September 2012 Kundenmagazin/Customer Magazine

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September 2012
Journal
Kundenmagazin/Customer Magazine
Ausgabe/Issue 19
Neuigkeiten und
interessante Projekte
News and
project highlights
02 E.ON Anlagenservice
Die Meinung unserer Kunden:
„Wir fühlen uns sehr gut aufgehoben.“
Durchschnittsnote 1,78
Christian Mehrhoff
Leiter Vertrieb & Marketing
Head of Sales & Marketing
Das ist die Bewertung, die ein externes Unternehmen
in diesem Jahr bei einer Kundenbefragung mit
zehn Kernfragen zum Thema Kundenzufriedenheit
ermittelt hat.
Insgesamt haben wir ein sehr gutes Ergebnis
erzielt und könnten damit zufrieden sein, doch wir
sind uns sicher:
Es geht noch besser!
Die Antworten unserer Kunden zeigen, dass
an der einen oder anderen Stelle noch gefeilt und
geschliffen werden kann. Genau da setzen wir an,
um unseren Service weiter zu steigern.
Gerade in einer Situation, die von Marktveränderungen getrieben und Planungsunsicherheit
bei Kraftwerksbetreibern begleitet ist, sehen wir
Zufriedenheit und gegenseitiges Vertrauen als ganz
wichtige Faktoren einer partnerschaftlichen und
zukunftsorientierten Zusammenarbeit.
Neue Rahmenbedingungen in der Energieerzeugung bewirken auch bei der EAS eine
Erweiterung des Leistungsspektrums. Aber das ist
für uns, als ständig am Markt agierendes Unternehmen, nichts Neues.
Der Auf- und Ausbau spezieller, qualitativ hochwertiger Leistungen wird seit Jahren kontinuierlich
vorangetrieben. Die umfangreichen Erfahrungen in
unterschiedlichen Energieerzeugungsanlagen ermöglichen der EAS, marktorientierte Lösungen
nachhaltig zu entwickeln.
Der Service für Wasser- und Windkraftanlagen
bildet da keine Ausnahme. Während die Hydrotechnik
bereits Ende 2010 integriert wurde, beschäftigen wir
uns jetzt auch vermehrt mit der Windkraft.
Das Potenzial dazu haben wir und - wie die
Berichte in dieser Ausgabe zeigen – manchmal geht
es einfach „nur“ um den richtigen Dreh.
Our customers‘ opinion:
„We feel well looked after.“
EAS receives an average score of 1.78*
This is the score determined by a consultancy this year as part of
a customer survey based on ten key questions about customer
satisfaction.
All in all it's a very good result – a result we could be happy with –
but we are convinced we can do even better!
The comments made by the respondents show that there are areas
where we can still hone and fine-tune our services. And this exactly
what we are planning to do.
Especially in a market characterised by dramatic change and
considerable planning uncertainty for power plant operators, we
see satisfaction and mutual trust as key to constructive and forwardlooking cooperation among partners.
New framework conditions for energy generation have also caused
EAS to expand its range of services. However, for us as a contractor
serving the market, this is nothing new.
*1.0 being the highest
EAS has been driving the development and expansion of specialist
high-quality services for many years. Extensive experience in different
types of generating facilities allows us to offer sustainable marketoriented solutions.
Hydro and wind power plant services are no exception. Hydropower
was already integrated into EAS as a new division back in 2010, and
we are now turning our attention to wind power.
We do have the skills it takes and – as the reports in this edition
of our Journal demonstrate – sometimes it's "only" about having the
right knack.
Journal 03
Inhaltsverzeichnis
List of contents
Windkraftanlage Vestas V47
Neues Reparaturverfahren wirkungsvoll umgesetzt
Erste Erfolge in England
Seite 04
Vestas V47 wind turbines
New repair method applied effectively
Initial success in the UK
Page 05
E.ON Wasserkraft
Leittechnik im LWK Haag modernisiert
Anspruchsvolles Projekt mit engem Zeitplan
Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik
Geschäftsbereich Hydrotechnik
Seite 06
E.ON Wasserkraft
I&C system upgrade at the Haag ROR power plant
A demanding project with a tight timetable
E, C&I Technology Division
Hydro Technology Division
Page 07
STEAG
Erneuerung der Kessel- und Brennersteuerung
Premium Plant Library wieder im Einsatz
Seite 10
STEAG
Boiler and burner control system upgrade
Premium Plant Library back in use
Page 11
Kraftwerk Vilvoorde
Installation eines Monitoringsystems zur
Diagnose von Ständerwickelkopfschwingungen
Mobile Online-Überwachung installiert
Geschäftsbereich Maschinentechnik
Seite 16
Vilvoorde power plant
Installation of a monitoring system
to diagnose stator end-winding vibration
Mobile real-time condition monitoring installed
Rotating Technology Division
Page 17
Schwingungsdiagnostik
Eigenfrequenzmessung Schaufeln
Spezielle Ausrüstung und Vorgehensweise
Seite 18
Vibration Diagnostics
Measuring the natural frequency of blades
Special equipment and procedures
Page 19
Drehzahlsignal per Funkübertragung
Neuentwicklung gegen Störungen bei
der Signalübertragung
Seite 22
Vibration Diagnostics Transmitting speed signals by radio waves
New development to prevent interference
during signal transmission
Page 23
Generatoren
Hochspannungsprüfanlage im neuen Format
Bereit für neue Herausforderungen
Seite 26
Generators
High-voltage test facility rebuilt
Ready to take on new challenges
Page 27
Werkstofftechnik
Auswirkung der erhöhten Flexibilitätsanforderungen auf konventionelle Kraftwerke
Steigende Belastungen und Schadensrisiken
Geschäftsbereich Systemtechnik
Seite 28
Material Technology
Effect of the higher flexibility demand
on coal-fired power plants
Increasing requirements and damage risks
Systems Technology Divisions
Page 29
Titelfoto: Ständerwickelkopf/Kraftwerk Vilvoorde
On the cover: Stator end-winding/Vilvoorde power plant
Windkraftanlage Vestas V47
Neues Reparaturverfahren
wirkungsvoll umgesetzt
Die Windkraftanlagen des dänischen Herstellers Vestas mit der Bezeichnung V 47
(Nennleistung 660 kW) werden seit einigen Jahren nicht mehr gebaut. Allerdings
sind weltweit mehr als 5.000 dieser Maschinen in Betrieb, die einen erheblichen
Schwachpunkt aufweisen: Gefahr der Rissbildung in den Verschraubungen
zwischen Gondel bzw. Nabe und Rotorblatt.
Dieses Problem wirkt sich, je nach den Wetterbedingungen, denen
diese Anlagen ausgesetzt sind, unterschiedlich stark auf die
Verschraubung der Rotorblätter aus und kann im Extremfall zu einem
Abriss der jeweiligen Flügel führen. Zurückzuführen ist das Problem
auf einen systematischen Fehler in der Auslegung.
Eine Reparatur durch den Hersteller – Komplettaustausch
des Aluminiumkerns im Innern des aus faserverstärktem Kunststoff bestehenden Flügels – ist sowohl aufwändig als auch
kostenintensiv.
Wirtschaftliches Verfahren entwickelt
E.ON Climate & Renewables (EC&R) hat sich intensiv mit diesem
Problem beschäftigt und nach wirtschaftlichen Lösungsmöglichkeiten
gesucht.
Gemeinsam mit der Power Engineering Services (PES/
Geschäftsbereich UK von E.ON Anlagenservice) und E.ON New Build
and Technology (ENT) in England hat EC&R ein Reparaturverfahren
entwickelt, bei dem das Entfernen des Aluminiumkerns entfällt.
Das Einbringen einer neuen Geometrie durch Ausfräsung aller
Verschraubungsbohrungen bewirkt, dass keine Spannung mehr im
Gewinde entsteht und die Gefahr der Rissbildung eliminiert ist.
Damit ist das Problem für die Restlebensdauer der Anlage
behoben. Es handelt sich um ein relativ einfaches Verfahren, das
genauestens berechnet, vom Germanischen Lloyd zertifiziert und
inzwischen als Patent angemeldet worden ist.
Bearbeitung der Rotorblätter
Reworking of rotor blades
Rissbildung an der Blattbefestigung
Area of crack formation on blade root
Die Vorgehensweise ist folgende: Die Gondel wird demontiert und
die Rotorblätter zur Reparatur vor Ort in einem Container, Zelt oder
einer Halle in unmittelbarer Nähe untergebracht.
Dort werden die Bohrungen entsprechend ausgefräst und
mit einer Wirbelstromprüfung kontrolliert. Danach erfolgt eine
nochmalige Überarbeitung und Rissprüfung. Anschließend kann die
Remontage vorgenommen werden.
Die ersten Reparaturen nach diesem Verfahren sind in England
durchgeführt worden. Auf den Shetland Inseln wurden inzwischen
drei Windkraftanlagen repariert. Als Nächstes stehen zwei Windparks
bei EC&R mit jeweils sieben Anlagen an, die für 2012/2013 eingeplant
sind.
Bisher handelt es sich ausschließlich um ein V47-spezifisches
Problem - zumindest wurde es bei anderen Anlagentypen noch nicht
festgestellt.
In England ist die PES bei der Durchführung dieser speziellen
und neuen Reparaturmethode federführend und zieht bei Bedarf
EAS-Mitarbeiter aus Deutschland hinzu. Die PES ist hauptsächlich
auf Dampfturbinen spezialisiert und wird ihr Leistungsspektrum mit
Unterstützung der EAS ausbauen und weitere innovative Leistungen
an den Markt bringen.
EAS treibt die Vermarktung in Deutschland voran und kann bei
entsprechenden Projekten das Know-how der PES mit einbeziehen.
Wirtschaftliche Lösungen in den Anlagen ihrer Kunden
umzusetzen, ist ein besonderes Anliegen der EAS, die ihr
Portfolio mit dem Service für Windkraftanlagen erweitert und
unter anderem mit dieser speziellen Flügelreparatur am Markt aktiv
ist.
Journal 05
Vestas V47 wind turbines
New repair method
applied effectively
A few years ago, the Danish wind turbine manufacturer Vestas ceased
production of its 660 kW V47 turbine. More than 5,000 of these
wind turbines are still in service worldwide, and they have a central
weakness: the risk of cracks forming on the bolted connections between
the nacelle/rotor hub and the blade.
Depending on the weather conditions these turbines are exposed to,
this has a varying effect on the bolts by which the blades are attached
to the hub and, in an extreme situation, can cause the blades to shear
off. The underlying problem is a systematic error in the design.
Repair by the manufacturer – i.e. a complete replacement of the
aluminium core inside the fibre-enforced plastic blade – is both timeconsuming and very costly.
New low-cost method
E.ON Climate & Renewables (EC&R) investigated this problem with a
view to finding economic solutions.
Together with Power Engineering Services (PES, the UK division of
E.ON Anlagenservice) and E.ON New Build and Technology (ENT) in
the UK, EC&R developed a repair method which does not require the
aluminium core to be removed. By re-milling the bores to introduce a
new geometry, EAS eliminated the stresses in the thread and hence
the risk of crack formation.
This has resolved the problem for the remaining service life of
the wind turbine. It is a relatively simple but accurately calculated
method, which has since been certified by Germanischer Lloyd. A
patent application has been filed.
The procedure is as follows: the nacelle is dismantled and the
rotor blades are taken to a temporary workshop (container, tent or
building) near the site.
Machining (milling) of the bore geometry according to a patented method
Bearbeitung der Bohrungsgeometrie (ausfräsen) nach patentiertem
Verfahren
Crack testing (by eddy current measurement) incl. documentation
before and after machining
Rissprüfung (Wirbelstromprüfung) und Dokumentation vor und
nach der Bearbeitung
The bores are milled and examined by eddy current measurement
after which they are reworked and again checked for cracks. After
these inspections, the nacelle can be reassembled.
The first repairs using this method have meanwhile been carried
out in the UK. On the Shetland Islands, three wind turbines were
repaired. The method will next be used at two EC&R wind farms each
comprising seven turbines. These repairs are scheduled for 2012/2013.
The problem has so far been limited to V47 turbines – or at least it
has not been observed on any other turbine types.
In the UK, PES is the leading service provider specialising in this
new repair method. The company draws on EAS staff from Germany
as required. PES specialises mainly in steam turbines. With support
from EAS, it will expand its range of services to introduce additional
innovative services to the market.
EAS is promoting the repair method in Germany and can draw on
PES expertise for its projects where required.
One of the main EAS objectives is to find cost-effective solutions
for the plants operated by its clients. The new service for wind
turbines and especially the new repair method for turbine blades is
the latest addition to its range of services.
E.ON Wasserkraft
Leittechnik im LWK Haag modernisiert
Den Umbau der Leittechnik im Laufwasser-Kraftwerk Haag an der Amper führten
die Systemexperten des EAS-Geschäftsbereichs Elektro-/Leittechnik gemeinsam
mit den Wasserkraftspezialisten des EAS-Geschäftsbereichs Hydrotechnik durch.
Realisiert wurde die neue Leittechnik mit PCS 7 V7.1 und der EAS-eigenen Premium
Plant Library - ein Novum mit Zukunft.
E.ON Wasserkraft (EWK) betreibt seit 1923 das Laufwasserkraftwerk
Haag an der Amper. Mit einer Leistung von 4,2 Megawatt kann das
Kraftwerk über 5.000 durchschnittliche Privathaushalte mit CO2freiem Strom versorgen.
Im vergangenen Jahr wurde der Amperkanal zwischen dem Wehr
Oberzolling bis zum Kraftwerk Haag saniert und die Leittechnik der
beiden Standorte erneuert. Weitere Arbeiten am mechanischen
Teil der Kaplan-Rohrturbine in Haag und der Austausch des
Sekundärschutzes machten die Anlage fit für die nächsten Jahre.
Der Amperkanal liefert auch Kühlwasser für das Steinkohlekraftwerk
Zolling. Die Instandhaltungs- und Umbaumaßnahmen mussten daher
gemeinsam mit den vorgesehen Revisionsarbeiten im Kraftwerk
Zolling durchgeführt und termingerecht abgeschlossen werden.
Im April 2011 erhielt EAS den Auftrag über die komplette
leittechnische Modernisierung der Kraftwerksanlage Haag.
Die besondere Herausforderung lag in einem äußerst kurzen
Realisierungszeitraum. Zum einen stand bereits Anfang Juli die
Außerbetriebnahme des Kraftwerks Haag und somit der Beginn
des Umbaus im Terminplan, zum anderen war als Abschlusstermin
zwingend Ende August vorgeschrieben. Denn zu diesem Zeitpunkt
war die laufende Revision im Kraftwerk Zolling abgeschlossen und es
wurde wieder Kühlwasser aus dem Amperkanal benötigt.
In enger Zusammenarbeit mit dem Auftraggeber EWK und dessen
tatkräftiger Unterstützung konnte dieser äußerst anspruchsvolle
Terminplan gehalten und die Leistungsfähigkeit der EAS damit
erneut unter Beweis gestellt werden.
Kaplan-Rohrturbine / Kaplan bulb turbine
Laufwasserkraftwerk Haag / Haag run-of-river power plant
Im Einzelnen waren folgende Gewerke abzuarbeiten:
Standort Wehranlage Oberzolling
• Austausch der vorhandenen Mauell-Leittechnik gegen eine PCS 7
AS 414-Steuerung
• Erstellung der Steuerung der vier Amper- und der drei Kanaleinlaufschützen
• Entwicklung, Programmierung und Inbetriebnahme des übergeordneten Wehrreglers
• Bitparallele Anbindung von vier vorhandenen S7-300-Steuerungen
• Umschwenken der Gefahrenmeldeanlage auf das neue PCS 7System
• Erstellen einer WinCC- Flexible Applikation als Vor-Ort-Bedien- und
Beobachtungssystem
• Signalaustausch mit dem Kraftwerk Zolling durch Anpassung der
S7-300-Software an die jeweiligen Standorte
• Vollständige Inbetriebnahme inklusive sämtlicher Peripheriechecks
für den Standort Oberzolling
• Implementierung einer redundanten TCP/IP Kommunikation
zwischen den Standorten Kraftwerk Haag, Wehr Oberzolling und
dem Kraftwerk Zolling in ein vorhandenes Netzwerk
• Anbindung der gesamten Wehranlage über IEC 870-5-104Fernwirkprotokoll an die Zentralwarte am Standort Landshut mit
rund 200 Datenpunkten.
Journal 07
E.ON Wasserkraft
I&C system upgrade at the Haag ROR power plant
For the instrumentation and control system upgrade at the Haag run-of-river
power plant on the river Amper, the specialists of the EAS E, C&I Technology Division
teamed up with the Hydro Technology specialists. The new control concept is based
on a PCS 7 V7.1 system used in combination with EAS‘s own Premium Plant Library a first in power plant process control with a promising future.
E.ON Wasserkraft (EWK) has been operating the Haag run-of-river
power plant on the river Amper since 1923. With a power generating
capacity of 4.2 megawatts, it can supply over 5,000 average private
households with carbon-free electricity.
Last year the Amper canal from the weir at Oberzolling to the Haag
power plant was refurbished and the instrumentation and control
systems at the two sites upgraded. Further work on the mechanical
part of the Kaplan bulb turbine at Haag and the replacement of
the secondary protection system has rendered the plant fit for the
coming years.
The Amper canal also supplies cooling water to the coal-fired
power plant in Zolling. The maintenance and modification work
therefore had to be carried out together with the overhaul activities
at Zolling and be completed on time.
In April 2011, EAS was awarded the contract to upgrade the entire
instrumentation and control system of the Haag power plant. The
biggest challenge was the very short time frame. The shutdown of
the Haag power plant scheduled for early July marked the beginning
of the project. All of the work had to be completed by the end of
August when the Zolling power plant was due to come back on line
and needed to have its cooling water supply from the Amper canal
restored.
Thanks to the close cooperation and active support from the client,
EWK, the EAS team managed to meet this extremely tight schedule
and once again demonstrate the company's capabilities.
The project scope included the following activities:
Oberzolling weir system
• Replacement of the existing Mauell control and instrumentation
systems by a PCS 7 AS 414 system
• Development of a control system for the four Amper gates and the
canal's three inlet gates
• Development, programming and commissioning of the new higherlevel weir controller
• Integration of four existing S7-300 controllers using bit-parallel
connections
• Conversion of the alarm signalling system to the new PCS 7 system
• Development of a WinCC flexible application as a local operator
control and monitoring system
• Modification of the S7-300 software at the two locations to allow
signal exchange with the Zolling power plant
• Full commissioning of the systems complete with all peripheral
checks for the Oberzolling site
Weir at Oberzolling / Wehranlage Oberzolling
• Integration of a redundant TCP/IP-based communication infrastructure between the Haag power plant, the Oberzolling weir and
the Zolling power plant into an existing network
• Use of IEC 870-5-104 RTU protocols to connect the entire weir
system to the central control room in Landshut (approx. 200 data
points)
Haag/Amper site
• Replacement of the existing Mauell and Escher Wyss
instrumentation and control system at the Haag power plant by
a redundant, highly available and fail-safe PCS 7 AS 417H control
system
• Development of control system for the weir flap
• Development, programming and commissioning of the newly
integrated turbine controller replacing the existing Escher Wyss
controller
• Control system for emergency power generator and switchgear
system for the site's own power requirements
• Design of the engine automation system, the mechanical protection
(F-safety system design) engine unit's alarm signalling system
• Preparation of the start-up and shutdown sequence for the Kaplan
bulb turbine
• Full commissioning complete with all peripheral checks
• Use of IEC 870-5-104 RTU protocols to connect the entire weir
system to the central control room in Landshut (approx. 550 data
points)
• Development of a full PCS 7 V7.1 (WinCC) visualisation system for
operator control and monitoring of the Haag and Oberzolling sites
• Full disassembly and reassembly of all I&C system components and
switchgear cabinets
Standort Haag an der Amper
• Austausch der vorhandenen Mauell- und Escher Wyss-Leittechnik
im Kraftwerk Haag gegen eine redundante, hochverfügbare und
fehlersichere PCS 7 AS 417H-Steuerung
• Erstellung der Steuerung für die Stauklappe
• Entwicklung, Programmierung und Inbetriebnahme des neuen
integrierten Turbinenreglers im Austausch gegen den vorhandenen
Escher Wyss-Regler
• Steuerung der Notstromanlage und der EB-Schaltanlage
• Ausführung der Maschinenautomatik, des mechanischen Schutzes
(in F-Sicherheitstechnik) und der Gefahrenmeldungen des Maschinensatzes
• Erstellen des An- und Abfahrprogramms der Kaplan-Rohrturbine
• Vollständige Inbetriebnahme inklusive sämtlicher Peripheriechecks
• Anbindung des gesamten Kraftwerks über IEC 870-5-104-Protokoll
an die Zentralwarte am Standort Landshut mit rund 550 Datenpunkten
• Aufbau eines vollständigen Visualisierungssystems mit PCS 7 V7.1
(WinCC) zur Beobachtung und Steuerung der Standorte Haag und
Oberzolling
• Vollständige De- und Remontage sämtlicher leittechnischer
Komponenten und Schaltschränke.
Der leittechnische Umbau in Haag erfolgte im Juli und August
2011. Hierbei wurden zunächst sämtliche Steuerungsschränke der
alten Bestandsleittechnik demontiert und die neu konstruierten
Leittechnik-Schaltschränke wieder angeschlossen.
Um hier Zeit und Kosten zu sparen, wurde bereits im Engineering
darauf geachtet, dass Klemmenpunkte wieder verwendet werden
konnten, um somit eine möglichst schnelle Umschwenkphase zu
ermöglichen. Diese Vorgehensweise wirkte sich auch vorteilhaft auf
die Bestandsdokumentation aus, da hier nur wenige Änderungen
anfielen.
Die Umbaumaßnahme in Oberzolling musste aus Platzmangel
in einem vorhandenen Schaltschrank ausgeführt werden. Hier
wurde eine PCS 7 AS414-Station integriert und zum Teil bitparallel
an vorhandene S7-300-Steuerungen angeschlossen. So konnten
vorhandene Strukturen im Aufbau der Verkabelung weiter genutzt
werden. Für die Verbindung der beiden Standorte untereinander
sorgten bauseits installierte Standleitungsmodems. Der Datenaustausch erfolgt über eine TCP/IP-Verbindung in redundanter
Aufbauweise.
Eine vollständige Signalprüfung in Oberzolling und Haag auf
dem neuen PCS 7 V7.1- System rundeten die hardwaretechnischen
Umbaumaßnahmen ab. Die Signalprüfung konnte innerhalb weniger
Tage abgeschlossen werden.
In der darauf folgenden System-Inbetriebnahme wurden sämtliche
Kriterien des mechanischen Schutzes für Not- und SchnellschlussAbschaltungen vorerst trocken durchgefahren und danach der
Turbinenregler erfolgreich in Betrieb genommen.
Die Applikation des Turbinenreglers konnte aufgrund der
hohen Leistungsfähigkeit der SPS direkt in der redundanten und
hochverfügbaren AS417H realisiert werden. Vom Kraftwerksregler
werden sämtliche Abflussorgane (Wehre, Kanal- und Amperschützen)
geregelt.
Bei den anschließenden Test- und Optimierungsfahrten wurden
sämtliche Daten des neuen Turbinenreglers im neuen Leitsystem
validiert und aufgezeichnet. Diese Daten zeigten das sehr gute
Verhalten des neuen Reglers im Vergleich zum alten Regler. Die
Eingriffszeiten der Stauklappe, im Falle eines Lastabwurfes der
Turbine, konnten ebenfalls deutlich verbessert werden. Dadurch
reduziert sich das unerwünschte Aufstauen des Wassers vor dem
Kraftwerk, z. B. nach einer Abschaltung der Turbine.
Um künftig eine verbesserte Beobachtungsmöglichkeit für
das Servicepersonal zu gewährleisten, wurden die drei neuen
Schutzgeräte wie auch der Notstromdiesel und die Rechenreinigung
an die PCS 7-Steuerung angebunden.
Die Bedienung und Beobachtung des gesamten Systems
erfolgt jetzt über eine Doppelmonitor-Bedienstation, die das alte
Steuermosaik ablöst. Dadurch werden Bedienkomfort und Übersicht
erhöht und Anpassungen flexibel und schnell ermöglicht.
Im September und Oktober 2011 wurden schließlich sämtliche
Teilanlagen in die Zentralwarte der EWK in Landshut eingebunden
und dort bedienbar dargestellt. Dies wurde über das IEC 807-5104 Protokoll realisiert. Hierbei kam es dem Projekt zugute, dass
sowohl auf Seiten der EAS als auch der E.ON Wasserkraft erfahrene
Systemspezialisten in das Projekt integriert waren. Offene Fragen
konnten somit in konstruktiver Zusammenarbeit zügig geklärt
werden.
Trotz des insgesamt sehr anspruchsvollen Terminplans wurden
alle Arbeiten termintreu und zur Zufriedenheit des Kunden EWK
durchgeführt. Mit dem Produkt Siemens PCS 7 und der EASeigenen PPL (Power Plant Library) verfügt die Anlage jetzt über ein
zukunftsfähiges System.
Neue Wasserkraft-spezifische Bausteine, z. B. für Durchflussberechnungen, 3D-Kennfeldbausteine oder Split-Range-Bausteine
für Sollwertvorgaben, konnten problemlos mit den Bausteinen der
PPL kombiniert werden. Das unterstützt die Standardisierung der
Automatisierung von Wasserkraftwerken. Mit dem Einsatz des PCS
7-Leitsystem mit der PPL in einem Laufwasserkraftwerk konnte
EAS einmal mehr effizientes Engineering erfolgreich unter Beweis
stellen. Dies eröffnet großes Potential für umfangreichere Projekte
im Bereich der Wasserkraft.
Dank der engen Zusammenarbeit zwischen EAS und EWK konnte
der äußerst anspruchsvolle Zeitplan gehalten und das Projekt
erfolgreich abgeschlossen werden.
System-Inbetriebnahme / System commissioning
Gregor Probst
E.ON Global Unit Generation
Leiter Hydro Service Spezialteam Leittechnik
Journal 09
PCS 7 AS417H-System Haag
The instrumentation and control system upgrade at the Haag
site was carried out in July and August 2011. It meant removing
all of the old I&C system cabinets and putting up and connecting
the new cabinets. To save time and money, the new cabinets
were designed such that the terminal points could be re-used
and the conversion completed as quickly as possible. This approach
also helped with the as-built documentation which only required
minor changes.
At Oberzolling, the new equipment had to be mounted
inside an existing cabinet for lack of space. Here, a PCS 7 AS414
station was installed and connected to existing S7-300 controllers
using a partly bit-parallel design. This way, EAS could use
existing structures for the new cabling. Dedicated modems,
which were already in place, were used to link the two sites. Data
exchange is via a TCP/IP connection with a redundant design.
Full PCS 7 V7.1 signal testing at Oberzolling and Haag rounded off
the hardware modification work. The signal tests were completed
within a few days.
During system commissioning, all mechanical protection criteria
for emergency shutdowns and trips were first simulated as part of a
'dry run' and the turbine controller then started successfully.
Because of the PLC system's excellent performance characteristics,
EAS were able to implement the turbine controller application
directly in the redundant, highly available AS417H. The power plant's
I&C system controls all water flow control devices (the weirs and the
canal and Amper gates).
During the tests and optimisation that followed, all of the
new turbine controller's data were validated and documented
in the new I&C system. The data confirmed the superior
control behaviour compared to the old controller. The intervention times of the weir flap after load shedding were also
improved significantly. This minimises unwanted damming of water
upstream of the power plant, e.g. when a turbine has been shut
down.
To facilitate monitoring by control room personnel, the three
new protection units, the emergency power generator and the trash
rake cleaning system were connected to the PCS 7 control system.
Operator control and monitoring of the entire system is now based
on a dual-monitor operator station which has replaced the old mosaic
display in the control room. This has improved operator convenience
and provides a better overview, allowing adjustments to be made
quickly and flexibly.
In September and October 2011, all subsystems were linked up
EKW's central control room in Landshut using the IEC 807-5-104
protocol. For this process, it proved extremely helpful that the EAS
and E.ON Wasserkraft project teams included experienced system
specialists. This way, any open issues were quickly resolved.
Despite the very ambitious time scale, the work was completed
on time and to the full satisfaction of the client EWK. With its new
Siemens PCS 7 control system and the EAS PPL (Power Plant Library),
the site is now fit for the future.
New hydropower-specific modules (e.g. for flow calculations),
3D map modules or split range modules for setpoints were easily
combined with the PPL modules. The new approach facilitates
automation system standardisation for hydropower plants. By using
the PCS 7 instrumentation and control system in combination with
its own PPL in a run-off-river power plant, EAS was once again able
to successfully demonstrate its efficient engineering expertise. This
opens up new potential for further hydropower projects.
The project schedule was extremely tight, but thanks to the close
cooperation between EAS and EWK the project was completed
successfully and on time.
Gregor Probst
E.ON Global Unit Generation
Head of Hydro Service I&C Systems Team
STEAG
Erneuerung der Kesselund Brennersteuerung
Der EAS-Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik erhielt
von der STEAG Fernwärme GmbH den Auftrag für den
Austausch der Kessel- und Brennersteuerungen des
Kessels 13 im Heizwerk Bonn-Duisdorf.
Am Standort Bonn-Duisdorf betreibt die STEAG
Fernwärme GmbH ein Heizwerk mit zwei Gasund einem Öl-befeuerten Heißwasserkessel zur
Besicherung der Fernwärmeversorgung im Heiznetz
der Stadt Bonn sowie der dort ansässigen Ministerien.
An ca. 600 Stunden im Jahr muss eine Unterdeckung
in der Fernwärmeschiene durch Nachspeisen von
Fernheizwasser ausgeglichen werden. Um eine
schnellere Dampfübergabe zu ermöglichen, wird der
Kessel 13 im intermittierenden Betrieb gefahren. Das
bedeutet: Der Kessel wird auf Druck und Temperatur
gehalten und startet seine Feuerung bei Bedarf
eigenständig.
Nach Auftragsvergabe wurde zunächst die
verbaute Brennersteuerung in S5 Technik und deren
Funktion analysiert.
Die vorhandenen Schaltschränke vor Ort konnten
weiterhin genutzt werden.
Die Stammkabel-Eingangsklemmen wurden von
der schrankinternen Verkabelung befreit und die
Montageplatten geräumt.
Anschließend wurden hier die neuen Hardware-Komponenten der Steuerung sowie die
weiterhin nutzbaren Gerätschaften, z. B. Temperaturbegrenzer oder Drehzahlmessumformer verbaut.
Analog zur Modernisierung der Brenner- und
Kesselsteuerungen in den Heizwerken Gelsenkirchen
Innenstadt (Journal Nr. 14) und Essen Innenstadt
(Journal Nr. 18) wurde für die konventionellen und
sicherheitsrelevanten Aufgaben auch hier das
Simatic PCS 7 System (Siemens) gewählt.
Journal 11
STEAG
Boiler and
burner control system upgrade
The E, C&I Technology Division of EAS received a contract
from STEAG Fernwärme GmbH to replace the boiler and
burner control systems on boiler 13 of its district heating
plant in Bonn-Duisdorf.
At the Bonn-Duisdorf site, STEAG Fernwärme
GmbH operates a district heating plant with two
gas-fired and one oil-fired hot water boiler supplying
district heat to the city of Bonn and the ministries
with a presence in the city.
Repeated shortfalls in district heat production have
to be compensated by injecting additional heating
water for close to 600 hours every year. In order to
ensure swift steam transfer, boiler 13 is operated
intermittently. This means it is kept at a minimum
pressure and temperature and starts its firing system
automatically as and when required.
Following contract award, the EAS team first
examined the S5-based control system in place. The
system cabinets did not have to be replaced. The
cabling inside the cabinets was disconnected from
the trunk cable's input terminals and the mounting
plates were cleared to make way for the new control
system hardware and the temperature limiters and
speed transformers from the original configuration.
As with the burner and boiler control system
upgrades at the district heating plants in Gelsenkirchen
(Journal No. 14) and Essen (Journal No. 18), EAS again
selected the Simatic PCS 7 system for all conventional
and safety-relevant tasks.
Burner system adjustment and monitoring
Einstellung und Kontrolle der Feuerung
For boiler and burner control visualisation, the
team installed two redundant clients each with two
operating panels for fail-safe plant control. They are
located locally at the burner and inside the control
room panel for the relevant boiler. The associated
server cabinet was placed in the plant's switchgear
room.
Use of EAS's proprietary Premium Plant Library
(PPL) allowed burner and boiler control functions
to be optimised. The PPL supplements the PCS 7,
providing a VGB-compliant modular library while
enabling operator control and monitoring of the plant
in accordance with VGB 170 et seq.
Adjustment work on flow control valve
Einstellarbeiten am Gasregelventil
IBS des Software-Feuerungsautomaten / Commissioning of the software-based automatic burner control system
Zur Visualisierung der Kessel- und Brennersteuerung kamen zwei redundante Clients mit je zwei
Bedienstellen für eine ausfallsichere Bedienung der
Anlage zum Einsatz. Diese befinden sich sowohl am
Brenner, als auch in der dem Kessel zugeordneten
Wartentafel. Der zugehörige Serverschrank wurde im
Schaltraum der Anlage aufgestellt.
Mit der EAS-eigenen Premium Plant Library (PPL)
konnte gleichzeitig eine funktionale Optimierung der
Steuerung erreicht werden. Die PPL ergänzt das PCS
7 System um eine VGB-konforme Bausteinbibliothek
und erlaubt die Bedienung und Beobachtung der
Anlage gemäß der VGB-Richtlinie 170ff.
Die übergeordnete Meldeanlage des Heizwerkes
wurde ebenfalls in das PCS 7 System überführt.
Dazu mussten die allgemeine S5 115U mit ihren
unterlagerten S5-Steuerungen für die Kessel 11
und 15 an das System gekoppelt und die Bilder der
übergeordneten Meldeanlage im neuen System
reproduziert werden.
Ein Touchpanel, welches in das gesamte Visualisierungskonzept integriert wurde, ersetzt jetzt den
alten Industrie-PC der Meldeanlage.
Die Steuerung sowie die erneuerten Ölzählungen
und Stellorgane für Verbrennungsluft, Reziluft und
Brennstoff wurden nach den Sicherheitsanforde-
rungen der Anlage und den Vorgaben des Auftraggebers ausgelegt. Weiterhin erhielt die Rauchgasregelklappe einen elektronischen Stellungsrückmelder
(ESR).
Der sicherheitsrelevante Teil der Steuerung wurde
in einem EAS-eigenen Softwareverbundregler unter
Nutzung der fehlersicheren Bibliothek „S7 F-Systems“
(Siemens) erstellt und beinhaltet ebenfalls den bis dato
extern aufgebauten Luft-/Brennstoffverbundregler,
der die Stellung der Stellglieder zur gewünschten Last
optimiert.
Zur besseren Regelbarkeit des Kessels wurden
zusätzliche Verbrennungsluft- und Reziluftmengenmessungen verbaut. Außerdem wurden die Gas- und
Ölmengenmessungen erneuert bzw. für Aufgaben mit
erhöhter Sicherheitsanforderung ausgelegt.
Hierdurch konnte das alte Regelkonzept der
Anlage, welches auf der Stellung der Brennstoffventile
und Luftklappen beruhte, in eine Mengen-orientierte
Brennstoff-/Luftregelung überführt werden.
Des Weiteren wurde durch eine übergelagerte
O2-Regelung der Wirkungsgrad der Anlage verbessert.
Durch dieses komplett überarbeitete Regelkonzept
ist es gelungen, sowohl die Regelbarkeit des Kessels
zu verbessern als auch den Ausstoß von Emissionen
zu reduzieren.
Journal 13
The plant's higher-level signalling system was
also upgraded to PCS 7 technology. This required the
general S5 115U with its lower-level S5 controllers for
boilers 11 and 15 to be connected to the system, and
the images of the higher-level signalling system to be
replicated in the new design.
A touch panel integrated into the overall
visualisation concept has replaced the signalling
system's old industrial PC.
The control system as well as the new oil meters
and control valves for combustion air, recirculation air
and fuel were designed in accordance with applicable
safety standards and the client's specifications.
In addition, the flue gas control damper system
was fitted with an electronic position indicator.
The safety-relevant part of the control system
was designed as a separate software-based EAS
ratio controller complete with the fail-safe "S7 F
Systems" library (Siemens) and now also comprises
what used to be an external air/fuel ratio controller,
which optimises valve positions to achieve the desired
load.
To improve burner control, EAS installed additional
combustion and recirculation flow meters.
Moreover, the volumetric gas and oil meters were
replaced and/or redesigned for functions requiring
higher safety standards.
Burner 1 mimic diagram / Bedienbild Brenner 1
Commissioning of oil metering system
Inbetriebsetzung der Ölzählung
This allowed the plant's control concept, which
previously relied on the fuel and air valve positions,
to be transformed into a volume-oriented fuel/air
mixture control system. EAS also installed a higherlevel O2 controller to improve plant efficiency. This
comprehensive control system upgrade has made it
possible to improve boiler controllability while at the
same reducing emissions.
IBS der Feuerung und Einstellung
der Emissionen
Commissioning of the burner
system and emission adjustment
Die Einstellung der Feuerung ließ sich durch den
Einsatz des EAS-Softwareverbundreglers deutlich
vereinfachen und verkürzen.
Bei den Einstellungsarbeiten wurde die Flexibilität
der EAS auf die Probe gestellt, da die Feuerung nur
nach Witterungslage und Abgabemöglichkeit der
erzeugten Leistung erfolgen konnte. Jedoch wurde
der Kessel mit zwei Gas-/Ölkombibrennern innerhalb
des vorgegebenen Zeitrahmens optimiert.
Die Abnahme der Feuerung erfolgte durch einen
Sachverständigen gemäß den Richtlinien einer
Brennereinzelprüfung.
Der gesamte Umbau geschah in enger Zusammenarbeit mit dem Kunden und dessen Personal. Nach
einem 14-tätigen Probebetrieb, der ohne nennenswerte Vorkommnisse verlief, konnte der Kessel 13
im Heizwerk Bonn-Duisdorf dem Betreiber fristgerecht wieder zur Verfügung gestellt werden.
Journal 15
The software-based ratio controller has allowed
EAS to simplify adjustments to the firing system,
which are now much quicker and easier to perform.
The fine-tuning work proved to be a test of EAS's
flexibility because the boiler could only be fired up if
weather conditions were right and the grid was able
to take the heat generated. Yet the boiler with its two
dual-fuel (gas/oil) burners was optimised within the
specified time frame.
The firing system was acceptance-tested by
an independent expert in accordance with burner
individual burner testing regulations.
Software adjustments on the new engineering station
Software-Erstellung an der neuen Engineeringstation
Boiler control from local control panel
Bedienung an der Vor-Ort-Stelle
The whole upgrade was carried out in close
cooperation with the client and its personnel on
site.
After two weeks of trial operation without any
significant complications, boiler 13 of the BonnDuisdorf district heating plant was handed back to
the client in due time.
E.ON Kraftwerk Vilvoorde
Installation eines Monitoringsystems zur
Diagnose von Ständerwickelkopfschwingungen
Ständerwickelkopfschwingungen des Generators entstehen durch die Rotation
des elektromagnetischen Läuferfeldes und die Ummagnetisierung des Ständerblechpaketes. Überhöhte Ständerwickelkopfschwingungen, z. B. hervorgerufen
durch Lockerungen im Wickelkopfbereich nach Netzstörfällen, führen unter
Umständen zur totalen Zerstörung eines sich im Betrieb befindlichen Generators.
Der Ständerwickelkopf eines Generators im 385 MWGaskraftwerk Vilvoorde, Langerlo/Belgien, wurde 2011
aufgrund der Nähe der 4-Knoten-Schwingung zur
doppelten Netzfrequenz (100 Hz) durch den OEM
modifiziert, um den Frequenzabstand zwischen dieser
Eigenform und der doppelten Netzfrequenz zu vergrößern
(Bild 1 – Ständerwickelkopf nach der Modifikation).
Bei nachfolgenden Befundungen am Generator
ergaben sich Anhaltspunkte für ein Fortbestehen
der Schwingungsproblematik. Daraufhin wurde der
Fachbereich Schwingungsdiagnostik (MTV) des EASGeschäftsbereiches Maschinentechnik mit der Durchführung der Modalanalyse am Ständerwickelkopf des
Generators und dem anschließenden Einbau entsprechender optischer Beschleunigungsaufnehmer beauftragt.
Diese Aufnehmer wurden installiert, um die
Ständerwickelkopfschwingungen unter verschiedenen
thermischen und elektrischen Betriebsbedingungen
bei laufender Maschine mit dem kraftwerkseigenen
Monitoringsystem messen zu können. Die Arbeiten
wurden während eines Stillstands im April 2012
ausgeführt.
Im Vorfeld wurden die örtlichen Begebenheiten
geprüft. Da es sich hier um einen ATEX-geschützten
Bereich handelt, wurde anschließend ein Komplettsystem eingesetzt. Dieses System beinhaltet unter anderem
einen ATEX-geschützten Schaltschrank für die hier
verwendeten Module, der vor Ort von EAS-MTV den
Gegebenheiten angepasst wurde.
Außerdem wurde bei diesem Projekt eine
neue Art der Sensor-Durchführung verwendet,
um den ATEX-Anforderungen gerecht zu werden
(Bild 2 – Sensoreinführung, fertig montiert am
Durchführungsdeckel des Generators).
Zwei Durchführungen wurden in der EAS-Werkstatt
am Standort Gelsenkirchen an den dafür vorgesehenen
Durchführungsdeckeln des Generators verschweißt, PTgeprüft (Farbeindringprüfung) und nach einwandfreien
Prüfungsergebnissen freigegeben.
Fig. 1
Vor den eigentlichen Arbeiten am Generatorständerwickelkopf ist durch EAS-MTV ein Bump-Test und
eine visuelle Prüfung des Wickelkopfes durchgeführt
worden.
Anhand der Ergebnisse des Bump-Tests konnten dann
die optimalen Platzierungen der sechs faseroptischen
Sensoren (je Generatorseite) bestimmt werden.
Die faseroptischen Sensoren wurden fachgerecht
durch kleben, binden und verharzen angebracht bzw.
montiert, um den hohen mechanischen Anforderungen
während des Betriebs standzuhalten (Bild 3 – Befestigung
der faseroptischen Sensoren). Damit ist eine notwendige
Voraussetzung geschaffen worden, um eine sinnvolle
Analyse des Schwingungsverhaltens im Betrieb
durchführen zu können. Gleichzeitig ist durch den
Bump-Test der momentane Zustand des Wickelkopfes
aufgenommen und durch EAS-MTV analysiert worden.
Die Installation der Sensorik und der Messkette (bis
zum Schaltschrank) führte EAS-MTV innerhalb kürzester
Zeit und parallel zu den Arbeiten am Generator durch den
OEM durch. Nach Fertigstellung der Arbeiten wurde das
System getestet und die mobile Online-Überwachung
über mehrere Wochen gestartet.
In diesem Zusammenhang danken wir für die
freundliche Unterstützung durch die Mannschaft im
Kraftwerk Vilvoorde.
Journal 17
Vilvoorde power plant
Installation of a monitoring system
to diagnose stator end-winding vibration
Generator stator end-winding vibration is caused by the rotation of the
electromagnetic rotor field and the magnetic reversal of the stator core.
Excessive stator end-winding vibration, which may result from loosening
in the end-winding area following grid faults, can even lead to the total
destruction of a running generator under certain circumstances.
In 2011, the stator end-winding of a generator at E.ON's
385 MW Vilvoorde gas-fired power plant in Langerlo,
Belgium was modified by the OEM because of the
proximity of the 4-node vibration to the double grid
frequency (100 Hz) in order to increase the frequency
spacing between this natural mode and the double grid
frequency (Fig. 1 – Stator end-winding after modification).
Subsequent generator inspections appeared to
indicate that the vibration problem continued to exist.
The operator therefore asked the Vibration Diagnostics
specialists (MTV) of the EAS Rotating Technology Division
to perform a modal analysis on the generator's stator endwinding and install the necessary optical acceleration
sensors. These sensors were needed to measure the
stator end-winding vibration under various thermal and
electrical conditions with the generator in operation
using the power plant's own monitoring system. The work
was carried out during a shutdown in April 2012.
In the run-up to the project, conditions on site had
to be checked because the area was classified as a
hazardous (ATEX) zone. EAS opted for a complete system
which included an ATEX-approved switchgear cabinet for
the modules used. The cabinet was modified by EAS-MTV
in line with requirements on site. The project also involved
the use of a new type of sensor entry port to comply with
ATEX regulations (Fig. 2 – Sensor entry port welded to
generator's port cap).
Fig. 2
Fig. 3
Two entry ports were welded onto the generator's
entry port caps at the EAS workshop in Gelsenkirchen,
subsequently PT-tested (dye penetrant inspection) and
approved for use following successful completion of all
tests.
Prior to the work on the stator end-winding itself, EASMTV performed a bump test as well as a visual inspection
of the end-winding. The results of the bump test were
used to accurately position the six fibre-optic sensors (on
each generator side).
The fibre-optic sensors were installed by gluing
and resin-bonding to withstand the high mechanical
forces during operation (Fig. 3 – Mounting of the fibreoptic sensors). This provided the necessary conditions
for a meaningful analysis of vibration behaviour during
generator operation. The bump test also helped to
establish the status of the end-winding for further
analysis by EAS-MTV.
EAS-MTV completed the installation of the sensor
systems and the measuring chain (up to the switchgear
cabinet) within a very short space of time while the OEM
performed its work on the generator. The system was
then tested and the mobile online monitoring feature
started for a period of several weeks.
We would like to take this opportunity to thank the
Vilvoorde power plant team for their friendly support.
Eigenfrequenzmessung Schaufeln
Mit der Eigenfrequenzmessung (Bump-Test) und Modalanalyse an Turbinenschaufeln
wird der momentane Zustand ermittelt und ausgewertet. Dabei wird festgestellt,
ob z. B. Lockerungen einzelner Schaufeln vorliegen, welche die Betriebsfahrweise
beeinträchtigen und zu Schäden an rotierenden und nicht rotierenden Komponenten
führen können.
Diese Zustandsbewertung gehört zum Leistungsspektrum des
Fachbereichs Schwingungsdiagnostik (MTV) im EAS-Geschäftsbereich
Maschinentechnik. Das Ergebnis der Eigenfrequenzmessung wird
mit einer nachfolgenden Modaluntersuchung näher belegt und
protokolliert. Gleichzeitig wird eine Klangprobe durchgeführt.
Die Bewertung und das Frequenzspektrum geben Aufschluss über
mögliche Lockerungen bzw. Eigenfrequenzen, die unter Umständen
in der Nähe der vielfachen Harmonischen der Drehzahl liegen und
zu Schäden führen können. Zusätzlich wird eine visuelle Befundung
vorgenommen.
Durch die Protokollierung der Messergebnisse können bei späteren
Wiederholungsmessungen Veränderungen bzw. Verschiebungen
der Eigenfrequenzen festgestellt und potenzielle Veränderungen
bewertet werden. Der Betreiber erhält entsprechende Empfehlungen,
so dass die Beseitigung von Auffälligkeiten rechtzeitig eingeplant
werden kann.
EAS-MTV verfügt über die spezielle Ausrüstung für diese
Messungen und geht dabei wie folgt vor:
Messequipment
• Beschleunigungsaufnehmer mit einer Empfindlichkeit
zwischen 1 V/G und 100 mV/G
• Impuls-Hammer
• Hardware und Software zur Erfassung und Sicherung
der Messdaten für die Auswertung
• Programm zur Modalanalyse
Konfiguration/Einstellungen
• Messbereich 0 – 500 Hz (min.)
• Mittelwertbildung aus mindestens drei Messungen
• Darstellung des Amplituden-, Phasen-, Kohärenz- und
Hammersignals
Durchführung
Vor der eigentlichen Messung werden eine visuelle Prüfung sowie
Klangproben an einzelnen Schaufeln durchgeführt.
Sind die Schaufeln durch eine Bebänderung miteinander
verbunden, wird eine globale Messung durchgeführt. Diese erfolgt
mit mindestens zwölf Sensoren, die gleichmäßig auf den Umfang
verteilt sind und mit je drei Anschlägen an drei unterschiedlichen
Positionen (ca. 50 bis 90 Grad auseinander).
Bei freistehenden Schaufeln wird jede einzelne Schaufel
durch eine Klangprobe getestet. Die lokale Messung erfolgt
mit mindestens drei Sensoren und mindestens drei Mittelungen
in 45 Grad mittig an der zu testenden Schaufel.
Sitz der Sensoren
Sensor position
Anschlagpunkt:
Anregung in
45° Winkel.
Ring point excitation
at an angle of
45 degrees
Verteilung der Sensoren an freien Schaufeln
Distribution of the sensors on free-standing blades
Schaufelring mit Bebänderung und freistehenden Schaufeln
Blade rings with connecting straps and free-standing blades
Die Sensoren werden mit rückstandslosem Wachs oder
magnetischen Haltern befestigt, da hier durch Klebstoff eine
zu große Dämpfung entstehen würde. Die Anregung (Mittelung)
erfolgt durch einen Impulshammer mit einer harten (jeweils auf die
Frequenzabhängigkeit bezogen) aufsetzbaren Hammerspitze.
Journal 19
Measuring the natural frequency of blades
Natural frequency measurements (bump tests) and modal analyses
help to determine and assess the condition of turbine blades.
They show, for example, whether there are any loose blades that
could have an adverse effect on turbine operation and even damage
rotating and non-rotating components.
This condition analysis is one of the services offered by the Vibration
Diagsnostics specialists (MTV) of the EAS Rotating Technology
Division. The results of the natural frequency measurements are
corroborated and recorded in a subsequent modal analysis. A 'ring'
test can be performed at the same time. This assessment and
the frequency spectrum help identify any loose components or
natural frequencies which could be close to the speed's multiple
harmonic and damage the turbine. In addition EAS-MTV does a
visual inspection.
Recording the results of these measurements allows any shifts
or changes in the natural frequency to be identified during repeat
measurements. Moreover, potential changes can be evaluated. The
operator is provided with appropriate recommendations for him to
include the work in his maintenance & repair schedule.
EAS-MTV has special equipment to perform these measurements.
Measuring equipment
• Acceleration sensor with a sensitivity of between 1 V/G
and 100 mV/G
• Impulse hammer
• Hardware and software to collect/save measurement data
for subsequent evaluation
• Modal analysis program
Blade rings with connecting straps
Schaufelring mit Bebänderung
Configuration/settings
• Measurement range of 0 – 500 Hz (min.)
• Computation of average from at least three measurements
• Presentation of the amplitude, phase, coherence and
hammer signals
Procedure
Prior to the actual measurements, the vibration specialists perform a
visual inspection and a ring test on some of the blades.
Where blades are connected by straps, a global measurement is
performed. This is done using at least twelve sensors spaced equally
along the circumference, each with three blows at three different
positions (approx. 50 to 90 degrees apart).
Free-standing blades have a ring test performed on each single
blade. The local measurement is performed with at least three
sensors and at least three averages at an angle of 45 degrees in the
centre of the blade to be tested.
The sensors are attached to the blade using residue-free wax or
magnetic holders because glue would create excessive attenuation.
Excitation (averaging) is performed with an impulse hammer
having a hard (in terms of frequency dependence) attachable
hammer tip.
Test blade exampleBeispiel
eines Testobjekts
Sitz der Sensoren auf einem Schaufelring
Anregung am Ring im 45 Grad Winkel
Sensor position on a blade ring
excitation on the ring at an angle of 45 degrees
Auswertung
Bei der Auswertung wird das Campbell-Diagramm verwendet, um
physikalische Änderungen, die während des Betriebes auftreten,
zu berücksichtigen. Dabei müssen Größen wie die Temperatur zum
Zeitpunkt der Messung und des Betriebs beachtet werden. Für die
Berechnung werden verschiedene Maschinendaten benötigt, z. B.
• Temperatur während des Betriebes
• Drehzahl der Maschine
• E-Modul-Berechnung auf die verschiedenen Materialien
Protokoll
Auf dem Deckblatt werden die Maschinendaten sowie Ort, Datum
und eine Kurzzusammenfassung festgehalten.
Das Protokoll enthält die verschiedenen Formen der globalen
Messung - wenn es sich hierbei um einen bebänderten Schaufelverbund handelt, mit der jeweiligen Amplitude und Phase der
verschiedenen Anschlagpunkte - sowie die Werte der lokalen
Messung mit den Eigenfrequenzen der Einzelschaufeln.
EAS-MTV hat die Frequenzanalyse vielfach erfolgreich durchgeführt, unter anderem auch nach dem Reengineering von 240
Schaufeln an den Niederdruck-Teilturbinen im dänischen Kraftwerk
Fynsvaerket (Journal Nr. 18).
Journal 21
Data evaluation
Data evaluation involves the use of the Campbell diagram to take
account of physical changes that occur during operation. This
requires variables such as the temperature at the time of the
measurement and the operation to be observed. Machine data used
for the calculations include
• temperature during operation
• machine speed
• E-module calculation for the different materials
Test records
The machine data as well as the place, date and a short summary are
recorded on the cover sheet.
The test records will contain the various forms of the global
measurement – complete with the relevant amplitude and phase of
the different ring points (for blades connected by strap) – as well as
the values of the local measurements with the natural frequencies of
the individual blades.
EAS-MTV has already completed numerous successful frequency
analyses, one of which was performed after the re-engineering of 240
blades on the low-pressure sections of the turbines at the Fynsvaerket
power plant in Denmark (Journal No. 18).
Position of sensors / Sitz der Sensoren
Channel group 1-3
Kanalgruppe 1-3
excitation in radial direction / angeregt in radialer Richtung
Test record evaluation / Protokoll-Auswertungen
Drehzahlsignal per Funkübertragung
Die oft umständliche Verlegung von Leitungen über große Strecken und
daraus resultierende Signalstörungen bei der mobilen Schwingungsmessung
gehören der Vergangenheit an. Der Fachbereich Schwingungsdiagnostik/
EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik hat auf diese Problematik reagiert
und ein Funkübertragungssystem entwickelt.
Bei einer mobilen Schwingungsmessung erfordern die örtlichen
Gegebenheiten häufig die Abnahme des Drehzahlsignals an
vorhandenen Leittechniksystemen, die räumlich getrennt von der
Maschine untergebracht sind. Die Übertragung des Drehzahlsignals
zu einer mobil aufgebauten Schwingungsmessung ist daher mit der
Verlegung von Leitungen verbunden.
Bedingt durch Vorschriften des Brandschutzes bzw. der
Arbeitssicherheit ist jedoch eine direkte Verlegung der Leitungen auf
kürzestem Weg oft schwierig oder sogar unmöglich.
Leitungslängen ab ca. 100 m oder auch Feuerschutztüren zwischen
dem Leittechniksystem und der Diagnoseeinheit führen vielfach zu
Störungen bei der Signalübertragung.
Eine Neuentwicklung der EAS-Schwingungsdiagnostik – das
Triggerfunkmodul MKF 0833 mit dem optischen Drehzahlsender
„DrehSen“ – bietet die Lösung.
Triggerfunkmodul MKF 0833
Mit dem Triggerfunkmodul MKF 0833 lassen sich die vorgenannten
Probleme vermeiden. Das Drehzahlsignal wird in einer hohen,
konstanten Qualität zur Messstation übertragen und gewährleistet somit eine präzise Datenerfassung. Die durch die Übertragungsstrecken verursachten Laufzeitverzögerungen ergeben
eine Abweichung des Phasensignals für drehzahlfrequente
Schwingungen von < 2 ° bis 40 μs.
Sender und Empfänger - Modul MKF 0833 - werden mit dem
dafür optimal ausgelegtem optischen Drehzahlsensor „DrehSen“
betrieben.
Funkmodul - technische Daten
Allgemeines
• drahtlose Übertragung eines positiven Sensorimpulses
• äußerst einfache Inbetriebnahme
200 R 6000
• Wellendrehzahl
min
max
• Reichweite
ca. 200 m (umgebungsabhängig)
• Frequenz
434,42 MHz
Sender
• Versorgungsspannung
• Stromaufnahme
• Sendefrequenz
• Triggerimpuls
• Sendereingang
8 bis 12 Volt DC
ca. 200 mA
434,42 MHz
positive Flanke optimal/negative Flanke
± 24 V mit einstellbarer Triggerschwelle
Empfänger
• Versorgungsspannung 8 bis 12 Volt DC
• Stromaufnahme ca. 200 mA
• Empfangsfrequenz
434,42 MHz
Impuls der Sensormarke (Charakteristik)
Steigende Flanke
• Verzögerung des Eingangsverstärkers 10 μs
• Verzögerung des Übertragungsweges
(Sender − Empfänger) 25 μs
• Verzögerung des Ausgangsverstärkers im Empfänger 7 μs
Gesamtverzögerung ca. 42 μs
Fallende Flanke
• Verzögerung des Eingangsverstärkers 8 μs
• Verzögerung des Übertragungsweges (Sender - Empfänger) 20 μs
• Verzögerung des Ausgangsverstärkers im Empfänger 7 μs
Gesamtverzögerung ca. 35 μs
Die Funkmodule sind auf den optischen Sensor „DrehSen“ ausgerichtet und eigens dafür entwickelt worden. Es besteht auch die
Möglichkeit, die Funkmodule mit anderen Signalen, z. B. aus der
Leittechnik, zu betreiben.
Sender und Empfänger Modul MKF 0833
MKF 0833 module transmitter and receiver
Journal 23
Transmitting speed signals by radio waves
The often cumbersome installation of cables over long distances and
the resulting signal interference during mobile vibration measurements
are a thing of the past. The EAS Rotating Technology Division’s Vibration
Diagnostics specialists have solved the problem by developing a radio
transmission system.
In mobile vibration measurement, conditions on site often
make it necessary to pick up the speed signal at control system
panels located away from the engine. Speed signal transmission to
a mobile vibration measuring unit therefore requires cables to be
installed.
However, fire protection and health & safety regulations often
make it difficult or even impossible to run cables directly between
two locations.
Cable lengths of over 100m and fire doors between the control
panel and the diagnosis unit often cause signal interference.
The EAS Vibration Diagnostics Department has come up with
a solution: the MKF 0833 radio trigger module with its optical
"DrehSen" speed sensor.
Radio trigger module MKF 0833
The MKF 0833 radio trigger module avoids the above problems. The
speed signal is transmitted to the measuring unit with a high, constant
quality, thereby allowing accurate data recording. The transmission
delays created by the long distances result in a deviation of the phase
signal for speed frequency vibrations of < 2° to 40 µs.
The transmitter and the receiver (MKF 0833 module) are operated
with the optical speed sensor "DrehSen" specially designed for this
purpose.
Receiver
• Supply voltage
• Current input
• Reception frequency
8 to 12 V DC
approx. 200 mA
434.42 MHz
Sensor mark pulse (characteristics)
Rising edge
• Input amplifier delay 10 μs
• Transmission path
(transmitter - receiver) delay 25 μs
• Delay of output amplifier in receiver 7 μs
Total delay approx. 42 μs
Falling edge
• Input amplifier delay 8 μs
• Transmission path
(transmitter - receiver) delay 20 μs
• Delay of output amplifier in receiver 7 μs
Total delay approx. 35 μs
The radio modules have been specially developed for the optical
"DrehSen" sensor, but they can also be operated with other signals
including control signals.
Technical data of radio transmission module
Optical sensor (DrehSen) + power supply and stand
General
• Wireless transfer of a positive sensor pulse
• Extremely easy to start
200 R 6000
• Shaft speed
min
max
• Transmission range
approx. 200 m
(dependent on environment)
• Frequency
434.42 MHz
Technical data
(acc. to IEC 60947-5-2/DIN 44030)
• Rated operating distance sn
• Standard calibration plate
• Optical attenuation
• Ambient temperature range
• Bending radius, fibre
• Tensile load
• Inner fibre diameter
• Shocks and vibrations
• Weight
• Sensor head protected to
• Fibre material
• Sheath material
• Sensor head material
• Standard length
Transmitter
• Supply voltage
8 to 12 V DC
• Current input
approx. 200 mA
• Transmission frequency 434.42 MHz
• Trigger pulse
positive edge ideal /
negative edge
• Transmitter input
± 24 V with adjustable trigger
threshold
100 mm max.
100 x 100 mm white
0.2 dB/m max. for 660 Nm
- 25 ... + 70 °C
15 mm
30 N max.
0.5 mm
IEC 60947-5-2/7.4
6g
IP 67
PMMA
PE
V2A/acier INOX/stainless steel
2 m ± 0.1 m
DrehSen - Optischer Sensor + Spannungsversorgung und Stativ
Technische Daten
(gemäß IEC 60947-5-2/DIN 44030)
• Bemessungsschaltabstand sn
• Normmessplatte
• optische Dämpfung
• Umgebungstemperaturbereich
• Biegeradius Faser
• Zugbelastung
• Innenfaserdurchmesser
• Schocken und Schwingen
• Gewicht
• Schutzart Sensorkopf
• Material Faser
• Material Mantel
• Material Sensorkopf
• Standardlänge
100 mm max.
100 x 100 mm weiß
0,2 dB/m max. bei 660 Nm
- 25 ... + 70 °C
15 mm
30 N max.
0,5 mm
IEC 60947-5-2/7.4
6g
IP 67
PMMA
PE
V2A/acier INOX/stainless steel
2 m ± 0,1 m
Reflexions-Lichttaster, Miniatur/Kugeloptik
Wichtigste Eigenschaften
• Lichttaster für Erfassung kleinster Objekte
• 2 verbundene, trennbare Einzelfasern
• Außendurchmesser 1 mm
• feine Innenfaser Ø 0,5 mm
• Kugeloptik für zylindrischen Lichtstrahl
• schneidbar
Gerät für Lichtleiter
Wichtigste Eigenschaften
• großer Schaltabstand von 120 mm
mit Faser Typ LFP-1002-020
• hohe Schaltfrequenz 1'000 Hz
• ausgezeichnete Beständigkeit gegen Umwelteinflüsse
durch in Polyurethan eingegossene Elektronik
• Empfindlichkeitseinstellung über eingebautes
12-Gang-Potentiometer
• einfache Befestigung der Fasern
• Schutzart: IP 67
Modul
Technische Daten
(gemäß IEC 60947-5-2/DIN 44030)
•
•
•
•
•
•
•
•
Bemessungsschaltabstand sn
Hysterese
Normmessplatte
Sender
Modulationsfrequenz
Betriebsspannungsbereich UB
zulässige Restwelligkeit
Ausgangsstrom
(Summe beider Ausgänge)
120 mm (LFP-1002-020)
≤ 10 % sn
100 x 100 mm (weiß)
LED 660 nm (rot)
15 kHz
10... 36 VDC
≤ 20 %
•
•
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•
Spannungsabfall an Ausgängen Leerlaufstrom
Sperrstrom der Ausgänge
Schaltfrequenz
Schaltzeit
Bereitschaftsverzögerung
Fremdlichtgrenze Halogenlicht
Fremdlichtgrenze Sonnenlicht
Empfindlichkeitseinstellung
LEDs: Schaltzustand (gelb)
Funktionsreserve (grün)
Umgebungstemperaturbereich
Temperaturkoeffizient von sn
Kurzschlussschutz
Verpolungsschutz
Induktionsschutz
Schocken und Schwingen
Leitungslänge
Gewicht
≤ 2,0 V bei 200 mA
20 mA
≤ 0,1 mA
≤ 1'000 Hz
≤ 0,5 msec
100 msec
5'000 Lux
10'000 Lux
Potentiometer
eingebaut
eingebaut
- 25 ... + 55 °C
0,3 %/°C
eingebaut
eingebaut
eingebaut
IEC 60947-5-2/7.4
300 m max.
LFK-... 78 g/LFS-... 18 g
• Schutzart
• EMV-Schutz
IEC 60947-5-2 (7.2.3.1)
IEC 61000-4-2
IEC 61000-4-3
IEC 61000-4-4
• Gehäusematerial
• Anschlusskabel (Typ LFK)
• Anschlussstecker (Typ LFS)
≤ 200 mA
IP 67
5 kV
Level 2
Level 3
Level 3
PBTP (Crastin)
PVC 4x0,14mm2/
18x0,1mm Ø
S8 4p
Journal 25
Reflection light scanner; Miniature / spherical optics
Main characteristics
• Light scanner to detect even the smallest of objects
• 2 connected, separable individual fibres
• Outer diameter
1 mm
• Fine inner fibre diameter
0.5 mm
• Spherical optics for cylindrical light beam
• May be cut
Fibre-optic unit
Main characteristics
• Large switching distance of 120 mm
with fibre type LFP-1002-020
• High switching frequency 1,000 Hz
• Excellent resistance against environmental effects
as electronics are fully encased in polyurethane
• Susceptibility settings are made using integrated
12-step potentiometer
• Simple connection of fibres
• Protected to IP 67
Modul
Technical data
(acc. to IEC 60947-5-2/DIN 44030)
•
•
•
•
•
•
•
•
Rated operating distance sn
Hysteresis
Standard calibration plate
Transmitter
Modulation frequency
Operating voltage range Max. residual ripple
Output current
(total for both outputs)
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Voltage drop at outputs
≤ 2.0 V for 200 mA
Idle current
≤ 20 mA
Reverse (blocking) current of outputs ≤ 0.1 mA
Switching frequency
≤ 1,000 Hz
Switching time
≤ 0.5 msec
Recovery delay
100 msec
Ambient light, halogen light
5,000 lux
Ambient light, sunlight
10,000 lux
Sensitivity setting
potentiometer
LEDs: switching status (yellow)
installed
Surplus light emission (green)
installed
Ambient temperature range
- 25 ... + 55 °C
Temperature coefficient of sn
0.3 %/°C
Short circuit protection
installed
Reverse polarity protection
installed
Induction protection
installed
Shock and vibration
IEC 60947-5-2/7.4
Cable length
300 m max.
Weight
LFK-... 78 g/LFS-... 18 g
•
•
•
•
Protected to
EMV protection
IEC 60947-5-2 (7.2.3.1)
IEC 61000-4-2
IEC 61000-4-3
IEC 61000-4-4
Housing material
Connecting cable (type LFK)
• Connector (type LFS)
„DrehSen“ optical speed sensor
Optischer Drehzahlsensor „DrehSen“
120 mm (LFP-1002-020)
≤ 10 % sn
100 x 100 mm (white)
LED 660 nm (red)
15 kHz
10 ... 36 VDC
≤ 20 %
≤ 200 mA
IP 67
5 kV
level 2
level 3
level 3
PBTP (Crastin)
PVC 4x0.14mm2/
18x0.1mm Ø
S8 4p
Generatoren
Hochspannungsprüfanlage im neuen Format
Ständig im Einsatz ist die mobile Hochspannungsprüfanlage des
Fachbereichs Generatoren im EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik.
Die fortschreitende Internationalisierung führte dazu, dass bereits
mehrfach Diagnosemessungen im Ausland vorgenommen werden
mussten. Zum Schutz des wertvollen Equipments auf langen
Transportwegen und aufgrund des erweiterten Leistungsportfolios fiel
die Entscheidung zu einem Umbau der Hochspannungsprüfanlage.
Nachdem das Konzept für den Umbau erstellt war, ging es im
Fachbereich Generatoren an die Detailplanung. Die komplette Anlage
sollte neu aufgebaut und in einen Seecontainer eingebaut werden.
Somit war ausreichend Platz für Erweiterungsmodule vorhanden und
auch einer Aufstellung im Freien stand nichts mehr entgegen.
Es wurde ein Seecontainer erworben, der isoliert und mit minimaler
Elektroinstallation angeliefert wurde. Die fachgerechte Ausführung
der Demontage sowie des Um- und Einbaus der Anlage nahm
der Fachbereich Schaltanlagen & Schaltgeräte/EAS-Geschäftsbereich
Elektro-/Leittechnik vor.
Hochspannungsprüfanlage vor dem Umbau
High-voltage test facility prior to modification
Demontierte Prüfanlage mit Drosselspulen und DELTAMAX
(Referenz Kondensator)
Disassembled test facility with reactors and DELTAMAXX
(reference capacitor)
Zusätzlich installierte Kompensationsdrosseln ermöglichen jetzt
die Messung von Generatorwicklungen mit einer Wicklungskapazität
vom 2 µF bis zu einer Prüfspannung von 32 kV.
Dank der konstruktiven Zusammenarbeit aller Beteiligten ist
dieses EAS-interne Projekt bestens gelungen. Nach dem Umbau
wurde die Hochspannungsprüfanlage bereits im STEAG Kraftwerk
Lünen und im E.ON Kraftwerk Heyden eingesetzt.
Durch die erweiterte Technik und den Einbau in einen Seecontainer
ist die Anlage für die wachsenden Anforderungen bei Projekten im
In- und Ausland optimal ausgerüstet.
Journal 27
Generators
High-voltage test system rebuilt
The EAS Rotating Technology Division‘s generator team
has a mobile high-voltage test facility which is in constant use.
Growing internationalisation has meant that the system
is shipped abroad more and more often.
In order to protect the valuable equipment on long journeys
and because of the wider range of services offered, EAS
decided to rebuild the test facility.
Once the concept for the modification had been agreed, the generator
specialists started their detailed engineering work. The whole system
configuration had to be modified and the test facility housed in a
sea container. As a result there was sufficient space for additional
modules. Also, the facility no longer has to be set up indoors.
EAS purchased an insulated sea container equipped with basic
electrical fittings. The switchgear specialists of the E, C&I Technology
Division disassembled the test facility and installed it in the container.
Additional compensation reactors now allow generator windings
with a winding capacity of 2 µF to be checked with a voltage of up
to 32 kV.
Thanks to the constructive cooperation between all sides
involved, this internal EAS project was completed very successfully.
The rebuilt high-voltage test facility has already been used at STEAG’s
power plant in Lünen as well as E.ON’s Heyden power plant. With the
additional equipment installed and the new sea container design, it
is well prepared for the growing number of projects in Germany and
abroad.
Control unit with variable transformers
Steuereinheit mit Stelltransformatoren
Rebuilt high-voltage
test facility
Hochspannungsprüfanlage
im neuen Format
Auswirkung der erhöhten Flexibilitätsanforderungen an konventionelle Kraftwerke
Einfluss von Lastgradienten, Lastwechsel und Lastniveaus
auf Werkstoffermüdung, Korrosion und deren Mischformen
An die bestehenden Kohlekraftwerke werden zunehmend höhere
Anforderungen an ihre Flexibilität gestellt. Dies bedeutet eine
Erhöhung von Lastwechseln, An- und Abfahrgradienten und ggf.
auch vermehrtes Abfahren mit Stillstandsphasen.
Diese Veränderungen fordern die Leistungsfähigkeit von
Komponenten und Werkstoffen im besonderen Maße heraus.
Infolgedessen treten vermehrt Schäden auf, die in Zusammenhang
mit der Flexibilisierung gebracht werden können. Hierzu
zählen z. B. Ermüdungsanrisse an dickwandigen Komponenten,
Dehnungsrisskorrosionsschäden an Entleerungsleitungen bzw. im
Umwälzsystem und Schäden durch behinderte Wärmedehnung an
Membranwänden.
Aus der genauen Klassifizierung der Schädigungsvarianten und
Analyse der Wirkungsketten sind Abhilfemaßnahmen abzuleiten, die
der Schadenshäufung entgegenwirken.
2. Besondere Beanspruchungen durch erhöhte Flexibilität
Bei der Beurteilung des Einflusses einer erhöhten Flexibilität fällt
der Blick schnell auf die An- und Abfahrgradienten wie auch die
Fahrweise bei Niedriglast, beziehungsweise die Nutzung des
Kraftwerks über einen weiten Lastbereich. Doch dies ist nicht
der alleinige Beanspruchungsbereich. Hinzu kommen vermehrte
Stillstandszeiten.
Erst aus dem Zusammenspiel dieser drei Themen treten verstärkt
Schadensereignisse auf, die bisher eher Randerscheinungen waren.
Für die drei genannten Themen lassen sich folgende Wirkszenarien
ableiten:
1. Einleitung
Durch den zunehmenden Strukturwandel infolge der intensiveren
Nutzung erneuerbarer Energieformen wird den konventionellen
Kohlekraftwerken eine deutlich umfangreichere Funktionsbreite
abverlangt.
Es liegt in der Natur der Hauptvertreter der erneuerbaren
Energieformen wie Wind und Sonne begründet, dass diese
völlig bedarfsunabhängig Strom erzeugen. Entsprechend dieser
ungesteuerten Strommenge müssen ausgleichende Maßnahmen
vorgenommen werden, um die Netzstabilität nicht zu gefährden.
Hierzu zählen drei Maßnahmen:
• Energiespeicherung
• Netzausbau
• Gegenregelung über fossilbefeuerte Kraftwerke
Alle drei Lösungswege sind aktuell unterschiedlich ausgeprägt. Die
Energiespeicherungssysteme beschränken sich im Wesentlichen auf
Pumpenspeicherkraftwerke.
Andere innovative Systeme befinden sich zurzeit in der Findungsbeziehungsweise Entwicklungsphase. Der Netzausbau als zweiter
Ansatz ist nur langfristig lösbar und somit auch nicht sofort
umsetzbar.
So bleibt die Gegenregelung über fossilbefeuerte Kraftwerke als
einzig real verfügbares Regelungsinstrument zur Frequenzstützung
im Raum stehen, wenn die Möglichkeit der Abschaltung bzw.
Zuschaltung von energieintensiven Endverbrauchern als ungünstigste
Variante ausgeschlossen würde.
Hieraus entsteht ein reales „Muss“ für die Bestandsanlagen, sich
mit den technischen Konsequenzen der flexiblen Lastanforderung
auseinanderzusetzen. Gleichzeitig macht es Sinn, für die Übergangsphase auch Kohlekraftwerke für erhöhte Lastflexibilitäten
zu entwickeln, um beide verfügbaren Ressourcen – Erdgas und
Kohle – in gleichem Umfang zu nutzen.
Bild 1
Schematische Verkettung von Belastungsformen, die zu zusätzlichen
Beanspruchungen und daraus resultierenden Schädigungsvorgängen
führen.
Darüber hinaus ergeben sich resultierende Mischformen von
Schädigungsprozessen:
• Die Dehnungsrisskorrosion (im englischen als „corrosion fatigue“
- Korrosionsermüdung beschrieben). Neben einigen untersuchten
Schäden in deutschen Kraftwerken sind auch vergleichbare
Schäden im Ausland dokumentiert [1, 2].
• Thermo-mechanische Ermüdung (Kriechen und Ermüdung)
Für die verschiedenen Schädigungsformen lassen sich am Beispiel
eines Benson-Kessels unterschiedliche Schwerpunktbereiche
beschreiben.
Für die DRK-Schädigung sind der Umwälzkreislauf und die
Entleerungsleitungen von Sammlern besonders gefährdet. Ist
anlagentechnisch keine hinreichende Warmhaltung für den
Umwälzkreislauf gegeben, kann das mehrmalige Nutzen des
Kreislaufs pro Tag eine DRK-Schädigung begünstigen.
Komplexe Strukturen mit Steifigkeitssprüngen am Kessel
können durch gestiegene thermische Gradienten infolge erhöhter
Anfahrgradienten schneller ermüden (Zusatzspannungen durch
behinderte Wärmedehnung).
Journal 29
POWER-GEN Europe 2012 – Theme: Flexibility Improvements
Effect of the Higher Flexibility Demand
on Coal-fired Power Plants
The increasing injection of renewable energy into the grid makes
enhancing the flexibility of conventional coal-fired power plants
compulsory. The existing conventional power plants were not
designed for this new multilateral requirement. Three main features
characterize these requirements:
• Alternation of load (gradient in stress and temperature and
number of cycles)
• Low load mode
• Length and frequency of outage
These changes lead to additional exposure (stress and corrosion)
on the power plant components. As a result, there is more failure in
steam generator, piping and turbine components. With this in mind,
it is very helpful to analyze the available failure data of the last years
to assess focal points of location and failure mechanism. The first
observations show that fatigue mechanisms play a major role. Mainly
the thick-walled components are influenced by thermo-mechanical
fatigue. Due to the durations of outages, corrosion also leads to
mixed failure modes. One of these modes is corrosion fatigue.
The findings are not yet complete. Low load modes and higher
load gradients create more or new restraints of thermal expansion.
Condensate in piping during the start-up process or outage produces
plastic deformation in this area. Therefore there is clearly a necessity
to identify the focal points and to describe methods to reduce the
failure probability.
This paper presents first results of the analysis of a number of
failures correlated with flexibility, descriptions of influence factors,
material properties and failure modes and discusses improvement
strategies.
Therefore a “must” for power plant assets is the necessity of
reflecting the technical consequences of highly alternate loads for
all components. Alternatively, it makes sense to develop coal-fired
power plant mainly for peak load in this transition period. That will
help to balance the source market of coal and gas.
2. Special loading conditions due to higher flexibility
In the assessment of the influence of higher flexibility, attention is
mainly directed to the start/stop ramp and the condition due to low
load and furthermore over a wider range of operating load. However
these are not the exclusive exposures. In addition more downtimes
accrue. Depending on the interaction of these three situations, new
issues appear which were uncommon in the past. The following
schematic diagram describes the logic gain of the operating condition
- the loading feature - the failure mode:
1. Introduction
Fig. 1 - Schematic diagram of the link between operating conditions and
failure modes.
The higher proportion of renewable energy on the energy market
leads to an increase in higher flexible demand on conventional coal
fired power plants. Due to the nature of the source of renewable
energy, their supply is not breath-responsive. According to the
uncontrolled energy supply a need for compensating methods exists
to balance the mains frequency.
Three arrangements are possible:
• Balancing through energy storage
• Balancing through a better and stronger grid
• Balancing through the conventional power plants
These three approaches are used and developed very unequally. The
energy storage systems are composed mainly of pumped storage
power plants. Other innovative storage devices are still in the
research or development phase. The extension of the grid is a long
term challenge and therefore it is not usable in the near future. And
so the main balancing method to save the mains frequency is the
flexible usage of conventional power plants. Other possibilities like
the start and stop of energy-intensive industries are really not good
solutions.
The mixed mode of load with peak load, off-line and low load leads to
additional mixed failure modes:
• The corrosion fatigue (besides some investigated issues in
German power plants comparable failures abroad have also been
documented [1, 2]).
• The thermo-mechanical fatigue (creep and fatigue in different
proportionate values)
According to the different failure modes it is possible to describe
the focal point of failure using the example of the Benson steam
generator.
The circulating system and the dewatering conduit of headers
are particularly endangered to the corrosion fatigue. If there is
only an insufficient hot standby system for the circulation system
then a repeated use per day could lead to corrosion fatigue in the
system.
Local, complex constructions (with change in stiffness) in the
steam generator are increasingly becoming focal points of restraint
to thermal expansion through higher start ramps and fatigue at an
earlier stage.
Die Verbindungsleitungen zwischen dem Kessel und den Turbinen
sind bezüglich Temperaturschichtung gefährdet. Zusätzlich sind
in diesem System alle dickwandigen Bauteile einer signifikanten
zyklischen Belastung durch An- und Abfahrvorgänge ausgesetzt.
Gleiches gilt für vergleichbare Turbinenkomponenten (Bild 2).
3. Bekannte Schadensphänomene
Dehnungsrisskorrosion (DRK)
Wie der Name dieser Schädigungsform ausdrückt, werden
wechselseitig Dehnungsvorgänge und korrosiver Angriff benötigt.
Als dominanter Schädigungsbeitrag, vor allem in der Initiierungsphase, ist der korrosive Angriff zu sehen. Infolge von Dehnungen
wird die vorliegende schützende Magnetitschicht geschädigt und
es bildet sich ein lokales Korrosionselement aus. Förderlich für den
korrosiven Angriff ist sauerstoffhaltiges Wasser und noch besser
eine Wassergrenzlinie und Temperaturen, die die Hämatitbildung
begünstigen. In Summe kann von einer Stillstandskorrosionsphase
gesprochen werden.
Sehr treffend für dieses Szenario ist die DRK-Schädigung von
waagerecht verlegten Entleerungsleitungen, die in 6 Uhr Position in
Rohrlängsachse geschädigt werden (vgl. Bild 4 oberer Bildausschnitt).
Eine weitere Verfeinerung und Klassierung der Theorie zur DRKSchädigung wird durch das Modell der „Dynamic Strain Ageing“
(DSA) geliefert. [3]
Der notwendige Temperaturbereich für die Schädigung mittels
DRK liegt zwischen 150 °C und 300 °C wie auch das grundlegende
Diagramm in Bild 3 belegt.
Für den Einfluss der Korrosion in der ersten Phase des
Schädigungsprozesses spricht die deutliche Ausbildung einer
Korrosionsmulde. Die Korrosionsmulde wirkt im Weiteren als Kerb
und zusätzlich als signifikante Steifigkeitsveränderung aufgrund der
geometrischen Ausrichtung.
Durch das Zusammenspiel von Kerbgrundspannung und
alternierender Innendruckbelastung erfolgt ein Ermüdungsanriss.
Ab diesen Zeitpunkt wird sehr wahrscheinlich der Rissfortschritt
von den Lastzyklen definiert. Eine resultierende Leckage ist
sicherheitstechnisch nicht unkritisch, da sich ein längerer
Rohrabschnitt längs öffnen kann und rein äußerlich das Rohr keine
Vorschädigung aufweist (vgl. Bild 4 unterer Bildausschnitt). Neben
den waagerecht verlegten Rohren mit Betriebstemperaturen von
150 °C bis 300 °C sind hierbei auch Rohrbiegungen betroffen.
Bild 3 - Sensibilitätsdiagramm zur Dehnungsrisskorrosion von niedrig
egierten Stählen mit den Haupteinflussgrößen (Temperatur, gelöstem
Sauerstoff und Dehnrate) [4].
Fig. 3 - Diagram of the sensitivity of low alloyed steel against corrosion
fatigue; with the three main influence factors (temperature, dissolved
oxygen and strain rate) [4].
In diesen Fällen tritt die Schädigung im Bereich der neutralen
Faser auf. Hintergrund hierfür ist die geringe aber kaum vermeidbare
Ovalität aus dem Biegeprozess. Es gilt natürlich unter sonst gleichen
Bedingungen der Zusammenhang – je geringer die Ovalität, umso
geringer die Neigung zur DRK.
Bild 4 - Dehnungsrisskorrosion an einem geraden
Rohrabschnitt. Betroffene Werkstoffe sind alle bisher in
dem entsprechenden System verbauten niedrig legierten
Werkstoffe wie 16Mo3 (15Mo3), 14CrMo4-5 (13CrMo4-4) und
15NiCuMoNb5-6-4 (15NiCuMoNb5).
Bild 2 - Vereinfachtes Schema des
Wasser-Dampf-Kreislaufes und
Umwälzkreislaufes für einen BensonKessel mit Feldern für fehlerspezifische Schadensschwerpunkte:
• Dehnungsrisskorrosion
• Wärmedehnungsbehinderung
• Temperaturschichtung
• Ermüdung an dickwandigen
Komponenten (LCF)
Journal 31
Fig. 2 - Simplified schematic diagram of the
water-steam-circuit and of the recirculation
system of the Benson steam generator with
the areas of specific failure through:
• Corrosion Fatigue
• Restraint to Thermal Expansion
• Thermal Stratification
• Fatigue of Thick Walled Components (LCF)
The piping between the steam generator and the steam turbine
are vulnerable to temperature stratification. In addition to that, thickwalled components are stressed by significant temperature cycles
during the start and stop ramp. This same is true for thick-walled
turbine components.
This local damage of the magnetite layer initiates the corrosion
fatigue. In this case it could be concluded that the strain amplitude
has the higher influence on the process.
3. Identified Failure Modes
Corrosion Fatigue
Corrosion fatigue describes an alternate process of strain and
corrosion attack. The dominate part of the initiation phase is the
generation of a notch by local corrosion. To localize the corrosion
in a corrosion cell, strain produces an imperfection in the magnetite
oxide layer. Water containing oxygen or even more a water level and
temperatures developing of hematite support the local corrosion
attack. Resuming, it is describable as an off-line corrosion. The
corrosion fatigue at the six o’clock position in a horizontal pipe (cf.
picture 4 upper part) is accurately related to the points described
above. In this connection, the model of the dynamic-strain-ageing
(DSA) depicts a special corrosion fatigue mode [3]. The necessary
temperature range for a failure process steered by corrosion fatigue
is between 150 °C and 300 °C as it is described in the basic diagram
shown in picture 3.
The development of a significant corrosion cavity at the surface
attests the important role of the corrosion in the first part of the
failure process. The corrosion cavity appears as a notch and as a
significant change in stiffness. The cavity along the tube axis leads to
a small oval deformation of the tube under pressure. The alternated
load leads to a crack initiation in the notch ground. This is the start
of a fatigue crack. At this point the crack growth velocity is steered
by the number of cycles and their amplitudes. The resultant leakage
could be a safety risk, because the tube could be opened on a longer
axial length regarding to the longitudinal cavity. By contrast the tube
outside shows no indications (cf. picture 4, lower part).
In addition to the horizontal tubes with operational temperatures
of 150 °C to 300 °C, bends are affected as well. For bends the damage
occurs in the neutral axis. This is based on a small but unavoidable
ovality through the bending process. But it is clear that the greater
the degree of out-of-roundness is, the larger the risk of corrosion
fatigue. The orientation of the ovality decides the crack initiation. It
will take place in the smaller radius. Through the inside pressure this
region is exposed to more tension strain than the other areas.
Fig. 4 - Fatigue corrosion in a horizontal tube segment.
Materials related to this failure mode are all low alloyed steels
used in the systems as 16Mo3 (15Mo3), 14CrMo4-5 (13CrMo4-4)
und 15NiCuMoNb5-6-4 (15NiCuMoNb5).
Fig. 5 - Corrosion fatigue in a bend at the neutral fibre; Upper part - partial
view of the bend with leakage marked in blue; Left - cross section of a
crack; Right - diagonal view of the cleaned inside and the cutting plane with
cracks.
Bild 5 - Dehnungsrisskorrosion an einem Rohrbogen im Bereich der
neutralen Faser; Oben - Teilansicht des Rohrbogens mit blau markierter
Leckagenstelle; Links - Querschliff eines Anrisses; Rechts unten - schräger
Blickwinkel auf die gereinigte Innenseite und Schnittkante mit Anriss.
Für den Ort der Anrissinitiierung ist die Form des Ovals entscheidend.
In der neutralen Faser liegt der kleinere Radius des Ovals vor. Durch
die „Weitung“ des Rohrquerschnitts mittels Innendruck zu einem
Kreisrund gelangt dieser Bereich unter Zugbelastung.
Diese lokalisierte Schädigung der Magnetitschicht indiziert DRK.
Es kann durchaus geschlussfolgert werden, dass in diesem Fall die
Dehnungsamplituden einen deutlich größeren Einfluss haben.
Im Weiteren können auch Kesselecken von Schäden durch
behinderte Wärmedehnung betroffen sein. Ein besonderer
Fall von behinderter Wärmedehnung tritt auf, wenn die
Temperaturunterschiede
zwischen
parallel
verlaufenden
Membranwandrohren zu groß werden. Ursachen sind ungünstige
Einzelrohrführung und Schieflagen im Kessel, die durch grenzwertige
Kessellasten (Niedriglast) entstehen können.
Dehnungswechselermüdung durch behinderte Wärmedehnung
Paradebeispiele für Schäden durch behinderte Wärmedehnung sind
Übergangsbereiche im Zweizugkessel vom 1. zum 2. Zug. Vor allem
bei steilen Anfahrgradienten ist keine gleichförmige Bewegung
zwischen 1. Zug und Übergang gegeben.
In diesen Fällen werden die Membranwände geschädigt. Ein
Beispiel ist in Bild 6 zu sehen. Anhand der Schweißnähte im
Stegbereich neben der eigentlichen Leckagenstelle (Bild 7) ist
festzustellen, dass dieser Bereich häufiger betroffen war.
Bild 7 - Links - Nahaufnahme der Leckagenstelle nach dem Abfahren;
rechts - Querschliff des geschädigten Rohrs.
Fig. 7 - Left - close-up view of the leakage after ramping down of the boiler;
right cross section of the damaged tube.
Bild 6 - Dehnungswechselermüdung an einer Membranwand;
Wasseraustritt aus der Leckagenstelle.
Fig. 6 - Low cycle fatigue in a membrane wall; water flow at the leakage.
Plastifizierung und Verformung durch Kondensat
Seit Anfang der 90er Jahre ist der signifikante Einfluss von
Temperaturschichtung auf dickwandige Rohrleitungen bekannt [5].
Durch Stillstands- beziehungsweise Anfahrkondensat werden in
waagerecht positionierten Rohren während des Anfahrens deutliche
Temperaturunterschiede zwischen 6 Uhr und 12 Uhr Position erzeugt.
Diese führen zu plastischen Stauch- und Dehnprozessen, welche
im Endergebnis zu einer Durchbiegung des Rohres nach unten im
Kaltzustand führen.
Diese Primärschädigung ist für sich genommen kein fataler
Schaden. Entscheidender sind die daraus folgenden Sekundärschäden. Durch die Verformung werden zusätzliche Biegemomente
an anderen Komponenten, meist Armaturen bzw. Anschlüsse,
aufgebracht. Diese verursachen meist unerwartete, gravierende
Kriechschädigungen.
Bild 8 - Temperaturschichtung
im Anfahrprozess
(linker Bildteil aus [5])
verursacht eine feststellbare
plastische Durchbiegung nach
unten an einem Rohrabschnitt
(schematisch).
Journal 33
Low cycle fatigue through restraint to thermal expansion
The prime examples for damage through restraint to thermal
expansion are failures at the transition part between the first and
second stack of the boiler. Especially with high start gradients, an
inhomogeneous movement between the transition part and the
stacks is observed. In these cases the membrane wall is damaged.
An example is shown in picture 6. The orientation of the repair welds
in the web plate beside the actual leakage (c.f. picture 7) shows that
this place is often affected.
Furthermore the boiler furnace roofs are often stressed by
restraint to thermal expansion. A special case of restraint to thermal
expansion could occur between parallelly routed membrane wall
tubes if the thermal difference is too high depending on the loading
state of the steam generator. The causes could be an unfavourable
tube routing or an unbalanced situation in the steam generator, for
example due to low load.
Plasticization and Deformation due to Condensate
Since the beginning of the nineties the significant influence of
the thermal stratification on thick-walled piping has been known.
In horizontal laying pipes the start-up condensate generates a
significant thermal stratification between the six and twelve o’clock
position.
That leads to plastic compression and expansion, which results in
a downward sagging of the pipe under cold conditions.
This primary issue is not really damage, but it will generate high
or very high bending forces at fixed points like armatures or points
with change in stiffness. These lead mostly to unexpected, serious
creep damage.
Fig. 8 - Thermal stratification in
the start-up process (left part [5])
generates to a measurable
downward sagging of the pipe
(right part).
Fig. 9 - Leakage at a weld caused by creep damage due to additional bending loads. The bending loads occur through plastic deformations caused by
thermal stratification; left: the damaged array after MP-testing (encircled). Right: the array after machining.
Bild 9 - Leckage an einer Schweißnaht durch Kriechen infolge zusätzlicher Biegebelastung durch Temperaturschichtung; links ist der Bereich nach der
MT-Prüfung eingekreist. Rechts ist der Bereich nach der mechanischen Ausarbeitung dargestellt.
Lokalisiertes Kriechen und Ermüden
Treten in einem Kessel wiederkehrend Schieflagen auf, können
davon auch Sammler betroffen werden. Prinzipiell werden bei einer
Sammlerauslegung Schieflagen berücksichtigt. Jedoch wurden
in der Praxis Fälle festgestellt, die auf zu hohe Temperaturen an
Einzelrohren von Nippelscheiben schließen lassen. Einerseits führen
zu hohe Temperaturen an den betreffenden Nippeln zu Kriech-
schäden, und andererseits können zu hohe Temperaturgradienten
auf der Sammlerinnenseite im Bereich der Nippel zu Schäden führen.
Entscheidend für die Anrissbildung ist die Lochrandspannung. Dieser
kann durch eine Anfasung (Rundung) entgegengewirkt werden. Da
dieser Bereich aber generell einer thermischen Ermüdung unterliegt,
sind thermisch induzierte Dehnungsamplitude und deren Häufigkeit
mitentscheidend.
Bild 10 - Lokal geschädigte
Nippelscheibe an einem Sammler.
Die rechte Aufnahme entstand nach
dem Entfernen des Nippels und
einem Beschleifen. Im Nippelbereich
liegt eine Kriechschädigung vor.
Fig. 10 - Local damaged header
nozzles. The right picture shows
array around the nozzle after
cutting of the nozzle and the
grinding. At the area creep
damage was detected.
Thermisches Ermüden an dickwandigen Komponenten
Dickwandige Komponenten haben aufgrund ihrer großen Wärmekapazität immer die größte Trägheit bei Temperaturveränderungen im An- oder Abfahrprozess oder für das Umwälzsystem für
den Benson-Kessel bei Unterschreiten des Benson-Punktes. Das
Entstehen von Anrissen auf der Innenoberfläche wird grundsätzlich
durch Zugspannungen in der Randfaser erzeugt. Dieser kritische
Zustand kann über zwei Wege eingestellt werden.
Bei zu schnellem Temperaturanstieg muss die Innenrandfaser
plastifizieren (Stauchung), da sich die tragende (steifere) Kernstruktur noch nicht entsprechend erwärmen und ausdehnen konnte.
Im nachfolgenden Abfahrvorgang entstehen hohe Zugspannungen
auf der Innenrandfaser, die nach entsprechender Ermüdung zu
Rissen führen können.
Der zweite Fall ist der typische Fall für Thermoschockbeanspruchung. Das voll durchgewärmte Bauteil wird von innen einer
zu schnellen Abkühlung unterzogen. Die Schrumpfungen der
Innenrandfaser übersteigen die Duktilitätsgrenze und führen zu
Rissen.
Von diesem Schädigungsmechanismus können dickwandige
Komponenten wie Armaturen im Frischdampf, der HZÜ-Leitung,
Turbinenventil, Turbinengehäuse betroffen sein.
Ein besonderes Augenmerk ist auf die Turbinenkomponenten
zu richten, da die thermische Ermüdung, insbesondere die
erhöhten Lasten bei An- und Abfahrten, in die „Low-CycleFatigue“ (LCF) Auslegung mit eingehen. Gegebenenfalls müssen
Auslegungsszenarien dieser Komponenten an die Anforderungen der
Lastflexibilität angepasst werden.
Bild 12 - Absperrschieber mit
Thermoschockrissen auf der
Innenoberfläche.
Links werden die Risse durch eine
Rot-Weiß-Prüfung nachgewiesen.
Fig. 12 - Full-way valve with thermal
shock cracks at the inner surface.
Left – the cracks are visualised with
red-white penetrating test.
Journal 35
Localised Creep and Fatigue
In a steam generator with recurring unbalanced conditions, the
headers could be affected. Generally the header construction
includes effects of unbalanced conditions. But in practice, issues are
detected, which are caused by too high temperature levels at header
nozzles. On the one hand the high temperature generates high creep
damage at the nozzles and on the other hand the high temperatures
could produce too high temperature gradients producing too high
hole edge stress at the inner side of the header. For crack initiation
the geometry of the hole edge and the temperature difference are
crucial. Therefore the crack initiation risk is reduced with a chamfer of
the bored hole. The area around the nozzle hole is generally subject
to thermal fatigue. A reduction of thermal amplitude and number of
cycles decreases this fatigue.
Fig. 11 - Segment of a header – inner
side: The area between the nozzle
hole is affected by thermal fatigue.
The close-up view left was made
after a MP-test.
Bild 11- Sammlersegment: Die
Nippelscheibe weist auf der
Innenseite Anrisse durch thermische Ermüdung auf. Die
Nahaufnahme links entstand nach
einer MT-Prüfung.
Thermal Fatigue of Thick-Walled Components
The thick-walled components have the highest thermal inertia of
the system. Therefore the highest thermal stresses develop in these
components during load transition, start-up, ramping down or at the
load transfer point of the Benson boiler. The initiation of the cracks
at the inner surface bases on the tensile stresses at the skin zone.
The critical tensile stress value can be generated by two ways. One
possibility – at a too fast temperature increase the inner side skin
zone plasticises (compression), because of the colder and stiffer core
matrix of the wall, which prevents a homogeneous expansion of the
structure. After this the inner surface stands under residual tensile
stress.
Fig. 13 - Cracks in a cast casing at
the inlet area of a intermediate
pressure turbine. The cracks are
caused by thermal cycle fatigue [6].
With additional shrinkage stresses in the ramping down process,
thermal fatigue takes place and crack initiation could occur. The
other possibility is the common case of the thermal shock with a
significant cold medium on a heating part. The shrinking of the skin
layer excesses the ductility limit and cracks will be initiated. These
damage mechanisms could attack the thick-walled components in
the main steam, the hot reheat piping, the turbine valve and the
turbine casing.
Special attention is focused on the turbine components, because
of the higher loads and higher number of start and stops which reduce
significantly the predicted life time. If applicable the dimensioning
scenario should be changed.
Bild 13 - Anrisse im Gussgehäuse
im Einströmbereich einer
Mitteldruckturbine, hauptsächlich
verursacht durch thermozyklische
Ermüdung bis hin zu Thermoschock
[6].
4. Schlussfolgerungen
Der Anspruch an bestehende wie auch zukünftig zu bauende
fossilbefeuerte Kraftwerke, einer erhöhten Flexibilität gerecht zu
werden, muss den technischen Grenzen folgen.
Aus den Erkenntnissen von Schäden an Bestandsanlagen infolge
erhöhter Flexibilität sind strukturierte Abhilfemaßnahmen zu
erstellen und parallel als Erkenntnisse in das Design neuer Anlagen
mit einzubinden.
Bei Vergleich der Beanspruchungsszenarien lassen sich vereinfacht
drei Hauptbelastungskomponenten ableiten:
• Die Lokalisierung von Belastungen (Temperatur und Dehnung)
• Dehnungen – Erhöhung von Amplitude und Anzahl
• Kondensatbildung
Für die Bestandsanlagen und den möglichen Neubau ergeben sich
daraus folgende Hauptaufgaben:
• Verfahrenstechnische Lösungen zur Reduzierung von
Zyklen bzw. Amplituden
• Verringerung von Schieflagen (verfahrenstechnisch und konstruktiv)
• Anfahrgradienten anlagentechnisch bewerten und
anlagentechnisch optimieren
• Die Konstruktion elastischer gestalten
• Vermeidung von Kondensat mit Warmhaltung und
Kondensatableitung
• Anwendung verbesserter Tools für die LCF- und TMF-Bewertung
und verbesserte ZfP-Methoden zur Überwachung von DRKSchädigungen
Ein Paradebeispiel für verfahrenstechnische Lösungen zur Reduzierung von Zyklen ist die Verwendung des Kondensatstopps bei
Neuanlagen.
Journal 37
4. Résumé
One of the major requirements for existing as well as for future
fossil-fired power plants is the mastering of the higher demand of
flexibility. However for the present power plants limits exist caused
by construction and material. The number of cases of damage in the
last years is related to the higher demand for flexibility.
Because of this, a need exists to summarise and to classify these
cases. As a result, a workaround solution for the asset and corrective
methods for the construction of new systems will be developed.
After the evaluation of the existing data three specific, loading
components can be described:
• The localisation of the load with local strain and temperature
• Higher stresses through higher strain amplitudes and frequency
• Formation of condensate
For the existing power plants the resultant measures are:
• Solution in process engineering to reduce the number of alternations
in temperature and the height of the amplitudes
• Reduction of the unbalanced situation (through process engineering
and construction)
• Analysis of the gradient in the ramping up and down phase and
optimizing these to reduce the damage potential
• Design the construction more elastically
• Prevent or reduce the condensate through a hot standby system and
an optimised condensate drain system
• Application of better calculation tools for the LCF- and TMFevaluation
• Application of better NDT-methods to prevent failures due to
corrosion fatigue
For example one of the process engineering solutions is the
condensate stop in new USC-power plants, which reduces the
number of alternation modes.
Literature
[1] B&W Plant Service Bulletin (PSB-55): Corrosion-Fatigue Failures of Riser Tube Bends, (2002)
[2] HSE-Report (UK): Corrosion fatigue failure of tubes in water tube boilers, http://www.hse.gov.uk/comah/alerts/corrosion.htm
[3] B. Devrient, A. Roth, K. Küster, U. Ilg, and M. Widera: Effect of dynamic strain ageing on the environmentally assisted cracking
of low-alloy steels in oxygenated high-temperature water, in Proc. 13th Int. Conference of Environmental Degradation of
Materials in Nuclear Power Systems - Water Reactors; August 19-23, 2007, Whistler, British Columbia, Canada (2007)
[4] E. Lenz, N. Wieling: Strain-induced corrosion cracking of low-alloy steels in LWR-Systems – interpretation of susceptibility by
means of a three dimensional (T, ε, dissolved oxygen) diagram, Nuclear Engineering and Design (1986) S. 331-344
[5] R. Gillessen, Verlagerungs- und Verformungsvorgänge an Hochdruckrohrleitungen eines 770-MW-Blockes, 3R International
Heft, (1992) S. 3-10
[6] R. Nothdurft, A. Mühlig, H. Diem: Ungewöhnlicher Schaden am Innengehäuse einer MD-Dampfturbine, VDI Schadenstagung,
(2010) S. 249-259
An dieser Ausgabe wirkten mit:
Dr.-Ing. Alexander Gentemann
Geschäftsentwicklung
Business Development
T +49 2 09-6 01-51 30
M +49 1 51-12 24 68 17
Robin Holdorf
Dampferzeuger & Nebenanlagen/ETD
Steam Generators & Accessories
T +49 89-12 54-35 73
M +49 1 60-8 83 10 33
Stefan Bartz
Leittechnik/HTL
Process Control Engineering
Geschäftsbereich Hydrotechnik
Hydro Technology Division
T +49 8 71-6 94-42 50
M +49 1 60-90 50 23 29
Christian Burmester
Dampferzeuger & Nebenanlagen/ETD
Steam Generators and Accessories
T +49-2 09-6 01-52 38
M +49-1 73-6 01-52 25
Journal 39
Contributing authors:
Dr.-Ing. Matthias Humer
Schwingungsdiagnostik/MTV
T +49 2 09-6 01-59 40
M +49 1 60-96 98 86 51
Arndt Fischer
Schwingungsdiagnostik/MTV
T +49 2 09-6 01-82 89
M +49 1 75-1 89 29 20
Michael Figge
Generatoren/MTG
Generators
T +49 2 09-6 01-59 44
M +49 1 73-6 01-50 86
Dr.-Ing. Mirko Bader
Werkstofftechnik/STW
Material Technology
Geschäftsbereich Systemtechnik
Systems Technology Division
T +49 2 09-6 01-52 12
M +49 1 73-7 07 87 20
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Bergmannsglückstraße 41-43
45896 Gelsenkirchen
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Edited by:
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