that they face each other. They are
connected by means of a high-voltage bus system. A
communication field is integrated in the plant as an interface
with external plant and equipment.
All inputs and outputs are provided in both units, ensuring
100% redundancy.
Power supply to the low-voltage main distribution boards is
input via four transformers, each rated 1000 kVA, and in the case
of a mains failure, via an emergency power generator (diesel
generator) rated 2500 kVA.
Communication
The switchgear systems are designed to allow communication,
which is via PROFIBUS.
Technical data for low-voltage main
distribution board
Rated operating voltage, Ue
400 V
network configuration
24 V DC network configuration
(external secure network)
110 V DC network configuration
230 V AC network configuration
EMV
Rated insulation voltage, Ui
Rated surge current resistance, Ip
Rated short-term current-carrying
capacity, Ik
Rated current for the main
distribution board
400 V/50 Hz
TN-S with ZEP
TN-S
IT
IT
central earthing point (CEP)
1000 V AC
220 kA
100 kA/1s
4,000 A
0.4 kV high-voltage bus systems
As was the case for the switchgear equipment, the bus
distribution systems were delivered and installed as a "typetested low-voltage switchgear combination" in a version ready for
connection. The protective earth (PE) was installed as a separate
lead in the bus channel. The rated operating current can be
maintained continuously in the installed state.
For all connections through walls the bus system had to be
installed in accordance with the S90 fire resistance class and be
gas-tight. The remaining space between bus walls and masonry
openings was sealed to the same standard.
Technical data for the high-voltage power bus
system (main system)
Rated operating voltage, Ue
400 V AC
Protection class
IP54
Network configuration
TN-S network
Ambient temperature
- 5 / + 40 °C
Rated operating current, Ie
4,000 A
Rated short-term current-carrying
capacity, Icw
100 kA/1 s
Number of leads
5
Neutral (N) lead cross-section
100%
PE lead cross-section
50%
Reduced values apply for the connections of various other power bus
systems.
3. Distribution boards (DB)
In the course of erecting the new Etzel ESE gas storage facility,
various medium and low-voltage switchgear items of equipment
were required for supplying the storage field with electrical
energy. These items essentially included:
• 81-MSA-0410 SF6 medium-voltage switchgear connected to DB10
• 82-MSA-0412 SF6 medium-voltage switchgear connected to DB 12
• 81-TR-0410 transformer 10/0.4 kV connected to DB 10
• 81-NSV-0410 low-voltage switchgear connected to DB 10
There are 29 switchgear fields for low-voltage equipment and 19 for
medium-voltage equipment.
Medium-voltage equipment
Gas-tight, type-tested and metal-cased 10 kV switchgear produced
in the factory.
Interior installation according to IEC 62271-200 / VDE 0671-200.
• Individual fields and switchgear equipment items can be
connected in any order and extensions can be made without
working with gas.
• SF6 insulation gas
• 3-pole primary encasement, metal-cased
• Welded, gasket-free stainless steel equipment containers with
welded entries for electric connections.
The switchgear equipment for the various functions and the bus
bars for the connections between the individual items of
equipment are housed in a stainless steel container. This
container is hermetically sealed for its whole life and contains SF6.
The impermeability of the system corresponds to the
definition of "hermetically sealed pressure system" in accordance
with VDE 0671 part 200.
4. Filterkreisanlage
Filter- und Kompensationsanlagen zur Reduzierung der Oberschwingungen im ESE-Netz.
Projekthintergrund
Auf dem Speicher in Etzel wurde von EAS eine Netzuntersuchung
auf den 20 kV-, 10 kV und 0,4 kV-Ebenen durchgeführt. Die Ergebnisse zeigten, dass die während des Untersuchungszeitraumes
erfasste Netzqualität hinsichtlich Oberschwingungen, Zwischenharmonischen und der Netzunsymmetrie, insbesondere im
Bereich der 10 kV-Einspeisung und der 400 V-Einspeisung der
Verteilstation VT14, nicht der Vorschrift VDE 0839 Teil 2-4, EMVUmgebungsklasse 2 (DIN EN 61000-2-4, Klasse 2) entsprach.
Eine durchgeführte Oberschwingungssimulation lieferte daraufhin die Lösung. Die Ergebnisse zeigten, dass sich die Netzverhältnisse mit dem Einsatz von ordnungsgemäß dimensionierten
Filtern im Bereich der 10 kV-Ebene unter Berücksichtigung der
heutigen Betriebszustände ausreichend stabilisieren lassen.
Im Zuge der durchgeführten Berechnungen, im Hinblick auf
die Wirkungsweise der für sinnvoll erachteten Filter, wurde eine
Vielzahl von möglichen Schaltzuständen sowie alternativ möglichen Befilterungen durchgespielt.
Die gewählte 10 kV-Filterkreisanlage besteht aus drei Saugkreisen mit folgenden Abstimmfrequenzen und Kompensationsleistungen:
• Filterkreis 240 Hz - 150 kvar
• Filterkreis 340 Hz - 100 kvar
• Filterkreis 600 Hz - 100 kvar, bedämpft mit 150 Ohm
Betroffen sind die 5., 7. sowie die 12. Harmonische.
Jeder Filterkreis besteht aus folgenden Einzelkomponenten:
• Drehstrom-Kondensatorbatterie mit 6 Stck. Einzelkondensatoren Typ CHDF 440
Vorschrift IEC60871-1, VDE560 Teil 410
- mit inneren Entladewiderständen (Entladezeit 10 Minuten)
- Druckschalter
- patentiertem „Fuseless“ Design
• Unsymmetrieüberwachung bestehend aus Unsymmetriewandler und Unsymmetrierelais
• Drehstrom-Eisenkern Drosselspule.
Lieferumfang
• MS-Filterkreisanlagen
• Überwachungsschrank
• Erweiterung MS-Anlage 80-MSA-0400
• Verkabelung
In ca. zwei Jahren Bauzeit wurden diese Projekte zur Zufriedenheit aller Stakeholders ausgeführt. Die EAS zeigte einmal mehr,
dass das Anlagengeschäft eine feste Größe im Portfolio darstellt,
koordinierte professionell alle Schnittstellen und lieferte einen
maßgeblichen Beitrag zu einem reibungslosen Projektablauf.
Journal 39
4. Filter circuit device
Filter and compensation equipment for reducing the harmonics in
the ESE network.
Project background
EAS carried out a series of grid investigations at the Etzel storage
facility at the 20 kV, 10 kV and 0.4 kV levels.
The results showed that the grid quality recorded during the
tests did not meet VDE 0839 Parts 2-4, EMC environment class 2
(DIN EN 61000-2-4, class 2) requirements in terms of harmonics,
interharmonics and imbalance, particularly in the area of the
10 kV feed and the 400 V feed of the VT14 distribution station.
A harmonics simulation provided the solution. The results
revealed that grid conditions can be sufficiently stabilised
if correctly sized filters are used for the 10 kV level
when considering the current operating conditions.
In the course of the calculations made and with respect to the
mode of operation of the filters considered to be suitable in
this case, a number of possible switching conditions as well as
possible alternative forms of filtration were tested.
The selected 10 kV filter circuit device consists of three drain
circuits with the following tuning frequencies and compensation:
• Filter circuit 240 Hz - 150 kVar
• Filter circuit 340 Hz - 100 kVar
• Filter circuit 600 Hz - 100 kVar, damped with 150 ohm
These circuits affect the 5th, 7th and 12th harmonics
Each filter circuit consists of the following components:
• Three-phase condenser battery with 6 condensers, type CHDF
440, in accordance with IEC60871-1, VDE560 Part 410
- with internal discharge resistances (discharge time: 10 minutes)
- push-button switch
- patented "fuseless" design
• Asymmetry monitor consisting of an asymmetry converter and
an asymmetry relay
• Three-phase iron-core throttle coil
Installed equipment
• MV filter circuit devices
• Monitoring cabinet
• Extension of the 80-MSA-0400 medium-voltage equipment
• Cabling
In approximately two years of assembly and erection these
projects were completed to the satisfaction of all stakeholders.
Once again, EAS showed that the power plant business is an
important part of its portfolio. The company co-ordinated
professionally the work at all interfaces and played a highly
significant role in trouble-free project management.
Open Grid Europe
Verdichterstationen Werne und Gescher
Energieversorgung modernisiert
Deutschlands führender Erdgastransporteur, die Open Grid Europe, betreibt
ein hocheffizientes Leitungsnetz von rund 12.000 Kilometern Länge mit
27 Verdichterstationen. Die erforderliche Verfügbarkeit dieser Stationen und
die angespannte Ersatzteilsituation bei älteren Komponenten führten zu
der Entscheidung, Anlagen mit neuer Technik aufzurüsten.
Die Verdichterstation Werne stellt mit einer Kapazität von mehr
als 25 Mrd. m³N/a einen wichtigen Knotenpunkt für die Verteilung
von Erdgas aus den Niederlanden und der Nordsee dar. Um die
hohe Verfügbarkeit zu sichern, sollte die alte, luftisolierte 10 kV
Mittelspannungsanlage durch eine gasisolierte, metallgekapselte
Mittelspannungsschaltanlage ersetzt werden.
Den Auftrag erhielt der EAS-Fachbereich Schaltanlagen und
Schaltgeräte im Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik.
Verdichterstation Werne
Die Altanlage wurde komplett demontiert und die neue Anlage
geliefert, aufgestellt, geprüft und in Betrieb genommen.
Im Wesentlichen bestand die Ausführung des Auftrags aus
• Demontage und Entsorgung der vorhandenen Mittelspannungsschaltanlage (Bild 1)
• Berechnung und Auslegung sowie Lieferung und Montage der
neuen Mittelspannungsschaltanlage inkl. Verkabelung Trafozuleitung (Bild 2)
• Demontage und Entsorgung der vier Eigenbedarfs-Öltransformatoren (Bild 3)
• Lieferung und Montage von Gießharztransformatoren inkl.
Kabelanschlussgestell und Anpassung bzw. Erneuerung der
Verkabelung (Bild 4)
Bild/Fig. 1
• Kurzschlussberechnung und Berechnung der Druckentlastungsöffnung in den Schaltanlagenräumen
• Inbetriebnahme der Anlageteile in mehreren Teilabschnitten
• Einbindung der Anlagen in den Potenzialausgleich
Bild/Fig. 2
Journal 41
Open Grid Europe
Power supply systems at the Werne and Gescher
compressor stations modernised
Open Grid Europe, Germany’s leading natural gas transmission company,
operates a highly efficient pipeline system comprising some 12,000 km
of pipeline and 27 compressor stations. The required availability of the
stations and the problematic spare parts situation for all the components
led to the decision to install new technology.
With a capacity of over 25 billion m³N/a, the Werne compressor
station is one of the key hubs for the distribution of natural gas
from the Netherlands and the North Sea. To ensure the high
level of availability required, the old air-insulated 10 kV mediumvoltage system was to be replaced by a gas-insulated, metalenclosed switchgear system. The contract was awarded to the EAS
Switchgears Department, which is part of the E, C&I Technology
Division.
The work also comprised the preparations for cable installation
including the cutouts in the floor boards etc., acceptance testing
on site including function tests, proof of compliance with the
technical specifications and the provision of all necessary aids
and measuring instruments. The final step was the
commissioning of the new system which included the recording
of all commissioning steps, operator training as well as
documentation.
Werne compressor station
The old switchgear system was fully dismantled and the new
system delivered, installed, tested and commissioned.
The contract included the following activities:
• Dismantling and disposing of the existing medium-voltage
switchgear system (Fig. 1)
• Designing, delivering and installing the new medium-voltage
switchgear system incl. the cabling to the transformers (Fig. 2)
• Dismantling and disposing of the four oil-filled transformers (Fig. 3)
• Delivery and installation of the resin-encapsulated transformers
incl. the cable termination rack and adjustments to/renewal of
the cabling (Fig. 4)
• Short-circuit calculations and calculations for the pressure
relief openings in the switchgear rooms
• Commissioning of the system components in several stages
• Connection of system to the station’s equipotential bonding system
Bild/Fig. 3
New 10 kV system (Siemens 8DJH)
Control room 1
Field 1: Feeder 1 disconnector
Field 2: Feeder 2 disconnector
Field 3: Transfer circuit breaker
Field 4: Air-insulated utility feeder (transducer provided by utility)
Field 5: Outgoing feeder for transformer 1 circuit breaker
Field 7: Outgoing feeder medium-voltage switchgear system K2 circuit
breaker
Control room 2
Field 1: Feeder from medium-voltage switchgear system K1 disconnector
Bild/Fig. 4
Dazu gehörten sämtliche vorbereitenden Maßnahmen für die
Verkabelung, wie z. B. Ausschnitte in den Bodenplatten etc., die
Abnahmeprüfung vor Ort einschließlich Funktionsprüfung und
Nachweis der technischen Daten sowie Beistellung der erforderlichen Hilfsmittel und Messeinrichtungen. Den Abschluss bildete
die Durchführung und Protokollierung der Inbetriebnahme, die
Einweisung des Personals sowie die Dokumentation.
Neue 10 kV Anlage (Siemens 8DJH)
Kontrollraum 1
Feld 1 Einspeisung 1 Trennschalter
Feld 2 Einspeisung 2 Trennschalter
Feld 3 Übergabe Leistungsschalter
Feld 4 EVU Messung luftisoliert (Wandler Beistellung)
Feld 5 Abgang Trafo 1 Leistungsschalter
Feld 7 Abgang MSA K2 Leistungsschalter
Kontrollraum 2
Feld 1 Einspeisung von MSA K1 Trennschalter
Über einen Zeitraum von mehreren Wochen nahm EAS den
Austausch der relativ komplexen 10 kV Mittelspannungsschaltanlage gegen eine neue, leistungsfähige Anlage vor. Nach Abschluss
aller Arbeiten konnte die komplette Anlage dem Kunden eine
Woche früher als geplant übergeben werden.
Bild/Fig. 5
Verdichterstation Gescher
Dem erfolgreich ausgeführten Auftrag folgte eine weitere Beauftragung für die Verdichterstation Gescher. Auch hier wollte der
Kunde Ersatzteilprobleme ausschließen und die dort vorhandene
10 kV Mittelspannungsschaltanlage (Bild 5) durch eine Neuanlage
vom gleichen Typ ersetzen (Bilder 6, 7).
Neue 10 kV Anlage
Feld 1 Einspeisung
Feld 2 Einspeisung
Feld 3 Übergabe
Feld 4 EVU Messung luftisoliert (Wandler Beistellung)
Feld 5 Abgang Trafo 1
Feld 6 Abgang Trafo 2
Wie zuvor bezogen sich die EAS-Aufgaben auf die gesamte
Projektabwicklung einschließlich der erforderlichen Berechnungen und Planungsleistungen.
Die Verdichterstation Gescher sollte während der Arbeiten
durchgehend in Betrieb bleiben. Daher wurde zur Versorgung der
Station eine 10 kV Mittelspannungsschaltanlage in einem Container eingesetzt und die Energie von RWE eingespeist.
Bild/Fig. 6
EAS prüfte zuvor den Standort des Containers und nahm nach der
Aufstellung die entsprechenden Anbindungen vor (Bild 8).
Auf diese Weise war die Versorgung gewährleistet und die
Verdichterstation Gescher blieb im Umbauzeitraum voll funktionsfähig.
Ebenso wie in der Station Werne verliefen die Arbeiten planmäßig,
in enger Abstimmung mit dem Kunden und unter Einhaltung aller Ar
beitssicherheitsvorschriften.
Nach erfolgreichem Projektabschluss unterstützen die
modernisierten Energieversorgungsanlagen die zuverlässige Leistung
der Verdichterstationen Werne und Gescher.
Journal 43
Over a period of several weeks, EAS replaced the relatively
complex 10 kV medium-voltage switchgear system by a new, more
powerful system. Following the completion of all work the whole
system was handed back to the client one week earlier than
planned.
Gescher compressor station
The successful job was followed by another contract for the
Gescher compressor station. Here, too, the client wanted to
prevent problems with spare parts and decided to replace the
existing 10 kV switchgear system (Fig. 5) by a new system of the
same type (Fig. 6, 7).
As before, the EAS job included all project-relevant tasks
including calculations and design work.
The Gescher compressor station had to be kept in operation
throughout the project. This is why a 10 kV medium-voltage
switchgear system was provided in a container, with the power
being supplied by RWE. After checking the location, EAS installed
the container and made necessary connections (Fig. 8). This way,
supply was guaranteed and the Gescher station remained fully
functional throughout the conversion project.
New 10 kV system
Field 1: Feeder
Field 2: Feeder
Field 3: Transfer
Field 4: Air-insulated utility feeder (transducer
provided by utility)
Field 5: Outgoing feeder for transformer 1
Field 6: Outgoing feeder for transformer 2
Bild/Fig. 8
As in Werne, all work went according to plan in close
consultation with the client and in full compliance with all health
and safety regulations. With the project completed, the
modernised power supply systems now support reliable
compressor station operation at Werne and Gescher.
Bild/Fig. 7
Stadtwerke München
Retrofit
Leistungsschalter und Netztrennschalter 10 kV
an den Generatorableitungsfeldern 30 AP – Block 3
Seit 1964 betreiben die Stadtwerke München das Heizkraftwerk Nord am Standort
Unterföhring. Hier werden in verschiedenen Anlagen Strom und Fernwärme
aus Kohle, Erdgas, Restmüll und Klärschlamm gewonnen. Das HKW Nord besteht
aus drei getrennten Einheiten: Die Blöcke 1 und 3 dienen der thermischen
Abfallbehandlung; der kohlebefeuerte Block 2 ist eine der Haupterzeugungsanlagen
der Strom- und Fernwärmeversorgung. Dazugehörig sind alle Nebenanlagen für die
Ver- und Entsorgung, der gemeinsamen Anlagen, der Kühlwasserversorgung und
des Heiz- und Hilfheizwerks.
Gegenstand des Auftrags an den Fachbereich Schaltanlagen und
Schaltgeräte im EAS-Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik waren
alle erforderlichen Lieferungen und Leistungen zur Durchführung
der Maßnahme „Retrofit Leistungsschalter und Netztrennschalter“. Diese Schaltgeräte waren nur noch mit hohem
Aufwand an Wartung und Instandhaltung betriebsbereit zu
halten. Die zugehörige Feldtechnik war alt und unzuverlässig.
Nach der Besichtigung der Bestandsanlagen mit Maßaufnahmen und Sichtung der Einbauspezifikationen erstellte EAS
ein spezifisches Angebot.
Liefer- und Leistungsumfang
Lieferung
Leistungsschalter 2000 A ,Trennschalter 2000 A, Sekundärtechnik
für die Schaltfelder. Beide Schaltgeräte sollten den Spezifikationen der zu tauschenden Altgeräte entsprechen.
Demontage der Altkomponenten und Montage der Neuanlagen
Der Liefer- und Leistungsumfang beinhaltete die Demontage der
Altkomponenten im Primär- und Steuerungsbereich sowie die
Montage der zu erneuernden Komponenten.
Der Rundum-Service der EAS umfasste eine umfangreiche
Kontrolle der Funktionalität entsprechend dem Zustand vor der
Retrofitmaßnahme. Für den Einsatz des neuen Leistungsschalters
wurde der vorhandene Schaltwagen angepasst.
Retrofit Know-How
Einen fast identischen Leistungsumfang führte Günter Seidel/EAS
für die Kunden Wasserwerke Westfalen bzw. Gelsenwasser an
verschiedenen Pumpwerken durch.
In den letzten drei Jahren wurden ca. 15 dieser Retrofitmaßnahmen inkl. Umrüstung von Analog- auf Digitalschutz mit
Siprotec-Geräten realisiert.
Diese Retrofitmaßnahmen haben den Vorteil, dass sie im laufenden Betrieb (die Wasserversorgung bleibt gesichert) durchgeführt
werden können.
Ein Komplettaustausch der Schaltanlagen wäre mit einem sehr
großen Aufwand und dementsprechend hohen Kosten verbunden.
Journal 45
Stadtwerke München
Retrofit
10 kV power switch and circuit breaker retrofit for
the generator bus switchgear panels 30 AP of unit 3
Since 1964, Stadtwerke München have been operating the HKW Nord cogeneration
plant at Unterföhring. It comprises three separate units generating electrical power
and district heat from coal, natural gas, residual waste and sewage sludge. Units 1
and 3 are for thermal treatment of refuse. Unit 2, which is coal-fired, is one of the
main units for supplying electricity and district heating. The plant also comprises
a number of ancillary systems including supply and discharge systems for common
installations, the cooling water system and ancillary equipment serving the
cogeneration plant and the back-up plant.
Under the contract awarded to EAS, the Switchgears Department,
which is part of the E, C&I Technology Division, had to provide all
supplies and services required for the "power switch and circuit
breaker retrofit project". The old switchgear could only be kept in
operation with high costs for maintenance and repairs. The field
installations were old and unreliable.
After an inspection of the existing plant which included taking
measurements and checking the specifications available, EAS
made a specific proposal.
Scope of supply and services
Equipment
2000 A power switch, 2000A circuit breaker, secondary equipment
for the switchgear panels. Both items were to match the
specifications of the equipment to be replaced.
Removal of the old components and assembly of the new equipment
The scope of supply and services included dismantling the old
primary and control system components and installing the new
components.
The all-round service provided by EAS also featured extensive
function tests corresponding to the state before the retrofit. The
existing switchgear trolley was adapted for use with the new
power switch.
New circuit breaker resized according to old dimensions
Neuer Trenner auf alte Einbaumaße angepasst
Retrofit know-how
Günter Seidel / EAS had completed an almost identical contract
for various pumping stations operated by Wasserwerke Westfalen
and Gelsenwasser.
In the last three years EAS performed some 15 retrofits of this
type which also included switching from analogue to digital
Siprotec protection devices.
Retrofits of this type have the advantage that they can be
carried out during normal operation of the plant (the water
supply is secured at all times). a
A complete replacement of all switchgear would have been
meant a great deal of work and high costs.
Old circuit breaker / Alter Trenner
Bump Test - inklusive 3D-Darstellung am Ständerwickelkopf eines Generators
Der Fachbereich Konstruktion und Technik verwendet bei dem Bump Test ein
speziell erweitertes Programm zur Analyse von Generator-Ständerwickelköpfen.
Dieses Programm verfügt über die Möglichkeit, globale Bewegungen, die in
mehreren Ebenen unabhängig voneinander aufgenommen werden, in einer
Animation (3D-Darstellung) zu visualisieren.
Eine Schwingungsanalyse an Generator-Ständerwickelköpfen
wird nicht nur für die Früherkennung von möglichen Schäden
angewandt, sondern dient ebenfalls dazu, den momentanen
Zustand anhand von Eigenfrequenzen festzustellen. Außerdem
wird diese Messung dazu verwandt, um die optimale Position für
eine Festinstallation von Sensoren einer Online-Überwachung
festzulegen.
Die Bewertung der Eigenfrequenzanalyse (Bump Test) gibt
Aufschluss über mögliche Eigenfrequenzen, die unter Umständen
auch in der Nähe der einfachen und doppelten Netzfrequenz des
Generators liegen und den Wickelkopf zum Schwingen anregen,
was zu dessen Schädigung führen kann.
Durch Blechpaketanregung und die elektromagnetischen
Kräfte des rotierenden Läufers können Eigenfrequenzen des
Generatorwickelkopfes während des Betriebes angeregt werden.
Es besteht die Gefahr, dass einzelne Teile (Ständerwickelkopf
„global“ bzw. Einzelstäbe „lokal“) sich dadurch lockern bzw. beschädigt werden (Bild 1 - Ansicht eines Generator-Ständerwickelkopfes).
Bild/Fig. 2
Ein Anzeichen für diese Art von Lockerung ist beispielsweise
Reibstaub innerhalb des Ständerwickelkopfes (Bild 2 - Reibstaub
zwischen der Anbindung von Einzelstäben und Stützring).
Bei einem Bump Test werden diese Anzeichen einer Lockerung
durch geringere lokale Eigenfrequenzen der Einzelstäbe sichtbar
(Bild 3 - Diagramm zur Darstellung der Stab-Eigenfrequenzen).
Diese Lockerungen treten oftmals in der Nähe der Phasensprünge
auf.
Bild/Fig. 1
Bild/Fig. 3
Journal 47
Bump test - including 3D representation on the stator end windings of a generator
For its bump tests the Mechanical Engineering Department
uses a specially extended program to analyse generator
stator end windings. It allows global movements recorded
independently at several levels to be shown as an
animated model (3D representation).
Analysing generator stator end winding vibrations not only helps
to detect possible damage at an early stage but also serves
to establish the 'as-is' condition by looking at the natural
frequencies. The tests are also used to determine the optimum
position of sensors installed for online monitoring.
The results of a natural frequency analysis (bump test) provide
information on possible natural frequencies that may be close
to the single and double grid frequency of the generator and
cause vibrations in the stator end windings that can cause serious
damage to the windings.
During operation, the excitation of the laminated cores and
the rotor’s electromagnetic forces can cause the generator stator
end windings to vibrate at their natural frequencies. This can have
a "global" or "local" effect in that the stator end windings or
individual rods become loose and/or suffer damage (Fig. 1 - View
of the generator stator end windings).
A typical sign of this type of loosening can be friction dust
collecting in the windings (Fig. 2 - Friction dust at the junction of
the individual rods and the support ring).
In a bump test, these initial signs of parts becoming loose are
made visible by lower local natural frequencies of individual rods
(Fig. 3 - Diagram for showing the rod natural frequencies). Rod
loosening often occurs near phase jumps.
In the bump test the "global" measurements are interpolated
to show the total motion of the stator end windings. This
measurements are carried out with twelve evenly distributed
sensors. The stator end windings are excited using a special
hammer at three different points in order not to excite a node.
The representation depicts motion during generator operation
using an animation of the stator end windings (Fig. 4 - Various
types of motion/nodal forms). This form of representation
indicates whether there are any frequencies/movements near the
single (50 Hz) or double (100 Hz) grid frequency, which could
damage the windings.
With the "3D bump test" it is also possible to visualise motion
from several perspectives. The analysis allows not only the
situation at the first support ring to be shown but also enables
measurements at the junctions of the individual rods with all
three support rings so that the different motion components
can be represented simultaneously. The problem, whether the
support rings or the end windings move together in the same
direction or in opposite directions, can be investigated using this
animation (Fig. 5 - 3D representation with node form: 2 lobes; this
is where the situation at the junction with the first and second
support rings was measured.)
Thanks to the animation the analysis of the natural
frequencies made a lot simpler and also more transparent as the
points can be compared individually or in relation to each other
and the behaviour of the various modal forms can be observed in
an overall context.
The very first bump test examines the 'as-is' situation. By
recording the results of the first test, possible changes or
displacements of the natural frequencies of the generator stator
end windings can be analysed as part of subsequent repeat tests.
The bump test is also used to determine the optimum position
of sensors installed for online monitoring. A program called
"SCHWAN" allows the oscillation data transferred online to be
used for analysing generator behaviour during operation.
"SCHWAN" was specifically developed for monitoring and making
calculations of the system as a whole. Using various factors the
"global motion" can be calculated and represented.
An important component of any vibration monitoring system
is the software used to analyse the recorded data. The radial
vibration readings at the end windings picked up by a vibration
measurement system provide information on the local vibration
behaviour at each of the measuring points. The total vibration of
the end windings in the radial dimension is, however, visible only
after a reconstruction of the measurement values using a suitable
mathematical method and graphic visualisation.
Furthermore, to evaluate vibration behaviour, both the
stationary and moving oscillation modes have to be examined
(Fig. 6 - Start screen of "SCHWAN").
The most significant functions of "SCHWAN" are as follows:
• Description of the measurement situation for both generator
end windings (switch side / non-switch side)
• Input of data provided by the VCAM measurement system
• Graphic representation of the input data (oscillation data /
operating parameters) with the purpose of selecting the point
of time for carrying out the analysis
• Interpolation and analysis of the end winding oscillations for
both stationary and rotating modes
• Animated representation of the individual modes and the total
end winding oscillations
• Trend diagram of the individual modal portions
• Representation (in accordance with the operating parameters)
of the modal portions.
Bild/Fig. 4
Beim Bump Test wird die „globale“ Messung zu einer GesamtBewegung des Ständerwickelkopfes interpoliert. Die Messung
wird hierbei mit zwölf gleichmäßig verteilten Sensoren durchgeführt. Der Wickelkopf wird mit einem speziellen Hammer an drei
verschiedenen Punkten angeregt, um zu vermeiden, dass in einem Knotenpunkt angeregt wird.
Die Darstellung zeigt dann anhand einer Animation des Generator-Ständerwickelkopfes die Bewegung während des Betriebes
(Bild 4 - Verschiedene Bewegungsarten/Knotenformen). Durch
diese Darstellungsform wird ersichtlich, ob in der Nähe der einfachen (50 Hz) bzw. der doppelten (100 Hz) Netzfrequenz Formen/
Bewegungen existieren, die eventuell zu Schädigungen am
Wickelkopf führen können.
Mit dem „3D-Bump Test“ wird zusätzlich die Bewegung in
mehreren Ansichten möglich. Die Analyse beinhaltet die Option,
nicht nur die Anbindung des ersten Stützringes darzustellen,
sondern lässt es zu, dass die Anbindung der Einzelstäbe aller drei
Stützringe gemessen werden, um die Bewegungen gleichzeitig
darzustellen. Die Problematik, ob die Stützringe bzw. der Wickelkopf sich miteinander in eine Richtung bewegen oder aber gegeneinander arbeiten, kann mit dieser Animation untersucht
werden (Bild 5 - 3D-Darstellung mit einer Knotenform: 2 Lobe; hier
wurde die Anbindung des 1. und 2. Stützringes gemessen).
Durch die Animation wird die Analyse der Eigenfrequenzen
stark vereinfacht und übersichtlicher, da man die Punkte einzeln
bzw. in Relation zueinander direkt vergleichen und das Verhalten
der verschiedenen Modalformen im Zusammenhang betrachten
kann.
Mit dem erstmaligen Bump Test wird der momentane Zustand
betrachtet. Über die Protokollierung der Messergebnisse können
bei späteren Wiederholungsmessungen eventuelle Veränderungen bzw. Verschiebungen der Eigenfrequenzen des GeneratorStänderwickelkopfes analysiert werden.
Zudem wird der Bump Test dazu verwandt, die optimale Position für eine Festinstallation von Sensoren einer OnlineÜberwachung festzulegen. Durch eine Online-Übertragung der
Schwingungsdaten kann, mit Hilfe des eigens angefertigten Programms „SCHWAN“, das Verhalten während des Betriebes betrachtet und ausgewertet werden. Das Programm „SCHWAN“
wurde insbesondere für die Betrachtung und Berechnung des
Gesamtsystems entwickelt. Über verschiedene Faktoren lässt sich
die „globale Bewegung“ errechnen und darstellen.
Wesentlicher Bestandteil eines Schwingungsüberwachungsystems ist die Software zur Messdatenanalyse. Die durch ein
Schwingungsmesssystem erfassten radialen Schwingungswerte
an den Stirnverbindern geben Auskunft über das lokale Schwingungsverhalten an der jeweiligen Messstelle. Die Gesamtschwingung des Wickelkopfes in der radialen Messebene wird aber erst
nach einer Rekonstruktion der Messwerte mit einem geeigneten
mathematischen Verfahren und einer grafischen Visualisierung
ersichtlich. Zur Beurteilung des Schwingungsverhaltens ist ferner
der Gehalt von stehenden und wandernden Schwingungsmoden
in der Gesamtschwingung wichtig (Bild 6 - Startseite des Programms „SCHWAN“).
Bild/Fig. 6
Bild/Fig. 5
Die wesentlichen Funktionalitäten von „SCHWAN“ sind folgende:
• Beschreibung der Messsituation für beide Generatorwickelköpfe (Schaltseite/Nichtschaltseite)
• Einlesen von Messdaten des VCAM Messsystems
• Grafische Darstellung der eingelesenen Messdaten (Schwingungsdaten/Betriebsparameter) zwecks Auswahl eines Analysezeitpunktes
• Interpolation und Zerlegung der Wickelkopfschwingung durch
ruhende und rotierende Modalformen
• Animierte Darstellung der einzelnen Modalformen und der
gesamten Wickelkopfschwingung
• Trenddiagramm der einzelnen Modalanteile
• Darstellung der Modalanteile in Abhängigkeit von den Betriebsparametern.
Journal 49
Overview of "SCHWAN" / Übersicht zum Programm "SCHWAN"
Kraftwerk Grenzach-Wyhlen
Revision im Gasturbinenkraftwerk
planmäßig abgeschlossen
Auf einen reibungslosen und fristgerechten Ablauf der umfangreichen
Revisionsmaßnahmen im Kraftwerk Grenzach-Wyhlen setzte die
Kraftwerksgesellschaft KGW mit der Beauftragung der
EAS-Gasturbinentechnik. Die Anforderungen umfassten
insbesondere die Koordination und Steuerung der Ausführung
vor Ort, die Überwachung aller Arbeiten und die Mitwirkung bei
der Materialbeschaffung in terminkritischen Situationen.
Nach der Überholung des Gasgenerators vom Typ Rolls
Royce RB 211 im Workshop, sollte dieser wieder gegen
eine vorübergehend eingesetzte sogenannte LeaseEngine ausgetauscht werden. Während des geplanten
Stillstandes vom 13. August bis zum 19. September 2014
wurden folgende weiteren Arbeiten ausgeführt:
• B-Inspektion des Generators inklusive der Hilfssysteme
• 8.000 Stunden-Inspektion der Gasturbinenanlage
• Großrevision des Lastgetriebes
Die EAS-Gasturbinentechnik vertrat die Interessen der
Kraftwerksgesellschaft KGW vor Ort und übernahm die
Funktion der technischen Schnittstelle zur Projektleitung
in München. Die Aufgaben bezogen sich im Wesentlichen auf die nachfolgend aufgeführten Punkte:
• Montage-/Inbetriebsetzungsüberwachung im Rahmen
der großen Revision an den Gewerken Gasturbine, GT-Getriebe und GT-Generator sowie der jeweils
zugehörigen Hilfssysteme
• Steuerung und Koordination der ausführenden
Firmen vor Ort wie
- Rolls Royce (Ausbau der Lease-Engine)
- Transcanada Turbines (gesamte GT-Anlage und Einbau des revidierten Gasgenerators)
- Allen Gears (Revision Planetengetriebe
- Brush (B-Inspektion des Generators)
• Unterstützung bei der kurzfristigen Beschaffung von
Ersatzteilen, Werkzeugen, Hebemitteln etc.
• Terminüberwachung und -abgleich
• regelmäßige Berichterstattung über den Fortschritt
der Revision
• unmittelbare Meldung bei auftretenden Komplikationen und Schäden
Bei der Befundung ermittelte schadhafte Komponenten,
wie zum Beispiel diverse Messumformer und Regelventile,
wurden außerplanmäßig ersetzt.
Power turbine
Journal 51
Grenzach-Wyhlen power station
Inspection of gas turbine package
finished in time
By entrusting the EAS Gas Turbine Department with a
comprehensive work package at its Grenzach-Wyhlen
power station, the Kraftwerksgesellschaft KGW showed
their confidence in EAS. The programme included the
coordination and management of activities on site,
supervision of the work, and direct involvement in
material procurement in critical situations.
After the overhaul of the Rolls Royce RB 211 gas
generator at the workshop, the temporary installed
lease engine had to be replaced by the customer engine.
During the planned downtime from 13 August to 19
September 2014, the following inspection programmes
were carried out:
• B inspection of the generator including the auxiliary
systems
• Inspection of the gas turbine system after 8,000
operating hours
• Major inspection of the load gearbox.
The EAS Gas Turbine Department represented the
interests of the customer on site and were the technical
interface for the project management in Munich. They
were mainly responsible for the following tasks:
• Supervising the installation and commissioning as
part of the major inspection of the gas generator,
Gas generator in
the transport device
Gasgenerator im
Transportgestell
the load gearbox, the generator and the
corresponding auxiliary systems.
• Project management and coordination of the
contractors involved on site:
- Rolls Royce (removal of the lease engine)
- Transcanada Turbines (gas turbine package and installation of the refurbished gas generator)
- Allen Gears (inspection of the gear set)
- Brush (B inspection of the generator)
• Supporting the short-term procurement of spare
parts, tools, lifting gear, etc.
• Monitoring of time schedule
• Regular progress reports on the inspection works
• Immediate reporting of issues and damages
Any defect components discovered such as transducers
and control valves were replaced immediately as
unplanned work.
Besondere Herausforderungen
Die Befundung am Getriebelager führte zunächst zu
einer angespannten Situation. Das Lager der langsamen
Welle wies einen übermäßigen Verschleiß auf, deren
Reparatur einen Verzug von mindestens vier bis sechs
Wochen bedeutet hätte.
Dieses Problem konnte durch den Einsatz eines gebrauchten, baugleichen Lagers gelöst werden. Nach
einigen Korrekturmaßnahmen an diesem Lager waren
alle wichtigen Maße innerhalb der Toleranzen, so dass
der Lagertausch zeitnah vorgenommen werden konnte.
Am Kompressoreintritt des Gasgenerators (Bauteil
aus Fiberglass, sogenannte „inlet flare“) wurden in der
Betriebszeit Risse festgestellt, welche nach Aussage des
Herstellers Rolls Royce außerhalb der Reparaturkriterien
lagen. Aus diesem Grund wurde frühzeitig eine neue
inlet flare bestellt. Allerdings verschob Rolls Royce
mehrmals den Liefertermin. Daher drohte hier wiederum
ein Verzug von mehreren Wochen.
Der Kontakt mit einem Unternehmen aus dem Windkraftbereich, das über einschlägige Erfahrungen mit
GFK-Komponenten verfügte, führte schließlich zum
Erfolg. Die Reparatur wurde innerhalb des Terminplans
durchgeführt.
Ablauf - Meilensteine im Terminplan
Nach der Anfrage am 27. Juni 2014 und dem Angebot
vom 4. Juli erhielt die EAS-Gasturbinentechnik am 17. Juli
den Auftrag. Das erste Projektgespräch erfolgte am
31. Juli und die Revision begann planmäßig am 13. August 2014.
Unregelmäßigkeiten im Zeitplan ergaben sich in
erster Linie bei der Großrevision des Lastgetriebes
und aufgrund zu spät angelieferter GT-Gasregelventile.
• Die Installation des überholten Getriebes konnte
nicht planmäßig erfolgen, da das Lager für die langsame Welle aufgrund der Reparatur erst zwei Tage
später zur Verfügung stand.
• Die mechanische Fertigstellung verzögerte sich durch
die verspätete Anlieferung der reparierten Gasregelventile um einen Tag.
• Nach der erfolgreichen Wiederinbetriebnahme des
Gasgenerators erfolgten abschließende VollastSchwingungsmessungen am Getriebe (durchgeführt
von Allan Gears). Im Rahmen dieser Messungen wurden keine Auffälligkeiten festgestellt.
Trotz der diversen terminkritischen Punkte im Revisionsverlauf konnte die Revision fristgerecht am 19. September abgeschlossen werden.
Fazit
Der Zeitplan einer Revision kann bei unerwarteten
Befunden erheblich ins Schwanken geraten. Ausschlaggebend dafür sind oft die Nichteinhaltung von Lieferzeiten oder aber unvollständige Lieferungen und Ersatzteilpakete. Selbst bestehende Wartungsverträge bieten
keine Gewähr für eine kurzfristige Reaktion des Vertragspartners.
Mit Erfahrung, Know-how und einem betreiberorientierten Revisionsmanagement gelingt es immer wieder,
schwierige Situationen durch individuelle Lösungen zu
entschärfen. Das zeigt sich insbesondere dann, wenn
Verzögerungen bei der Inbetriebnahme und daraus
resultierende Ausfallkosten vermieden werden können.
Das Ziel ist erreicht, wenn die Anlage dem Betreiber
nach erfolgreichem Revisionsabschluss innerhalb des
geplanten Zeitrahmens wieder übergeben werden kann.
Journal 53
Particular challenges
The inspection of the gearbox bearings revealed a tense
situation. The bearing on the low speed shaft was found
with excessive wear. Repairing of the component would
have caused a delay of at least 4 to 6 weeks.
The problem could be solved by installing a used
bearing of the same type. After some adjustments on
this component, all dimensions were within the required
tolerances. Which meant that the bearing could be
exchanged promptly.
At the gas generator compressor inlet casing (a
fibreglass component also known as "inlet flare"), cracks
had been discovered during operation. According to the
OEM, a repair would not have been possible due to the
extensive extend of the cracks. As a consequence a new
inlet flare was ordered in time. However, Rolls Royce
postponed the delivery date several times which would
have delayed the whole time schedule of the project by
several weeks.
A supplier contact into the wind energy industry, with
relevant repair experience of GRP components lead
eventually to success and the repair could be carried out
within the project schedule.
Project schedule and milestones
After customer request, the proposal was made on 27
June 2014 and the proposal was submitted on 4 of July.
The EAS Gas Turbine Department awarded the contract
on 17 July. The first project meeting took place on 31 July
and the inspection started on 13 August 2014.
The main delays occured during the major inspection
of the load gearbox and by the late delivery of the
turbine’s gas control valves.
• The installation of the overhauled load gearbox could
not be carried out according to plan as the slow shaft
bearing was available 2 days late due to necessary
repair works.
• Mechanical completion was delayed by one day as a
result of the late arrival of the required control valves.
• After the successful re-commissioning of the gas
generator, full load vibration measurements were
carried out on the load gearbox (by Allan Gears). The
measurements revealed normal values.
In spite of the various problems affecting the progress,
the inspection programme was completed according to
plan on 19 September.
Conclusions
An inspection schedule can be significantly threatened
by unexpected findings. This often materializes in delay
of delivery times, incomplete deliveries and missing
spare parts. Even existing service agreements are no
guarantee of a prompt reaction of the service provider to
such problems.
With experience, know-how and a customer-oriented
inspection management approach, EAS Gas Turbine
Department repeatedly managed to overcome difficult
outage situations with tailor-made solutions, reducing
delays in commissioning and downtime costs. The goal
is reached when the plant can be handed back to the
customer after a successful execution of the inspection
programme within the planned time shedule.
Gas generator
Turbinenschaden
innerhalb eines Monats behoben
Plötzlich auftretende Wellen- und Lagerbockschwingungen an der
MAN-Kondensationsturbine in Block 3 führten am 20. November 2014
zur Abschaltung des Blocks. Durch unverzüglich eingeleitete
Maßnahmen konnte die Ursache kurzfristig analysiert und der
Schaden in Rekordzeit behoben werden.
Die 420 MW Turbine aus dem Baujahr 1973 besteht aus
einem 1-flutigen HD- und einem 1-flutigen MD-Teil sowie
zwei 2-flutigen ND-Teilen. Am 20. November 2014 trat
beim langsamen Hochfahren (ca. 280 MW) ein schlagartiger Anstieg der Wellen- und Lagerbockschwingungen
von ca. 10 µm auf 25 µm auf.
Danach zeigte sich ein höheres Schwingungsniveau
bei konstanter Lagertemperatur. Nach ersten Inspektionen durch das Betriebspersonal wurde der Block abgeschaltet.
Den umgehend hinzugezogenen externen Turbinenund Schwingungsspezialisten gelang es, den Schadensort einzugrenzen. Das moderne Schwingungsüberwachungssystem wies auf einen Schaden im Bereich der
ND-Turbine hin.
Die visuelle Befundung an geöffneter Maschine ergab
keine Auffälligkeiten an den Endstufen. Erst die anschließende Endoskopie der vier Fluten zeigte eine fehlende Schaufel im ND-Teil 1, Flut 27A. Der Steckfuß der
Laufschaufel war im Bereich des 1. Stiftes abgerissen.
Bruchstelle Schaufelreihe 27A / Damage in row 27A
Die weitere Befundung ergab folgende Situation:
• Abriss einer Schaufel der Laufreihe 27A in der Ebene
der Nietbohrung
• Die Nachbarschaufel zeigte eine leichte Schrägstellung
• Der Verband der Laufreihe 27A (Vorspannung) hatte
sich sichtbar gelöst
• Die fehlende Schaufel lag eintrittseitig vor dem Leitrad 28 A
• In den Laufreihen 28 bis 30 waren mehrfache Einschläge in den Laufschaufeln zu erkennen.
Der EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik wurde mit
der Reparatur beauftragt. Das gemeinsam entwickelte
Konzept war darauf ausgerichtet, den Block schnellstmöglich wieder ans Netz zu bringen.
Aus Zeit- und Kostengründen fiel die Entscheidung
gegen die Beschaffung und den Einbau von Ersatzschaufeln. Die beschädigte Schaufelreihe sollte komplett entfernt und die Leitschaufeln repariert werden.
Journal 55
Turbine damage
repaired within a month
On 20 November 2014, unit 3 of the Ingolstadt power plant was shut down
after operators had noticed a sudden increase in vibrations in the shaft
and bearing block of the MAN condensing turbine. The measures taken
without delay allowed EAS to analyse the causes of the vibration at
short notice and repair the damage in record time.
The 420 MW turbine, manufactured in 1973, consists of a
single-flow HP section, a single-flow IP section and two
dual-flow LP sections. On 20 November 2014, as the
turbine was slowly accelerated, there was a sudden
increase in shaft and bearing block vibrations (at approx.
280 MW) from about 10 µm to 25 µm.
During subsequent operation, vibrations remained
high at a constant bearing temperature. After initial
inspections by site personnel the unit was shut down.
The external turbine and vibration specialists called
out to site succeeded in narrowing down the source of
the problem. The modern vibration monitoring system
indicated damage in the area of the LP turbine.
The visual inspection of the opened turbine did not
yield anything out of the ordinary at the exhaust stages.
Only a subsequent borescope inspection of the four flow
sections revealed that one of the blades in LP section 1,
27A was missing. The straddle root of the rotor blades
had been torn off in the area of the first pin.
The investigation that followed
revealed the following situation:
• One of the blades in row 27A had
broken off at the rivet bore
• The position of the neighbouring
blade was out of true
• The seal strips of row 27A (pretightened) had come loose
• The missing blade lay on the floor
upstream of guide vane assembly
28 A
• Rows 28 to 30 showed several
rotor blades with dents.
For reasons of time and cost it was decided not to
procure and install replacement blades. Instead, the
damaged row of blades was to be completely removed and
the guide vanes repaired.
The repairs listed below were agreed and carried out.
• The rotor blades (flow passage A, row 27) were
removed down to the blade feet. The repair work
(machining) was carried out on a mobile lathe on site.
• The machined row underwent ultrasonic inspection in
the area of the pins to allow conclusions to be drawn
regarding potential damage to other rotor groups.
• A crack detection programme was carried out for the
blades and guide vanes of rows 27 to 30.
• The dents in the guide vane assembly were smoothed
out and the assembly underwent a crack detection
test. All other blades and guide vanes found to be
damaged were inspected and repaired by milling as
necessary according to the results of the crack test.
• Finally the rotor was balanced at low speed at the
power plant.
The contract for the repairs was
awarded to the Rotating Technology
Division of EAS. The aim of the repair
concept developed together with the
customer was to reconnect the unit
to the grid as quickly as possible.
Row 27A being turned off on the mobile lathe
Abdrehen der Schaufelreihe 27A auf der mobilen Drehbank
Die Reparaturmaßnahmen wurden wie folgt festgelegt
und durchgeführt:
• Die Laufschaufeln (Flut A, Laufreihe 27) wurden komplett bis zum Schaufelfuß entfernt. Die Bearbeitung
erfolgte auf einer mobilen Drehbank vor Ort.
• An der abgedrehten Laufreihe wurde eine US-Prüfung
im Bereich der Verstiftung vorgenommen, um Rückschlüsse auf Schädigungen der anderen Schaufelreihen zu erhalten.
• An den Lauf- und Leitschaufeln der Reihen 27 bis 30
wurde ein Prüfprogramm zur Risserkennung durchgeführt.
• Die Einschlagstellen im Leitrad wurden egalisiert und
anschließend einer Rissprüfung unterzogen. Alle übrigen Schäden an den Lauf- und Leitschaufeln wurden
bewertet und anhand der Rissprüfungsergebnisse
individuell ausgefräst.
• Im Anschluss wurde der Läufer im Kraftwerk niedertourig gewuchtet.
Während die Mannschaft der EAS-Maschinentechnik
nach Ausbau des ND1-Läufers und Abtrennen der Schaufeln (Reihe 27A) sämtliche Inspektions- und Reparaturarbeiten in der Anlage durchführte und die erforderlichen Rissprüfungen (Magnetpulver- und Ultraschallprüfung) vorgenommen wurden, bearbeitete die Power
Engineering Services (PES) in Birmingham den verschraubten Leitapparat der Leitreihen 27A und 28A.
Nach nur einer Woche waren die Schweiß- und Schleifreparaturen bei der PES abgeschlossen.
Der ND1-Läufer wurde im Kraftwerk Ingolstadt auf der
angelieferten Auswuchtbank niedertourig gewuchtet,
remontiert und wieder in Betrieb genommen.
Bereits einen Monat nach Auftreten des Schadens
konnte Block 3 angefahren werden und am 20. Dezember 2014 ans Netz gehen. Alle Lastbetriebe sind wieder
möglich.
Durch den unermüdlichen Einsatz aller Beteiligten ist es
gelungen, den Schaden an der ND1-Turbine termingerecht
und unfallfrei zu beheben.
Die Arbeiten wurden zu unserer vollsten Zufriedenheit
ausgeführt.
Jürgen Schmid
Journal 57
While the Rotating Technology team
were carrying out all inspections and
repair work after the LP1 rotor had
been dismantled and the blades (row
27A) removed and also performing the
crack detection tests (magnetic particle
and ultrasonic inspections), Power
Engineering Services (PES) were working
in Birmingham on the guide vane
assemblies of rows 27A and 28A. After just
a week the welding and grinding work
at PES had been completed.
The LP1 rotor was balanced at low speed
on the delivered balancing bench on site
in Ingolstadt, installed and recommissioned.
Just one month after the damage had
occurred, unit 3 was restarted and on 20
December 2014 reconnected to the grid.
All required loads can now be run.
Low-speed balancing of the LP1 rotor
Niedertouriges Wuchten des ND1-Läufers
As a result of the untiring efforts of all those concerned it
was possible to repair the damage on the LP1 turbine in
time and without accidents.
The work was carried out to our complete satisfaction
Jürgen Schmid
An dieser Ausgabe wirkten mit
Thomas Wollnik
Design & Engineering
T +49 2 09-6 01-52 82
M +49 1 73-6 01 46 30
Udo Struhalla
Service
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M +49 1 73-6 01 44 88
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Dampferzeuger & Nebenanlagen
Boiler & Auxiliaries
Guido Nierade
Turbostrang & Sekundärtechnik
Turbo Train & Secondary Technology
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M +49 1 60-96 98 58 85
T +49 2 09-6 01-57 85
M +49 1 73-6 01 46 26
Detlef Müller
Turbostrang & Sekundärtechnik
Turbo Train & Secondary Technology
Uwe Weßel
Elektrische Großkomponenten
Electrical Components
T +49 2 09-6 01-54 12
M +49 1 70-5 65 57 39
T +49 2 09-6 01-82 96
M +49 1 73-6 01-48 67
Bodo Meinhardt
Schaltanlagen & Schaltgeräte
Switch Gears
Norbert Nocke
Switch Gears
T +49 2 09-6 01-53 97
M +49 1 71-3 18 15 31
T +49 2 09-6 01-81 48
M +49 1 72-2 85 34 67
Journal 59
Contributing authors:
Alexander Klee
Switch Gears
Günter Seidel
Switch Gears
T +49 2 09-6 01-82 30
M +49 1 60-7 49 74 26
T +49 2 09-6 01-55 29
M +49 1 75-2 69 19 12
Arndt Fischer
Mechanical Engineering
Christian Busch
Gasturbinentechnik
Gas Turbine Technology
T +49 2 09-6 01-82 89
M +49 1 75-1 89 29 20
T +49 84 57-75-12 11
M +49 1 70-8 53 20 31
Denis Schlieper
Dampfturbinen
Steam Turbines
Ulrich Ziegler
Dampfturbinen
Steam Turbines
T +49 2 09-6 01-83 55
M +49 1 51-15 16 11 92
T +49 9 11-68 04-4 91
M +49 1 60-97 82 47 10
Imprint
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Edited by:
Daniel Brückner
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April 2015 Kundenmagazin/Customer Magazine

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