Kundenmagazin 10/2015

Transcription

Oktober 2015
Journal
Kundenmagazin/Customer Magazine
Ausgabe/Issue 25
Neuigkeiten und
interessante Projekte
News and
project highlights
02 E.ON Anlagenservice
Von E.ON zu Uniper
In diesem 25. Journal berichten wir zum letzten
Mal als E.ON Anlagenservice über unsere Projekte, denn mit dem Jahreswechsel wechselt auch
die Bezeichnung unserer Gesellschaft. Ab 2016
werden wir zur Uniper, also zu dem neuen Konzern, der unter anderem die konventionellen
Kraftwerke der E.ON betreiben wird, gehören.
Über die sich hieraus ergebenden formalen
Änderungen werden wir Sie in absehbarer Zeit
gesondert informieren.
Daniel Brückner
Leiter Vertrieb & Marketing
Head of Sales & Marketing
Der Name ändert sich, die Leistung bleibt.
Wie bisher wird unseren Kunden das bekannte
Leistungsspektrum zur Verfügung stehen. Unser
Know-how und unsere Ressourcen werden wir
auch unter dem neuen Namen in gleichem Maße
einsetzen und Ihnen herstellerunabhängigen
Service bieten können.
Die jüngste Entscheidung zum Verbleib der
Kernkraftwerke im E.ON-Konzern hat auf unser
Geschäft keine Auswirkungen. Zunehmende
Rückbauaktivitäten und kernenergierelevante
Themen steigern die Anforderungen an unseren
Fachbereich Nukleartechnik. Mit der Erfahrung
aus erfolgreich abgeschlossenen Rückbauprojekten sowie dem umfassenden Know-how aus der
Montage und dem Austausch von Schwerkomponenten konnte sich die Nukleartechnik in diesem Jahr gleich in zwei Vergabeverfahren durchsetzen und anspruchsvolle Aufträge für sich
gewinnen.
Die Energieerzeugung wandelt sich und die
konventionelle Sparte steht unter einem enormen Druck. Chancen können sich aber durch eine
enge und vertrauensvolle Zusammenarbeit von
Betreibern und Instandhaltungsunternehmen
ergeben.
Dieses Thema greifen Leon Westhoeve/Vizepräsident Generation E.ON Benelux und unser
Geschäftsführer Maciej Brzoskowski in ihrem
gemeinsamen Artikel auf, der auch unter dem
Titel „Maintenance without money“ in der VGB
PowerTec erschien.
Wir reagieren auf die rasanten Marktveränderungen, indem wir uns auf den individuellen
Bedarf unserer Kunden ausrichten.
From E.ON to Uniper
This 25th edition of our Customer Journal is the last one in which
we report on our projects as E.ON Anlagenservice because at the
turn of the year the name of our company will change. From 2016
on we will be part of Uniper, the new group of companies that
will be in charge of operating E.ON’s conventional power plants
among other things. We will inform you about the formal
changes of that reorganisation in due course.
New name - same first-class service.
The range of services available to our customers will remain
unchanged. We will continue to deploy our expertise and
resources in exactly the same way, offering you high-quality
services independent from the OEMs.
The recent decision to keep the nuclear power plants within
the E.ON Group will have no impact on our business. More
decommissioning and dismantling work as well as other nuclearrelated activities will place increasing demands on our Nuclear
Technology Department. Thanks to their experience gained from
successfully completed nuclear decommissioning projects and
their extensive expertise in heavy component assembly and
replacement, our nuclear specialists have this year already won
two major tenders, securing large, sophisticated contracts for the
company.
The power utilities sector is undergoing a major
transformation and conventional power plants are under
enormous pressure. Yet close collaboration in a spirit of trust
between operators and maintenance service providers may also
open up new opportunities. This topic is addressed by Leon
Westhoeve/Vice President Generation E.ON Benelux and our
Managing Director Maciej Brzoskowski in their article which was
also published in VGB PowerTec under the title "Maintenance
without money".
We respond to the rapid marked changes by aligning
ourselves to the evolving needs of our customers.
Journal 03
Inhaltsverzeichnis
List of contents
EnBW
Kernkraftwerk Neckarwestheim Block I
Rückbau des Reaktordruckbehälters
Geschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik
Nukleartechnik
Seite 04
EnBW
Neckarwestheim Nuclear Power Plant Unit I
Dismantling the reactor pressure vessel
Process Equipment & Boiler Technology Division
Nuclear Technology
Page 05
Bundesamt für Strahlenschutz
EAS-Nukleartechnik erhält Planungsauftrag
Geschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik
Nukleartechnik
Seite 08
Federal Office for Radiation Protection
EAS-Nuclear Technology awarded planning contract
Process Equipment & Boiler Technology Division
Nuclear Technology
Page 09
Instandhaltung ohne Geld
Herausforderung zu Veränderungen
Generation Benelux/E.ON Benelux N.V.
E.ON Anlagenservice
Seite 12
Maintenance without money
Challenge for changes
Generation Benelux/E.ON Benelux N.V.
E.ON Anlagenservice
Page 13
Statkraft
Neue Energieversorgungsanlagen
für Wasserkraftwerke
Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik
Schaltanlagen und Schaltgeräte
Seite 24
Statkraft
New power supply systems
for hydroelectric power plants
E, C&I Technology Division
Switch Gears
Page 25
Power to Gas
Aufstellung einer kompletten Trafostation
Seite 28
Power to Gas
Installation of an entire substation
Switch Gears
Page 29
VKK Standardkessel
Leistung optimiert
Dampferzeuger und Nebenanlagen
Seite 30
VKK Standardkessel
Performance optimised
Steam Generators and Accessories
Page 31
Wasserkraftwerk Hebertshausen
Erster Auftrag in der Abwicklung
Geschäftsbereich Hydro & Wind Power
Seite 34
Hydroelectric power plant Hebertshausen
Initial contract underway
Hydro & Wind Power Division
Page 35
Torsionsschwingungen an Kraftwerksturbosätzen
Entstehung und Auswirkungen
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Konstruktion und Technik
Seite 36
Torsional vibration in power plant turbo-generator sets Page 37
Cause and effect
Rotating Technology Division
Mechanical Construction & Engineering
Titelfoto: Ferngesteuerte Zerlegung eines Reaktor-Druckbehälters
Cover: Remote-controlled flame-cutting of a reactor pressure vessel
EAS-Nukleartechnik
Kernkraftwerk Neckarwestheim Block I
Rückbau des Reaktordruckbehälters
Die Ausschreibung der EnBW Kernkraft GmbH zur Demontage aktivierter
Bauteile (DaB) von Block I des Kernkraftwerks Neckarwestheim (GKN I)
beinhaltete die Zerlegung und Verpackung des Reaktordruckbehälters
inklusive der Einbauten. In einer Bietergemeinschaft mit der Westinghouse
Electric Germany GmbH und der GNS Gesellschaft für Nuklearservice mbH
beteiligte sich E.ON Anlagenservice an diesem Ausschreibungsverfahren
und erhielt den Zuschlag.
Kernkraftwerk Neckarwestheim / Neckarwestheim nuclear power plant
Nach der politischen Entscheidung zum schrittweisen Ausstieg
aus der Kernenergie wurde Block I des Kernkraftwerks
Neckarwestheim (GKN I) im Jahr 2011, nach 35 Jahren Betriebszeit,
abgeschaltet.
Bis zum Abschluss des atomrechtlichen Genehmigungsverfahrens zur
Stilllegungs- und ersten Abbaugenehmigung
(1. SAG) bleibt GKN I im sogenannten Nachbetrieb.
Im Sommer 2012 hatte die EnBW Kernkraft GmbH (EnKK) die
Strategie für den Rückbau aller ihrer Anlagen verabschiedet und
sich dabei für den direkten Rückbau entschieden.
EAS qualifizierte sich im Jahr 2014 erfolgreich für die Teilnahme
an der Ausschreibung der EnKK für die Demontage aktivierter
Bauteile von GKN I.
Für die Bewerbung um dieses Projekt fand die EAS-Nukleartechnik mit Westinghouse und GNS die richtigen Partner.
Quelle/Source: EnBW
Westinghouse (WEG) ist ein führendes Unternehmen in der
Kerntechnik und GNS bringt die speziellen Erfahrungen in der
Entsorgungs- und Verpackungstechnik mit.
Die technische Ausarbeitung des Angebotes für das gesamte
Arbeitspaket nahm einen Zeitraum von rund acht Monaten in
Anspruch. Die einschlägigen Erfahrungen der drei Gesellschaften,
ein überzeugendes Konzept, das durchaus für weitere Rückbauprojekte genutzt werden kann, und ein ausgewogenes Preis-/
Leistungsverhältnis führte das Konsortium EWG mit Sitz in
Gelsenkirchen schließlich zum Erfolg.
E.ON Anlagenservice GmbH, Gelsenkirchen (Konsortialführer)
Westinghouse Electric Germany GmbH, Mannheim
GNS Gesellschaft für Nuklearservice mbH, Essen
Journal 05
EAS Nuclear Technology
Neckarwestheim Nuclear Power Plant Unit I
Dismantling the reactor pressure vessel
The call for tender put out by EnBW Kernkraft GmbH for dismantling
the radioactive components of Unit I at Neckarwestheim nuclear
power plant (GKN I) included the dismantling and packaging of the
reactor pressure vessel with internals. E.ON Anlagenservice took part
in this bid in a consortium with Westinghouse Electric Germany GmbH
and GNS Gesellschaft für Nuklearservice mbH and was awarded the
contract.
Following the political decision to gradually phase out nuclear
energy, Unit I of Neckarwestheim nuclear power plant (GKN I) was
decommissioned in 2011, after 35 years of operation. Pending
completion of the nuclear licensing procedure for
decommissioning and dismantling (1. SAG), GKN 1 remains in the
so-called post-operations phase.
In the summer of 2012, EnBW Kernkraft GmbH (EnKK) decided
on its strategy for demolishing all its plants and opted for
immediate demolition.
In 2014 EAS successfully qualified for participation in
EnKK’s tender process for the dismantling of activated GKN I
components.
The EAS Nuclear Technology Department found the ideal
partners, with which to bid for this project, in Westinghouse and
GNS.
Westinghouse (WEG) is a leading nuclear technology company
while GNS brings specialised experience of waste disposal and
packaging technology to the table.
It took around eight months to work out the technical aspects
of the bid for the entire work package. Due to the relevant
experience of the three companies, a convincing concept, which
can also be transferred to other dismantling projects, and an
equitable price/performance ratio, the EWG consortium, based in
Gelsenkirchen, was ultimately successful.
E.ON Anlagenservice GmbH, Gelsenkirchen (consortium leader)
Westinghouse Electric Germany GmbH, Mannheim
GNS Gesellschaft für Nuklearservice mbH, Essen
Executive Kick-Off
on 18 August 2015
Upper line/obere Reihe
from left/von links.:
Lars Kischel/WEG,
Klaus Jobst/GNS,
Thorsten Benten/EAS,
Dr. Holger Spann/GNS,
Dr. Norbert Haspel/WEG
Middle line/mittlere Reihe:
Michael-Jakob Frank/ETG,
Holger Bröskamp/GNS,
Jörg Michels/EnKK,
Maciej Brzoskowski/EAS,
Klaus Glasenapp/EAS
Front line/vordere Reihe:
Dr. Claus-Dieter Bölle/EnKK,
Dr. Wolfgang Eckert/EnKK,
Klaus Reuschle/EnKK
Quelle/Source: EnBW
Voraussetzung für die Durchführung der Arbeiten ist die Erteilung der Stilllegungs- und ersten Abbaugenehmigung (1. SAG)
durch das zuständige baden-württembergische Umweltministerium.
Der entsprechende Antrag für Stilllegung und Abbau von
Block I wurde von der EnBW Kernkraft GmbH im Mai 2013
eingereicht.
Closure head
Im Konsortium sind folgende Zuständigkeiten geregelt:
EAS Demontage und Zerlegung des Reaktordruckbehälters
(RDB-Unterteil/Gesamtgewicht rd. 235 Tonnen) und des Schemels
WEG Demontage und Zerlegung der RDB-Einbauten
(Gesamtgewicht rd. 113 Tonnen)
GNS Durchführung der Verpackung und Erstellen der
Abfallgebindedokumentation.
Die Arbeiten finden jeweils unter der Regie der EnBW Kernkraft
GmbH statt.
Nach der Auftragserteilung begannen unverzüglich die Vorbereitungen. Die Demontage der aktivierten Bauteile erfolgt in vier
Leistungsphasen:
1. Genehmigungs- und Planungsphase
2.Entwicklung, Fertigung und Kalterprobung der technischen
Einrichtungen
3.Rückbau der RDB-Einbauten unter Berücksichtigung von
Brennstoff in der Anlage
4. Rückbau des RDB
Dazu gehört die optimierte Planung der einzusetzenden KCund ggf. MOSAIK® Behälter, unter Berücksichtigung der
radiologischen Beprobungsergebnisse und Schnittplanung zur
Minimierung des Abfallvolumens, in enger Zusammenarbeit aller
drei Konsorten.
Wenn der praktische Einsatz der EAS vor Ort in Leistungsphase 4 beginnt, sind die Kerneinbauten und Brennelemente
bereits entfernt. Der RDB wird über eine Traverse mit dem
Reaktorgebäudekran abgehoben und zunächst auf einer Tragkonstruktion abgesetzt.
Zur Zerlegung wird eine Vorrichtung als Unterkonstruktion
gefertigt, in das ehemalige Brennelementlagerbecken eingesetzt
und der RDB darauf platziert. Durch eine entsprechende Einhausung/Abschirmung dieses Bereichs entsteht ein wirksamer
Schutz gegen Aerosole, Schweiß- und Rauchgase, die beim
Brennschneiden freigesetzt werden.
Das Unterteil des RDB besteht aus der Flanschzone mit
Stutzen, dem zylindrischen Teil des Druckbehälters sowie der
halbkugelförmigen Bodenkalotte. Die
Zerlegung erfolgt mit
einem von EAS entwickelten Manipulatorsystem. Das bedeutet,
der RDB steht fest, der Schneidbrenner wird fernbedient um den
Topf herumgeführt und zerlegt den Mantel mit sogenannten
L-Schnitten. Ein ebenfalls fernbedientes Greifersystem hebt die
Bauteile heraus, um sie in der im Abstellbecken (Teil des
Reaktorbeckens)
untergebrachten
Verpackungsstation
zur
Verladung in Konrad-Container abzulegen. Den Schluss der
Zerlegung bildet die Kalotte.
Flange ring
Support plate
Connections
Lower section
Cylindrical part
RDB
Demontage und Zerlegung des
Reaktordruckgefäßes (nur Unterteil)
Wesentliche Technologie: Thermisches
Trennverfahren (hohe Schnittleistung
und Prozesssicherheit)
RPV bottom
RPV
Dismantling and disassembly of reactor
pressure vessel (lower section only)
Main technology: Thermal cutting
(high cutting performance and
process safety)
Quelle/Source: WEG
Journal 07
The work cannot start until the decommissioning and initial
dismantling licence (1. SAG) has been issued by the BadenWürttemberg Environment Ministry, which is responsible for the
project. EnBW Kernkraft GmbH submitted the corresponding
application for decommissioning and dismantling of Unit I in May
2013.
Responsibilities within the consortium are as follows:
EAS Dismantling and disassembly of the reactor pressure vessel
(RPV lower section/total weight approx. 235 tonnes) and the stool
WEG Dismantling and disassembly of the RPV internals (total
weight approx. 113 tonnes)
GNS Packaging and preparing the documentation for the waste
packages.
All the work will be performed under the direction of EnBW Kernkraft
GmbH.
Preparations started as soon as the contract was placed.
Dismantling of the radioactive components will take place in four
phases:
1.Licensing and planning phase
2.Development, manufacture and cold commissioning of
technical equipment
3.Dismantling of the PRV internals, taking account of fuel in the
plant
4.Dismantling of RPV
This includes optimised planning of the KC and possibly
MOSAIK® casks that are to be used, taking account of the
radiological sampling results and cutting plans to minimise
waste volume, in close consultation between all three partners.
By the time EAS starts to work on site during execution
phase 4, the core internals and fuel elements will already have
been removed. The RPV will be lifted up on a lifting beam using
the reactor building crane and initially set down on a supporting
frame.
For the purposes of dismantling, a unit will be made to act as
a substructure, placed in the former fuel storage pond and the
RPV will be placed on it. This area will be appropriately
enclosed/shielded to provide effective protection against aerosols
and welding and waste gases that are released during thermal
cutting.
The lower section of the RPV consists of the flange area with
connections, the cylindrical part of the pressure vessel and the
hemispherical RPV bottom.
A manipulator system developed by EAS will be used for
disassembly. For this the RPV is held still, the cutting torch is
moved around the cylinder by remote control and cuts the shell
using so-called L-cuts. A similarly remotely controlled grab
system lifts the components out and places them in the
packaging station housed in the setdown pond (part of the
reactor pond) for loading into Konrad containers (KC). The RPV
bottom is the last thing to be cut up.
Upper core
support structure
Lower core
support structure
Stool
PRV internals
Dismantling and disassembly
of RPV internals
Main technology: Mechanical
wet cutting (sawing)
RDB-Einbauten
Demontage und Zerlegung
der RDB-Einbauten
Wesentliche Technologie: Mechanische
Nasszerlegung (Sägeverfahren)
Quelle/Source: WEG
Packaging and documentation
for waste packages
Handling and use of "proven inuse" tools and equipment
Verpackung und
Abfallgebindedokumentation
Handhabung und Einsatz von
betriebsbewährten Werkzeugen
und Geräten
Handling of
MOSAIK® II-15
casks
Handhabung
MOSAIK® II-15Behälter
Source/Quelle: WEG
Adjusting
MOSAIK® insert
Einstellen
MOSAIK® Einsatz
Source/Quelle: WEG
Bundesamt für Strahlenschutz
EAS-Nukleartechnik
erhält Planungsauftrag
Das Gesetz „Lex-Asse“ legt die Rückholung der radioaktiven Abfälle aus der
Schachtanlage Asse II fest. Durch einen fehlenden Langzeitsicherheitsnachweis
können langfristig nicht die gesetzlich verankerten Schutzziele für Mensch und
Umwelt nachgewiesen werden. Seit die politischen, wissenschaftlichen und
administrativen Versäumnisse bekannt geworden sind, steht das ehemalige
Salzbergwerk verstärkt im Blickpunkt der Öffentlichkeit.
Über eine EU-weite Ausschreibung suchte
das Bundesamt für Strahlenschutz (BfS),
das die Betreiberverantwortung für die
Asse erst 2009 übernommen hat, nun
Experten für die Erstellung eines Konzepts
„Planung zur Rückholung der radioaktiven
Abfälle“ und entschied sich für ein Konsortium unter der Federführung der EAS.
Die Salzförderung in der Schachtanlage
Asse II in Niedersachsen wurde 1964 eingestellt. Im Jahr danach kaufte der Bund
die Anlage, um dort ab 1967 schwach- und
mittelradioaktive
Abfälle
einzulagern.
Innerhalb von gut zehn Jahren sammelten
sich in insgesamt 13 Abbaukammern in
511, 725 und 750 Meter Tiefe rund 126.000
Fässer und Gebinde an.
Die Abbaukammern in einem Salzbergwerk sind so angelegt, dass das verbleibende Salzgerüst das Gewicht des
Quelle/Source: BfS
Schachtanlage Asse / Asse mine
Deckgebirges für die Dauer der Rohstoffgewinnung selbst tragen kann. Künstliche
Stützen und Streben kommen nicht zum
Einsatz.
Im Laufe der Jahre bauten sich in der
Asse zwischen den Abbausohlen erhebliche mechanische Spannungen auf und
das Salzgerüst verlor an Festigkeit.
Stabilisierungsmaßnahmen durch Verfüllung von Abbaukammern wurden erst
ab 1995 durchgeführt. Dies führte zu
Verformungen, die sich bis in das Deckgebirge fortsetzten und schließlich zu
Rissbildungen führten.
Bereits Ende der 80er Jahre wurden
Wassereintritte festgestellt. Dieses kritische Thema wurde bereits mehrfach
wissenschaftlich untersucht.
Schwach- und mittelradioaktive Abfälle - Einlagerungskammer 1 in 725 Metern Tiefe
Low and intermediate level waste – storage chamber 1 at a depth of 725 m
Quelle/Source: BfS
Journal 09
Federal Office for Radiation Protection
EAS Nuclear Technology
awarded planning contract
The so-called „Lex Asse“ law specifies that the radioactive waste stored
in the Asse II mine must be recovered. Because the facility cannot
be shown to be safe in the long term, it does not meet the statutory
requirements for the protection of people and the environment.
Since the political, scientific and administrative failures came to light,
the former salt mine is coming under increasing public scrutiny.
The Federal Office for Radiation Protection
(BfS),
which
took
over
operator
responsibility for Asse in 2009, put out an
EU-wide call for tender to find experts
to draw up a "Plan for the recovery of
radioactive waste" and selected a
consortium headed by EAS.
The Asse II salt mine in Lower Saxony
stopped producing salt in 1964. The
following year, the German government
bought the mine and used it for storing
low and intermediate level waste from
1967 onwards. Within a period of ten years,
around 126,000 waste drums and packages
had accumulated in the 13 chambers, at
depths of 511, 725 and 750 metres.
The excavation chambers in a salt mine
are designed so that the residual salt
structure can bear the weight of the
overlying rock for the duration of
Engine house with winding tower / Maschinenhaus mit Förderturm
Quelle/Source: BfS
extraction
operations.
No
artificial
supports or struts are used.
Over the years, considerable mechanical
stresses built up between the excavation
beds in the Asse mine and the salt
structure was weakened. It was not until
1995 that work started to stabilise the
structure by filling in excavation chambers.
This resulted in deformation, which
extended into the overlying rock and
finally led to cracking.
By the end of the 1980s, water
penetration was discovered. This critical
issue has been scientifically investigated
several times.
Since 2009, the BfS has operated Asse
II under the strict rules that apply to a
nuclear facility. Various stabilisation and
safety measures have been undertaken
since then.
Low and intermediate level waste – storage chamber 7 at a depth of 725 m
Schwach- und mittelradioaktive Abfälle - Einlagerungskammer 7 in 725 Metern Tiefe
Quelle/Source: BfS
Seit 2009 wird die Asse II unter den
strengen Regeln einer kerntechnischen
Anlage durch das BfS betrieben. Verschiedene Stabilisierungs- und Sicherungsmaßnahmen wurden seither durchgeführt.
Untersuchungen ergaben, dass die
Sicherheit in der Asse nicht dauerhaft nach
den heute gültigen Standards nachgewiesen werden kann. Radioaktive Stoffe könnten freigesetzt werden und in das Grundwasser gelangen.
Das BfS ließ unterschiedliche Stilllegungsvarianten miteinander vergleichen.
Nach einem wissenschaftlichen Verfahren
und einem öffentlichen Diskussionsprozess wurde entschieden, dass die Bergung
der Abfälle den sichersten Weg beschreibt.
Mit dem in 2013 erlassenen Bundesgesetz „Lex Asse“ wurde festgelegt, dass die
radioaktiven Abfälle vor einer Stilllegung
der Asse beschleunigt geborgen werden
sollen.
Weitere Informationen
zu dieser Thematik unter
www.asse.bund.de
So weit so gut – aber wie sieht es mit der
technischen Machbarkeit aus?
Die Herausforderung besteht darin, die
dort lagernden radioaktiven Abfälle ferngesteuert zu bergen, mit einer Umverpackung zu versehen und an die Oberfläche
zu bringen.
Die EAS-Nukleartechnik hat ihr Knowhow im ferngesteuerten Rückbau und in
der Verpackung radioaktiver Komponenten in diversen Kernkraftprojekten unter
Beweis gestellt. Die Bergung aus einer
Schachtanlage, unter den vorherrschenden
schwierigen Bedingungen und unter Berücksichtigung der gesamten Infrastruktur,
ist aber eine andere Sache.
Fest steht, dass der vorhandene
Schacht 2 für die logistischen Maßnahmen
nicht ausreicht und daher ein neuer
Schacht (Schacht 5) abgeteuft werden
muss.
EU-weite Ausschreibung:
„Planung zur Rückholung der radioaktiven
Abfälle“
Die EAS bewarb sich, gemeinsam mit ausgesuchten Fachunternehmen als Konsortialpartnern, um dieses komplexe
Projekt.
Optionenvergleich: Vollverfüllung / Rückholung / Umlagerung
Comparison of options: Complete filling / removal / relocation
Das Konsortium besteht aus:
E.ON Anlagenservice als Konsortialführer,
dem Schachtbauunternehmen DEILMANNHANIEL, der ERCOSPLAN Ingenieurgesellschaft Geotechnik und Bergbau sowie
dem TÜV Rheinland für den Strahlenschutz
und die Genehmigungsplanung.
Bereits beim vorgeschalteten Teilnahmewettbewerb überzeugte dieses Konsortium mit seinen einschlägigen Erfahrungen und setzte sich schließlich im Wettbewerb durch.
Der Planungsauftrag soll in einem Zeitrahmen von höchstens 42 Monaten ausgeführt und den einzelnen Gremien vorgestellt werden.
Im Mai 2015 fand ein Kick-off mit dem
Bundesamt für Strahlenschutz in Salzgitter
statt. Jetzt geht es darum, die Einzelheiten
des Auftrages – Konzeptplanung Bergetechnik, Öffnung der Kammern, Bergungsschacht, Infrastruktur und Rückholung –
durchzuführen. Diverse Vorstudien werden
eingehend analysiert und als Basis für die
Planungsarbeit zugrunde gelegt.
Die EAS (Nukleartechnik) konzentriert
sich dabei im Wesentlichen auf die Bergeund Handhabungstechnik sowie die Verpackungsstrategie.
Die logistischen Themen, wie z. B.
Streckenauffahrungen, unter Berücksichtigung der besonderen Bedingungen unter
Tage, sind Part des Bergbauunternehmens
DEILMANN-HANIEL.
Quelle/Source: BfS
Die geologischen und gebirgsmechanischen Verhältnisse – aktueller Zustand des
Gebirges, welche Veränderungen berücksichtigt werden müssen und mit welchen
Möglichkeiten geplant werden muss –
klärt ERCOSPLAN.
Für
die
Genehmigungsrandbedingungen und den Strahlenschutz ist der
TÜV Rheinland zuständig.
Dies wird sicher keine einfache Aufgabe
für alle Beteiligten. Es sind akribische
Untersuchungen erforderlich und alle
Eventualitäten müssen berücksichtigt
werden. Nicht zu vergessen ist die Tatsache, dass es sich hier auch um einen Auftrag handelt, der unter der kritischen Beobachtung und Beteiligung der Öffentlichkeit steht.
Über das Honorar hinaus hat dieser
Auftrag für die EAS jedoch auch einen
enormen Imagewert.
Wenn man die Zwischenlagerproblematik insgesamt betrachtet, könnte dies ein
guter Einstieg in diese Thematik sein.
Konkrete Informationen zur Auftragsvergabe:
www.asse.bund.de/Asse/DE/themen/waswird/stilllegungsplanung/rueckholung/
bergmaennische-rueckholung.html)
Journal 11
Studies revealed that the long-term
safety of the Asse facility cannot be
guaranteed in compliance with current
standards.
Radioactive substances could be
released and find their way into the
groundwater.
The BfS commissioned a comparison of
different
decommissioning
options.
Following a scientific enquiry and a
process of public dialogue, it was decided
that the safest way forward was to retrieve
the waste.
The federal law known as the „Lex
Asse“, enacted in 2013, specified that the
radioactive waste had to be retrieved
quickly before Asse was decommissioned.
For further information
on this topic go to
www.asse.bund.de
So far, so good – but is it technically
feasible?
The challenge is to recover the stored
radioactive waste using remote handling
techniques, to enclose it in additional
packaging and bring it to the surface.
The
EAS
Nuclear
Technology
Department has already demonstrated its
expertise in remote-controlled dismantling
and packaging of radioactive components
in various nuclear projects. However, in the
light of the difficult prevailing conditions
and the overall infrastructure, recovering
materials from a mine is quite a different
matter. What is clear is that the existing
shaft 2 will not suffice for logistical
operations and a new shaft (shaft 5) will
have to be sunk.
EU-wide call for tender:
„Plan for the recovery of radioactive
waste“
EAS formed a consortium with selected
specialist firms to bid for this complex
project.
This consortium consists of:
E.ON Anlagenservice as the consortium
leader,
the
shaft-sinking
company
DEILMANN-HANIEL, ERCOSPLAN Ingenieurgesellschaft Geotechnik und Bergbau and
TÜV Rheinland for radiological protection
and approval planning.
Even in the preliminary competitive
bidding, this consortium showed itself
to be an impressive candidate with its
Flow paths of penetrating water / transport routes for contaminated salt solutions
Image right: Potential emergency flow paths for contaminated brine
Quelle/Source: BfS
Fließwege Zutrittswässer / Transportwege kontaminierter Salzlösungen
Bild rechts: Potenzielle Fließwege von kontaminierter Salzlauge im Notfall
relevant experience and went on to win
the contract. The planning contract is due
to be completed and submitted to the
individual committees within a maximum
time-frame of 42 months.
The process kicked off in May 2015 with
the Federal Office for Radiation Protection
in Salzgitter. Now it is a matter of
executing the detailed steps of the
contract – technical recovery concept,
opening of the chambers, retrieval shaft,
infrastructure and the recovery process.
Various preliminary studies are being
carefully analysed to serve as a basis for
the planning work.
EAS (Nuclear Technology Department)
is essentially concentrating on retrieval
and handling technology and the
packaging strategy.
The shaft-sinking company DEILMANNHANIEL is concerned with logistical
questions such as drift excavations, taking
account of the particular underground
conditions.
ERCOSPAN is looking at the geological
conditions and rock mechanics – the
current condition of the rock, what
changes are likely to occur and what
contingencies must be allowed for in the
plans.
TÜV Rheinland is responsible for
licensing conditions and for radiological
protection.
There is no doubt that this will be a
complex task for all those involved.
Painstaking investigations are required
and all eventualities must be considered.
And, last but not least, there is the fact
that this contract will be performed under
the watchful eye of the public and with
public involvement.
However, apart from the financial
reward, this contract is very valuable
to EAS in terms of its company image.
Looking beyond this contract to the
problems of interim storage in general,
this could be a good way of breaking into
this area.
Specific information about the contract
award can be found at:
www.asse.bund.de/Asse/DE/themen/waswird/stilllegungsplanung/rueckholung/
bergmaennische-rueckholung.html)
Instandhaltung ohne Geld
Herausforderung zu Veränderungen
Im Laufe der letzten Jahre stand die Energiewirtschaft ständig vor neuen
Herausforderungen. Ließen sich die ehrgeizigen europäischen Klimaschutzziele
in guten Zeiten noch stemmen, so führten weitere politische Rahmenbedingungen
zu enormen Belastungen, die ihren Höhepunkt in der Energiewende fanden.
Eine erste Reaktion auf stagnierenden oder sinkenden Profit war
und ist der Dreh an der Kostenschraube und auch Instandhaltungsunternehmen bekamen die Auswirkungen reduzierter Budgets deutlich zu spüren.
Bedingt durch den massiven Ausbau der Erneuerbaren Energien und die schwankende Einspeisung, unter anderem aus der
Windkraft, steigt der Druck auf konventionelle Anlagen weiter an.
Ältere Kraftwerke sind nicht auf „Leistung bei Bedarf“ ausgelegt
und die Betreiber stehen vor neuen Problemen. Eine wirtschaftliche Auslastung ist nicht mehr gegeben, stattdessen sind zusätzliche Kosten für Reparatur- und Instandhaltungsmaßnahmen
absehbar.
Wie aber sind steigende Anforderungen zu bewältigen, wenn
die Budgets schon vorher nicht ausreichten? Die Lage ist mehr als
kritisch, doch es gibt reelle Chancen, die Situation zu entschärfen,
wenn Energieerzeugungs- und Instandhaltungsunternehmen
an einem Strang ziehen und maßgeschneiderte Lösungen entwickeln.
Instandhaltung in Kraftwerksanlagen ist von immenser Bedeutung und Optimierungsmaßnahmen sind ebenso gefragt wie der
Einsatz neuer Technologien.
Die hohen Ansprüche bestehen also nach wie vor; die Schwierigkeit liegt in der Finanzierung. Das ist das Problem, welches sich
durch fortwährende Veränderung im Energiemarkt immer weiter
aufgebaut und sich auch auf Instandhaltungsunternehmen deutlich
ausgewirkt hat.
Kraftwerksbetreiber und Instandhaltungsunternehmen mussten immer wieder auf neue Entwicklungen reagieren. Wirklich
kritische Zeiten für beide Seiten brachen dann mit der Energiewende in Deutschland an.
Instandhaltung muss sein, aber wie ist das mit knappen und
weiter schrumpfenden Budgets zu realisieren? Wie kann die geforderte Flexibilität fossil befeuerter Anlagen und der damit verbundene erhöhte Verschleiß von Komponenten mit sinkendem
Profit in Einklang gebracht werden? Ist ein wirtschaftlicher Betrieb bei den derzeitigen Rahmenbedingungen überhaupt noch
möglich und wie wirken sich weitere Kostensenkungsprogramme
auf die Instandhaltung aus?
Betrieb und Instandhaltung sind unzertrennbar miteinander
verbunden. In kritischen Zeiten ergeben sich neue Chancen, wenn
Betreiber und Instandhalter enger zusammenrücken und gemeinsam Strategien zum beiderseitigen Vorteil entwickeln. Ein
Beispiel dafür sind die neue Operation & Maintenance Strategie
der Global Unit Generation (E.ON SE) und die angepassten Serviceprogramme der E.ON Anlagenservice GmbH.
Die Global Unit Generation (kurz: die Flotte) besteht aus den
vier Erzeugungsflotten Steam, Gas-CCGT, Nuclear und Hydro
sowie, praktisch als fünfte Flotte in Unterstützungsfunktion,
E.ON Anlagenservice (EAS). EAS erbringt nicht nur für E.ON
Service- und Instandhaltungsleistungen in allen technischen
Bereichen unterschiedlicher Kraftwerkstypen, sondern generiert
etwa 50 Prozent des Geschäfts im externen Markt.
Bild/Fig. 1 Das Erzeugungsgeschäft steht von allen Seiten unter erheblichem Druck
The generation business faces significant pressure from all directions
Journal 13
Maintenance without money
Challenge for changes
Recent years have seen the energy industry facing a seemingly endless string
of new challenges. While the industry managed to meet Europe’s ambitious
climate protection targets in the good times, subsequent public policies have
created huge burdens culminating in the exit from nuclear and fossil fuels.
An initial response to stagnating or sinking profits was and still is
the need to drive costs down, and maintenance contractors to
have not been immune to the impact of shrinking budgets.
Pressure on conventional energy providers continues to grow
with the massive expansion of renewables and the erratic
contribution made by alternatives such as wind power. Older
power plants are not designed for ‘power on demand’, and their
operators now face new problems. Economically viable capacity
utilisation is no longer an option, and instead operators can look
forward to additional costs for repairs and maintenance.
But how can they cope with these rising demands when even
previous budgets were stretched? The current situation is more
than critical, and yet there some real opportunities to ease the
squeeze so long as energy generators and maintenance
contractors pull together and develop custom solutions.
Maintenance is of the essence for power plants, and there is as
much demand for optimisation as there is for new technologies.
But while the demands are as big as ever, the difficulty is in the
financing. This is a problem which has continued to grow as the
energy market has continued to change, and which is having a
huge impact on maintenance contractors.
Power plant operators and maintenance companies have
always had to respond to new developments, but the really
critical times for both parties started when Germany decided to
turn its back on nuclear and fossil fuels as part of the
‘Energiewende’ (turnaround in German energy policy).
Plants have to be maintained, but how is this to be achieved
with budgets that are already being squeezed and are continuing
to shrink? How can the flexibility that is being demanded of fossilfired plants and the associated increased wear on components be
squared with sinking profits? Can plants be operated at all
profitably in the current climate, and how will future cost-cutting
programmes affect maintenance?
Operation & Maintenance are inseparably linked. In critical
times, new opportunities arise when operators and maintenance
companies move closer together and develop joint strategies
which work to their mutual advantage. One example of this is the
new Operation & Maintenance Strategy of Global Unit Generation
(E.ON SE) and customised service programmes offered by E.ON
Anlagenservice GmbH.
Global Unit Generation (‘the fleet’ for short) comprises the four
generation fleets of Steam, Gas-CCGT, Nuclear and Hydro plus –
effectively as a fifth fleet with a support function – E.ON
Anlagenservice (EAS).
It is not just for E.ON that EAS provides services and
maintenance in all the technical and engineering fields and for
different types of power plant. Around 50% of its business is
generated in the external market.
Fig./Bild 2 Contributing factors to the ‘perfect storm’ /Entscheidende Faktoren für den ‘perfekten Sturm’
Rückblick und Status Quo
Noch vor wenigen Jahren segelte die Flotte einen perfekten Kurs.
Die Perspektiven für konventionelle Kraftwerke waren ausgezeichnet; sie erwirtschafteten einen guten Profit und es war
selbstverständlich, dass die Budgets für alle erforderlichen
Instandhaltungs- und Optimierungsmaßnahmen, LTEs (Life Time
Extension) und CAPEX (Capital Expenditure) zur Verfügung standen. Niemand hätte damals auch nur im Entferntesten daran
gedacht, dass externe Faktoren diese ideale Situation derart
extrem beeinflussen und die Flotte geradewegs in ein Unwetter
führen könnten.
Doch genau das traf ein und die Belastungen kamen praktisch
Schlag auf Schlag (Bild 1). Um nur einige gravierende zu nennen:
regulatorische Veränderungen, strenge gesetzliche Vorgaben,
Förderung der Erneuerbaren Energien durch Subventionen,
sinkender Energiebedarf bzw. Marktsättigung infolge der Finanzkrise. Es war schon schwierig genug, unter diesen Bedingungen
noch den Kurs zu halten, doch dann folgte die FukushimaKatastrophe mit der Energiewende als politische Reaktion.
Der zügige Ausstieg aus der Kernenergie war schon ein harter
Schlag, aber plötzlich waren auch Gas- und Kohlekraftwerke aus
dem Geld. Anlagen mit bis dato hoher Leistung wurden praktisch
zu 'Aushilfen' degradiert, mit dem Anspruch, bei schwankender
Einspeisung der Erneuerbaren Energien für den Ausgleich im Netz
zu sorgen.
Die Kombination aller dramatischen Veränderungen in relativ
kurzer Zeit führte zu einem Ereignis ungewöhnlichen Ausmaßes,
das man meteorologisch als „The Perfect Storm“ bezeichnen
würde (Bild 2).
Energieerzeugungsunternehmen gerieten zunehmend unter
Druck, denn jede Reaktion, jede Anpassungsmaßnahme, wurde
von neuen Ereignissen und politischen Entscheidungen überrollt.
Nie zuvor wurden konventionelle Kraftwerksanlagen mit derart
hohen Verlusten konfrontiert, die sich in Kostenreduzierungen,
sinkenden Budgets und nicht zuletzt im Kampf ums Überleben
auswirkten.
Das Prinzip des Archimedes, nach dem eine höhere Belastung
zu einer größeren Auftriebskraft führt, ist nach wie vor gültig.
Doch die Last nahm derartige Ausmaße an, dass reguläre Handlungen zur Verbesserung der Situation, wie sie in der Vergangenheit praktiziert wurden, bei Weitem nicht ausreichten, um die
Auswirkungen in den Griff zu bekommen.
Im Hinblick auf EBIT oder EBITDA war es ebenso unwahrscheinlich, dass herkömmliche Operation & Maintenance Strategien noch genügten. Wie sollten Instandhaltungsmaßnahmen
noch realisiert werden, wenn die Betriebskosten (OPEX) drastisch
gesenkt werden mussten, von Investitionen (CAPEX) ganz zu
schweigen.
Von der Reaktion zur Aktion
Die gesamte Organisation steht auf dem Prüfstand, wenn es in
kritischen Situationen um die strategische Ausrichtung für die
Zukunft geht. Die Entwicklung einer Mitigationsstrategie ist mehr
als nur eine Reaktion. Bild 3 zeigt eine Übersicht der Maßnahmen,
um die Flotte auf einen neuen Kurs zu bringen.
Die voranschreitende Abschaltung der Kernkraftwerke ist die
eine Sache, die Abschaltung leistungsschwacher Kraftwerke eine
andere. Ältere Anlagen, die aufgrund der neuen Anforderungen
an eine flexible Fahrweise an ihr Limit geraten, müssen aufgerüstet werden. Gleichzeitig erfolgt aus Kostengründen (wie es in
einer solchen Lage unvermeidbar ist) die Reduzierung des Personals und die Anpassung der Mitarbeiterkapazitäten an die MWhProduktion. Hinzu kommt die Straffung der Overhead-Funktionen
über das Programm E.ON 2.0.
Aber es geht auch in eine neue Richtung mit einer verstärkten
Orientierung auf Erneuerbare Energien, wie zum Beispiel Onund Offshore-Windanlagen, die Zusammenführung mit den vier
konventionellen Flotten unter der Steuerung der Global Unit
Generation mit der neuen Bezeichnung 'Next Generation' und die
Hebung von Synergieeffekten. Ein wesentlicher Erfolgsfaktor aber
liegt, unter Berücksichtigung aller Kosteneinsparpotenziale, in der
Entwicklung einer proaktiven Operation & Maintenance-Strategie.
Bild 3
Entwicklung des europäischen
Strommarkts in den letzten
zehn Jahren
Journal 15
Retrospective and status quo
It wasn’t so many years ago that the fleet was sailing a perfect
course. The prospects for conventional power plants were
excellent; they were generating decent profits and it went
without saying that the budgets were available for all the
necessary maintenance operations and optimisation projects,
LTE’s (Life Time Extension) and CAPEX (Capital Expenditure). No
one would have dreamed at the time that external factors would
have such a devastating effect on this ideal situation and lead the
fleet straight into a storm.
But this is exactly what happened, and the setbacks came in
rapid succession (Fig. 1). To name just a few of the more serious
problems: changes to regulations, strict legal requirements,
grants and subsidies for renewables, market saturation and a fall
in the demand for energy following the financial crisis. It was
hard enough holding course under these adverse conditions, but
then came the Fukushima disaster and the rejection of nuclear
power as the political reaction to it.
This rapid exit from nuclear was a big enough blow in itself,
but suddenly gas and coal-fired plants were also out of the
money. Plants which until then had been reliable front line
providers were relegated to a backup role with the job of
stabilising the grid when renewables wobbled.
The combination of all of these dramatic changes happening in
such a short space of time culminated in an event of unusual
proportions which meteorologists might describe as ‘the perfect
storm’ (Fig. 2). Power generators came under increasing pressure
as their every reaction and attempt to respond to the changes
were overwhelmed by fresh events and political decisions.
Conventional power plants had never been faced with such
serious losses, resulting in cost reductions, shrinking budgets and
ultimately a fight for their very survival.
Archimedes’ principle – that a greater downward load
produces greater upward buoyancy – still holds. But the load
assumed such overwhelming proportions that regular actions
taken to improve matters which might have succeeded in the
past now fell far short of addressing the situation.
In terms of earnings before enterest and taxes (EBIT) or
earnings enterest, taxes, depreciation and amortisation (EBITDA)
it was just as improbable that conventional Operation &
Maintenance strategies would still work. How can maintenance
activities still be carried out when drastic cuts in operating
expenses (OPEX) are necessary, not to mention investments
(CAPEX)?
From reaction to action
When faced with a critical situation, the need to choose its
strategic future direction is the ultimate test for an entire
organisation. The development of a mitigation strategy by E.ON is
more than a mere reaction. Figure 3 gives an overview of the
measures taken to set the fleet on a new course.
The ongoing shutdown of nuclear power plants is one thing,
decommissioning inefficient plants is another. Older plants which
are pushed to their limits by new demands for greater flexibility
have to be upgraded. As is unavoidable in such situations,
pressures on costs necessitate a reduction in staff levels and
changes in FTE’s (full-time equivalents) to match MWh production.
All of this is accompanied by a tightening of overhead functions
with the E.ON 2.0 program.
But we are also moving in a new direction with a stronger
focus on renewable energies such as onshore and offshore wind.
We are merging our four conventional fleets under the control
of the Global Unit Generation with the new title of ‘Next
Generation’ and we are optimising synergy effects. When all costcutting avenues have been explored, however, an important
success factor will lie in developing a proactive Operation &
Maintenance (O&M) Strategy.
O&M strategy
As we said at the outset, it is the conventional, or more accurately
the fossil-fired power plants which have been hit hardest since
the ‘Energiewende’. Nevertheless we should not forget the
important part played by these plants in maintaining the security
of supply with the ongoing expansion of wind power.
Fig. 3
Europe’s Power Market
evolution in the last decade
Bild 4
O&M-Strategie für fossile Anlagen
O&M-Strategie
Wie schon vorab erwähnt, sind es die konventionellen oder besser
gesagt die fossilen Kraftwerke, denen die Energiewende Verluste
beschert. Man darf jedoch den Stellenwert nicht vergessen, der
diesen Anlagen bei zunehmendem Ausbau der Windenergie zum
Erhalt der Versorgungssicherheit zukommt. Die Herausforderung
liegt in einer angepassten Instandhaltung, die durch den zu erwartenden erhöhten Verschleiß noch zunimmt. Folglich kann eine
Strategie nur in ihrer Gesamtheit, unter Berücksichtigung aller
Risiken und Chancen in einem veränderten Marktumfeld greifen
(Bild 4).
Die O&M-Strategie basiert auf folgenden Grundsätzen:
• Verfahrens- und Anlagensicherheit und Safety First
• Festlegung einer risiko- und chancenbasierten Methodik zur
Priorisierung von Sicherheit, Umweltschutz sowie wirtschaft lichen Betriebs- und Instandhaltungsmaßnahmen auf Basis
des tatsächlichen Marktwertes
• Erarbeitung kostengünstiger O&M-Standards zwecks Erhalt der
Betriebsgenehmigung (Compliance)
• Brennstoffübergreifende, auf die Marktsituation der jewei ligen Blöcke zugeschnittene O&M-Strategie, d. h. die Instru mente und Methoden zur O&M-Strategieoptimierung müssen
auf alle Kraftwerksstandorte, unabhängig von ihrer Einsatz reihenfolge (Merit Order) und Technologie (Kohle, GuD, ölbe feuerte Blöcke etc.), anwendbar sein
• Konsequente Nutzung der Größe und Anwendung bester fach licher Praxis (Standardisierung), auch auf den wachsenden
Märkten außerhalb Europas.
Unter diesen Bedingungen konnte der Umfang von Betriebs- und
Instandhaltungsmaßnahmen bestimmt werden, d. h. es wurde
eindeutig definiert, was dazu gehört und was nicht. Das Ergebnis
ist in Bild 5 dargestellt.
Der Markt eröffnet Chancen, der Betrieb nutzt die Chancen, die
Instandhaltung gewährleistet den Betrieb. Die Übersicht (Bild 5)
zeigt interne Maßnahmen und externe Einflüsse sowie einen
klassischen PDCA-Zyklus (PLAN - DO - CHECK - ACT), für den zuvor
ein Mindeststandard definiert wurde, bestehend aus
• Life-Cycle-Management zur Gewährleistung der Prozess sicherheit
• ISO 14001 und OSHAS 18001 für Umwelt- und Sicherheits aspekte
• Richtlinien für Asset Management wie Pass55 und ISO 55000.
In jedem roten Rechteck wurde eine Reihe von Prozessen priorisiert und als Mindeststandard für alle Kraftwerke festgelegt.
Von Vornherein ging es darum, die richtige Vorgehensweise zu
ermitteln und umzusetzen, um im Nachhinein den Aufwand für
die Berichtigung von Fehler zu minimieren.
Der Schwerpunk lag daher auf den Risiko- und Chancenbeurteilungstools zur Priorisierung von Sicherheit, Umweltschutz,
kommerziellem Betrieb, Instandhaltung sowie operativen Maßnahmen.
• Tägliche Risikooptimierung in der Instandhaltung
• Bestimmung des Arbeitsumfangs je nach Stillstandsrisiko
• Risiken und Chancen im Anlagenbau
• Risikoanalyse der Betriebsstrategie
Dabei ging es darum, die Wirksamkeit der getroffenen Maßnahmen auf der Grundlage von Zahlen und Fakten zu ermitteln und
entsprechend zu gewichten.
Der Ansatz kann wie folgt zusammengefasst werden:
O&M-Strategie – Optimierung wichtiger und kostenintensiver
betrieblicher Maßnahmen durch den Bereich Operational
Strategy Task Risk Analysis unter Einhaltung der einschlägigen
Vorschriften.
Journal 17
Fig. 4
Fossil operation and maintenance strategy
The challenge lies in a new approach to maintenance, the need
for which will grow with the anticipated increase in wear and
tear. A strategy can therefore only be effective when seen in the
round, taking account of all of the risks and opportunities presented
by a changed market environment (Fig. 4).
The O&M strategy based on the following principles:
• Plant Process Safety and Occupational Safety First
• Defining a risk and opportunity-based methodology to
prioritise safety, the environment and commercially viable
operation and maintenance activities based on actual market
value
• Defining cost effective O&M standards to keep license to
operate (compliance)
• Fossil wide O&M strategy tailored to the specific market
situation of specific units, so all tools and methodologies for
O&M strategy optimisation must apply equally to high,
medium and low-merit order sites regardless of the technology
(coal, CCGT, oil-fired, etc.)
• Consequently leverage the size, rigorously utilise/implement
best practices (standardisation), also for growing markets
outside Europe.
Using these criteria it was possible to devise a scope for O&M and
define what is in and what is out, as shown in simplified form in
Figure 5.
The market drives opportunities, operations exploit
opportunities, and maintenance safeguards operations. As well as
internal measures and external influences, the overview (Fig. 5)
shows a classic PDCA cycle (PLAN - DO - CHECK - ACT) for which a
minimum standard was first defined, consisting of
• Process safety life cycle management
• ISO 14001 and OSHAS 18001 for environmental and safety
aspects
• Asset Management policy like PAS 55 and ISO 55000.
In each red block a number of key processes have been
prioritised and developed as minimum standards for all power
plants.
It was important right from the outset to identify and
implement the right approach so as to minimise any subsequent
need to correct errors.
Consequently the focus fell on the risk and opportunity
assessment tools needed to prioritise safety, environment and
commercial operation, maintenance activities and operable
actions.
• Day-to-day maintenance risk optimisation
• Outage risk-based scoping
• Asset engineering risk & opportunities
• Operations strategy task risk analysis
All efforts were made to determine and prioritise the
effectiveness of measures, based on hard figures and risk scores.
The approach can be summarised as follows:
O&M Strategy - Ensuring compliance and best performance of
critical and cost intensive operational activities by Operational
Strategy Task Risk Analysis.
Risk-based strategy - Maintaining the right equipment at the
right standard, at the right time and at the right cost both for
critical and non-critical plant components - which also involves
doing less maintenance or reducing certain activities to zero;
reallocating resources and money to the highest risk, and
especially secure business sustainability in operations (Fig. 6).
Maintenance and new approaches to service partners
The changes that have taken place in recent years and their
impact on the energy market have put service providers in a
position which is no less critical than that of their customers, the
power plants.
Bild 5 Erfolgsversprechende Struktur von Betrieb und Instandhaltung - Gesamtübersicht
Risikobasierte Strategie – Vorhaltung der richtigen Ausrüstung
gem. der richtigen Standards zum richtigen Zeitpunkt und zu den
richtigen Kosten, sowohl für kritische als auch weniger kritische
Anlagenkomponenten - was insbesondere bedeutet, weniger
Instandhaltung durchzuführen bzw. bestimme Aktivitäten auf null
zurückzufahren. Neuverteilung von Ressourcen und Geld auf die
größten Risiken, dabei insbesondere Gewährleistung der wirtschaftlichen Nachhaltigkeit im Betrieb (Bild 6).
Instandhaltung und neue Ansätze für Servicepartner
Die Veränderungen der letzten Jahre und die Auswirkungen auf
den Energiemarkt brachten Instandhalter in eine ebenso kritische
Lage wie ihre Kunden, die Kraftwerke.
An dieser Stelle geht es aber nicht darum, diverse Maßnahmen
zur Anpassung eines Instandhaltungsunternehmens vorzustellen,
sondern vielmehr um Konzepte, die der Situation der Kunden
angepasst sind.
Für einen Instandhalter ist es natürlich eine Umstellung, wenn
er bewusst Impulse setzt, die ganz klar von seiner üblichen
Geschäftspolitik abweichen. Aber wie schon eingangs erwähnt,
Operation und Maintenance sind unzertrennbar miteinander
verbunden.
EAS hat neue Ansätze zur Unterstützung der Kraftwerke bei der
Umsetzung einer neuen O&M-Strategie entwickelt:
1. Als Partner – Optimierung der Instandhaltung und Entwicklung
eines individuellen Servicekonzepts – von Einzelverträgen bis hin
zu Full-Service-Verträgen – in enger Zusammenarbeit mit dem
Anlagenbetreiber.
2. Leistungsgarantie – Durchführung von Wartungs- und Reparaturarbeiten in Eigenregie zur Gewährleistung der Verfügbarkeit
und Minimierung der Risiken für den Anlagenbetreiber – Leistungsbasierte Verträge.
Bild 6
O&M-Strategie
Instandhaltung braucht neue Ansätze
zur Unterstützung der Servicepartner
Journal 19
Fig. 5 Asset O&M framework - overall view
At this juncture, however, what is important is not to propose
measures to realign a maintenance firm to the new situation but
to devise concepts that match the needs of their customers. For a
service provider of course it involves change when he deliberately
innovates in directions which clearly diverge from his regular
business policies. But as we said at the beginning, Operation and
Maintenance are inextricably linked.
The initial position from which to embark on the new O&M
strategy for the Next Generation was of course far easier than can
be the case with external business partners. Such contracts are
characterised by close cooperation, frankness and absolute trust,
and have already been successfully rolled out at the Scholven and
other plants.
EAS has developed new approaches to support utilities in the
implementation of a new O&M strategy:
1. As a partner – optimising maintenance together with the plant
and delivering a customised service concept, e.g. ranging from
single contracts to full-service contracts.
2. Guaranteeing performance – carrying out maintenance and
repairs on own initiative, guaranteeing availability and taking the
risk off the operator - performance contracts.
Full-service contract
The aim of this new service contract, which has been jointly
developed and agreed with the customer, is to reduce the cost of
ongoing maintenance while improving the power plant’s
profitability. A clear and consistent cost-cutting exercise on the
one hand is accompanied by optimum service on the other. These
requirements are met by implementing lean processes and
eliminating inefficiencies on both sides.
Fig. 6
O&M strategy
Maintenance must take new
approaches to service partners
Bild 7 Kooperatives Instandhaltungskonzept im Kraftwerk Scholven
Die Ausgangsposition, um so in die neue O&M-Strategie der
Next Generation einzusteigen, war natürlich wesentlich einfacher,
als dies bei externen Geschäftspartnern der Fall sein kann. Enge
Zusammenarbeit, Offenheit und absolutes Vertrauen kennzeichnen solche Verträge, die unter anderem im Kraftwerk Scholven
bereits erfolgreich umgesetzt werden.
Full-Service-Vertrag
Der gemeinsam entwickelte und fest mit dem Kunden vereinbarte neue Servicevertrag hat das Ziel, den finanziellen Aufwand für
die laufende Instandhaltung zu senken und die Rentabilität des
Kraftwerks zu verbessern.
Auf der einen Seite steht also eine deutliche und nachhaltige
Kostenreduzierung, auf der anderen ein optimaler Service. Realisiert werden die Anforderungen durch schlanke Prozesse und die
Vermeidung von Ineffizienzen auf beiden Seiten.
Die Instandhaltungsarbeiten werden nicht mehr nach Aufwand
abgerechnet, sondern zum Festpreis. Parallel dazu erfolgt die
Erstellung von Leistungsverzeichnissen für diese Tätigkeiten.
Im Pilotprojekt Kraftwerk Scholven steht dafür eine Mannschaft aus verschiedenen EAS-Fachbereichen zur Verfügung sowie
ein Projektmanager, der die Prozessoptimierung aktiv vorantreibt.
Das kooperative Instandhaltungskonzept erreichte bereits im
ersten Jahr eine bemerkenswerte Reduzierung der Instandhaltungskosten von 15 Prozent (Bild 7).
Leistungsbasierter Vertrag
Beispiel: „Mahlanlagen-Service“ (Kohlecent)
Der Vertrag bezieht sich auf die Komplettbetreuung der gesamten Mahlanlage in Eigenregie (EAS). Die Abrechnung erfolgt über
einen so genannten „Kohlecent“ pro Tonne Durchsatz und beinhaltet sowohl die Leistungen im Schadensfall als auch gegebenenfalls erforderliche Ersatzteile. Außerdem wird eine Verfügbarkeit von 98 % garantiert.
Bisher war es üblich, Instandhaltungsaufträge nach Aufwand
oder zum Festpreis abzurechnen. Der Austausch von Teilen verursachte zusätzlich hohe Kosten, und so manche ungeplante
Reparaturmaßnahme wirkte sich negativ auf die ohnehin schon
knappen Budgets der Betreiber aus.
Mit diesem Vertrag ist der Aufwand im Bereich der Mahlanlagen nun überschaubar. Zusätzliche Kosten für Reparaturen oder
Ersatzteile entfallen komplett, und da eine maximale Verfügbarkeit in beiderseitigem Interesse liegt, ist das Kraftwerk auch hier
auf der sicheren Seite.
Das Risiko liegt zunächst beim Instandhalter, der möglicherweise unter diesen Gesichtspunkten eine Anlage übernimmt, die
er zuvor nicht selbst gewartet hat und daher auch nicht genau
kennt.
Seine Strategie ist folgende: Er setzt auf ein hohes Qualitätsniveau und verfolgt das Ziel, die Anlage Zug um Zug zu optimieren, indem neue Technologien eingebracht und Prozesse verbessert werden sowie Material mit hoher Standfestigkeit verbaut
wird.
Dadurch werden seine Kosten anfangs höher sein, sich auf die
Zeit gesehen aber rentieren. Wenn die Anlage durch gezielte
Maßnahmen möglichst störungsfrei läuft, reduziert sich im Nachhinein der Aufwand.
Im Rahmen eines langfristigen Service-Vertrags, bei dem die
volle Verantwortung beim Instandhalter liegt, ist so ein Vorgehen
machbar und sinnvoll.
Journal 21
Fig. 7 Cooperative maintenance concept in the Scholven power plant
Maintenance work is now charged at a fixed price and not at
cost as in the past. Specifications are also written for these
activities.
The pilot project at the Scholven plant has a team specially
composed of members from different EAS departments plus a
project manager as the active driving force behind process
optimisation.
In its very first year the cooperative maintenance concept
achieved a significant 15% reduction in maintenance costs (Fig. 7 Results after the first year at Scholven power plant).
His strategy is as follows: he focuses on a high level of quality
and sets about optimising the plant step by step by introducing
new technologies, improving processes and fitting materials that
are highly durable.
His costs will be high initially but will be worth it over time.
And provided selective maintenance operations keep plant
outages to a minimum, costs will fall in the long run.
This kind of approach is both ‘do-able’ and makes sense as part
of a long term service agreement in which the service provider
takes full responsibility.
Performance contract
Taking the example of “Pulveriser Service” (coal cent)
The contract is based on us providing complete support for
the entire pulveriser plant on our own initiative (as a service
provider).
The work is charged on a so-called ‘coal cent’ per tonne of
throughput and covers services in the event of a breakdown and
any necessary spare parts. 98 % availability is guaranteed.
In the past it was normal to charge maintenance work at cost
or at a fixed price. Replacing parts used to involve additional high
costs, so many unscheduled repairs had negative impact on an
operator’s already tight budget.
This new type of contract makes the cost of maintaining the
pulverisers more manageable. Additional charges for spares or
repairs are a thing of the past, and since maximum availability is
in everyone’s interest, the plant wins out here too.
The risk is initially with the service provider, since with this
type of contract he may be taking on a plant which he has not
previously serviced so may not be completely familiar with.
Initial situation
• Daily maintenance (preventive and corrective) from coal
handling to boiler
• 98 % availability is guaranteed
• 24/7 helpline
• Scope incl. organisation of housekeeping, scaffolding and
insulation
• Cross-plant exchange of know-how and continuous
improvement of processes and equipment
• Regular (strategic) meetings between power plant and service
provider (incl. procedural interfaces)
• Billing is based on a standing charge and a variable charge
(depending on coal throughput)
• Spare and wearing parts are invoiced at cost.
This concept is not limited to coal handling only, it can also be
applied to other components, e.g. a boiler island. It is already
recognised as best practice within E.ON.
Ausgangslage
• Tägliche (vorbeugende und störungsbedingte) Instandhaltung
von der Kohleaufbereitung bis zum Kessel
• Verfügbarkeit von 98 % wird garantiert
• Rund um die Uhr besetzte Hotline
• Organisation von Ordnung/Sauberkeit, Gerüsten und Isolierung
• Anlagenübergreifender Wissenstransfer sowie kontinuierliche
Weiterentwicklung von Prozessen und Ausrüstung
• Regelmäßige (Strategie-) Treffen zwischen Anlagenbetreiber
und Instandhalter (Berücksichtigung der Schnittstellen in den
Abläufen)
• Abrechnung basiert auf festem Grundbetrag zzgl. eines variab len Betrags (in Abhängigkeit des Kohledurchsatzes)
• Abrechnung von Ersatz- und Verschleißteilen nach Aufwand.
Dieses Konzept ist nicht auf die Kohleaufbereitung begrenzt,
sondern kann auch auf andere Anlagenteile übertragen werden,
z. B. auf den Kesselbereich und gilt bei E.ON bereits als optimales
Verfahren.
Für den Auftragnehmer sprechen unter anderem folgende Fakten:
• herstellerunabhängiger Instandhalter
- hat folglich kein Interesse am Verkauf von Ersatz- und Ver schleißteilen
- handelt betreiberorientiert
• Lieferung und Verbesserung von Ersatzteilen ist Teil des Leis tungsumfangs
- weniger Schnittstellen
- Synergien und Skaleneffekte bei Ersatzteilbeschaffung bzw.
Ersatzteilhaltung
• Engineering-Unterstützung ist inbegriffen (OEM-Know-how des
Auftragnehmers)
• Auftragnehmer übernimmt Betreiberrisiko.
Bild 8 Enge Zusammenarbeit zwischen Betreiber und Instandhalter
Der offensichtliche monetäre Vorteil für den Kunden besteht
darin, dass es bei dieser Art von Vertrag im ureigenen Interesse
des Auftragnehmers liegt, eine hohe Betriebsstundenzahl zu
erreichen (hohe Verfügbarkeit bei geringen Wartungs- und Reparaturkosten) und das Budget für Wartungs- und Reparaturarbeiten konstant zu halten.
Aber natürlich stellt sich auch die Frage: Was hat der Auftragnehmer
davon?
1.Das Instandhaltungsgeschäft ist ein Geschäft wie jedes an dere – der Instandhalter verdient nicht viel, bleibt aber im Ge schäft.
2.Es ist wichtig, ein gewisses Gleichgewicht zwischen Projekt und Instandhaltungsaufträgen zu haben.
3.Die Nähe zum Kunden ist nie falsch
a) Akzeptanz durch den Kunden
b) Pole-Position für potenzielle zukünftige Aufträge.
Fazit
Instandhaltung ohne Geld ist nicht wirklich möglich. Aber eine Partnerschaft zwischen dem Anlagenbetreiber und dem Instandhalter
kann die Instandhaltung effektiver machen (Bild 8). Dazu benötigt
ein Betreiber natürlich eine bestimmte Strategie, und der
Instandhalter muss sich entsprechend anpassen. Das Wichtigste
ist jedoch eine auf gegenseitigem Vertrauen basierende Partnerschaft.
Mit einem ganzheitlichen Konzept ist es möglich, innerhalb
eines Budgets bestimmte Gelder umzuschichten, d. h. auf der
einen Seite Kosten einzusparen, die auf der anderen Seite dann
für dringend erforderliche Investitionen zu Verfügung stehen.
Wenn beide Geschäftspartner auf Veränderung des Marktes
bzw. der Rahmenbedingungen mit strategischen Anpassungen
und neuen Geschäftsmodellen reagieren, ergibt sich eine reelle
Chance, stürmische Zeiten gemeinsam zu überstehen.
Journal 23
A number of facts work in the contractor’s favour, including:
• He is a service provider and NON-OEM
- he has no interest in selling spare or wear parts
- he understands the operator’s perspective
• Delivery and improvement of spare parts is within the service
scope
- reduction of interfaces
- synergies and economies of scale for procurement or parts
management
• Engineering support is included (OEM know-how within supplier)
• Supplier takes risk for operator.
There is an obvious benefit to the customer which is essentially
that with this kind of contract, it is in the supplier’s own interest
for the power plant to maximise its operating hours (high
availability and low maintenance and repair costs) and keep down
its maintenance and repair budget.
But there is also a fair question to be asked – what’s in it for the
supplier?
1.Service business is a business like any other – the provider
doesn’t earn a lot but he manages to stay healthy
2.It is important to strike a certain balance between projects and
service jobs
3.Being close to the customer is never wrong
a) gaining his acceptance
b) ensuring pole position for possible future jobs.
Conclusion
Maintenance without money is not really possible. But a
partnership between the operator and the maintenance service
provider can make it much more effective (Fig. 8). For this an
operator obviously needs a certain strategy and the service
provider has to adapt. But the most important ingredient is a
partnership based on mutual trust.
A holistic concept makes it possible to redeploy finances
within the budget, saving on costs and freeing up funds which are
then available for urgent investments.
So long as both sides respond to changes in the market and
the general energy environment with strategic policies and new
business models, they will have a real chance of coming through
the stormy times together.
Authors
Leon Westhoeve
Vice President Fleet Management
Generation Benelux
E.ON Benelux N.V.
Rotterdam/The Netherlands
Dipl.-Ing. Maciej Brzoskowski
Managing Director
E.ON Anlagenservice GmbH
Gelsenkirchen/Germany
VGB Conference Maintenance in power plants 2014
VGB PowerTech Edition 1/2015
Fig. 8. Close collaboration between operator and service provider
Statkraft
Neue Energieversorgungsanlagen
für Wasserkraftwerke
Der Statkraft-Konzern nimmt in Europa eine Spitzenposition in der Stromerzeugung
aus erneuerbarer Energie ein. Der größte Teil stammt aus Wasserkraft.
Mit insgesamt 378 eigenen Wasserkraftwerken weltweit ist Statkraft international
führend in der Energieerzeugung aus Wasserkraft.
In den Jahren 2013 bis 2015 erneuerte der EAS-Geschäftsbereich
Elektro-/Leittechnik, Fachbereich Schaltanlagen und Schaltgeräte
die 24/12 kV Mittelspannungsschaltanlagen in insgesamt sechs
Statkraft-Wasserkraftwerken. Im Wesentlichen handelte es sich
um die Demontage der Altanlagen (Bilder 1, 2) sowie die
Lieferung und Montage der neuen Anlagen (Bilder 3, 4).
Nach der Auftragsvergabe im Dezember 2012 erfolgte Zug um
Zug der Austausch der alten Öl/Expansion-isolierten Anlagen
gegen luftisolierte, gekapselte Schaltanlagen an folgenden
Standorten:
1.Langwedel – Leistung 7,2 MW
12 kV Schaltanlage mit 10 Schaltfeldern
(5 Leistungsschalter, 3 Leistungsschalter
mit Sicherungen, 2 Schaltfelder für Erdungstrafo)
3.Drakenburg – Leistung 5,0 MW
4.Landesbergen – Leistung 7,2 MW
5.Schlüsselburg – Leistung 5,0 MW
2.Werrawerk – Leistung 2,6 MW
(2 Leistungsschalter, 1 Lasttrennschalter)
6.Petershagen – Leistung 3,3 MW
mit Sicherungen)
Bild/Fig. 1
Bild/Fig. 2
Journal 25
Statkraft
New power supply systems
for hydroelectric power plants
The Statkraft Group is helping lead the way in the generation of electricity from
renewable energies in Europe. The majority comes from hydropower. With a total
of 378 of its own hydroelectric power plants all over the world, Statkraft is an
international leader in the generation of electricity from hydropower.
From 2013 to 2015, the Switchgear Systems Department (ETE) of
the E, C&I Technology Division renewed the 24/12 kV mediumvoltage switchgear systems at a total of six Statkraft hydroelectric
power plants. This primarily involved the disassembly of the
old systems (Figs. 1, 2) and delivery and assembly of the new
equipment (Figs. 3, 4).
Following contract award in December 2012, the old
oil/expansion-insulated equipment was replaced piece by piece
with air-insulated, encapsulated switchgear systems at the
following locations:
1.Langwedel – capacity 7.2 MW
12 kV switchgear system with 10 panels
(5 circuit breakers, 3 fused circuit breakers,
2 switch panels for earthing transformer)
2.Werrawerk – capacity 2.6 MW
(2 circuit breakers, 1 load-break switch)
Fig./Bild 3
3.Drakenburg – capacity 5.0 MW
4.Landesbergen – capacity 7.2 MW
5.Schlüsselburg – capacity 5.0 MW
6.Petershagen – capacity 3.3 MW
(4 circuit breakers, 2 fused circuit breakers)
Fig./Bild 4
Schon vor der Angebotsabgabe nahm die Projektleitung von
ETE (EAS-Schaltanlagen und Schaltgeräte) Ortstermine in jedem
Kraftwerk wahr, um bereits in der Angebotsphase alle Details zu
berücksichtigen und individuelle Termin- und Ablaufpläne zu
erstellen.
Bei allen Kraftwerken bestand die Vorgabe des Auftraggebers,
die Energieversorgung der Wehre und der Schleuse während der
Umbauarbeiten zu gewährleisten. Statkraft ist in Zusammenarbeit mit dem Wasser- und Schifffahrtsamt dazu verpflichtet,
den Pegel der Weser immer auf einem annähernd gleichen Stand
zu halten, um die Schifffahrt nicht zu gefährden.
Daher wurde zu Beginn der Arbeiten zunächst ein Provisorium
aufgebaut und an die Altanlage angeschlossen Bilder 5, 7). Die
Generatoren und Eigenbedarfstransformatoren wurden auf das
Provisorium umgeschwenkt. Somit ergab sich der Freiraum für
den Abbau der Altanlage.
Da die Neuanlage von den Abmessungen her kleiner war als
die Altanlage, konnte die neue Anlage kontinuierlich auf dem frei
werdenden Raum aufgebaut werden. Anschließend wurde die
Spannung wieder hergestellt und die Generatoren und Eigenbedarfstransformatoren an der neuen Anlage in Betrieb genommen. Das Prinzipschaltbild zeigt die Altanlage, die Neuanlage und
das Provisorium (Bild 6).
Zu beachten bei diesen Projekten waren die unterschiedlichen
Generationen der Technik, die hier aufeinandertrafen und zu
einem Teil auch aufrecht erhalten bleiben mussten. So lag eine
besondere Herausforderung für ETE in der Anpassung der etablierten an die moderne Technik.
Bild/Fig. 6
Bild/Fig. 5
In allen Kraftwerken wurde inzwischen die vormals offene
Anlage durch eine gekapselte Anlage ersetzt. Die Schaltwarte
und der Generatorschutz (Bild 8) wurden ebenfalls erneuert. Die
Anlage wird jetzt über Bildschirme gesteuert. Ein Fernwirkschrank in jedem Kraftwerk stellt die Verbindung zur zentralen
Leitwarte her.
Die Inbetriebnahme der neuen Mittelspannungsschaltanlagen
erfolgte in enger Zusammenarbeit mit dem Kunden. Mit der
Einweisung des Bedien- und Wartungspersonals wurde der
Gesamtauftrag erfolgreich abgeschlossen.
Die konstruktive Zusammenarbeit mit dem Auftraggeber
sowie den Verantwortlichen in den jeweiligen Kraftwerken, kurze
Wege und schnelle Entscheidungen, trugen maßgeblich zur planmäßigen Abwicklung des Gesamtprojekts bei.
Journal 27
Even before the proposal was submitted, the ETE project
management team made on-site appointments with each of
the power plants in order to be able to take all details into
consideration during the tendering stage and compile individual
schedules and workflows.
The client wanted the energy supply to the weir and locks of
all the power plants to be guaranteed during the refurbishment
work. Statkraft and the Wasser- und Schifffahrtsamt (WSA - the
German Waterways and Shipping Office) are obligated to keep
the water level at a relatively constant level in order not to
jeopardise shipping traffic.
Therefore, when work commenced, a temporary solution was
first constructed and connected to the old switchgear system
(Figs. 5, 7). The generators and the auxiliary transformers were
switched to the temporary system. This made space for the
disassembly of the old gear.
Fig./Bild 7
Since the new switchgear was smaller than the old equipment,
it was possible to construct the new system in one go in the
freed-up space. The voltage was then re-applied and the
generators and auxiliary transformers put into operation from the
new switchgear panels.
Fig./Bild 8
Hydroelectric power plant/Wasserkraftwerk Langwedel
The simplified diagram illustrates the old switchgear system,
the temporary solution and the new equipment (Fig. 6).
During these projects, it was necessary to take into account
the various generations of technology deployed here, which also
had to be maintained to some extent. ETE thus faced a particular
challenge in adapting the existing technology to the new system.
The previously unenclosed equipment has now been replaced
by an enclosed system in each of the power plants. The
switchgear room and the generator protection (Fig. 8) have
likewise been renewed.
The system is now controlled via a screen, with a remote
control cabinet in each power plant providing the connection to
the central control room.
The
new
medium-voltage
switchgear
system
was
commissioned in close cooperation with the customer. The entire
project reached a successful conclusion once training of the
operating and maintenance personnel was complete.
The constructive teamwork with the client and the individuals
in charge at the different sites, and the short and effective
decision-making significantly contributed to the overall project
being executed according to schedule.
Power to Gas
Aufstellung einer kompletten Trafostation
E.ON hat im Oktober 2015 gemeinsam mit Partnern am Standort Reitbrook die
Power to Gas-Anlage „WindGas Hamburg“ erfolgreich in Betrieb genommen. Mittels
Elektrolyse wird Windstrom in Wasserstoff umgewandelt und in das Erdgasnetz
eingespeist. Mit 1,5 MW Leistung und durch den Einsatz eines sogenannten
PEM-Elektrolyseurs, der Wasserstoff mithilfe einer Protonen-leitenden Membran
erzeugt, wurde hier die weltweit kompakteste Einheit realisiert. Dabei müssen
weder Abstriche bei Effizienz noch Dynamik gemacht werden. Die Verfügbarkeit
von grünem Wasserstoff für Industrie, Mobilität sowie den Strom- und Wärmemarkt
ermöglicht die CO2-neutrale Energienutzung auch außerhalb des Stromsektors.
In diesem Zusammenhang erfolgte die Ausschreibung für die
Planung und Errichtung einer Trafostation mit zwei Transformatoren, einer Mittelspannungsanlage und zwei Niederspannungsanlagen.
Der EAS-Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik erhielt von
E.ON Gas Storage den Auftrag für die Planung, Lieferung,
Montage, Verkabelung und Inbetriebnahme der kompletten
Trafostation.
Sämtliche internen Funktionsprüfungen, anlagenspezifischen
Messungen und Prüfungen der sicherheitsrelevanten Einrichtungen inklusive der entsprechenden Prüf- und Messprotokolle
gehörten zum Leistungsumfang.
Transformatoren
Die Lieferung und Aufstellung des Eigenbedarfstransformators (Trafo 1)
sowie des DreiwicklerTransformators für die
Elektrolyse
(Trafo
2)
erfolgten nach Vorgaben
des Kunden (Bild 3).
Lieferung und Leistung
Betongebäude
Das Gebäude war exakt auf die Anforderungen auszurichten und
musste allen statischen und technischen Voraussetzungen entsprechen. Dafür wurde von EAS ein Konzept erstellt und mit dem
Angebot eingereicht (Bild 1).
Die Auslegung der Räume bezog sich auf die Integration der
Mittelspannungsanlage, der Transformatoren für den Eigenbedarf und die Elektrolyse-Leistungseinspeisung sowie die
Niederspannungsschaltanlagen.
Bild/Fig. 3
Bild/Fig. 1
Mittelspannungsschaltanlage
Eine wartungsfreie SF6-Mittelspannungsschaltanlage einschließlich
Zubehör wurde geliefert und betriebsfertig aufgestellt (Bild 2). Über
die technischen Voraussetzungen und gesetzlichen Bestimmungen
hinaus waren die Anforderungen des örtlichen Verteilnetzbetreibers
zu berücksichtigen.
Niederspannungsschaltanlagen 400 V und Nebenanlagen
Die gesamte Niederspannungstechnik mit allen Installationen
und Querverbindungen gehörte vollständig zum Liefer- und Leistungsumfang der EAS. Die Schaltanlagen wurden mit dreiphasigen Sammelschienensystemen sowie PE- und N-Schienen in
der jeweils erforderlichen Dimensionierung ausgestattet. Hinzu
kamen die entsprechenden Gehäuse für Schaltschränke,
Rangierfelder, Kabelanschluss- und Verteilerkästen.
Die Projektpartner E.ON Gas Storage GmbH, HanseWerk AG,
Hydrogenics GmbH, SolviCore GmbH, das Deutsche Zentrum für
Luft- und Raumfahrt e. V. und das Fraunhofer-Institut für Solare
Energiesysteme werden die PEM-Elektrolyse nun im Praxistest
erproben. Das Projekt erhält eine öffentliche Förderung im
Rahmen des Nationalen Innovationsprogramms Wasserstoff- und
Brennstoffzellentechnologie (NIP) des Bundesministeriums für
Verkehr und digitale Infrastruktur (BMVI).
Wir freuen uns, dass wir mit unseren Leistungen zum Erfolg
dieses zukunftweisenden Projekts beitragen durften.
Journal 29
Power-to-gas
Installation of an entire substation
In October 2015, E.ON and its partners successfully put the “WindGas Hamburg”
power-to-gas plant in Reitbrook into service. This plant uses electrolysis to
convert wind power into hydrogen, which is then fed into the natural gas network.
With a capacity of 1.5 MW and the use of a PEM electrolyser, which generates
hydrogen via a proton-conducting membrane, this is the world’s most compact unit.
But there was no need to compromise on either efficiency or dynamics. The availability
of green hydrogen for industry, mobility and the electricity and heating market also
enables carbon-neutral energy utilisation outside of the electricity sector.
This is the context in which the tender process for the design and
construction of a substation with two transformers, a mediumvoltage system and two low-voltage systems was initiated.
The EAS E, C&I Technology Division was awarded the contract
for the design, delivery, assembly, cabling and commissioning of
the entire substation by E.ON Gas Storage.
Delivery and performance
Concrete building
The building had to be designed exactly to the client’s
specifications and had to comply with all structural and technical
requirements. EAS produced a concept which it submitted with
the proposal (Fig. 1).
The various areas were designed according to the integration
of the medium-voltage system, the transformers for meeting its
auxiliary power requirements, the electrolysis power input and
the low-voltage switchgear.
Medium-voltage switchgear
A maintenance-free SF6 medium-voltage switchgear system
including accessories was delivered and installed ready for
operation (Fig. 2). In addition to the technical specifications and
legal stipulations, it was also necessary to take the requirements
of the local distribution system operator into consideration.
Fig./Bild 2
Source/Quelle: E.ON
All internal function checks, system-specific measurements
and inspections of the safety-related devices, including the
corresponding test and measurement logs were included in the
scope of supply.
Transformers
The auxiliary transformer (Transformer 1) and the triple-coil
transformer for the electrolysis (Transformer 2) were delivered
and installed according to the client’s specifications (Fig. 3).
400 V low-voltage switchgear and ancillary systems
The entire low-voltage technology, including all installations and
interconnections, was included in the EAS scope of delivery and
performance. The switchgear systems were fitted with threephase busbar systems and appropriately dimensioned PE- and Nbars. The corresponding housings for switchgear cabinets, patch
panels, and cable connection and junction boxes were also
included.
Project partners E.ON Gas Storage GmbH, HanseWerk AG,
Hydrogenics GmbH, SolviCore GmbH, the Deutsche Zentrum für
Luft- und Raumfahrt e. V. and the Fraunhofer Institut für Solare
Energiesysteme will now test the PEM electrolysis in a field trial.
This project has received public funding as part of the National
Innovation Programme for Hydrogen and Fuel Cell Technology
(NIP) of the Federal Ministry for Transport and Digital
Infrastructure (BMVI).
We are pleased that our work has contributed to the success of
this forward-looking project.
VKK Standardkessel
Leistung optimiert
Der neue hocheffiziente Gaskessel in einem Heizkraftwerk soll zur
sicheren Versorgung der Fernwärmekunden bei Spitzenlasten
und Störfällen im Netz der Fernwärmeschiene beitragen.
Im Juni 2014 erhielt der EAS-Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik
den Auftrag zur Automatisierung dieser Kesselanlage.
Der neue Kessel verfügt über einen Gasbrenner, der für
den intermittierenden Betrieb ausgelegt ist. Gewünscht
wurde weiterhin, eine harmonisierte Automatisierung
mit einer weiteren Anlage aufzubauen, um den Betreuungsaufwand durch identische Technik zu minimieren.
Daher kamen auch in diesem Projekt die Leittechnik
Simatic PCS 7 in der Version V7.1 SP3 sowie die EASeigene Programmbibliothek „Premium Plant Library“
zum Einsatz.
Die Bedienung und Beobachtung der Neu-Anlage
erfolgt nun ausschließlich über Bildschirm und Tastatur/Maus bzw. Touchscreen, entweder vor Ort oder in der
lokalen Warte (Bild 1). Nach einer Systemerweiterung ist
durchaus auch eine Zentralisierung möglich.
Bild/Fig. 1
Zur Planung, Programmierung, Parametrierung,
Störungsanalyse und -beseitigung sowie Diagnose
wurde ein zentrales Engineeringsystem eingesetzt,
welches auf die Steuerung zugreift. Die komplette
Leittechnik-Dokumentation wurde ebenfalls in diesem
System gehalten.
Im Einzelnen realisierte die EAS folgende Kernbereiche:
•Lieferung und Auslegung des Automatisierungssystems Simatic PCS 7 inkl. einer Engineeringstation,
welche gemeinsam mit dem OS-Server im neuen
Serverschrank verbaut wurde (Bild 2).
Journal 31
VKK Standardkessel
Performance optimised
The new, high-efficiency gas boiler in a cogeneration plant is intended
to contribute to the secure supply of district heat to customers during
peak hour or in the event of a failure in the district heating network.
In June 2014, the EAS E, C & I Technology Division received the contract
to automate this boiler system.
The new boiler has a gas burner designed for
intermittent operation. The customer also wanted the
automation to be harmonised with an additional system
featuring identical technology so as to minimise the
amount of support needed. The project therefore used
Version V7.1 SP3 of the Simatic PCS 7 control system and
the EAS proprietary “Premium Plant Library” software.
The new system is now operated and monitored
exclusively via a screen with a keyboard/mouse or a
touchscreen, either from a control cabinet right next to
the boiler or the local boiler control room (Fig. 1).
Following its expansion, it is also possible to centralise
the entire system.
A central engineering system with access to the
control mechanism is used for planning, programming,
parameterisation, troubleshooting, fault resolution and
diagnostics purposes. This system also contains all of the
control technology documentation.
The scope of EAS services included the following core
areas:
•Delivery and dimensioning of the Simatic PCS 7
automation system complete with engineering
station installed together with the OS server in a new
server cabinet (Fig. 2). A fail-safe AS414F with
secondary ET200 components for the field connection
is used as the automation unit.
Fig./Bild 3
Fig./Bild 2
A control cabinet containing the evaluation units of
the boiler safety chain, the frequency converters and
the automation system was installed near the boiler
(Figs. 3 and 4). A radio clock was installed for time
synchronisation purposes.
Als Automatisierungseinheit kam eine fehlersichere
AS414F mit unterlagerten ET200 Komponenten zur
Feldanbindung zum Einsatz
In der Nähe des Kessels wurde ein Steuerschrank
aufgebaut, in dem die Auswertegeräte der Kessel sicherheitskette, die Frequenzumrichter und das
Automatisierungssystem untergebracht sind (Bilder 3
und 4). Zur Zeitsynchronisation wurde eine Funkuhr
verbaut.
•Verkabelung der Aktorik und Sensorik, Aufbau der
Systemkommunikation und Anlagenvisualisierung.
•Softwareerstellung zur Steuerung des Gaskessels inkl.
der Schrittkettenerstellung für den Automatik-Betrieb
und intermittierenden Betrieb (Bild 5).
Die Schrittkette des intermittierenden Betriebes
startet automatisch nach der beendeten „Ein“ Schrittkette. Im intermittierenden Betrieb erfolgt, je
nach Sollwertvorgabe der Temperatur durch den Be diener, ein Zu- bzw. Abschalten des Brenners.
Die Schrittkette der Warmhaltung wird aktiviert,
wenn der Kessel im „stand by“-Modus vorgehalten
werden soll, um bei entsprechender Anforderung
direkt wieder zu starten, da er durch die Warmhal tung bereits auf Temperatur ist.
•Aufbau eines Meldesystems zur Unterstützung der
Störungsbeseitigung
•Umsetzung von Regelungsfunktionen
1. Kesseleintrittsventil-Regler
Das Kesseleintrittsventil dient der Verteilung der Las ten auf die verschiedenen Erzeuger. Hierzu bekommt
der Regler einen externen Soll-Wert und muss den Ist Wert durch Öffnen und Schließen des Eintrittsventils
auf diesen Soll-Wert einstellen.
2. Lastregler Kessel
mit integriertem Temperatur-Korrekturregler
Der Lastregler Kessel besteht aus zwei Reglern. Der
Haupt-Regler hat die Aufgabe, die Ist-Brennstoff menge (gemessen) an die Soll-Brennstoffmenge (er rechnet aus Wassermenge, Soll-Austrittstemperatur
und Ist-Austrittstemperatur) anzupassen.
Der Korrektur-Regler hat die Aufgabe, das Verhältnis
Soll-Brennstoff zu Ist-Brennstoff so zu verändern,
dass exakt die gewünschte Austrittstemperatur er reicht wird. Mit dieser Korrektur können mögliche
Schwankungen im Heizwert des Brennstoffes oder im
Wärmeübergang des Kessels ausgeglichen werden.
3. Beimischregler für die Beimischpumpe
Der Beimischregler besteht aus zwei Reglern. Der ers te Regler überwacht den Kessel Mindestdurchfluss
und sorgt ständig für eine ausreichend Kesseldurch strömung.
Bild/Fig. 4
Sobald der Kessel eine ausreichend hohe Austritts temperatur besitzt, sorgt der zweite Regler für eine
Ausregelung der Kesseleintrittstemperatur.
Geregelt wird in beiden Fällen die Drehzahl der
Beimischpumpe. Die Umschaltung des Regelsignals
erfolgt stoßfrei.
4. Feuerraumdruckregler
Der Feuerraumdruck wird durch den Brennstoff-/Luft Regler eingestellt.
5. Korrekturregler für Luft-Brennstoff
Mittels Frischluftzufuhr und Rauchgas-Rezirkulation
wird der O2-Gehalt im Rauchgas eingestellt.
•Unterstützung bei der IBN sowie den TÜV-Abnahmen
der Kesselanlage.
Die Arbeiten erfolgten in enger Zusammenarbeit mit
dem Kunden VKK Standard Kessel Köthen. Der Kessel
konnte planmäßig im Februar 2015 in Betrieb gesetzt
werden.
Sowohl Projektbeteiligte als auch der TÜV zeigten
sich mit dem Verlauf der Umbauarbeiten und dem
Ergebnis sehr zufrieden.
Journal 33
Fig./Bild 5
•Cabling for the actuators and sensors, configuration
of the communication and visualisation systems.
•Software development for controlling the gas boiler,
including the sequencer settings for automatic and
intermittent operation (Fig. 5).
The
intermittent
operation
sequencer
starts
automatically once the “On” sequencer stops. During
intermittent operation, the burner switches on and
off according to the temperature setpoint entered by
the operator.
The heat retention sequencer is activated when the
boiler is to be kept on standby to be started again
immediately when required, having been kept to the
right temperature by retaining heat.
•Design of a warning system to support fault resolution
•Implementation of control functions
1. Boiler feed valve controller
The boiler feed valve is used to distribute loads across
the various generators. The controller receives an
external setpoint value and has to adjust the actual
value to this setpoint value by opening and closing
the feed valve.
2. Boiler load controller with integrated temperature
correction control mechanism
The boiler load controller comprises two regulators.
The main regulator is used to adjust the actual fuel
flow (measured) to the setpoint fuel flow (calculated
based on the amount of water, the setpoint outlet
temperature and the actual outlet temperature).
The correction controller is used to alter the setpoint to-actual-fuel ratio to achieve the exact outlet
temperature required. This corrective action allows
any potential fluctuations in the calorific value of the
fuel or the heat transfer of the boiler to be
compensated.
3. Admixture controller for the admixture pump
The admixture controller comprises two regulators.
The first regulator monitors the minimum boiler flow
and constantly ensures sufficient flow through the
boiler. As soon as the boiler has reached an adequate
outlet temperature, the second controller stabilises
the boiler inlet temperature. The parameter
controlled in both cases is the speed of the admixture
pump. The system is designed to ensure a bumpless
signal transfer.
4. Combustion chamber pressure regulator
The pressure of the combustion chamber is adjusted
by the fuel-air ratio controller.
5. Fuel-air ratio correction mechanism
The O2 content of the flue gas is adjusted by adding
fresh air and recirculating the flue gas as required.
•Support with commissioning and the TÜV certification
process of the boiler system.
The work was performed in close cooperation with the
customer, VKK Standardkessel in Köthen, Germany. The
boiler was put into service as planned in February 2015.
All sides involved in the project as well TÜV were
extremely pleased with the course of the modification
work and the results.
Wasserkraftwerk Hebertshausen
Erster Auftrag in der Abwicklung
Die Wasserkraftwerk Hebertshausen oHG gehört
zu einer beachtlichen Anzahl privater Anlagen,
die von den Familien Reitter, Renn und Emmer
betrieben werden. Bereits seit 2012 zählen diese
Unternehmen zu den potenziellen Kunden des
EAS-Geschäftsbereiches Hydro & Wind Power.
Im Juli 2015 kam es dann zu einem ersten Auftrag,
und der Fachbereich Hydro Power erhielt damit
die Chance zur praktischen Überzeugungsarbeit.
Knapp drei Stunden nach der
Meldung des Schadens an einer
930 kW Storek-Kaplanturbine bei
Dachau waren die zuständigen
EAS-Mitarbeiter bereits vor Ort.
Zügig wurde die weitere Vorgehensweise abgestimmt und ein
entsprechendes Angebot ausgearbeitet.
Nach umgehender Auftragserteilung, den erforderlichen
Detailbesprechungen und der
Einrichtung der Baustelle wurden
die Arbeiten planmäßig aufgenommen.
•Anhebung des Regulierrings
•Remontage des Leitapparats
•Reparatur der Laufradhaube
•Inbetriebnahme
Sämtliche Maßnahmen wurden
in enger Absprache mit den
Auftraggebern durchgeführt.
In einem Schadensfall kommt
es grundsätzlich auf umgehende
Reaktion und individuelle Lösungsvorschläge eines Dienstleisters sowie die professionelle
Arbeit des Teams vor Ort an. Jeder
Tag zählt, denn ein Anlagenstillstand kostet Geld.
Die Befundung der Maschine
ergab im Wesentlichen folgenden
Arbeitsumfang:
•Leitapparat ausbauen,
sandstrahlen, MT-Prüfung
•Neue Büchsen und Lager scheiben anfertigen
•22 Leitschaufelbolzen,
Lenkerbolzen, Lenker
erneuern (VA)
•Defekte Leitschaufeln
austauschen
•Saugrohr abdämmen
und entwässern
•Kontrolle, teilweise Erneuerung
der Laufschaufeldichtungen
•Reinigung, Prüfung,
Beschichtung der Laufrad schaufeln (Druckseite)
Laufradschaufeln / Blades
In diesem Fall trugen die auf
beiderseitigem Vertrauen begründeten Absprachen und die schnellen Entscheidungen der Gesellschafter Elmar Reitter und
Andreas Emmer maßgeblich zu
einem kurzfristigen Reparaturbeginn bei.
Die unkomplizierte und kundenorientierte Verfahrensweise
der EAS-Hydro Power dürfte auch
die Betreiber überzeugt haben, so
dass dieser Auftrag durchaus als
Start in eine weitere Zusammenarbeit gesehen werden kann.
Journal 35
Hydroelectric power plant Hebertshausen
Initial contract underway
The Wasserkraftwerk Hebertshausen oHG
hydroelectric power plant is one of a considerable
number of private plants operated by the Reitter,
Renn and Emmer families. These companies have
been among the potential customers of the EAS
Hydro & Wind Power Division since 2012.
The first contract was awarded in July 2015, and
the Hydro Power Department received the chance
to impress the customer in practice.
A mere three hours after damage
was reported on a 930-kW Storek
Kaplan turbine near Dachau, the
responsible EAS employees were
on site.
Subsequent
actions
were
rapidly agreed upon and a
suitable proposal prepared.
The
work
commenced
according to schedule as soon as
the contract had been awarded,
the necessary detailed discussions
held and the construction site set
up.
Engine house / Maschinenhaus
The appraisal of the machine
primarily revealed the following
scope of work:
•Dismantle and sandblast the
inlet
guide
vanes,
incl.
magnetic particle testing
•Produce new bushes and discs
•Replace 22 guide vane bolts,
connecting rod bolts and
connecting rods (VA steel)
•Replace defective vanes
•Seal and drain draft tube
•Inspect and partially replace
blade seals
•Clean, check and coat the
blades (pressure side)
•Lift regulating ring
•Reassemble inlet guide vanes
•Overhaul impeller hub
•Re-start
All of these actions were
performed in close consultation
with the client.
When a turbine is damaged,
everything depends on the
immediate reaction of the service
provider, the specific solutions he
proposes and the professional
work of the on-site team. Every
day counts because downtime
costs money.
In this case, the discussions
based on the mutual trust and the
fast decisions of business owners
Elmar Reitter and Andreas Emmer
considerably contributed to the
repair work getting under way
quickly.
The
uncomplicated
and
customer-focused approach of
EAS Hydro Power must have
impressed the operator, so this
contract has almost certainly
paved the way for further
collaboration in the future.
Torsionsschwingungen an Kraftwerksturbosätzen
Entstehung und Auswirkungen
Aus dem Zusammenspiel zwischen Turbosatz und elektrischem Versorgungsnetz
können unter bestimmten technischen Randbedingungen zu hohe mechanische
Torsionsschwingungsamplituden innerhalb des Wellenstrangs entstehen.
Ein vermehrtes Auftreten kann zur teilweisen bis zur kompletten Zerstörung
des Wellenstrangs führen.
Eine spezielle Gruppe von Schwingungen sind die sogenannten
subsynchronen Resonanzen (SSR). Dabei handelt es sich nicht um
Netzfehler; sie können aber durch Netzfehler sekundär erzeugt
werden. Die SSR führen auch zu Torsionsschwingungen am
Wellenstrang und werden aus diesem Grund im Folgenden
genauer beschrieben.
1. Die Entstehung von Torsionsschwingungen
Der Anregungsmechanismus für Torsionsschwingungen in Wellensträngen unterliegt in den meisten Fällen demselben Schema,
nämlich einer Störung des Drehmomentengleichgewichts zwischen dem antreibenden Teil des Wellenstranges, z. B. den Turbinen und dem angetriebenen Teil, z. B. dem Generator.
Die durch die Störung hervorgerufenen Drehmomentschwankungen und -stöße regen den Torsionsschwingungsvorgang an,
an dem einer oder mehrere verschiedene Torsionseigenfrequenzen des Wellenstranges beteiligt sind.
Die Höhe der Torsionsmomente hängt von der räumlichen
Distanz der Störung zum Turbogenerator, von der zeitlichen Einwirkungsdauer auf den Turbogenerator sowie dem Lastzustand
des Generators ab.
Bild 1 Einwirkungsorte von Störungen im Versorgungsnetz
Bild 1 zeigt einige Einwirkungsorte von Störungen in einem elektrischen Versorgungsnetz. Bei diesen Störfällen handelt es sich
um
•Direkte Blitzeinschläge in Freileitungen
•Netzinterne Überspannungen
•Netzumschaltung mit Fehlsynchronisation
•Polschlupfbetrieb
•Kurzunterbrechungen nach Netzkurzschluss
•Abschaltung von 2- und 3-poligen Netzkurzschlüssen
•Klemmenkurzschlüsse
Den transienten, schnell ablaufenden Vorgängen, die die Torsionsschwingungen auslösen, stehen langsame Schutzmaßnahmen
entgegen, deren dämpfende Wirkung erst im Verlauf von ca.
100ms bis Minuten eintritt. Zur Klassifikation der Ereignisse sind
drei Zeitbereiche definiert:
0 - 60ms
60ms - 4s > 4s
subtransienter Zeitbereich
transienter Zeitbereich
Dauerzeitbereich
Journal 37
Torsional vibration in power plant
turbo-generator sets - Cause and effect
The interaction between a turbo-generator set and the
electrical supply network can, under certain technical
conditions, create high mechanical torsional vibration
amplitudes within the shaft train. A higher incidence of
this can damage part of or the entire shaft train.
A specific group of vibrations is known as subsynchronous
resonance (SSR). This is not a network fault; it can, however, be a
secondary effect of a network fault. SSR also creates torsional
vibration along the shaft train and is therefore described in
greater detail below.
1. Development of torsional vibration
The excitation mechanism of torsional vibration in shaft trains
usually follows the same pattern, i.e. a disruption to the torques
balance between the driving part (turbine) and the driven part
(generator) of the shaft train.
The torque fluctuations and spikes caused by the fault excite
the torsional vibration, which involves one or more different
natural torsional frequencies of the shaft train.
The extent of the torsional moments depends on the spatial
distance between the fault and the turbo-generator, on the
duration of action on the turbo-generator and the load status of
the generator.
Fig. 1 Points affected by faults in the supply network
Figure 1 shows some of the points affected by faults in an
electrical supply network. These failures are caused by:
•Direct lightning strikes to overhead cables
•Overvoltages within the network itself
•Reverse switching with faulty synchronisation
•Pole slip mode
•Short interruption following a grid short circuit
•Shutdown of 2- and 3-pole grid short circuits
•Terminal short circuits
The transient, fast running processes that trigger the torsional
vibrations are opposed by slow protective measures, the
dampening effect of which only kicks in within approx. 100 ms to
a minute. The events are classified according to three time
periods:
0 - 60ms
60ms - 4 s > 4s
sub-transient period
transient period
permanent period
Elektromechanische Resonanzen können ebenso aus dem
Zusammenspiel von Wellenstrang, bestehend aus Turbinenläufer
und Generatorläufer, und dem elektrischen Versorgungsnetz mit
kompensierten Leitungen und Kondensatorstationen unter bestimmten technischen Randbedingungen entstehen, welche eine
teilweise bzw. komplette Zerstörung des Wellenstrangs durch
hohe Torsionsschwingungsamplituden zur Folge haben können.
Eine spezielle Art von Ursachen sind die sogenannten subsynchronen Resonanzen (SSR), welche der Ursache nach keine
Netzfehler sind, aber durch Netzfehler ausgelöst werden können
und ebenfalls zu Torsionsschwingungen führen.
Die subsynchrone Resonanz ist ein elektrischer Systemzustand,
in dem ein Energieaustausch zwischen einem elektrischen Netz
und einem Generatorsatz bei einer oder mehreren Eigenfrequenzen des kombinierten Systems stattfindet, die unterhalb der
synchronen Frequenz des Systems liegen.
Dieses elektromechanische System mit den Koppel- und Einflussmechanismen ist in Bild 2 dargestellt.
Vereinfachend kann davon ausgehen werden, dass Generator,
Trafo, lange Übertragungsleitungen und die Kapazitäten einer
Torsionsschwingungen
Kompensationsanlage einen elektrischen Schwingkreis mit folgender Eigenfrequenz bilden wie in den Bildern 3 und 4 dargestellt:
fe = fn ⋅
fe
=
fn
=
XC
=
Xi
=
XC
Xi
elektrische Eigenfrequenz
γa
Netzfrequenz
Reaktanz des Serienkondensators
induktive Gesamtreaktanz (Leitung, 1/ nf
Transformator, Generator)
τ 
+ a 
G  Aentsteht
'
Schalthandlungen/Netzstörfälle
γa =
τa
Durch
ein zusätzliches
Drehfeld im Luftspalt des Generators mit der Frequenz fe , die sich
dem stationären Feld überlagert. Hierbei entsteht die Frequenz fr:
τ ' −τ
b
γ a = ffr =m ( 2fnN-i )fe + γ f' (2Ni )c
G
Liegt fr in der Nähe einer Torsionseigenfrequenz des Wellenstrangs, so wird diese angeregt.
k
E Störfall = ∑ ni / N i
i =1
l
l  k

EGesamtl = ∑ E Störfall ,i = ∑ ∑ n j / N j 
i =1
i =1  j =1
i
Bild 2: Elektromechanisches System „Wellenstrang“
Journal 39
Electro-mechanical resonance can also occur as a result of the
interplay between the shaft train, comprising the turbine rotor
and generator rotor, and the electrical supply network with
compensated cables and capacitor stations under certain
technical conditions, which may result in the partial or complete
destruction of the shaft train by high torsional vibration
amplitudes.
A special type of causes is referred to as subsynchronous
resonance (SSR). This is not actually a network fault, but it can be
triggered by network faults and therefore likewise lead to
torsional vibrations.
Subsynchronous resonance is an electrical system status in
which an exchange of energy takes place between an electrical
network and a turbo-generator set at one or several natural
frequencies of the combined system, which lie below the
synchronous frequency of the system.
This electro-mechanical system with the coupling and
influential mechanisms is illustrated in Figure 2.
Simplified, it can be assumed from this that the generator,
transformer, long transmission lines and the capacities of a
compensation system form an electrical resonant circuit with the
following natural frequency as illustrated in Figures 3 and 4:
XC
fn = fm ⋅
Xi
fn
=
fm
=
mains frequency
XC
Xi
=
reactance of the series capacitor
=
1/ nf
inductive
τ  τtotal
 reactance (cable, natural electrical frequency
a
+  a generator)
γ a =transformer,
G
 A' 
Switching operations/network faults generate an additional
rotating field in the air gap of the generator with the frequency fn ,
which superimposes itself over the stationary field. This generates
the frequency fr:
τ f' − τ m
b
c
'
γa =
( 2Ni )
fr G
= fm - fn
+ γ f (2Ni )
If fr lies in the range of a natural torsional frequency of the shaft
train, this is excited.
k
E failure = ∑ ni / N i
i =1
l
l  k

Etotal = ∑ E failure,i = ∑ ∑ n j / N j 
i =1
i =1  j =1
i
Fig. 2: „Shaft train” electro-mechanical system
Bild 3: Netztopologie - Klassische SSR
XC
fe = fn ⋅
Xi
γ
a
τ 
γa = +  a 
XC
f e = f n ⋅ XG
 A' 
CX i
Bild 4: Netztopologie - Anregung durch Umrichterbetrieb
Hierbei ist das Auftreten folgender Anregungsmechanismen
einzeln oder kombiniert denkbar:
•Induktion Generator Effect (IGE)
Transiente Vorgänge, bei denen subfrequente Ströme subfre quente Felder im Luftspalt erzeugen.
1/ nf
τa
fe = fn ⋅
Xi
X
f e = f n ⋅ γ = Cτ f' − τ m 2N b + γ ' (2Torsionsschwingungen
Ni elastischen
)c
( durch
Die Gesamtschubdehnung
einen
i)
f
i
a aa wirdXGdabei
Term und einen plastischen Term beschrieben:
γ
γ γa γ
1/ nf
τa
τ 
aa =
+ a 
G  A'  k
f
(1)
fe = fn ⋅
E ⋅ X 1/ n= ∑ ni / N i
= f Störfall
C
XC
Xi
n
•Torsional Amplifikation (TA)
Der elastische Term ist τe aa/G. Dabei
 τ a bezeichnet
 X i i =1 G das Schermodul
=
γ
' +
1/ sind
nf A´ der zyklia
Abbau gespeicherter elektrischer Energie mittels eines subfre- Torsionsschwingungen
(auch Torsionsmodul). Fürτ f den
Term
− τ plastischen
b
Ni ') + γ f' (2Ni )c
γ a =G m( 2A
quenten Generatorstroms.
sche Schubspannungskoeffizient
und nf a
der zyklische SchubspanaG
nungsexponent. Die Manson-Coffin-Morrow-Beschreibung
a nutzt
l
l  k
a
•Torsional Interaction (TI):
diese Interpretation und
bildet
daraus
die
Ermüdungslinie
den
a
E
E
n
/
=
=
∑ j Nfür
∑ Störfall
∑
,i
j
τ f' − τ m Gesamtl
b
' i =1
c
i =1  j =1

i
Erzeugung eines zusätzlichen Luftspaltfeldes mit neuer Fre- niederzyklischen
Die
Manson-Coffin-Morrow2
N
(2
N
)
=
+
γ
X C γErmüdungsbereich.
(
)
a
i
f
k i
fe = fn ⋅
X i Gsich dabei zusätzlich durch die Berücksich quenz durch Pendelbewegung des Läufers.
Beschreibung
zeichnet
1/ n
E Störfallτm =nach Goodman
tigung der Mittelspannungen
τna i/ Nf iaus,
a
a
a
γ a = + i=1 
2. Auswirkungen von Torsionsschwingungen
a
Gk  A ' 
Im Rahmen der Ermüdungsanalyse werden zunächst für die aus
'
τ
−
τ
f
m=
a
den Drehmomenten berechneten Schubspannungsverläufe der ni ib/l+N γki f' (2Ni )c (2)
γ a =E Störfall
l 2N
EGesamtl
Ei =
G =' ∑
∑ n j / N j 
Störfall
betrachteten Komponenten alle Minima und Maxima ermittelt.
1 ,i = ∑
i =1  j =1
i
τ f −i =1τ m
b
Mit der „Rainflow Counting Methode“ werden die Amplituden
γ =
( 2Ni ) + γ f' (2Ni )c
1/ nfa
G
τ ' −τm
b
klassiert und zu verschiedenen Zyklengruppen aufsummiert.
wobei τ a´f der τ
zyklische
Schubfestigkeitskoeffizient, γ a´f =derf zykli( 2Ni ) + γ f' (
a 
l
l  k
G
=
+
γ

a Gleitungskoeffizient

Das Materialverhalten aus elastischem und plastischem Anteil sche
und b bzw.∑c ndie
Exponenten
der elastij / Nj
G  AE'Gesamtl
 = ∑1 EStörfall,i = ∑
i =1  j =1
i
lässt sich im Falle von Torsionsbeanspruchung und insbesondere schen bzw. plastischen i =Wöhlerkurve
sind. Weiter
bezeichnet Ni
k
auch zyklischer Beanspruchung durch die Ramberg-Osgood- die Anzahl der Zyklen, die bei der betrachteten
Schubdehnungsk n /N
Gleichung beschreiben.
amplitude
zum
Riss
führen.
E
=
'
Störfall
i
i
τ
f
τ 
γ =γ +  
G  A' 
∑
γ
γa =
γ
γ =
(∑ )
τf −τm
G
b
+ γ f' (2Ni )c
τ 
+ 
G  A' 
∑
E Störfall = ∑ ni / NEi
( 2Ni )
τ
k
i =1
i =1
Störfall
= ∑ ni
Journal 41
Fig. 3: Grid topology - conventional SSR
XC
fe = fn ⋅
Xi
γa
fe = fn ⋅
Fig. 4: Grid topology - excitation by inverter operation
In this instance, the following excitation mechanisms may occur
individually or in combination:
•Induction Generator Effect (IGE)
Transient processes, whereby sub-frequency currents generate
sub-frequency fields in the air gap.
•Torsional Amplification (TA)
Dissipation of stored electrical power by means of a
sub-frequency generator current.
•Torsional Interaction (TI):
Generation of an additional air gap field with a new frequency
by means of the reciprocating movement of the rotor.
2. Effects of torsional vibrations
As the first step of the fatigue analysis, all minima and maxima
are determined for the sheer stress characteristics of the
components being examined that have been calculated from the
torques. The „rainflow counting method“ is used to classify the
amplitudes and add them up into various cycle groups.
The material behaviour of the elastic and plastic parts is, in the
case of torsional stress and in particular cyclical stress, described
by the Ramberg-Osgood equation.
XC
fe = fn ⋅
1/ nf
τa
τ 
γ aX= +  a 
XC
i G
 A' 
X
i
XC
τ f' − τ m
b
'
c
γaa as
= an elastic
( 2Niterm
) + γand
This describes the total asheerX strain
f (2Na
i)
i
G
γ
fe = fn ⋅
plastic term:
γa
γ a γ = τ +  τ 
a
a
1/ nf
a
XC
k
 A'  XC
fe = fn ⋅
X1/
E Störfall
=f ni / N i
i n
1/ nf
τ
τ
The elastic term is aa/G, whereby
G represents the sheer


a
i =1 module
+τ a−For
γ a = module).
a term, A´ is the cyclical
(and the torsional
τ the plastic
Gγ = GA '(2N ) + γ (2N )
sheer stress coefficient
and nf the cyclical sheer stress aexponent.
a
γ
τ
G
f e (1)
= fn ⋅
∑
X
τ 
γ = +  γ
G formula
A 'this interpretation to
a  uses
The Manson-Coffin-Morrow
generate a Xfatigue curve for the low-cycle fatigue range. The
a
'
f
m
i
b
'
f
i
c
l
l  k

fe = fn ⋅
τ −τm
b
'
c
1  j =1
i =1
i
Manson-Coffin-Morrow
by i=taking
Ni ) + γ f (2is
Ni )also characterised
γ a =X i
( 2formula
C
'
f
k
G
τ
1/ nf
into consideration the mean stresses τma of Goodman,
 τa 
τ
E Störfallγ a==∑ n+i /N i  γ a = a +  a
 A' 
G A
1
i =G
'
τ
−
τ
b
γ '
c
f
m
k
a
γa =
( 2Ni ) + γ f (2Ni ) (2)
E Störfall G= ∑ ni / N i 

τ −τ
l
l
'
k
b
f
m
EGesamtl i==∑
/ Nγ 'j (2
 Ni )c
Störfall ,i = ∑
Ni n) j +
( 2∑
1i =1γ E
a =
f
1/ nf
i
G i=1  j =1
τ ' −τm
b
where τ a´f is the
 τ acyclical
 sheer strength coefficient, γ a´f =thef cyclical
( 2Ni ) + γ
G
=
+
γsheer
a
strain coefficient
c respectively the exponents of
G  A '  l and b and
l  k

the elastic and
plastic
Woehler
diagram.
Ni is the number of
i =1  j =1
 i strain
k
cycles that will causei =1 a crack for
the sheer
amplitude under
examination.
E Störfallk = ni / N i
'
γa =
τf −τm
G
∑
E Störfall = ∑ ni / N
E Störfall
= ∑n
i
( 2Ni )
b
k
i =1
+ γ f' (2Ni )c
E
i =1E
=
l
=
l

k
n /N

i =1
1/ nf
'
τ − τ m γ = τ ab +  τ' a  c
γa = f
( 2a Ni G) + γ Af (2' Ni )
G
Die Gesamtermüdung bis zum Eintritt der Anrissbildung wird
durch die Akkumulation
der einzelnen
τ ' −der
τ m Ermüdungsbeiträge
b
'
c
γa = f
i ) + γ f (2Ni )
Zyklen gebildet. Eine
FormG der( 2N
Abschätzung
für die Akkumulation
ist die Miner-Regel. Jeder Störfall erzeugt eine endliche Anzahl
von Ermüdungszyklen.
k
E Störfall E= ∑= ∑nin // NN i
k
Störfall
i
i
i =1
i =1
(3)
Diese anteilige Ermüdung akkumuliert - ebenfalls nach der Minerl
l  k

Regel - zu einer Gesamtermüdung
EGesamtl = ∑ E StörfallE
= ∑ .∑ n j / N j 
,i Gesamt
i =1
l
i =1
i
 j =1
k
∑
∑
i =1  j =1
l
E
n /
=
=
EGesamtl
∑
i =1
Störfall ,i
j

N j  (4)
i
3. Der Schaden
Erleiden die Komponenten durch betriebliche Lasten einen unerwarteten Ermüdungsschaden, ist die betriebsfeste Auslegung zu
hinterfragen. Es ist dabei in einigen Fällen festzustellen, dass die
unerwartet geschädigten Bereiche in der ursprünglichen Auslegung sogar als dauerfest ausgewiesen wurden. Oft ist die Ursache
für diese große Differenz zwischen konstruktiver Auslegung und
praktischem Schaden in einer Fehleinschätzung der Belastung
oder einer ungeplanten Veränderung der Belastung zu suchen.
Im Weiteren sind kurzfristige Schäden in der Mehrzahl der
niederzyklischen Ermüdung (Low-Cycle-Fatigue LCF) zuzuordnen.
Die Werkstoffkennlinie für diese Schädigung und die typischen
Wellenstrangwerkstoffe wird gut durch die Manson-CoffinMorrow Beziehung (Gl. 2) beschrieben.
Der Bereich der LCF erstreckt sich per Definition bis ca.
105-Zyklen. Es ist dabei zu beachten, dass mit wachsender Versagenszyklenzahl der plastische Dehnungsanteil je Zyklus immer
weiter abnimmt. Das Werkstoffverhalten im Rissbereich ähnelt
dann makroskopisch immer stärker einem spröden Werkstoffverhalten.
Spröde Werkstoffe versagen verformungsfrei und senkrecht
zur Hauptnormalspannung. Je nach Beanspruchungsart kann
somit die Lage der Risse variieren.
In den Bildern 5 und 6 verändert sich die Lage der Anrisslinien
durch den Wechsel von Torsion zur Zugbelastung. Im Fall der
Torsionsbelastung liegt die Hauptnormalspannung unter 45°. Der
Anriss für die spröde Randzone erfolgt dann um 90° gedreht.
Bild 6 zeigt den allgemein bekannten Fall der Lage der Anrisse
an einer Zugprobe. Die Risse liegen senkrecht zur Abzugsrichtung.
Wird dieses Wissen bei der Bewertung des Schadensbildes
an einer Generatorkupplung wie in den Bildern 7 und 8 berücksichtigt, ist die Schlussfolgerung gegeben, dass es sich um eine
Ermüdung durch Torsionsbelastung handeln muss.
Die Anrisse sind in diesem Fall gleichmäßig um den gesamten
Umfang verteilt. Relevante Überlagerungen anderer Belastungskomponenten, die eine unsymmetrische Schädigungsverteilung
erzeugen, sind auf den ersten Blick als nachrangig zu bewerten.
Es ist weiterhin festzustellen, dass die Anrisse nur unter einem
ca. 45°-Winkel entstanden sind. Es ist davon auszugehen, dass
dem Haupttorsionsmoment ein zusätzliches zyklisches Torsionsmoment aufgeprägt wurde.
Bild 5: Sprödes Werkstoffverhalten in einer Nitrierschicht durch Torsionsbeanspruchung;
Risse unter 45° zur Wellenachse; senkrecht zur Hauptnormalspannung.
Fig. 5: Brittle material behaviour in a nitrided layer due to torsional stress;
cracks at an angle of less than 45° to the shaft axis; vertical to the principal direct stress.
Journal 43
γa =
τ f' − τ m
b'
(γ2aN=i )τ f +−γτf' m(2(N2iN)ci )b + γ f' (2Ni )c
G of fatigue until
G incipient cracks begin to form is
The total level
represented by the accumulation of fatigue resulting from the
individual cycles. One means of estimating this accumulation is
Miner’s rule. Every failure generates a finite number of fatigue
cycles.
cycles increases, the plastic strain portion of each cycle continues
to decrease. On a macroscopic level, the material behaviour in the
crack area thus increasingly resembles the behaviour of brittle
material.
Brittle materials fail without deformation and perpendicular to
the principal direct stress. Depending on the type of stress, the
k
k
position of the cracks can vary.
E
=
n
/
N
failure
Ei failurei = ni / N i
In Figures 5 and 6, the position of the incipient crack lines
(3)
i =1
i =1
changes due to the change from torsion to tension load. In the
case of the torsional load, the principal direct stress lies below
This proportional fatigue accumulates (likewise in accordance 45°. The crack in the brittle peripheral zone then occurs at an
angle rotated by 90°.
with Miner’s rule) to give a total level of fatigue Etotal.
Figure 6 illustrates the commonly experienced position of the
incipient cracks on a tensile test specimen. The cracks lie
l
l
k
l 
l  k
perpendicular to the direction in which it is being pulled.
(4)
Etotal = E E
n
/
N
=
failure,i =
j = j

E
n
/
N
total
failure,i
j
j  If this knowledge is taken into consideration when assessing

i =1
i =1
j =1
i =1 
i =
1 i j =1
damage pattern of a generator coupling, as in Figures 7 and
the
i
8, it may be concluded that fatigue has been caused by torsional
load.
3. The damage
In this case, the incipient cracks are distributed uniformly
If the components are subject to an unexpected amount of
fatigue damage caused by operational loads, the robustness of throughout the entire area. Relevant interactions of other load
the design should be questioned. In some cases it should components which generate an asymmetrical distribution
therefore be noted that the unexpectedly damaged areas had of damage should be interpreted as subordinate in the first
actually been identified as fatigue endurable in the original instance.
It should also be noted that the incipient cracks have only
design.
Often, the cause of this great difference between the structural developed at less than an approx. 45° angle. From this it is
design and damage in practice can be traced back to a false assumed that an additional cyclical torsional moment has been
applied to the principle torsional moment.
estimation of the load or an unplanned change in the load.
Based on the solid design of the coupling, it can be assumed
Furthermore, the majority of short-term damage can be
that any further strengthening of the coupling would not result in
attributed to low-cycle fatigue (LCF).
The material characteristic curve for such damage and the any improvement and that this stress mechanism had not been
typical shaft train materials are well described by the Manson- included or considered in the design.
The fundamental optimisation objective for this type of
Coffin-Morrow relationship (Eq. 2).
The LCF range, by definition, extends up to approx. 105 cycles. coupling should thus be the suppression of the vibrations by
In this regard it is important to note that as the number of failure mechanical or electrical means and/or a control system.
∑
∑
∑
∑∑
∑
∑∑
Fig. 6: Brittle material behaviour in a nitrided layer resulting from tensile stress;
cracks perpendicular to the stress direction.
Bild 6: Sprödes Werkstoffverhalten in einer Nitrierschicht durch Zugbeanspruchung;
Risse senkrecht zur Beanspruchungsrichtung.
Bild 7
Anrisse im Bereich der Bohrungen 8-7
Fig. 7
Incipient cracks around boreholes 8-7
Aufgrund der massiven Ausführung der Kupplung ist davon
auszugehen, dass eine weitere Verstärkung der Kupplung keine
Verbesserung bringen wird und dieser Beanspruchungsmechanismus nicht in der Auslegung bekannt war bzw. berücksichtigt
wurde.
Grundsätzliches Optimierungsziel für diese Kupplungsart sollte
somit die Unterdrückung der Schwingungen durch mechanische,
elektrische und oder steuerungstechnische Maßnahmen sein.
4. Ausblick
Aktuell wird im Kraftwerksbereich traditionell immer noch das
Hauptaugenmerk auf das Thema „Biegeschwingungen“ in Form
von Wellen- und Lagerbockschwingungen von Turbosätzen gelegt.
In den letzten 10 bis 15 Jahren waren einige Kraftwerksbetreiber
dann gezwungen, sich intensiver mit der Problematik der Ständerwickelkopfschwingungen von Generatoren zu beschäftigen.
Dem Problemkreis der Torsionsschwingungen an Wellensträngen von Kraftwerksturbosätzen ist bislang in Deutschland, aber
auch überwiegend in Europa, keine oder nur eine geringe Aufmerksamkeit gewidmet worden.
Dieser Zustand dürfte sich in den kommenden Jahren ändern
und so lange andauern, bis sich die Netzsituation in Deutschland
durch den Netzausbau und weitere flankierende Maßnahmen im
Sinne eines geregelten Leistungsflusses der „grünen Energie“
stabilisiert hat.
Die voranstehenden Ausführungen legen nahe, dass es durchaus sinnvoll erscheint, sich sowohl mit dem Thema
• Torsionsschwingungsmonitoring
als auch dem Thema
• Torsionsschwingungsschutz
von Kraftwerksturbosätzen zu beschäftigen.
5. Literatur
• Schwingungssymposium 2006, diverse Autoren, Potsdam, 2006,
• „Subsynchrone Resonanzen im System Turbosatz-Netz / Entstehung und Auswirkung
auf den Turbosatz“, M. Humer, L. Golebiowski, Haus der Technik, Essen, 2012,
• Carsten Göbel (Dissertation)
„Modelle der Synchrongeneratoren für die Simulation der subsynchronen Resonanzen“
Universität Dortmund, Fakultät für Elektrotechnik und Informationstechnik, Lehrstuhl
für elektrische Antriebe und Mechatronik, 2010
• F. Börsig, G. Richter:
„Dehnungslinien in der nitrierten Oberflächenschicht einer überbelasteten Schnecke“,
Der Maschinenschaden, Heft 1/2 , 1957
Journal 45
Fig. 8
Incipient cracks around boreholes 6-4
Bild 8
Anrisse im Bereich der Bohrungen 6-4
4. Conclusion
Currently, in the power plant sector, the main focus is still on the
traditional topic of „flexural vibrations“ in the form of shaft and
bearing vibrations of turbo-generator sets.
In the last 10 to 15 years, some power plant operators were
then forced to pay more attention to the problem of stator end
winding vibrations of generators.
Up until now in Germany, but also predominantly in Europe,
the problematic area of torsional vibrations along shaft trains of
power plant turbo-generator sets has been afforded no or very
little attention.
This situation in likely to change in the coming years and it will
continue until network expansion and additional supporting
measures have stabilised the network situation in Germany to
allow a controlled flow of „green energy”.
The statements made above suggest that it appears to be
entirely reasonable to address both the topic of
• torsional vibration monitoring,
as well as that of the
• torsional vibration protection
of power station turbo-generator sets.
5.References
• „Schwingungssymposium 2006” [Vibration Symposium 2006], various authors, Potsdam,
2006,
• „Subsynchrone Resonanzen im System Turbosatz-Netz / Entstehung und Auswirkung auf den Turbosatz” [Subsynchronous resonance in turbo-set/network system - cause and
effect on the turbo set], M. Humer, L. Golebiowski, Haus der Technik, Essen, 2012
• Carsten Göbel (Dissertation)
„Modelle der Synchrongeneratoren für die Simulation der subsynchronen Resonanzen” [Models of synchronous generators for the simulation of subsynchronous resonance] University of Dortmund, Faculty for Electrical Engineering and Information Technology, Department for Electrical Drives and Mechatronics, 2010
• F. Börsig, G. Richter:
„Dehnungslinien in der nitrierten Oberflächenschicht einer überbelasteten Schnecke”
[Stress-strain curves in the nitrided surface layer of an overloaded screw], Der Maschinenschaden, Issue 1/2, 1957
An dieser Ausgabe wirkten mit
Maciej Brzoskowski
Geschäftsführer
Managing Director
Klaus Glasenapp
Nukleartechnik
Nuclear Technology
E.ON Anlagenservice GmbH
Geschäftsbereich Apparate-/
Kesseltechnik
Process Equipment & Boiler Technology
Division
T +49 2 09-6 01-58 35
T +49 2 09-6 01-55 90
M +49 1 60-90 96 28 43
Bodo Meinhardt
Switch Gears
Norbert Dorn
Switch Gears
T +49 2 09-6 01-53 97
M +49 1 71-3 18 15 31
T +49 2 21-29 76 20 29
M +49 1 70-2 28 40 33
Erwin Rachor
Switch Gears
Benjamin Maik
Switch Gears
T +49 2 21-29 75 35 89
M +49 1 75-2 69 19 10
M +49 1 73-6 01 46 82
Journal 47
Contributing authors:
Lothar Gutekunst
Switch Gears
Christian Burmester
Dampferzeuger und Nebenanlagen
Boiler & Auxiliaries
T +49 72 31-78 23-9 85
M +49 1 60-7 15 78 82
T +49 2 09-6 01-52 38
M +49 1 73-6 01 52 25
Martin Proll
Vertrieb
Sales Management
Dr.-Ing. Matthias Humer
Geschäftsbereich Hydro & Wind Power
Hydro & Wind Power Division
T +49 8 71-6 94-41 44
M +49 1 74-1 66 17 71
T +49 2 09-6 01-59 40
M +49 1 60-96 98 86 51
Dr.-Ing. Mirko Bader
T +49 2 09-6 01-52 12
M +49 1 73-7 07 87 20
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Kundenmagazin 10/2015

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