Journal 25

7/21/2019 Journal 25

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Neuigkeiten undinteressante Projekte

News and

project highlights

Oktober 2015

JournalKundenmagazin/Customer MagazineAusgabe/Issue 25

7/21/2019 Journal 25


02 E.ON Anlagenservice

Von E.ON zu Uniper

From E.ON to Uniper

In diesem 25. Journal berichten wir zum letztenMal als E.ON Anlagenservice über unsere Projek-

te, denn mit dem Jahreswechsel wechselt auch

die Bezeichnung unserer Gesellschaft. Ab 2016

werden wir zur Uniper, also zu dem neuen Kon-

zern, der unter anderem die konventionellen

Kraftwerke der E.ON betreiben wird, gehören.

Über die sich hieraus ergebenden formalen

Änderungen werden wir Sie in absehbarer Zeit

gesondert informieren.

Der Name ändert sich, die Leistung bleibt.

Wie bisher wird unseren Kunden das bekannteLeistungsspektrum zur Verfügung stehen. Unser

Know-how und unsere Ressourcen werden wir

auch unter dem neuen Namen in gleichem Maße

einsetzen und Ihnen herstellerunabhängigen

Service bieten können.

Die jüngste Entscheidung zum Verbleib der

Kernkraftwerke im E.ON-Konzern hat auf unser

Geschäft keine Auswirkungen. Zunehmende

Rückbauaktivitäten und kernenergierelevante

Themen steigern die Anforderungen an unseren

Fachbereich Nukleartechnik. Mit der Erfahrungaus erfolgreich abgeschlossenen Rückbauprojek-

ten sowie dem umfassenden Know-how aus der

Montage und dem Austausch von Schwerkom-

ponenten konnte sich die Nukleartechnik in die-

sem Jahr gleich in zwei Vergabeverfahren durch-

setzen und anspruchsvolle Aufträge für sich

gewinnen.

Die Energieerzeugung wandelt sich und die

konventionelle Sparte steht unter einem enor-

men Druck. Chancen können sich aber durch eine

enge und vertrauensvolle Zusammenarbeit von

Betreibern und Instandhaltungsunternehmenergeben.

Dieses Thema greifen Leon Westhoeve/Vize-

präsident Generation E.ON Benelux und unser

Geschäftsführer Maciej Brzoskowski in ihrem

gemeinsamen Artikel auf, der auch unter dem

Titel „Maintenance without money“ in der VGB

PowerTec erschien.

Wir reagieren auf die rasanten Marktverände-

rungen, indem wir uns auf den individuellen

Bedarf unserer Kunden ausrichten.

This 25th edition of our Customer Journal is the last one in which

we report on our projects as E.ON Anlagenservice because at the

turn of the year the name of our company will change. From 2016

on we will be part of Uniper, the new group of companies that

will be in charge of operating E.ON’s conventional power plantsamong other things. We will inform you about the formal

changes of that reorganisation in due course.

New name - same first-class service.

The range of services available to our customers will remain

unchanged. We will continue to deploy our expertise and

resources in exactly the same way, offering you high-quality

services independent from the OEMs.

The recent decision to keep the nuclear power plants within

the E.ON Group will have no impact on our business. More

decommissioning and dismantling work as well as other nuclear-

related activities will place increasing demands on our Nuclear Technology Department. Thanks to their experience gained from

successfully completed nuclear decommissioning projects and

their extensive expertise in heavy component assembly and

replacement, our nuclear specialists have this year already won

two major tenders, securing large, sophisticated contracts for the

company.

The power utilities sector is undergoing a majortransformation and conventional power plants are under

enormous pressure. Yet close collaboration in a spirit of trust

between operators and maintenance service providers may also

open up new opportunities. This topic is addressed by Leon

Westhoeve/Vice President Generation E.ON Benelux and our

Managing Director Maciej Brzoskowski in their article which was

also published in VGB PowerTec under the title "Maintenance

without money".

We respond to the rapid marked changes by aligning

ourselves to the evolving needs of our customers.

Daniel Brückner Leiter Vertrieb & MarketingHead of Sales & Marketing

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Journal 03

Inhaltsverzeichnis

EnBW Seite 04

Kernkraftwerk Neckarwestheim Block IRückbau des ReaktordruckbehältersGeschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik Nukleartechnik

Bundesamt für Strahlenschutz Seite 08EAS-Nukleartechnik erhält PlanungsauftragGeschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik Nukleartechnik

Instandhaltung ohne Geld Seite 12Herausforderung zu Veränderungen

Generation Benelux/E.ON Benelux N.V.E.ON Anlagenservice

Statkraft Seite 24Neue Energieversorgungsanlagenfür WasserkraftwerkeGeschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Schaltanlagen und Schaltgeräte

Power to Gas Seite 28Aufstellung einer kompletten Trafostation

Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Schaltanlagen und Schaltgeräte

VKK Standardkessel Seite 30Leistung optimiertGeschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Dampferzeuger und Nebenanlagen

Wasserkraftwerk Hebertshausen Seite 34Erster Auftrag in der AbwicklungGeschäftsbereich Hydro & Wind Power

Torsionsschwingungen an Kraftwerksturbosätzen Seite 36Entstehung und AuswirkungenGeschäftsbereich Maschinentechnik Konstruktion und Technik

EnBW Page 05

Neckarwestheim Nuclear Power Plant Unit IDismantling the reactor pressure vesselProcess Equipment & Boiler Technology DivisionNuclear Technology

Federal Office for Radiation Protection Page 09EAS-Nuclear Technology awarded planning contractProcess Equipment & Boiler Technology DivisionNuclear Technology

Maintenance without money Page 13Challenge for changes

Generation Benelux/E.ON Benelux N.V.E.ON Anlagenservice

Statkraft Page 25New power supply systemsfor hydroelectric power plantsE, C&I Technology DivisionSwitch Gears

Power to Gas Page 29Installation of an entire substation

E, C&I Technology DivisionSwitch Gears

VKK Standardkessel Page 31Performance optimisedE, C&I Technology DivisionSteam Generators and Accessories

Hydroelectric power plant Hebertshausen Page 35Initial contract underwayHydro & Wind Power Division

Torsional vibration in power plant turbo-generator sets Page 37Cause and effectRotating Technology DivisionMechanical Construction & Engineering

List of contents

Titelfoto: Ferngesteuerte Zerlegung eines Reaktor-Druckbehälters Cover: Remote-controlled flame-cutting of a reactor pressure vessel

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Kernkraftwerk Neckarwestheim Block IRückbau des Reaktordruckbehälters

Nach der politischen Entscheidung zum schrittweisen Ausstieg

aus der Kernenergie wurde Block I des Kernkraftwerks

Neckarwestheim (GKN I) im Jahr 2011, nach 35 Jahren Betriebszeit,

abgeschaltet.

Bis zum Abschluss des atomrechtlichen Genehmigungs-

verfahrens zur Stilllegungs- und ersten Abbaugenehmigung

(1. SAG) bleibt GKN I im sogenannten Nachbetrieb.

Im Sommer 2012 hatte die EnBW Kernkraft GmbH (EnKK) die

Strategie für den Rückbau aller ihrer Anlagen verabschiedet und

sich dabei für den direkten Rückbau entschieden.

EAS qualifizierte sich im Jahr 2014 erfolgreich für die Teilnahme

an der Ausschreibung der EnKK für die Demontage aktivierter

Bauteile von GKN I.

Für die Bewerbung um dieses Projekt fand die EAS-Nuklear-

technik mit Westinghouse und GNS die richtigen Partner.

Westinghouse (WEG) ist ein führendes Unternehmen in der

Kerntechnik und GNS bringt die speziellen Erfahrungen in der

Entsorgungs- und Verpackungstechnik mit.

Die technische Ausarbeitung des Angebotes für das gesamte

Arbeitspaket nahm einen Zeitraum von rund acht Monaten in

Anspruch. Die einschlägigen Erfahrungen der drei Gesellschaften,

ein überzeugendes Konzept, das durchaus für weitere Rück-

bauprojekte genutzt werden kann, und ein ausgewogenes Preis-/

Leistungsverhältnis führte das Konsortium EWG mit Sitz in

Gelsenkirchen schließlich zum Erfolg.

E.ON Anlagenservice GmbH, Gelsenkirchen (Konsortialführer)

Westinghouse Electric Germany GmbH, Mannheim

GNS Gesellschaft für Nuklearservice mbH, Essen

EAS-Nukleartechnik

Die Ausschreibung der EnBW Kernkraft GmbH zur Demontage aktivierterBauteile (DaB) von Block I des Kernkraftwerks Neckarwestheim (GKN I)beinhaltete die Zerlegung und Verpackung des Reaktordruckbehältersinklusive der Einbauten. In einer Bietergemeinschaft mit der WestinghouseElectric Germany GmbH und der GNS Gesellschaft für Nuklearservice mbHbeteiligte sich E.ON Anlagenservice an diesem Ausschreibungsverfahrenund erhielt den Zuschlag.

Kernkraftwerk Neckarwestheim / Neckarwestheim nuclear power plantQuelle/Source: EnBW

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Journal 05

Neckarwestheim Nuclear Power Plant Unit IDismantling the reactor pressure vessel

Following the political decision to gradually phase out nuclearenergy, Unit I of Neckarwestheim nuclear power plant (GKN I) was

decommissioned in 2011, after 35 years of operation. Pending

completion of the nuclear licensing procedure for

decommissioning and dismantling (1. SAG), GKN 1 remains in the

so-called post-operations phase.

In the summer of 2012, EnBW Kernkraft GmbH (EnKK) decided

on its strategy for demolishing all its plants and opted for

immediate demolition.

In 2014 EAS successfully qualified for participation in

EnKK’s tender process for the dismantling of activated GKN I

components.

The EAS Nuclear Technology Department found the idealpartners, with which to bid for this project, in Westinghouse and

GNS.

Westinghouse (WEG) is a leading nuclear technology companywhile GNS brings specialised experience of waste disposal and

packaging technology to the table.

It took around eight months to work out the technical aspects

of the bid for the entire work package. Due to the relevant

experience of the three companies, a convincing concept, which

can also be transferred to other dismantling projects, and an

equitable price/performance ratio, the EWG consortium, based in

Gelsenkirchen, was ultimately successful.

Executive Kick-Off

on 18 August 2015

Upper line/obere Reihe

from left/von links.:Lars Kischel/WEG,

Klaus Jobst/GNS,

Thorsten Benten/EAS,

Dr. Holger Spann/GNS,

Dr. Norbert Haspel/WEG

Middle line/mittlere Reihe: Michael-Jakob Frank/ETG,

Holger Bröskamp/GNS,

Jörg Michels/EnKK,

Maciej Brzoskowski/EAS,

Klaus Glasenapp/EAS

Front line/vordere Reihe:Dr. Claus-Dieter Bölle/EnKK,

Dr. Wolfgang Eckert/EnKK,

Klaus Reuschle/EnKK

E.ON Anlagenservice GmbH, Gelsenkirchen (consortium leader)

Westinghouse Electric Germany GmbH, Mannheim

GNS Gesellschaft für Nuklearservice mbH, Essen

EAS Nuclear Technology

The call for tender put out by EnBW Kernkraft GmbH for dismantlingthe radioactive components of Unit I at Neckarwestheim nuclearpower plant (GKN I) included the dismantling and packaging of thereactor pressure vessel with internals. E.ON Anlagenservice took partin this bid in a consortium with Westinghouse Electric Germany GmbHand GNS Gesellschaft für Nuklearservice mbH and was awarded thecontract.

Quelle/Source: EnBW

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Voraussetzung für die Durchführung der Arbeiten ist die Er-

teilung der Stilllegungs- und ersten Abbaugenehmigung (1. SAG)

durch das zuständige baden-württembergische Umweltminis-

terium.

Der entsprechende Antrag für Stilllegung und Abbau von

Block I wurde von der EnBW Kernkraft GmbH im Mai 2013

eingereicht.

Im Konsortium sind folgende Zuständigkeiten geregelt:

EAS Demontage und Zerlegung des Reaktordruckbehälters

(RDB-Unterteil/Gesamtgewicht rd. 235 Tonnen) und des

Schemels

WEG Demontage und Zerlegung der RDB-Einbauten

(Gesamtgewicht rd. 113 Tonnen)

GNS Durchführung der Verpackung und Erstellen der

Abfallgebindedokumentation.

Die Arbeiten finden jeweils unter der Regie der EnBW Kernkraft

GmbH statt.

Nach der Auftragserteilung begannen unverzüglich die Vorbe-

reitungen. Die Demontage der aktivierten Bauteile erfolgt in vierLeistungsphasen:

1. Genehmigungs- und Planungsphase

2. Entwicklung, Fertigung und Kalterprobung der technischen

Einrichtungen

3. Rückbau der RDB-Einbauten unter Berücksichtigung von

Brennstoff in der Anlage

4. Rückbau des RDB

Dazu gehört die optimierte Planung der einzusetzenden KC-

und ggf. MOSAIK® Behälter, unter Berücksichtigung der

radiologischen Beprobungsergebnisse und Schnittplanung zur

Minimierung des Abfallvolumens, in enger Zusammenarbeit aller

drei Konsorten.

Wenn der praktische Einsatz der EAS vor Ort in Leistungs-

phase 4 beginnt, sind die Kerneinbauten und Brennelemente

bereits entfernt. Der RDB wird über eine Traverse mit demReaktorgebäudekran abgehoben und zunächst auf einer Trag-

konstruktion abgesetzt.

Zur Zerlegung wird eine Vorrichtung als Unterkonstruktion

gefertigt, in das ehemalige Brennelementlagerbecken eingesetzt

und der RDB darauf platziert. Durch eine entsprechende Ein-

hausung/Abschirmung dieses Bereichs entsteht ein wirksamer

Schutz gegen Aerosole, Schweiß- und Rauchgase, die beim

Brennschneiden freigesetzt werden.

Das Unterteil des RDB besteht aus der Flanschzone mit

Stutzen, dem zylindrischen Teil des Druckbehälters sowie der

halbkugelförmigen Bodenkalotte. Die Zerlegung erfolgt mit

einem von EAS entwickelten Manipulatorsystem. Das bedeutet,der RDB steht fest, der Schneidbrenner wird fernbedient um den

Topf herumgeführt und zerlegt den Mantel mit sogenannten

L-Schnitten. Ein ebenfalls fernbedientes Greifersystem hebt die

Bauteile heraus, um sie in der im Abstellbecken (Teil des

Reaktorbeckens) untergebrachten Verpackungsstation zur

Verladung in Konrad-Container abzulegen. Den Schluss der

Zerlegung bildet die Kalotte.

R P V b o t t o m

L o w e r s e c t i o n

C y l i n d r i c a l p a r t

Support plate

Connections

RDB

Demontage und Zerlegung des

Reaktordruckgefäßes (nur Unterteil)

Wesentliche Technologie: Thermisches

Trennverfahren (hohe Schnittleistung

und Prozesssicherheit)

RPV

Dismantling and disassembly of reactor

pressure vessel (lower section only)Main technology: Thermal cutting

(high cutting performance and

process safety)

F l a n g e r i n g

C l o s u r e h e a d

Quelle/Source: WEG

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Journal 07

The work cannot start until the decommissioning and initial

dismantling licence (1. SAG) has been issued by the Baden-

Württemberg Environment Ministry, which is responsible for the

project. EnBW Kernkraft GmbH submitted the corresponding

application for decommissioning and dismantling of Unit I in May

2013.

Responsibilities within the consortium are as follows:EAS Dismantling and disassembly of the reactor pressure vessel

(RPV lower section/total weight approx. 235 tonnes) and the stool

WEG Dismantling and disassembly of the RPV internals (total

weight approx. 113 tonnes)

GNS Packaging and preparing the documentation for the waste

packages.

All the work will be performed under the direction of EnBW Kernkraft

GmbH.

Preparations started as soon as the contract was placed.

Dismantling of the radioactive components will take place in four

phases:

1. Licensing and planning phase2. Development, manufacture and cold commissioning of

technical equipment

3. Dismantling of the PRV internals, taking account of fuel in the

plant

4. Dismantling of RPV

This includes optimised planning of the KC and possibly

MOSAIK® casks that are to be used, taking account of the

radiological sampling results and cutting plans to minimise

waste volume, in close consultation between all three partners.

By the time EAS starts to work on site during execution

phase 4, the core internals and fuel elements will already have

been removed. The RPV will be lifted up on a lifting beam using

the reactor building crane and initially set down on a supportingframe.

For the purposes of dismantling, a unit will be made to act as

a substructure, placed in the former fuel storage pond and the

RPV will be placed on it. This area will be appropriately

enclosed/shielded to provide effective protection against aerosols

and welding and waste gases that are released during thermal

cutting.

The lower section of the RPV consists of the flange area with

connections, the cylindrical part of the pressure vessel and the

hemispherical RPV bottom.

A manipulator system developed by EAS will be used for

disassembly. For this the RPV is held still, the cutting torch ismoved around the cylinder by remote control and cuts the shell

using so-called L-cuts. A similarly remotely controlled grab

system lifts the components out and places them in the

packaging station housed in the setdown pond (part of the

reactor pond) for loading into Konrad containers (KC). The RPV

bottom is the last thing to be cut up.

Upper core

support structure

Lower core

support structure

Stool

PRV internals

Dismantling and disassembly

of RPV internals

Main technology: Mechanical

wet cutting (sawing)

RDB-Einbauten

Demontage und Zerlegung

der RDB-Einbauten

Wesentliche Technologie: Mechanische

Nasszerlegung (Sägeverfahren)

Packaging and documentation

for waste packages

Handling and use of "proven in-

use" tools and equipment

Verpackung undAbfallgebindedokumentation

Handhabung und Einsatz von

betriebsbewährten Werkzeugen

und Geräten

Handling of

MOSAIK® II-15

casks

Handhabung

MOSAIK® II-15-

Behälter

Adjusting

MOSAIK® insert

Einstellen

MOSAIK® Einsatz

Quelle/Source: WEG

Source/Quelle: WEG Source/Quelle: WEG

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EAS-Nukleartechnikerhält Planungsauftrag

Über eine EU-weite Ausschreibung suchte

das Bundesamt für Strahlenschutz (BfS),das die Betreiberverantwortung für die

Asse erst 2009 übernommen hat, nun

Experten für die Erstellung eines Konzepts

„Planung zur Rückholung der radioaktiven

Abfälle“ und entschied sich für ein Konsor-

tium unter der Federführung der EAS.

Die Salzförderung in der Schachtanlage

Asse II in Niedersachsen wurde 1964 ein-

gestellt. Im Jahr danach kaufte der Bund

die Anlage, um dort ab 1967 schwach- und

mittelradioaktive Abfälle einzulagern.

Innerhalb von gut zehn Jahren sammeltensich in insgesamt 13 Abbaukammern in

511, 725 und 750 Meter Tiefe rund 126.000

Fässer und Gebinde an.

Die Abbaukammern in einem Salz-

bergwerk sind so angelegt, dass das ver-

bleibende Salzgerüst das Gewicht des

Deckgebirges für die Dauer der Rohstoff-

gewinnung selbst tragen kann. Künstliche

Stützen und Streben kommen nicht zumEinsatz.

Im Laufe der Jahre bauten sich in der

Asse zwischen den Abbausohlen erheb-

liche mechanische Spannungen auf und

das Salzgerüst verlor an Festigkeit.

Stabilisierungsmaßnahmen durch Ver-

füllung von Abbaukammern wurden erst

ab 1995 durchgeführt. Dies führte zu

Verformungen, die sich bis in das Deck-

gebirge fortsetzten und schließlich zu

Rissbildungen führten.

Bereits Ende der 80er Jahre wurden

Wassereintritte festgestellt. Dieses kriti-

sche Thema wurde bereits mehrfach

wissenschaftlich untersucht.

Bundesamt für Strahlenschutz

Das Gesetz „Lex-Asse“ legt die Rückholung der radioaktiven Abfälle aus derSchachtanlage Asse II fest. Durch einen fehlenden Langzeitsicherheitsnachweiskönnen langfristig nicht die gesetzlich verankerten Schutzziele für Mensch undUmwelt nachgewiesen werden. Seit die politischen, wissenschaftlichen undadministrativen Versäumnisse bekannt geworden sind, steht das ehemaligeSalzbergwerk verstärkt im Blickpunkt der Öffentlichkeit.

Schachtanlage Asse / Asse mine

Schwach- und mittelradioaktive Abfälle - Einlagerungskammer 1 in 725 Metern TiefeLow and intermediate level waste – storage chamber 1 at a depth of 725 m

Quelle/Source: BfS

Quelle/Source: BfS

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EAS Nuclear Technologyawarded planning contract

The Federal Office for Radiation Protection

(BfS), which took over operatorresponsibility for Asse in 2009, put out an

EU-wide call for tender to find experts

to draw up a "Plan for the recovery of

radioactive waste" and selected a

consortium headed by EAS.

The Asse II salt mine in Lower Saxony

stopped producing salt in 1964. The

following year, the German government

bought the mine and used it for storing

low and intermediate level waste from

1967 onwards. Within a period of ten years,

around 126,000 waste drums and packageshad accumulated in the 13 chambers, at

depths of 511, 725 and 750 metres.

The excavation chambers in a salt mine

are designed so that the residual salt

structure can bear the weight of the

overlying rock for the duration of

extraction operations. No artificial

supports or struts are used.

Over the years, considerable mechanical

stresses built up between the excavation

beds in the Asse mine and the salt

structure was weakened. It was not until

1995 that work started to stabilise the

structure by filling in excavation chambers.

This resulted in deformation, which

extended into the overlying rock and

finally led to cracking.

By the end of the 1980s, water

penetration was discovered. This critical

issue has been scientifically investigated

several times.

Since 2009, the BfS has operated AsseII under the strict rules that apply to a

nuclear facility. Various stabilisation and

safety measures have been undertaken

since then.

Federal Office for Radiation Protection

The so-called „Lex Asse“ law specifies that the radioactive waste storedin the Asse II mine must be recovered. Because the facility cannotbe shown to be safe in the long term, it does not meet the statutoryrequirements for the protection of people and the environment.Since the political, scientific and administrative failures came to light,the former salt mine is coming under increasing public scrutiny.

Engine house with winding tower / Maschinenhaus mit Förderturm

Low and intermediate level waste – storage chamber 7 at a depth of 725 mSchwach- und mittelradioaktive Abfälle - Einlagerungskammer 7 in 725 Metern Tiefe

Quelle/Source: BfS

Quelle/Source: BfS

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Seit 2009 wird die Asse II unter den

strengen Regeln einer kerntechnischen

Anlage durch das BfS betrieben. Verschie-

dene Stabilisierungs- und Sicherungsmaß-

nahmen wurden seither durchgeführt.

Untersuchungen ergaben, dass die

Sicherheit in der Asse nicht dauerhaft nach

den heute gültigen Standards nachgewie-sen werden kann. Radioaktive Stoffe könn-

ten freigesetzt werden und in das Grund-

wasser gelangen.

Das BfS ließ unterschiedliche Stillle-

gungsvarianten miteinander vergleichen.

Nach einem wissenschaftlichen Verfahren

und einem öffentlichen Diskussionspro-

zess wurde entschieden, dass die Bergung

der Abfälle den sichersten Weg beschreibt.

Mit dem in 2013 erlassenen Bundesge-

setz „Lex Asse“ wurde festgelegt, dass die

radioaktiven Abfälle vor einer Stilllegungder Asse beschleunigt geborgen werden

sollen.

So weit so gut – aber wie sieht es mit der

technischen Machbarkeit aus?

Die Herausforderung besteht darin, die

dort lagernden radioaktiven Abfälle fern-gesteuert zu bergen, mit einer Umverpa-

ckung zu versehen und an die Oberfläche

zu bringen.

Die EAS-Nukleartechnik hat ihr Know-

how im ferngesteuerten Rückbau und in

der Verpackung radioaktiver Komponen-

ten in diversen Kernkraftprojekten unter

Beweis gestellt. Die Bergung aus einer

Schachtanlage, unter den vorherrschenden

schwierigen Bedingungen und unter Be-

rücksichtigung der gesamten Infrastruktur,

ist aber eine andere Sache.

Fest steht, dass der vorhandene

Schacht 2 für die logistischen Maßnahmen

nicht ausreicht und daher ein neuer

Schacht (Schacht 5) abgeteuft werden

muss.

EU-weite Ausschreibung:

„Planung zur Rückholung der radioaktiven

Abfälle“

Die EAS bewarb sich, gemeinsam mit aus-

gesuchten Fachunternehmen als Kon-

sortialpartnern, um dieses komplexe

Projekt.

Das Konsortium besteht aus:

E.ON Anlagenservice als Konsortialführer,

dem Schachtbauunternehmen DEILMANN-

HANIEL, der ERCOSPLAN Ingenieurgesell-

schaft Geotechnik und Bergbau sowie

dem TÜV Rheinland für den Strahlenschutz

und die Genehmigungsplanung.

Bereits beim vorgeschalteten Teilnah-

mewettbewerb überzeugte dieses Konsor-tium mit seinen einschlägigen Erfahrun-

gen und setzte sich schließlich im Wett-

bewerb durch.

Der Planungsauftrag soll in einem Zeit-

rahmen von höchstens 42 Monaten aus-

geführt und den einzelnen Gremien vorge-

stellt werden.

Im Mai 2015 fand ein Kick-off mit dem

Bundesamt für Strahlenschutz in Salzgitter

statt. Jetzt geht es darum, die Einzelheiten

des Auftrages – Konzeptplanung Berge-

technik, Öffnung der Kammern, Bergungs-

schacht, Infrastruktur und Rückholung –

durchzuführen. Diverse Vorstudien werden

eingehend analysiert und als Basis für die

Planungsarbeit zugrunde gelegt.

Die EAS (Nukleartechnik) konzentriert

sich dabei im Wesentlichen auf die Berge-

und Handhabungstechnik sowie die Ver-

packungsstrategie.

Die logistischen Themen, wie z. B.

Streckenauffahrungen, unter Berücksich-

tigung der besonderen Bedingungen unter

Tage, sind Part des Bergbauunternehmens

DEILMANN-HANIEL.

Die geologischen und gebirgsmechani-

schen Verhältnisse – aktueller Zustand des

Gebirges, welche Veränderungen berück-

sichtigt werden müssen und mit welchen

Möglichkeiten geplant werden muss –

klärt ERCOSPLAN.

Für die Genehmigungsrandbedin-

gungen und den Strahlenschutz ist der

TÜV Rheinland zuständig.Dies wird sicher keine einfache Aufgabe

für alle Beteiligten. Es sind akribische

Untersuchungen erforderlich und alle

Eventualitäten müssen berücksichtigt

werden. Nicht zu vergessen ist die Tatsa-

che, dass es sich hier auch um einen Auf-

trag handelt, der unter der kritischen Be-

obachtung und Beteiligung der Öffent-

lichkeit steht.

Über das Honorar hinaus hat dieser

Auftrag für die EAS jedoch auch einen

enormen Imagewert.

Wenn man die Zwischenlagerproblema-

tik insgesamt betrachtet, könnte dies ein

guter Einstieg in diese Thematik sein.

Optionenvergleich: Vollverfüllung / Rückholung / Umlagerung

Comparison of options: Complete filling / removal / relocation

Quelle/Source: BfS

Weitere Informationen

zu dieser Thematik unter

www.asse.bund.de

Konkrete Informationen zur Auftrags-

vergabe:

www.asse.bund.de/Asse/DE/themen/was-

wird/stilllegungsplanung/rueckholung/

bergmaennische-rueckholung.html)

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Journal 11

Studies revealed that the long-term

safety of the Asse facility cannot be

guaranteed in compliance with current

standards.

Radioactive substances could be

released and find their way into the

groundwater.

The BfS commissioned a comparison ofdifferent decommissioning options.

Following a scientific enquiry and a

process of public dialogue, it was decided

that the safest way forward was to retrieve

the waste.

The federal law known as the „Lex

Asse“, enacted in 2013, specified that the

radioactive waste had to be retrieved

quickly before Asse was decommissioned.

So far, so good – but is it technically

feasible?

The challenge is to recover the stored

radioactive waste using remote handling

techniques, to enclose it in additional

packaging and bring it to the surface.

The EAS Nuclear Technology

Department has already demonstrated itsexpertise in remote-controlled dismantling

and packaging of radioactive components

in various nuclear projects. However, in the

light of the difficult prevailing conditions

and the overall infrastructure, recovering

materials from a mine is quite a different

matter. What is clear is that the existing

shaft 2 will not suffice for logistical

operations and a new shaft (shaft 5) will

have to be sunk.

EU-wide call for tender:

„Plan for the recovery of radioactive

waste“

EAS formed a consortium with selected

specialist firms to bid for this complex

project.

This consortium consists of:

E.ON Anlagenservice as the consortium

leader, the shaft-sinking company

DEILMANN-HANIEL, ERCOSPLAN Ingenieur-

gesellschaft Geotechnik und Bergbau and

TÜV Rheinland for radiological protection

and approval planning.

Even in the preliminary competitive

bidding, this consortium showed itself

to be an impressive candidate with its

relevant experience and went on to win

the contract. The planning contract is due

to be completed and submitted to theindividual committees within a maximum

time-frame of 42 months.

The process kicked off in May 2015 with

the Federal Office for Radiation Protection

in Salzgitter. Now it is a matter of

executing the detailed steps of the

contract – technical recovery concept,

opening of the chambers, retrieval shaft,

infrastructure and the recovery process.

Various preliminary studies are being

carefully analysed to serve as a basis for

the planning work.

EAS (Nuclear Technology Department)

is essentially concentrating on retrieval

and handling technology and the

packaging strategy.

The shaft-sinking company DEILMANN-

HANIEL is concerned with logistical

questions such as drift excavations, taking

account of the particular underground

conditions.

ERCOSPAN is looking at the geological

conditions and rock mechanics – the

current condition of the rock, what

changes are likely to occur and what

contingencies must be allowed for in the

plans.

TÜV Rheinland is responsible for

licensing conditions and for radiological

protection. There is no doubt that this will be a

complex task for all those involved.

Painstaking investigations are required

and all eventualities must be considered.

And, last but not least, there is the fact

that this contract will be performed under

the watchful eye of the public and with

public involvement.

However, apart from the financial

reward, this contract is very valuable

to EAS in terms of its company image.

Looking beyond this contract to the

problems of interim storage in general,

this could be a good way of breaking into

this area.

Flow paths of penetrating water / transport routes for contaminated salt solutionsImage right: Potential emergency flow paths for contaminated brine

Fließwege Zutrittswässer / Transportwege kontaminierter SalzlösungenBild rechts: Potenzielle Fließwege von kontaminierter Salzlauge im Notfall

Quelle/Source: BfS

For further information

on this topic go to

www.asse.bund.de

Specific information about the contract

award can be found at:

www.asse.bund.de/Asse/DE/themen/was-

wird/stilllegungsplanung/rueckholung/

bergmaennische-rueckholung.html)

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Eine erste Reaktion auf stagnierenden oder sinkenden Profit war

und ist der Dreh an der Kostenschraube und auch Instandhal-

tungsunternehmen bekamen die Auswirkungen reduzierter Bud-

gets deutlich zu spüren.

Bedingt durch den massiven Ausbau der Erneuerbaren Ener-gien und die schwankende Einspeisung, unter anderem aus der

Windkraft, steigt der Druck auf konventionelle Anlagen weiter an.

Ältere Kraftwerke sind nicht auf „Leistung bei Bedarf“ ausgelegt

und die Betreiber stehen vor neuen Problemen. Eine wirtschaft-

liche Auslastung ist nicht mehr gegeben, stattdessen sind zusätz-

liche Kosten für Reparatur- und Instandhaltungsmaßnahmen

absehbar.

Wie aber sind steigende Anforderungen zu bewältigen, wenn

die Budgets schon vorher nicht ausreichten? Die Lage ist mehr als

kritisch, doch es gibt reelle Chancen, die Situation zu entschärfen,

wenn Energieerzeugungs- und Instandhaltungsunternehmen

an einem Strang ziehen und maßgeschneiderte Lösungen ent-wickeln.

Instandhaltung in Kraftwerksanlagen ist von immenser Bedeu-

tung und Optimierungsmaßnahmen sind ebenso gefragt wie der

Einsatz neuer Technologien.

Die hohen Ansprüche bestehen also nach wie vor; die Schwie-

rigkeit liegt in der Finanzierung. Das ist das Problem, welches sich

durch fortwährende Veränderung im Energiemarkt immer weiter

aufgebaut und sich auch auf Instandhaltungsunternehmen deutlich

ausgewirkt hat.

Kraftwerksbetreiber und Instandhaltungsunternehmen muss-

ten immer wieder auf neue Entwicklungen reagieren. Wirklich

kritische Zeiten für beide Seiten brachen dann mit der Energie-

wende in Deutschland an.

Instandhaltung muss sein, aber wie ist das mit knappen undweiter schrumpfenden Budgets zu realisieren? Wie kann die ge-

forderte Flexibilität fossil befeuerter Anlagen und der damit ver-

bundene erhöhte Verschleiß von Komponenten mit sinkendem

Profit in Einklang gebracht werden? Ist ein wirtschaftlicher Be-

trieb bei den derzeitigen Rahmenbedingungen überhaupt noch

möglich und wie wirken sich weitere Kostensenkungsprogramme

auf die Instandhaltung aus?

Betrieb und Instandhaltung sind unzertrennbar miteinander

verbunden. In kritischen Zeiten ergeben sich neue Chancen, wenn

Betreiber und Instandhalter enger zusammenrücken und ge-

meinsam Strategien zum beiderseitigen Vorteil entwickeln. Ein

Beispiel dafür sind die neue Operation & Maintenance Strategieder Global Unit Generation (E.ON SE) und die angepassten Ser-

viceprogramme der E.ON Anlagenservice GmbH.

Die Global Unit Generation (kurz: die Flotte) besteht aus den

vier Erzeugungsflotten Steam, Gas-CCGT, Nuclear und Hydro

sowie, praktisch als fünfte Flotte in Unterstützungsfunktion,

E.ON Anlagenservice (EAS). EAS erbringt nicht nur für E.ON

Service- und Instandhaltungsleistungen in allen technischen

Bereichen unterschiedlicher Kraftwerkstypen, sondern generiert

etwa 50 Prozent des Geschäfts im externen Markt.

Instandhaltung ohne GeldHerausforderung zu Veränderungen

Im Laufe der letzten Jahre stand die Energiewirtschaft ständig vor neuenHerausforderungen. Ließen sich die ehrgeizigen europäischen Klimaschutzzielein guten Zeiten noch stemmen, so führten weitere politische Rahmenbedingungenzu enormen Belastungen, die ihren Höhepunkt in der Energiewende fanden.

Bild/Fig. 1 Das Erzeugungsgeschäft steht von allen Seiten unter erheblichem Druck The generation business faces significant pressure from all directions

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An initial response to stagnating or sinking profits was and still is

the need to drive costs down, and maintenance contractors to

have not been immune to the impact of shrinking budgets.

Pressure on conventional energy providers continues to grow

with the massive expansion of renewables and the erraticcontribution made by alternatives such as wind power. Older

power plants are not designed for ‘power on demand’, and their

operators now face new problems. Economically viable capacity

utilisation is no longer an option, and instead operators can look

forward to additional costs for repairs and maintenance.

But how can they cope with these rising demands when even

previous budgets were stretched? The current situation is more

than critical, and yet there some real opportunities to ease the

squeeze so long as energy generators and maintenance

contractors pull together and develop custom solutions.

Maintenance is of the essence for power plants, and there is as

much demand for optimisation as there is for new technologies.But while the demands are as big as ever, the difficulty is in the

financing. This is a problem which has continued to grow as the

energy market has continued to change, and which is having a

huge impact on maintenance contractors.

Power plant operators and maintenance companies have

always had to respond to new developments, but the really

critical times for both parties started when Germany decided to

turn its back on nuclear and fossil fuels as part of the

‘Energiewende’ (turnaround in German energy policy).

Plants have to be maintained, but how is this to be achieved

with budgets that are already being squeezed and are continuing

to shrink? How can the flexibility that is being demanded of fossil-fired plants and the associated increased wear on components be

squared with sinking profits? Can plants be operated at all

profitably in the current climate, and how will future cost-cutting

programmes affect maintenance?

Operation & Maintenance are inseparably linked. In critical

times, new opportunities arise when operators and maintenance

companies move closer together and develop joint strategies

which work to their mutual advantage. One example of this is the

new Operation & Maintenance Strategy of Global Unit Generation

(E.ON SE) and customised service programmes offered by E.ON

Anlagenservice GmbH.

Global Unit Generation (‘the fleet’ for short) comprises the fourgeneration fleets of Steam, Gas-CCGT, Nuclear and Hydro plus –

effectively as a fifth fleet with a support function – E.ON

Anlagenservice (EAS).

It is not just for E.ON that EAS provides services and

maintenance in all the technical and engineering fields and for

different types of power plant. Around 50% of its business is

generated in the external market.

Maintenance without moneyChallenge for changes

Recent years have seen the energy industry facing a seemingly endless stringof new challenges. While the industry managed to meet Europe’s ambitiousclimate protection targets in the good times, subsequent public policies havecreated huge burdens culminating in the exit from nuclear and fossil fuels.

Fig./Bild 2 Contributing factors to the ‘perfect storm’ /Entscheidende Faktoren für den ‘perfekten Sturm’

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Rückblick und Status Quo

Noch vor wenigen Jahren segelte die Flotte einen perfekten Kurs.

Die Perspektiven für konventionelle Kraftwerke waren ausge-

zeichnet; sie erwirtschafteten einen guten Profit und es war

selbstverständlich, dass die Budgets für alle erforderlichen

Instandhaltungs- und Optimierungsmaßnahmen, LTEs (Life Time

Extension) und CAPEX (Capital Expenditure) zur Verfügung stan-

den. Niemand hätte damals auch nur im Entferntesten darangedacht, dass externe Faktoren diese ideale Situation derart

extrem beeinflussen und die Flotte geradewegs in ein Unwetter

führen könnten.

Doch genau das traf ein und die Belastungen kamen praktisch

Schlag auf Schlag (Bild 1). Um nur einige gravierende zu nennen:

regulatorische Veränderungen, strenge gesetzliche Vorgaben,

Förderung der Erneuerbaren Energien durch Subventionen,

sinkender Energiebedarf bzw. Marktsättigung infolge der Finanz-

krise. Es war schon schwierig genug, unter diesen Bedingungen

noch den Kurs zu halten, doch dann folgte die Fukushima-

Katastrophe mit der Energiewende als politische Reaktion.

Der zügige Ausstieg aus der Kernenergie war schon ein harterSchlag, aber plötzlich waren auch Gas- und Kohlekraftwerke aus

dem Geld. Anlagen mit bis dato hoher Leistung wurden praktisch

zu 'Aushilfen' degradiert, mit dem Anspruch, bei schwankender

Einspeisung der Erneuerbaren Energien für den Ausgleich im Netz

zu sorgen.

Die Kombination aller dramatischen Veränderungen in relativ

kurzer Zeit führte zu einem Ereignis ungewöhnlichen Ausmaßes,

das man meteorologisch als „The Perfect Storm“ bezeichnen

würde (Bild 2).

Energieerzeugungsunternehmen gerieten zunehmend unter

Druck, denn jede Reaktion, jede Anpassungsmaßnahme, wurde

von neuen Ereignissen und politischen Entscheidungen überrollt.Nie zuvor wurden konventionelle Kraftwerksanlagen mit derart

hohen Verlusten konfrontiert, die sich in Kostenreduzierungen,

sinkenden Budgets und nicht zuletzt im Kampf ums Überleben

auswirkten.

Das Prinzip des Archimedes, nach dem eine höhere Belastung

zu einer größeren Auftriebskraft führt, ist nach wie vor gültig.

Doch die Last nahm derartige Ausmaße an, dass reguläre Hand-

lungen zur Verbesserung der Situation, wie sie in der Vergangen-

heit praktiziert wurden, bei Weitem nicht ausreichten, um die

Auswirkungen in den Griff zu bekommen.

Im Hinblick auf EBIT oder EBITDA war es ebenso unwahr-

scheinlich, dass herkömmliche Operation & Maintenance Strate-gien noch genügten. Wie sollten Instandhaltungsmaßnahmen

noch realisiert werden, wenn die Betriebskosten (OPEX) drastisch

gesenkt werden mussten, von Investitionen (CAPEX) ganz zu

schweigen.

Von der Reaktion zur Aktion

Die gesamte Organisation steht auf dem Prüfstand, wenn es in

kritischen Situationen um die strategische Ausrichtung für die

Zukunft geht. Die Entwicklung einer Mitigationsstrategie ist mehr

als nur eine Reaktion. Bild 3 zeigt eine Übersicht der Maßnahmen,

um die Flotte auf einen neuen Kurs zu bringen.

Die voranschreitende Abschaltung der Kernkraftwerke ist dieeine Sache, die Abschaltung leistungsschwacher Kraftwerke eine

andere. Ältere Anlagen, die aufgrund der neuen Anforderungen

an eine flexible Fahrweise an ihr Limit geraten, müssen aufgerüs-

tet werden. Gleichzeitig erfolgt aus Kostengründen (wie es in

einer solchen Lage unvermeidbar ist) die Reduzierung des Perso-

nals und die Anpassung der Mitarbeiterkapazitäten an die MWh-

Produktion. Hinzu kommt die Straffung der Overhead-Funktionen

über das Programm E.ON 2.0.

Aber es geht auch in eine neue Richtung mit einer verstärkten

Orientierung auf Erneuerbare Energien, wie zum Beispiel On-

und Offshore-Windanlagen, die Zusammenführung mit den vier

konventionellen Flotten unter der Steuerung der Global UnitGeneration mit der neuen Bezeichnung 'Next Generation' und die

Hebung von Synergieeffekten. Ein wesentlicher Erfolgsfaktor aber

liegt, unter Berücksichtigung aller Kosteneinsparpotenziale, in der

Entwicklung einer proaktiven Operation & Maintenance-Strategie.

Bild 3Entwicklung des europäischenStrommarkts in den letztenzehn Jahren

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Retrospective and status quo

It wasn’t so many years ago that the fleet was sailing a perfect

course. The prospects for conventional power plants were

excellent; they were generating decent profits and it went

without saying that the budgets were available for all the

necessary maintenance operations and optimisation projects,

LTE’s (Life Time Extension) and CAPEX (Capital Expenditure). No

one would have dreamed at the time that external factors wouldhave such a devastating effect on this ideal situation and lead the

fleet straight into a storm.

But this is exactly what happened, and the setbacks came in

rapid succession (Fig. 1). To name just a few of the more serious

problems: changes to regulations, strict legal requirements,

grants and subsidies for renewables, market saturation and a fall

in the demand for energy following the financial crisis. It was

hard enough holding course under these adverse conditions, but

then came the Fukushima disaster and the rejection of nuclear

power as the political reaction to it.

This rapid exit from nuclear was a big enough blow in itself,

but suddenly gas and coal-fired plants were also out of themoney. Plants which until then had been reliable front line

providers were relegated to a backup role with the job of

stabilising the grid when renewables wobbled.

The combination of all of these dramatic changes happening in

such a short space of time culminated in an event of unusual

proportions which meteorologists might describe as ‘the perfect

storm’ (Fig. 2). Power generators came under increasing pressure

as their every reaction and attempt to respond to the changes

were overwhelmed by fresh events and political decisions.

Conventional power plants had never been faced with such

serious losses, resulting in cost reductions, shrinking budgets and

ultimately a fight for their very survival.Archimedes’ principle – that a greater downward load

produces greater upward buoyancy – still holds. But the load

assumed such overwhelming proportions that regular actions

taken to improve matters which might have succeeded in the

past now fell far short of addressing the situation.

In terms of earnings before enterest and taxes (EBIT) or

earnings enterest, taxes, depreciation and amortisation (EBITDA)

it was just as improbable that conventional Operation &

Maintenance strategies would still work. How can maintenance

activities still be carried out when drastic cuts in operating

expenses (OPEX) are necessary, not to mention investments

(CAPEX)?

From reaction to action

When faced with a critical situation, the need to choose its

strategic future direction is the ultimate test for an entire

organisation. The development of a mitigation strategy by E.ON is

more than a mere reaction. Figure 3 gives an overview of the

measures taken to set the fleet on a new course.

The ongoing shutdown of nuclear power plants is one thing,

decommissioning inefficient plants is another. Older plants which

are pushed to their limits by new demands for greater flexibility

have to be upgraded. As is unavoidable in such situations,

pressures on costs necessitate a reduction in staff levels and

changes in FTE’s (full-time equivalents) to match MWh production.All of this is accompanied by a tightening of overhead functions

with the E.ON 2.0 program.

But we are also moving in a new direction with a stronger

focus on renewable energies such as onshore and offshore wind.

We are merging our four conventional fleets under the control

of the Global Unit Generation with the new title of ‘Next

Generation’ and we are optimising synergy effects. When all cost-

cutting avenues have been explored, however, an important

success factor will lie in developing a proactive Operation &

Maintenance (O&M) Strategy.

O&M strategyAs we said at the outset, it is the conventional, or more accurately

the fossil-fired power plants which have been hit hardest since

the ‘Energiewende’. Nevertheless we should not forget the

important part played by these plants in maintaining the security

of supply with the ongoing expansion of wind power.

Fig. 3Europe’s Power Marketevolution in the last decade

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O&M-Strategie

Wie schon vorab erwähnt, sind es die konventionellen oder besser

gesagt die fossilen Kraftwerke, denen die Energiewende Verluste

beschert. Man darf jedoch den Stellenwert nicht vergessen, der

diesen Anlagen bei zunehmendem Ausbau der Windenergie zum

Erhalt der Versorgungssicherheit zukommt. Die Herausforderung

liegt in einer angepassten Instandhaltung, die durch den zu er-wartenden erhöhten Verschleiß noch zunimmt. Folglich kann eine

Strategie nur in ihrer Gesamtheit, unter Berücksichtigung aller

Risiken und Chancen in einem veränderten Marktumfeld greifen

(Bild 4).

Die O&M-Strategie basiert auf folgenden Grundsätzen:

• Verfahrens- und Anlagensicherheit und Safety First

• Festlegung einer risiko- und chancenbasierten Methodik zur

Priorisierung von Sicherheit, Umweltschutz sowie wirtschaft-

lichen Betriebs- und Instandhaltungsmaßnahmen auf Basis

des tatsächlichen Marktwertes

• Erarbeitung kostengünstiger O&M-Standards zwecks Erhalt derBetriebsgenehmigung (Compliance)

• Brennstoffübergreifende, auf die Marktsituation der jewei-

ligen Blöcke zugeschnittene O&M-Strategie, d. h. die Instru-

mente und Methoden zur O&M-Strategieoptimierung müssen

auf alle Kraftwerksstandorte, unabhängig von ihrer Einsatz-

reihenfolge (Merit Order) und Technologie (Kohle, GuD, ölbe-

feuerte Blöcke etc.), anwendbar sein

• Konsequente Nutzung der Größe und Anwendung bester fach-

licher Praxis (Standardisierung), auch auf den wachsenden

Märkten außerhalb Europas.

Unter diesen Bedingungen konnte der Umfang von Betriebs- und

Instandhaltungsmaßnahmen bestimmt werden, d. h. es wurde

eindeutig definiert, was dazu gehört und was nicht. Das Ergebnis

ist in Bild 5 dargestellt.

Der Markt eröffnet Chancen, der Betrieb nutzt die Chancen, die

Instandhaltung gewährleistet den Betrieb. Die Übersicht (Bild 5)

zeigt interne Maßnahmen und externe Einflüsse sowie einen

klassischen PDCA-Zyklus (PLAN - DO - CHECK - ACT), für den zuvor

ein Mindeststandard definiert wurde, bestehend aus

• Life-Cycle-Management zur Gewährleistung der Prozess-

sicherheit• ISO 14001 und OSHAS 18001 für Umwelt- und Sicherheits-

aspekte

• Richtlinien für Asset Management wie Pass55 und ISO 55000.

In jedem roten Rechteck wurde eine Reihe von Prozessen priori-

siert und als Mindeststandard für alle Kraftwerke festgelegt.

Von Vornherein ging es darum, die richtige Vorgehensweise zu

ermitteln und umzusetzen, um im Nachhinein den Aufwand für

die Berichtigung von Fehler zu minimieren.

Der Schwerpunk lag daher auf den Risiko- und Chancenbeur-

teilungstools zur Priorisierung von Sicherheit, Umweltschutz,

kommerziellem Betrieb, Instandhaltung sowie operativen Maß-nahmen.

• Tägliche Risikooptimierung in der Instandhaltung

• Bestimmung des Arbeitsumfangs je nach Stillstandsrisiko

• Risiken und Chancen im Anlagenbau

• Risikoanalyse der Betriebsstrategie

Dabei ging es darum, die Wirksamkeit der getroffenen Maßnah-

men auf der Grundlage von Zahlen und Fakten zu ermitteln und

entsprechend zu gewichten.

Der Ansatz kann wie folgt zusammengefasst werden:

O&M-Strategie – Optimierung wichtiger und kostenintensiver

betrieblicher Maßnahmen durch den Bereich Operational

Strategy Task Risk Analysis unter Einhaltung der einschlägigen

Vorschriften.

Bild 4O&M-Strategie für fossile Anlagen

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The challenge lies in a new approach to maintenance, the need

for which will grow with the anticipated increase in wear and

tear. A strategy can therefore only be effective when seen in the

round, taking account of all of the risks and opportunities presented

by a changed market environment (Fig. 4).

The O&M strategy based on the following principles:• Plant Process Safety and Occupational Safety First

• Defining a risk and opportunity-based methodology to

prioritise safety, the environment and commercially viable

operation and maintenance activities based on actual market

value

• Defining cost effective O&M standards to keep license to

operate (compliance)

• Fossil wide O&M strategy tailored to the specific market

situation of specific units, so all tools and methodologies for

O&M strategy optimisation must apply equally to high,

medium and low-merit order sites regardless of the technology

(coal, CCGT, oil-fired, etc.)• Consequently leverage the size, rigorously utilise/implement

best practices (standardisation), also for growing markets

outside Europe.

Using these criteria it was possible to devise a scope for O&M and

define what is in and what is out, as shown in simplified form in

Figure 5.

The market drives opportunities, operations exploit

opportunities, and maintenance safeguards operations. As well as

internal measures and external influences, the overview (Fig. 5)

shows a classic PDCA cycle (PLAN - DO - CHECK - ACT) for which a

minimum standard was first defined, consisting of

• Process safety life cycle management

• ISO 14001 and OSHAS 18001 for environmental and safety

aspects

• Asset Management policy like PAS 55 and ISO 55000.

In each red block a number of key processes have been

prioritised and developed as minimum standards for all power

plants.

It was important right from the outset to identify and

implement the right approach so as to minimise any subsequent

need to correct errors.

Consequently the focus fell on the risk and opportunityassessment tools needed to prioritise safety, environment and

commercial operation, maintenance activities and operable

actions.

• Day-to-day maintenance risk optimisation

• Outage risk-based scoping

• Asset engineering risk & opportunities

• Operations strategy task risk analysis

All efforts were made to determine and prioritise the

effectiveness of measures, based on hard figures and risk scores.

The approach can be summarised as follows:

O&M Strategy - Ensuring compliance and best performance ofcritical and cost intensive operational activities by Operational

Strategy Task Risk Analysis.

Risk-based strategy - Maintaining the right equipment at the

right standard, at the right time and at the right cost both for

critical and non-critical plant components - which also involves

doing less maintenance or reducing certain activities to zero;

reallocating resources and money to the highest risk, and

especially secure business sustainability in operations (Fig. 6).

Maintenance and new approaches to service partners

The changes that have taken place in recent years and their

impact on the energy market have put service providers in a

position which is no less critical than that of their customers, the

power plants.

Fig. 4Fossil operation and maintenance strategy

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Risikobasierte Strategie – Vorhaltung der richtigen Ausrüstung

gem. der richtigen Standards zum richtigen Zeitpunkt und zu den

richtigen Kosten, sowohl für kritische als auch weniger kritische

Anlagenkomponenten - was insbesondere bedeutet, weniger

Instandhaltung durchzuführen bzw. bestimme Aktivitäten auf null

zurückzufahren. Neuverteilung von Ressourcen und Geld auf die

größten Risiken, dabei insbesondere Gewährleistung der wirt-schaftlichen Nachhaltigkeit im Betrieb (Bild 6).

Instandhaltung und neue Ansätze für Servicepartner

Die Veränderungen der letzten Jahre und die Auswirkungen auf

den Energiemarkt brachten Instandhalter in eine ebenso kritische

Lage wie ihre Kunden, die Kraftwerke.

An dieser Stelle geht es aber nicht darum, diverse Maßnahmen

zur Anpassung eines Instandhaltungsunternehmens vorzustellen,

sondern vielmehr um Konzepte, die der Situation der Kunden

angepasst sind.

Für einen Instandhalter ist es natürlich eine Umstellung, wenn

er bewusst Impulse setzt, die ganz klar von seiner üblichen

Geschäftspolitik abweichen. Aber wie schon eingangs erwähnt,

Operation und Maintenance sind unzertrennbar miteinander

verbunden.

EAS hat neue Ansätze zur Unterstützung der Kraftwerke bei derUmsetzung einer neuen O&M-Strategie entwickelt:

1. Als Partner – Optimierung der Instandhaltung und Entwicklung

eines individuellen Servicekonzepts – von Einzelverträgen bis hin

zu Full-Service-Verträgen – in enger Zusammenarbeit mit dem

Anlagenbetreiber.

2. Leistungsgarantie – Durchführung von Wartungs- und Repara-

turarbeiten in Eigenregie zur Gewährleistung der Verfügbarkeit

und Minimierung der Risiken für den Anlagenbetreiber – Leis-

tungsbasierte Verträge.

Bild 5 Erfolgsversprechende Struktur von Betrieb und Instandhaltung - Gesamtübersicht

Bild 6O&M-StrategieInstandhaltung braucht neue Ansätzezur Unterstützung der Servicepartner

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At this juncture, however, what is important is not to propose

measures to realign a maintenance firm to the new situation but

to devise concepts that match the needs of their customers. For a

service provider of course it involves change when he deliberately

innovates in directions which clearly diverge from his regular

business policies. But as we said at the beginning, Operation and

Maintenance are inextricably linked.

EAS has developed new approaches to support utilities in the

implementation of a new O&M strategy:

1. As a partner – optimising maintenance together with the plant

and delivering a customised service concept, e.g. ranging from

single contracts to full-service contracts.

2. Guaranteeing performance – carrying out maintenance and

repairs on own initiative, guaranteeing availability and taking the

risk off the operator - performance contracts.

The initial position from which to embark on the new O&M

strategy for the Next Generation was of course far easier than can

be the case with external business partners. Such contracts are

characterised by close cooperation, frankness and absolute trust,

and have already been successfully rolled out at the Scholven and

other plants.

Full-service contract

The aim of this new service contract, which has been jointly

developed and agreed with the customer, is to reduce the cost of

ongoing maintenance while improving the power plant’s

profitability. A clear and consistent cost-cutting exercise on the

one hand is accompanied by optimum service on the other. These

requirements are met by implementing lean processes and

eliminating inefficiencies on both sides.

Fig. 5 Asset O&M framework - overall view

Fig. 6O&M strategyMaintenance must take newapproaches to service partners

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Die Ausgangsposition, um so in die neue O&M-Strategie der

Next Generation einzusteigen, war natürlich wesentlich einfacher,

als dies bei externen Geschäftspartnern der Fall sein kann. Enge

Zusammenarbeit, Offenheit und absolutes Vertrauen kennzeich-nen solche Verträge, die unter anderem im Kraftwerk Scholven

bereits erfolgreich umgesetzt werden.

Full-Service-Vertrag

Der gemeinsam entwickelte und fest mit dem Kunden vereinbar-

te neue Servicevertrag hat das Ziel, den finanziellen Aufwand für

die laufende Instandhaltung zu senken und die Rentabilität des

Kraftwerks zu verbessern.

Auf der einen Seite steht also eine deutliche und nachhaltige

Kostenreduzierung, auf der anderen ein optimaler Service. Reali-

siert werden die Anforderungen durch schlanke Prozesse und die

Vermeidung von Ineffizienzen auf beiden Seiten.Die Instandhaltungsarbeiten werden nicht mehr nach Aufwand

abgerechnet, sondern zum Festpreis. Parallel dazu erfolgt die

Erstellung von Leistungsverzeichnissen für diese Tätigkeiten.

Im Pilotprojekt Kraftwerk Scholven steht dafür eine Mann-

schaft aus verschiedenen EAS-Fachbereichen zur Verfügung sowie

ein Projektmanager, der die Prozessoptimierung aktiv vorantreibt.

Das kooperative Instandhaltungskonzept erreichte bereits im

ersten Jahr eine bemerkenswerte Reduzierung der Instandhal-

tungskosten von 15 Prozent (Bild 7).

Leistungsbasierter Vertrag

Beispiel: „Mahlanlagen-Service“ (Kohlecent)Der Vertrag bezieht sich auf die Komplettbetreuung der gesam-

ten Mahlanlage in Eigenregie (EAS). Die Abrechnung erfolgt über

einen so genannten „Kohlecent“ pro Tonne Durchsatz und bein-

haltet sowohl die Leistungen im Schadensfall als auch gegebe-

nenfalls erforderliche Ersatzteile. Außerdem wird eine Verfügbar-

keit von 98 % garantiert.Bisher war es üblich, Instandhaltungsaufträge nach Aufwand

oder zum Festpreis abzurechnen. Der Austausch von Teilen ver-

ursachte zusätzlich hohe Kosten, und so manche ungeplante

Reparaturmaßnahme wirkte sich negativ auf die ohnehin schon

knappen Budgets der Betreiber aus.

Mit diesem Vertrag ist der Aufwand im Bereich der Mahlan-

lagen nun überschaubar. Zusätzliche Kosten für Reparaturen oder

Ersatzteile entfallen komplett, und da eine maximale Verfügbar-

keit in beiderseitigem Interesse liegt, ist das Kraftwerk auch hier

auf der sicheren Seite.

Das Risiko liegt zunächst beim Instandhalter, der möglicher-

weise unter diesen Gesichtspunkten eine Anlage übernimmt, dieer zuvor nicht selbst gewartet hat und daher auch nicht genau

kennt.

Seine Strategie ist folgende: Er setzt auf ein hohes Qualitäts-

niveau und verfolgt das Ziel, die Anlage Zug um Zug zu optimie-

ren, indem neue Technologien eingebracht und Prozesse verbes-

sert werden sowie Material mit hoher Standfestigkeit verbaut

wird.

Dadurch werden seine Kosten anfangs höher sein, sich auf die

Zeit gesehen aber rentieren. Wenn die Anlage durch gezielte

Maßnahmen möglichst störungsfrei läuft, reduziert sich im Nach-

hinein der Aufwand.

Im Rahmen eines langfristigen Service-Vertrags, bei dem dievolle Verantwortung beim Instandhalter liegt, ist so ein Vorgehen

machbar und sinnvoll.

Bild 7 Kooperatives Instandhaltungskonzept im Kraftwerk Scholven

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Maintenance work is now charged at a fixed price and not at

cost as in the past. Specifications are also written for these

activities.

The pilot project at the Scholven plant has a team speciallycomposed of members from different EAS departments plus a

project manager as the active driving force behind process

optimisation.

In its very first year the cooperative maintenance concept

achieved a significant 15% reduction in maintenance costs (Fig. 7 -

Results after the first year at Scholven power plant).

Performance contract

Taking the example of “Pulveriser Service” (coal cent)

The contract is based on us providing complete support for

the entire pulveriser plant on our own initiative (as a service

provider). The work is charged on a so-called ‘coal cent’ per tonne of

throughput and covers services in the event of a breakdown and

any necessary spare parts. 98 % availability is guaranteed.

In the past it was normal to charge maintenance work at cost

or at a fixed price. Replacing parts used to involve additional high

costs, so many unscheduled repairs had negative impact on an

operator’s already tight budget.

This new type of contract makes the cost of maintaining the

pulverisers more manageable. Additional charges for spares or

repairs are a thing of the past, and since maximum availability is

in everyone’s interest, the plant wins out here too.

The risk is initially with the service provider, since with thistype of contract he may be taking on a plant which he has not

previously serviced so may not be completely familiar with.

His strategy is as follows: he focuses on a high level of quality

and sets about optimising the plant step by step by introducing

new technologies, improving processes and fitting materials that

are highly durable.His costs will be high initially but will be worth it over time.

And provided selective maintenance operations keep plant

outages to a minimum, costs will fall in the long run.

This kind of approach is both ‘do-able’ and makes sense as part

of a long term service agreement in which the service provider

takes full responsibility.

Initial situation

• Daily maintenance (preventive and corrective) from coal

handling to boiler

• 98 % availability is guaranteed

• 24/7 helpline• Scope incl. organisation of housekeeping, scaffolding and

insulation

• Cross-plant exchange of know-how and continuous

improvement of processes and equipment

• Regular (strategic) meetings between power plant and service

provider (incl. procedural interfaces)

• Billing is based on a standing charge and a variable charge

(depending on coal throughput)

• Spare and wearing parts are invoiced at cost.

This concept is not limited to coal handling only, it can also be

applied to other components, e.g. a boiler island. It is alreadyrecognised as best practice within E.ON.

Fig. 7 Cooperative maintenance concept in the Scholven power plant

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Ausgangslage

• Tägliche (vorbeugende und störungsbedingte) Instandhaltung

von der Kohleaufbereitung bis zum Kessel

• Verfügbarkeit von 98 % wird garantiert

• Rund um die Uhr besetzte Hotline

• Organisation von Ordnung/Sauberkeit, Gerüsten und Isolierung

• Anlagenübergreifender Wissenstransfer sowie kontinuierliche

Weiterentwicklung von Prozessen und Ausrüstung• Regelmäßige (Strategie-) Treffen zwischen Anlagenbetreiber

und Instandhalter (Berücksichtigung der Schnittstellen in den

Abläufen)

• Abrechnung basiert auf festem Grundbetrag zzgl. eines variab-

len Betrags (in Abhängigkeit des Kohledurchsatzes)

• Abrechnung von Ersatz- und Verschleißteilen nach Aufwand.

Dieses Konzept ist nicht auf die Kohleaufbereitung begrenzt,

sondern kann auch auf andere Anlagenteile übertragen werden,

z. B. auf den Kesselbereich und gilt bei E.ON bereits als optimales

Verfahren.

Für den Auftragnehmer sprechen unter anderem folgende Fakten:

• herstellerunabhängiger Instandhalter

- hat folglich kein Interesse am Verkauf von Ersatz- und Ver-

schleißteilen

- handelt betreiberorientiert

• Lieferung und Verbesserung von Ersatzteilen ist Teil des Leis-

tungsumfangs

- weniger Schnittstellen

- Synergien und Skaleneffekte bei Ersatzteilbeschaffung bzw.

Ersatzteilhaltung

• Engineering-Unterstützung ist inbegriffen (OEM-Know-how des

Auftragnehmers)• Auftragnehmer übernimmt Betreiberrisiko.

Der offensichtliche monetäre Vorteil für den Kunden besteht

darin, dass es bei dieser Art von Vertrag im ureigenen Interesse

des Auftragnehmers liegt, eine hohe Betriebsstundenzahl zu

erreichen (hohe Verfügbarkeit bei geringen Wartungs- und Repa-

raturkosten) und das Budget für Wartungs- und Reparaturarbei-

ten konstant zu halten.

Aber natürlich stellt sich auch die Frage: Was hat der Auftragnehmerdavon?

1. Das Instandhaltungsgeschäft ist ein Geschäft wie jedes an-

dere – der Instandhalter verdient nicht viel, bleibt aber im Ge-

schäft.

2. Es ist wichtig, ein gewisses Gleichgewicht zwischen Projekt-

und Instandhaltungsaufträgen zu haben.

3. Die Nähe zum Kunden ist nie falsch

a) Akzeptanz durch den Kunden

b) Pole-Position für potenzielle zukünftige Aufträge.

Fazit

Instandhaltung ohne Geld ist nicht wirklich möglich. Aber eine Part-nerschaft zwischen dem Anlagenbetreiber und dem Instandhalter

kann die Instandhaltung effektiver machen (Bild 8). Dazu benötigt

ein Betreiber natürlich eine bestimmte Strategie, und der

Instandhalter muss sich entsprechend anpassen. Das Wichtigste

ist jedoch eine auf gegenseitigem Vertrauen basierende Partner-

schaft.

Mit einem ganzheitlichen Konzept ist es möglich, innerhalb

eines Budgets bestimmte Gelder umzuschichten, d. h. auf der

einen Seite Kosten einzusparen, die auf der anderen Seite dann

für dringend erforderliche Investitionen zu Verfügung stehen.

Wenn beide Geschäftspartner auf Veränderung des Marktes

bzw. der Rahmenbedingungen mit strategischen Anpassungenund neuen Geschäftsmodellen reagieren, ergibt sich eine reelle

Chance, stürmische Zeiten gemeinsam zu überstehen.

Bild 8 Enge Zusammenarbeit zwischen Betreiber und Instandhalter

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A number of facts work in the contractor’s favour, including:

• He is a service provider and NON-OEM

- he has no interest in selling spare or wear parts

- he understands the operator’s perspective

• Delivery and improvement of spare parts is within the service

scope

- reduction of interfaces

- synergies and economies of scale for procurement or partsmanagement

• Engineering support is included (OEM know-how within supplier)

• Supplier takes risk for operator.

There is an obvious benefit to the customer which is essentially

that with this kind of contract, it is in the supplier’s own interest

for the power plant to maximise its operating hours (high

availability and low maintenance and repair costs) and keep down

its maintenance and repair budget.

But there is also a fair question to be asked – what’s in it for the

supplier?1. Service business is a business like any other – the provider

doesn’t earn a lot but he manages to stay healthy

2. It is important to strike a certain balance between projects and

service jobs

3. Being close to the customer is never wrong

a) gaining his acceptance

b) ensuring pole position for possible future jobs.

Conclusion

Maintenance without money is not really possible. But a

partnership between the operator and the maintenance service

provider can make it much more effective (Fig. 8). For this an

operator obviously needs a certain strategy and the service

provider has to adapt. But the most important ingredient is a

partnership based on mutual trust.

A holistic concept makes it possible to redeploy financeswithin the budget, saving on costs and freeing up funds which are

then available for urgent investments.

So long as both sides respond to changes in the market and

the general energy environment with strategic policies and new

business models, they will have a real chance of coming through

the stormy times together.

Authors

Leon WesthoeveVice President Fleet ManagementGeneration BeneluxE.ON Benelux N.V.Rotterdam/The Netherlands

Dipl.-Ing. Maciej BrzoskowskiManaging DirectorE.ON Anlagenservice GmbHGelsenkirchen/Germany

VGB Conference Maintenance in power plants 2014VGB PowerTech Edition 1/2015

Fig. 8. Close collaboration between operator and service provider

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Neue Energieversorgungsanlagenfür Wasserkraftwerke

In den Jahren 2013 bis 2015 erneuerte der EAS-Geschäftsbereich

Elektro-/Leittechnik, Fachbereich Schaltanlagen und Schaltgeräte

die 24/12 kV Mittelspannungsschaltanlagen in insgesamt sechs

Statkraft-Wasserkraftwerken. Im Wesentlichen handelte es sich

um die Demontage der Altanlagen (Bilder 1, 2) sowie dieLieferung und Montage der neuen Anlagen (Bilder 3, 4).

Nach der Auftragsvergabe im Dezember 2012 erfolgte Zug um

Zug der Austausch der alten Öl/Expansion-isolierten Anlagen

gegen luftisolierte, gekapselte Schaltanlagen an folgenden

Standorten:

1. Langwedel – Leistung 7,2 MW

12 kV Schaltanlage mit 10 Schaltfeldern

(5 Leistungsschalter, 3 Leistungsschalter

mit Sicherungen, 2 Schaltfelder für Erdungstrafo)

2. Werrawerk – Leistung 2,6 MW24 kV Schaltanlage mit 3 Schaltfeldern

(2 Leistungsschalter, 1 Lasttrennschalter)

3. Drakenburg – Leistung 5,0 MW




4. Landesbergen – Leistung 7,2 MW




5. Schlüsselburg – Leistung 5,0 MW




6. Petershagen – Leistung 3,3 MW

12 kV Schaltanlage mit 6 Schaltfeldern (4 Leistungsschalter, 2 Leistungsschalter

mit Sicherungen)

Statkraft

Der Statkraft-Konzern nimmt in Europa eine Spitzenposition in der Stromerzeugungaus erneuerbarer Energie ein. Der größte Teil stammt aus Wasserkraft.Mit insgesamt 378 eigenen Wasserkraftwerken weltweit ist Statkraft internationalführend in der Energieerzeugung aus Wasserkraft.

Bild/Fig. 1 Bild/Fig. 2

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New power supply systemsfor hydroelectric power plants

From 2013 to 2015, the Switchgear Systems Department (ETE) of

the E, C&I Technology Division renewed the 24/12 kV medium-

voltage switchgear systems at a total of six Statkraft hydroelectric

power plants. This primarily involved the disassembly of the

old systems (Figs. 1, 2) and delivery and assembly of the newequipment (Figs. 3, 4).

Following contract award in December 2012, the old

oil/expansion-insulated equipment was replaced piece by piece

with air-insulated, encapsulated switchgear systems at the

following locations:

1. Langwedel – capacity 7.2 MW

12 kV switchgear system with 10 panels

(5 circuit breakers, 3 fused circuit breakers,

2 switch panels for earthing transformer)

2. Werrawerk – capacity 2.6 MW24 kV switchgear system with 3 panels

(2 circuit breakers, 1 load-break switch)

3. Drakenburg – capacity 5.0 MW




4. Landesbergen – capacity 7.2 MW




5. Schlüsselburg – capacity 5.0 MW




6. Petershagen – capacity 3.3 MW

12 kV switchgear system with 6 panels (4 circuit breakers, 2 fused circuit breakers)

Statkraft

The Statkraft Group is helping lead the way in the generation of electricity fromrenewable energies in Europe. The majority comes from hydropower. With a totalof 378 of its own hydroelectric power plants all over the world, Statkraft is aninternational leader in the generation of electricity from hydropower.

Fig./Bild 3 Fig./Bild 4

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Schon vor der Angebotsabgabe nahm die Projektleitung von

ETE (EAS-Schaltanlagen und Schaltgeräte) Ortstermine in jedem

Kraftwerk wahr, um bereits in der Angebotsphase alle Details zu

berücksichtigen und individuelle Termin- und Ablaufpläne zu

erstellen.

Bei allen Kraftwerken bestand die Vorgabe des Auftraggebers,

die Energieversorgung der Wehre und der Schleuse während der

Umbauarbeiten zu gewährleisten. Statkraft ist in Zusammen-arbeit mit dem Wasser- und Schifffahrtsamt dazu verpflichtet,

den Pegel der Weser immer auf einem annähernd gleichen Stand

zu halten, um die Schifffahrt nicht zu gefährden.

Daher wurde zu Beginn der Arbeiten zunächst ein Provisorium

aufgebaut und an die Altanlage angeschlossen Bilder 5, 7). Die

Generatoren und Eigenbedarfstransformatoren wurden auf das

Provisorium umgeschwenkt. Somit ergab sich der Freiraum für

den Abbau der Altanlage.

Da die Neuanlage von den Abmessungen her kleiner war als

die Altanlage, konnte die neue Anlage kontinuierlich auf dem frei

werdenden Raum aufgebaut werden. Anschließend wurde die

Spannung wieder hergestellt und die Generatoren und Eigen-bedarfstransformatoren an der neuen Anlage in Betrieb genom-

men. Das Prinzipschaltbild zeigt die Altanlage, die Neuanlage und

das Provisorium (Bild 6).

Zu beachten bei diesen Projekten waren die unterschiedlichen

Generationen der Technik, die hier aufeinandertrafen und zu

einem Teil auch aufrecht erhalten bleiben mussten. So lag eine

besondere Herausforderung für ETE in der Anpassung der eta-

blierten an die moderne Technik.

In allen Kraftwerken wurde inzwischen die vormals offene

Anlage durch eine gekapselte Anlage ersetzt. Die Schaltwarte

und der Generatorschutz (Bild 8) wurden ebenfalls erneuert. Die

Anlage wird jetzt über Bildschirme gesteuert. Ein Fernwirk-

schrank in jedem Kraftwerk stellt die Verbindung zur zentralenLeitwarte her.

Die Inbetriebnahme der neuen Mittelspannungsschaltanlagen

erfolgte in enger Zusammenarbeit mit dem Kunden. Mit der

Einweisung des Bedien- und Wartungspersonals wurde der

Gesamtauftrag erfolgreich abgeschlossen.

Die konstruktive Zusammenarbeit mit dem Auftraggeber

sowie den Verantwortlichen in den jeweiligen Kraftwerken, kurze

Wege und schnelle Entscheidungen, trugen maßgeblich zur plan-

mäßigen Abwicklung des Gesamtprojekts bei.

Bild/Fig. 5

Bild/Fig. 6

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Even before the proposal was submitted, the ETE project

management team made on-site appointments with each of

the power plants in order to be able to take all details into

consideration during the tendering stage and compile individual

schedules and workflows.

The client wanted the energy supply to the weir and locks of

all the power plants to be guaranteed during the refurbishment

work. Statkraft and the Wasser- und Schifffahrtsamt (WSA - theGerman Waterways and Shipping Office) are obligated to keep

the water level at a relatively constant level in order not to

jeopardise shipping traffic.

Therefore, when work commenced, a temporary solution was

first constructed and connected to the old switchgear system

(Figs. 5, 7). The generators and the auxiliary transformers were

switched to the temporary system. This made space for the

disassembly of the old gear.

Since the new switchgear was smaller than the old equipment,

it was possible to construct the new system in one go in the

freed-up space. The voltage was then re-applied and the

generators and auxiliary transformers put into operation from the

new switchgear panels.

The simplified diagram illustrates the old switchgear system,

the temporary solution and the new equipment (Fig. 6).

During these projects, it was necessary to take into account

the various generations of technology deployed here, which alsohad to be maintained to some extent. ETE thus faced a particular

challenge in adapting the existing technology to the new system.

The previously unenclosed equipment has now been replaced

by an enclosed system in each of the power plants. The

switchgear room and the generator protection (Fig. 8) have

likewise been renewed.

The system is now controlled via a screen, with a remote

control cabinet in each power plant providing the connection to

the central control room.

The new medium-voltage switchgear system was

commissioned in close cooperation with the customer. The entire

project reached a successful conclusion once training of theoperating and maintenance personnel was complete.

The constructive teamwork with the client and the individuals

in charge at the different sites, and the short and effective

decision-making significantly contributed to the overall project

being executed according to schedule.

Fig./Bild 7

Fig./Bild 8

Hydroelectric power plant/Wasserkraftwerk Langwedel

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Aufstellung einer kompletten Trafostation

In diesem Zusammenhang erfolgte die Ausschreibung für die

Planung und Errichtung einer Trafostation mit zwei Trans-

formatoren, einer Mittelspannungsanlage und zwei Nieder-

spannungsanlagen.

Der EAS-Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik erhielt von

E.ON Gas Storage den Auftrag für die Planung, Lieferung,

Montage, Verkabelung und Inbetriebnahme der kompletten

Trafostation.

Lieferung und Leistung

Betongebäude

Das Gebäude war exakt auf die Anforderungen auszurichten und

musste allen statischen und technischen Voraussetzungen ent-

sprechen. Dafür wurde von EAS ein Konzept erstellt und mit dem

Angebot eingereicht (Bild 1).

Die Auslegung der Räume bezog sich auf die Integration der

Mittelspannungsanlage, der Transformatoren für den Eigen-

bedarf und die Elektrolyse-Leistungseinspeisung sowie die

Niederspannungsschaltanlagen.

MittelspannungsschaltanlageEine wartungsfreie SF6-Mittelspannungsschaltanlage einschließlich

Zubehör wurde geliefert und betriebsfertig aufgestellt (Bild 2). Über

die technischen Voraussetzungen und gesetzlichen Bestimmungen

hinaus waren die Anforderungen des örtlichen Verteilnetzbetreibers

zu berücksichtigen.

Sämtliche internen Funktionsprüfungen, anlagenspezifischen

Messungen und Prüfungen der sicherheitsrelevanten Einrich-

tungen inklusive der entsprechenden Prüf- und Messprotokolle

gehörten zum Leistungsumfang.

Transformatoren

Die Lieferung und Auf-

stellung des Eigenbedarfs-

transformators (Trafo 1)

sowie des Dreiwickler-

Transformators für die

Elektrolyse (Trafo 2)

erfolgten nach Vorgaben

des Kunden (Bild 3).

Niederspannungsschaltanlagen 400 V und NebenanlagenDie gesamte Niederspannungstechnik mit allen Installationen

und Querverbindungen gehörte vollständig zum Liefer- und Leis-

tungsumfang der EAS. Die Schaltanlagen wurden mit dreipha-

sigen Sammelschienensystemen sowie PE- und N-Schienen in

der jeweils erforderlichen Dimensionierung ausgestattet. Hinzu

kamen die entsprechenden Gehäuse für Schaltschränke,

Rangierfelder, Kabelanschluss- und Verteilerkästen.

Die Projektpartner E.ON Gas Storage GmbH, HanseWerk AG,

Hydrogenics GmbH, SolviCore GmbH, das Deutsche Zentrum für

Luft- und Raumfahrt e. V. und das Fraunhofer-Institut für Solare

Energiesysteme werden die PEM-Elektrolyse nun im Praxistest

erproben. Das Projekt erhält eine öffentliche Förderung imRahmen des Nationalen Innovationsprogramms Wasserstoff- und

Brennstoffzellentechnologie (NIP) des Bundesministeriums für

Verkehr und digitale Infrastruktur (BMVI).

Wir freuen uns, dass wir mit unseren Leistungen zum Erfolg

dieses zukunftweisenden Projekts beitragen durften.

Power to Gas

E.ON hat im Oktober 2015 gemeinsam mit Partnern am Standort Reitbrook diePower to Gas-Anlage „WindGas Hamburg“ erfolgreich in Betrieb genommen. MittelsElektrolyse wird Windstrom in Wasserstoff umgewandelt und in das Erdgasnetzeingespeist. Mit 1,5 MW Leistung und durch den Einsatz eines sogenanntenPEM-Elektrolyseurs, der Wasserstoff mithilfe einer Protonen-leitenden Membranerzeugt, wurde hier die weltweit kompakteste Einheit realisiert. Dabei müssenweder Abstriche bei Effizienz noch Dynamik gemacht werden. Die Verfügbarkeitvon grünem Wasserstoff für Industrie, Mobilität sowie den Strom- und Wärmemarktermöglicht die CO2-neutrale Energienutzung auch außerhalb des Stromsektors.

Bild/Fig. 1

Bild/Fig. 3

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Installation of an entire substation

This is the context in which the tender process for the design and

construction of a substation with two transformers, a medium-

voltage system and two low-voltage systems was initiated.

The EAS E, C&I Technology Division was awarded the contract

for the design, delivery, assembly, cabling and commissioning of

the entire substation by E.ON Gas Storage.

Delivery and performance

Concrete building

The building had to be designed exactly to the client’s

specifications and had to comply with all structural and technical

requirements. EAS produced a concept which it submitted with

the proposal (Fig. 1).

The various areas were designed according to the integration

of the medium-voltage system, the transformers for meeting its

auxiliary power requirements, the electrolysis power input and

the low-voltage switchgear.

Medium-voltage switchgear

A maintenance-free SF6 medium-voltage switchgear system

including accessories was delivered and installed ready for

operation (Fig. 2). In addition to the technical specifications and

legal stipulations, it was also necessary to take the requirementsof the local distribution system operator into consideration.

All internal function checks, system-specific measurements

and inspections of the safety-related devices, including the

corresponding test and measurement logs were included in the

scope of supply.

Transformers

The auxiliary transformer (Transformer 1) and the triple-coil

transformer for the electrolysis (Transformer 2) were delivered

and installed according to the client’s specifications (Fig. 3).

400 V low-voltage switchgear and ancillary systems The entire low-voltage technology, including all installations and

interconnections, was included in the EAS scope of delivery and

performance. The switchgear systems were fitted with three-

phase busbar systems and appropriately dimensioned PE- and N-

bars. The corresponding housings for switchgear cabinets, patch

panels, and cable connection and junction boxes were also

included.

Project partners E.ON Gas Storage GmbH, HanseWerk AG,

Hydrogenics GmbH, SolviCore GmbH, the Deutsche Zentrum für

Luft- und Raumfahrt e. V. and the Fraunhofer Institut für Solare

Energiesysteme will now test the PEM electrolysis in a field trial.

This project has received public funding as part of the NationalInnovation Programme for Hydrogen and Fuel Cell Technology

(NIP) of the Federal Ministry for Transport and Digital

Infrastructure (BMVI).

We are pleased that our work has contributed to the success of

this forward-looking project.

Power-to-gas

In October 2015, E.ON and its partners successfully put the “WindGas Hamburg” power-to-gas plant in Reitbrook into service. This plant uses electrolysis toconvert wind power into hydrogen, which is then fed into the natural gas network.With a capacity of 1.5 MW and the use of a PEM electrolyser, which generateshydrogen via a proton-conducting membrane, this is the world’s most compact unit.But there was no need to compromise on either efficiency or dynamics. The availabilityof green hydrogen for industry, mobility and the electricity and heating market alsoenables carbon-neutral energy utilisation outside of the electricity sector.

Fig./Bild 2

Source/Quelle: E.ON

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Leistung optimiert

Der neue Kessel verfügt über einen Gasbrenner, der für

den intermittierenden Betrieb ausgelegt ist. Gewünscht

wurde weiterhin, eine harmonisierte Automatisierung

mit einer weiteren Anlage aufzubauen, um den Betreu-

ungsaufwand durch identische Technik zu minimieren.

Daher kamen auch in diesem Projekt die LeittechnikSimatic PCS 7 in der Version V7.1 SP3 sowie die EAS-

eigene Programmbibliothek „Premium Plant Library“

zum Einsatz.

Die Bedienung und Beobachtung der Neu-Anlage

erfolgt nun ausschließlich über Bildschirm und Tasta-

tur/Maus bzw. Touchscreen, entweder vor Ort oder in der

lokalen Warte (Bild 1). Nach einer Systemerweiterung ist

durchaus auch eine Zentralisierung möglich.

Zur Planung, Programmierung, Parametrierung,

Störungsanalyse und -beseitigung sowie Diagnose

wurde ein zentrales Engineeringsystem eingesetzt,

welches auf die Steuerung zugreift. Die komplette

Leittechnik-Dokumentation wurde ebenfalls in diesem

System gehalten.

Im Einzelnen realisierte die EAS folgende Kernbereiche:

• Lieferung und Auslegung des Automatisierungssys-

tems Simatic PCS 7 inkl. einer Engineeringstation,

welche gemeinsam mit dem OS-Server im neuen

Serverschrank verbaut wurde (Bild 2).

VKK Standardkessel

Der neue hocheffiziente Gaskessel in einem Heizkraftwerk soll zursicheren Versorgung der Fernwärmekunden bei Spitzenlastenund Störfällen im Netz der Fernwärmeschiene beitragen.Im Juni 2014 erhielt der EAS-Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnikden Auftrag zur Automatisierung dieser Kesselanlage.

Bild/Fig. 1

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Journal 31

Performance optimised

The new boiler has a gas burner designed for

intermittent operation. The customer also wanted the

automation to be harmonised with an additional system

featuring identical technology so as to minimise the

amount of support needed. The project therefore used

Version V7.1 SP3 of the Simatic PCS 7 control system andthe EAS proprietary “Premium Plant Library” software.

The new system is now operated and monitored

exclusively via a screen with a keyboard/mouse or a

touchscreen, either from a control cabinet right next to

the boiler or the local boiler control room (Fig. 1).

Following its expansion, it is also possible to centralise

the entire system.

A central engineering system with access to the

control mechanism is used for planning, programming,

parameterisation, troubleshooting, fault resolution and

diagnostics purposes. This system also contains all of the

control technology documentation.

The scope of EAS services included the following core

areas:

• Delivery and dimensioning of the Simatic PCS 7

automation system complete with engineering

station installed together with the OS server in a new

server cabinet (Fig. 2). A fail-safe AS414F with

secondary ET200 components for the field connection

is used as the automation unit.

A control cabinet containing the evaluation units of

the boiler safety chain, the frequency converters and

the automation system was installed near the boiler

(Figs. 3 and 4). A radio clock was installed for time

synchronisation purposes.

VKK Standardkessel

The new, high-efficiency gas boiler in a cogeneration plant is intendedto contribute to the secure supply of district heat to customers duringpeak hour or in the event of a failure in the district heating network.In June 2014, the EAS E, C & I Technology Division received the contractto automate this boiler system.

Fig./Bild 2

Fig./Bild 3

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Als Automatisierungseinheit kam eine fehlersichere

AS414F mit unterlagerten ET200 Komponenten zur

Feldanbindung zum Einsatz

In der Nähe des Kessels wurde ein Steuerschrank

aufgebaut, in dem die Auswertegeräte der Kessel-

sicherheitskette, die Frequenzumrichter und das

Automatisierungssystem untergebracht sind (Bilder 3

und 4). Zur Zeitsynchronisation wurde eine Funkuhrverbaut.

• Verkabelung der Aktorik und Sensorik, Aufbau der

Systemkommunikation und Anlagenvisualisierung.

• Softwareerstellung zur Steuerung des Gaskessels inkl.

der Schrittkettenerstellung für den Automatik-Betrieb

und intermittierenden Betrieb (Bild 5).

Die Schrittkette des intermittierenden Betriebes

startet automatisch nach der beendeten „Ein“-

Schrittkette. Im intermittierenden Betrieb erfolgt, je

nach Sollwertvorgabe der Temperatur durch den Be-diener, ein Zu- bzw. Abschalten des Brenners.

Die Schrittkette der Warmhaltung wird aktiviert,

wenn der Kessel im „stand by“-Modus vorgehalten

werden soll, um bei entsprechender Anforderung

direkt wieder zu starten, da er durch die Warmhal-

tung bereits auf Temperatur ist.

• Aufbau eines Meldesystems zur Unterstützung der

Störungsbeseitigung

• Umsetzung von Regelungsfunktionen

1. Kesseleintrittsventil-Regler

Das Kesseleintrittsventil dient der Verteilung der Las-

ten auf die verschiedenen Erzeuger. Hierzu bekommt

der Regler einen externen Soll-Wert und muss den Ist-

Wert durch Öffnen und Schließen des Eintrittsventils

auf diesen Soll-Wert einstellen.

2. Lastregler Kessel

mit integriertem Temperatur-Korrekturregler

Der Lastregler Kessel besteht aus zwei Reglern. Der

Haupt-Regler hat die Aufgabe, die Ist-Brennstoff-

menge (gemessen) an die Soll-Brennstoffmenge (er-

rechnet aus Wassermenge, Soll-Austrittstemperatur

und Ist-Austrittstemperatur) anzupassen.

Der Korrektur-Regler hat die Aufgabe, das Verhältnis

Soll-Brennstoff zu Ist-Brennstoff so zu verändern,

dass exakt die gewünschte Austrittstemperatur er-

reicht wird. Mit dieser Korrektur können mögliche

Schwankungen im Heizwert des Brennstoffes oder im

Wärmeübergang des Kessels ausgeglichen werden.

3. Beimischregler für die Beimischpumpe

Der Beimischregler besteht aus zwei Reglern. Der ers-

te Regler überwacht den Kessel Mindestdurchfluss

und sorgt ständig für eine ausreichend Kesseldurch-

strömung.

Sobald der Kessel eine ausreichend hohe Austritts-

temperatur besitzt, sorgt der zweite Regler für eine

Ausregelung der Kesseleintrittstemperatur.

Geregelt wird in beiden Fällen die Drehzahl der

Beimischpumpe. Die Umschaltung des Regelsignals

erfolgt stoßfrei.

4. Feuerraumdruckregler

Der Feuerraumdruck wird durch den Brennstoff-/Luft-

Regler eingestellt.

5. Korrekturregler für Luft-Brennstoff

Mittels Frischluftzufuhr und Rauchgas-Rezirkulation

wird der O2-Gehalt im Rauchgas eingestellt.

• Unterstützung bei der IBN sowie den TÜV-Abnahmen

der Kesselanlage.

Die Arbeiten erfolgten in enger Zusammenarbeit mit

dem Kunden VKK Standard Kessel Köthen. Der Kessel

konnte planmäßig im Februar 2015 in Betrieb gesetzt

werden.

Sowohl Projektbeteiligte als auch der TÜV zeigten

sich mit dem Verlauf der Umbauarbeiten und dem

Ergebnis sehr zufrieden.

Bild/Fig. 4

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Journal 33

• Cabling for the actuators and sensors, configuration

of the communication and visualisation systems.

• Software development for controlling the gas boiler,

including the sequencer settings for automatic and

intermittent operation (Fig. 5).

The intermittent operation sequencer starts

automatically once the “On” sequencer stops. During

intermittent operation, the burner switches on and

off according to the temperature setpoint entered by

the operator.

The heat retention sequencer is activated when theboiler is to be kept on standby to be started again

immediately when required, having been kept to the

right temperature by retaining heat.

• Design of a warning system to support fault resolution

• Implementation of control functions

1. Boiler feed valve controller

The boiler feed valve is used to distribute loads across

the various generators. The controller receives an

external setpoint value and has to adjust the actualvalue to this setpoint value by opening and closing

the feed valve.

2. Boiler load controller with integrated temperature

correction control mechanism

The boiler load controller comprises two regulators.

The main regulator is used to adjust the actual fuel

flow (measured) to the setpoint fuel flow (calculated

based on the amount of water, the setpoint outlet

temperature and the actual outlet temperature).

The correction controller is used to alter the setpoint-

to-actual-fuel ratio to achieve the exact outlet

temperature required. This corrective action allows

any potential fluctuations in the calorific value of the

fuel or the heat transfer of the boiler to be

compensated.

3. Admixture controller for the admixture pump

The admixture controller comprises two regulators.

The first regulator monitors the minimum boiler flow

and constantly ensures sufficient flow through the

boiler. As soon as the boiler has reached an adequateoutlet temperature, the second controller stabilises

the boiler inlet temperature. The parameter

controlled in both cases is the speed of the admixture

pump. The system is designed to ensure a bumpless

signal transfer.

4. Combustion chamber pressure regulator

The pressure of the combustion chamber is adjusted

by the fuel-air ratio controller.

5. Fuel-air ratio correction mechanism

The O2 content of the flue gas is adjusted by addingfresh air and recirculating the flue gas as required.

• Support with commissioning and the TÜV certification

process of the boiler system.

The work was performed in close cooperation with the

customer, VKK Standardkessel in Köthen, Germany. The

boiler was put into service as planned in February 2015.

All sides involved in the project as well TÜV were

extremely pleased with the course of the modification

work and the results.

Fig./Bild 5

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Erster Auftrag in der Abwicklung

Wasserkraftwerk Hebertshausen

Die Wasserkraftwerk Hebertshausen oHG gehörtzu einer beachtlichen Anzahl privater Anlagen,die von den Familien Reitter, Renn und Emmerbetrieben werden. Bereits seit 2012 zählen dieseUnternehmen zu den potenziellen Kunden desEAS-Geschäftsbereiches Hydro & Wind Power.Im Juli 2015 kam es dann zu einem ersten Auftrag,und der Fachbereich Hydro Power erhielt damitdie Chance zur praktischen Überzeugungsarbeit.

Knapp drei Stunden nach der

Meldung des Schadens an einer

930 kW Storek-Kaplanturbine bei

Dachau waren die zuständigen

EAS-Mitarbeiter bereits vor Ort.

Zügig wurde die weitere Vor-

gehensweise abgestimmt und ein

entsprechendes Angebot aus-

gearbeitet.

Nach umgehender Auftrags-

erteilung, den erforderlichenDetailbesprechungen und der

Einrichtung der Baustelle wurden

die Arbeiten planmäßig aufgenom-

men.

Die Befundung der Maschine

ergab im Wesentlichen folgenden

Arbeitsumfang:

• Leitapparat ausbauen,

sandstrahlen, MT-Prüfung

• Neue Büchsen und Lager-

scheiben anfertigen• 22 Leitschaufelbolzen,

Lenkerbolzen, Lenker

erneuern (VA)

• Defekte Leitschaufeln

austauschen

• Saugrohr abdämmen

und entwässern

• Kontrolle, teilweise Erneuerung

der Laufschaufeldichtungen

• Reinigung, Prüfung,

Beschichtung der Laufrad-

schaufeln (Druckseite)

• Anhebung des Regulierrings

• Remontage des Leitapparats

• Reparatur der Laufradhaube

• Inbetriebnahme

Sämtliche Maßnahmen wurden

in enger Absprache mit den

Auftraggebern durchgeführt.

In einem Schadensfall kommt

es grundsätzlich auf umgehende

Reaktion und individuelle Lö-

sungsvorschläge eines Dienst-leisters sowie die professionelle

Arbeit des Teams vor Ort an. Jeder

Tag zählt, denn ein Anlagen-

stillstand kostet Geld.

In diesem Fall trugen die auf

beiderseitigem Vertrauen begrün-

deten Absprachen und die schnel-

len Entscheidungen der Gesell-

schafter Elmar Reitter und

Andreas Emmer maßgeblich zu

einem kurzfristigen Reparatur-

beginn bei.

Die unkomplizierte und kun-

denorientierte Verfahrensweise

der EAS-Hydro Power dürfte auchdie Betreiber überzeugt haben, so

dass dieser Auftrag durchaus als

Start in eine weitere Zusammen-

arbeit gesehen werden kann.

Laufradschaufeln / Blades

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Journal 35

Initial contract underway

Hydroelectric power plant Hebertshausen

The Wasserkraftwerk Hebertshausen oHGhydroelectric power plant is one of a considerablenumber of private plants operated by the Reitter,Renn and Emmer families. These companies havebeen among the potential customers of the EASHydro & Wind Power Division since 2012.

The first contract was awarded in July 2015, andthe Hydro Power Department received the chanceto impress the customer in practice.

A mere three hours after damage

was reported on a 930-kW Storek

Kaplan turbine near Dachau, the

responsible EAS employees were

on site.

Subsequent actions were

rapidly agreed upon and a

suitable proposal prepared.

The work commenced

according to schedule as soon as

the contract had been awarded,the necessary detailed discussions

held and the construction site set

up.

The appraisal of the machine

primarily revealed the following

scope of work:

• Dismantle and sandblast the

inlet guide vanes, incl.

magnetic particle testing

• Produce new bushes and discs

• Replace 22 guide vane bolts,

connecting rod bolts and

connecting rods (VA steel)

• Replace defective vanes• Seal and drain draft tube

• Inspect and partially replace

blade seals

• Clean, check and coat the

blades (pressure side)

• Lift regulating ring

• Reassemble inlet guide vanes

• Overhaul impeller hub

• Re-start

All of these actions were

performed in close consultation

with the client.

When a turbine is damaged,

everything depends on theimmediate reaction of the service

provider, the specific solutions he

proposes and the professional

work of the on-site team. Every

day counts because downtime

costs money.

In this case, the discussions

based on the mutual trust and the

fast decisions of business owners

Elmar Reitter and Andreas Emmer

considerably contributed to the

repair work getting under wayquickly.

The uncomplicated and

customer-focused approach of

EAS Hydro Power must have

impressed the operator, so this

contract has almost certainly

paved the way for further

collaboration in the future.

Engine house / Maschinenhaus

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Torsionsschwingungen an Kraftwerksturbosätzen

Entstehung und Auswirkungen

Eine spezielle Gruppe von Schwingungen sind die sogenannten

subsynchronen Resonanzen (SSR). Dabei handelt es sich nicht um

Netzfehler; sie können aber durch Netzfehler sekundär erzeugt

werden. Die SSR führen auch zu Torsionsschwingungen am

Wellenstrang und werden aus diesem Grund im Folgenden

genauer beschrieben.

1. Die Entstehung von Torsionsschwingungen

Der Anregungsmechanismus für Torsionsschwingungen in Wel-

lensträngen unterliegt in den meisten Fällen demselben Schema,

nämlich einer Störung des Drehmomentengleichgewichts zwi-

schen dem antreibenden Teil des Wellenstranges, z. B. den Tur-

binen und dem angetriebenen Teil, z. B. dem Generator.

Die durch die Störung hervorgerufenen Drehmomentschwan-

kungen und -stöße regen den Torsionsschwingungsvorgang an,

an dem einer oder mehrere verschiedene Torsionseigenfrequen-

zen des Wellenstranges beteiligt sind.

Die Höhe der Torsionsmomente hängt von der räumlichen

Distanz der Störung zum Turbogenerator, von der zeitlichen Ein-

wirkungsdauer auf den Turbogenerator sowie dem Lastzustand

des Generators ab.

Bild 1 zeigt einige Einwirkungsorte von Störungen in einem elek-

trischen Versorgungsnetz. Bei diesen Störfällen handelt es sich

um

• Direkte Blitzeinschläge in Freileitungen

• Netzinterne Überspannungen

• Netzumschaltung mit Fehlsynchronisation

• Polschlupfbetrieb

• Kurzunterbrechungen nach Netzkurzschluss

• Abschaltung von 2- und 3-poligen Netzkurzschlüssen

• Klemmenkurzschlüsse

Den transienten, schnell ablaufenden Vorgängen, die die Torsi-

onsschwingungen auslösen, stehen langsame Schutzmaßnahmen

entgegen, deren dämpfende Wirkung erst im Verlauf von ca.

100ms bis Minuten eintritt. Zur Klassifikation der Ereignisse sind

drei Zeitbereiche definiert:

0 - 60ms subtransienter Zeitbereich

60ms - 4s transienter Zeitbereich

> 4s Dauerzeitbereich

Aus dem Zusammenspiel zwischen Turbosatz und elektrischem Versorgungsnetz

können unter bestimmten technischen Randbedingungen zu hohe mechanische Torsionsschwingungsamplituden innerhalb des Wellenstrangs entstehen.Ein vermehrtes Auftreten kann zur teilweisen bis zur kompletten Zerstörungdes Wellenstrangs führen.

Bild 1 Einwirkungsorte von Störungen im Versorgungsnetz

7/21/2019 Journal 25


Journal 37

Torsional vibration in power plant

turbo-generator sets - Cause and effect

A specific group of vibrations is known as subsynchronous

resonance (SSR). This is not a network fault; it can, however, be a

secondary effect of a network fault. SSR also creates torsional

vibration along the shaft train and is therefore described in

greater detail below.

1. Development of torsional vibration

The excitation mechanism of torsional vibration in shaft trains

usually follows the same pattern, i.e. a disruption to the torques

balance between the driving part (turbine) and the driven part

(generator) of the shaft train.

The torque fluctuations and spikes caused by the fault excite

the torsional vibration, which involves one or more different

natural torsional frequencies of the shaft train.

The extent of the torsional moments depends on the spatial

distance between the fault and the turbo-generator, on the

duration of action on the turbo-generator and the load status of

the generator.

Figure 1 shows some of the points affected by faults in an

electrical supply network. These failures are caused by:

• Direct lightning strikes to overhead cables

• Overvoltages within the network itself

• Reverse switching with faulty synchronisation

• Pole slip mode

• Short interruption following a grid short circuit

• Shutdown of 2- and 3-pole grid short circuits

• Terminal short circuits

The transient, fast running processes that trigger the torsional

vibrations are opposed by slow protective measures, the

dampening effect of which only kicks in within approx. 100 ms to

a minute. The events are classified according to three time

periods:

0 - 60ms sub-transient period

60ms - 4 s transient period

> 4s permanent period

The interaction between a turbo-generator set and the

electrical supply network can, under certain technicalconditions, create high mechanical torsional vibrationamplitudes within the shaft train. A higher incidence ofthis can damage part of or the entire shaft train.

Fig. 1 Points affected by faults in the supply network

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Elektromechanische Resonanzen können ebenso aus dem

Zusammenspiel von Wellenstrang, bestehend aus Turbinenläufer

und Generatorläufer, und dem elektrischen Versorgungsnetz mit

kompensierten Leitungen und Kondensatorstationen unter be-

stimmten technischen Randbedingungen entstehen, welche eine

teilweise bzw. komplette Zerstörung des Wellenstrangs durch

hohe Torsionsschwingungsamplituden zur Folge haben können.

Eine spezielle Art von Ursachen sind die sogenannten sub-synchronen Resonanzen (SSR), welche der Ursache nach keine

Netzfehler sind, aber durch Netzfehler ausgelöst werden können

und ebenfalls zu Torsionsschwingungen führen.

Die subsynchrone Resonanz ist ein elektrischer Systemzustand,

in dem ein Energieaustausch zwischen einem elektrischen Netz

und einem Generatorsatz bei einer oder mehreren Eigenfrequen-

zen des kombinierten Systems stattfindet, die unterhalb der

synchronen Frequenz des Systems liegen.

Dieses elektromechanische System mit den Koppel- und Ein-

flussmechanismen ist in Bild 2 dargestellt.

Vereinfachend kann davon ausgehen werden, dass Generator,

Trafo, lange Übertragungsleitungen und die Kapazitäten einer

Kompensationsanlage einen elektrischen Schwingkreis mit fol-

gender Eigenfrequenz bilden wie in den Bildern 3 und 4 darge-

stellt:

Durch Schalthandlungen/Netzstörfälle entsteht ein zusätzliches

Drehfeld im Luftspalt des Generators mit der Frequenz fe , die sich

dem stationären Feld überlagert. Hierbei entsteht die Frequenz f r:

fr = fn - fe

Liegt fr in der Nähe einer Torsionseigenfrequenz des Wellen-

strangs, so wird diese angeregt.

fe = elektrische Eigenfrequenzfn = Netzfrequenz

XC = Reaktanz des Serienkondensators

Xi = induktive Gesamtreaktanz (Leitung,

Transformator, Generator)

i

C ne X

X f f ⋅=

''

Bild 2: Elektromechanisches System „Wellenstrang“

7/21/2019 Journal 25


Journal 39

Electro-mechanical resonance can also occur as a result of the

interplay between the shaft train, comprising the turbine rotor

and generator rotor, and the electrical supply network with

compensated cables and capacitor stations under certain

technical conditions, which may result in the partial or complete

destruction of the shaft train by high torsional vibration

amplitudes.

A special type of causes is referred to as subsynchronousresonance (SSR). This is not actually a network fault, but it can be

triggered by network faults and therefore likewise lead to

torsional vibrations.

Subsynchronous resonance is an electrical system status in

which an exchange of energy takes place between an electrical

network and a turbo-generator set at one or several natural

frequencies of the combined system, which lie below the

synchronous frequency of the system.

This electro-mechanical system with the coupling and

influential mechanisms is illustrated in Figure 2.

Simplified, it can be assumed from this that the generator,

transformer, long transmission lines and the capacities of a

compensation system form an electrical resonant circuit with the

following natural frequency as illustrated in Figures 3 and 4:

Switching operations/network faults generate an additional

rotating field in the air gap of the generator with the frequency f n ,

which superimposes itself over the stationary field. This generates

the frequency fr:

fr = fm - fn

If fr lies in the range of a natural torsional frequency of the shaft

train, this is excited.

fn = natural electrical frequency

fm = mains frequency

XC = reactance of the series capacitor

Xi = inductive total reactance (cable,

transformer, generator)

i

C mn X

X f f ⋅=

Fig. 2: „Shaft train” electro-mechanical system

7/21/2019 Journal 25



γ

''

τ

''

τ

''

τ

''

Hierbei ist das Auftreten folgender Anregungsmechanismen

einzeln oder kombiniert denkbar:

• Induktion Generator Effect (IGE)

Transiente Vorgänge, bei denen subfrequente Ströme subfre-

quente Felder im Luftspalt erzeugen.

• Torsional Amplifikation (TA)

Abbau gespeicherter elektrischer Energie mittels eines subfre-quenten Generatorstroms.

• Torsional Interaction (TI):

Erzeugung eines zusätzlichen Luftspaltfeldes mit neuer Fre-

quenz durch Pendelbewegung des Läufers.

2. Auswirkungen von Torsionsschwingungen

Im Rahmen der Ermüdungsanalyse werden zunächst für die aus

den Drehmomenten berechneten Schubspannungsverläufe der

betrachteten Komponenten alle Minima und Maxima ermittelt.

Mit der „Rainflow Counting Methode“ werden die Amplituden

klassiert und zu verschiedenen Zyklengruppen aufsummiert.

Das Materialverhalten aus elastischem und plastischem Anteil

lässt sich im Falle von Torsionsbeanspruchung und insbesondere

auch zyklischer Beanspruchung durch die Ramberg-Osgood-

Gleichung beschreiben.

Die Gesamtschubdehnung a wird dabei durch einen elastischen

Term und einen plastischen Term beschrieben:

(1)

Der elastische Term ist a/G. Dabei bezeichnet G das Schermodul

(auch Torsionsmodul). Für den plastischen Term sind A´ der zykli-sche Schubspannungskoeffizient und nf der zyklische Schubspan-

nungsexponent. Die Manson-Coffin-Morrow-Beschreibung nutzt

diese Interpretation und bildet daraus die Ermüdungslinie für den

niederzyklischen Ermüdungsbereich. Die Manson-Coffin-Morrow-

Beschreibung zeichnet sich dabei zusätzlich durch die Berücksich-

tigung der Mittelspannungen m nach Goodman aus,

(2)

wobei f́ der zyklische Schubfestigkeitskoeffizient, f́ der zykli-

sche Gleitungskoeffizient und b bzw. c die Exponenten der elasti-

schen bzw. plastischen Wöhlerkurve sind. Weiter bezeichnet N i

die Anzahl der Zyklen, die bei der betrachteten Schubdehnungs-

amplitude zum Riss führen.

τ τ γ

= +

1/

'

f n

a a

a G A

''

( )τ τ

γ γ −

= +

''2 (2 )

b c f m

a i f i N N

G

Bild 3: Netztopologie - Klassische SSR

Bild 4: Netztopologie - Anregung durch Umrichterbetrieb

γ

''

,

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Journal 41

γ

'

γ

''

,

τ

''

τ

''

τ

''

In this instance, the following excitation mechanisms may occur

individually or in combination:

• Induction Generator Effect (IGE)

Transient processes, whereby sub-frequency currents generate

sub-frequency fields in the air gap.

• Torsional Amplification (TA)

Dissipation of stored electrical power by means of asub-frequency generator current.

• Torsional Interaction (TI):

Generation of an additional air gap field with a new frequency

by means of the reciprocating movement of the rotor.

2. Effects of torsional vibrations

As the first step of the fatigue analysis, all minima and maxima

are determined for the sheer stress characteristics of the

components being examined that have been calculated from the

torques. The „rainflow counting method“ is used to classify the

amplitudes and add them up into various cycle groups.

The material behaviour of the elastic and plastic parts is, in the

case of torsional stress and in particular cyclical stress, described

by the Ramberg-Osgood equation.

This describes the total sheer strain a as an elastic term and a

plastic term:

(1)

The elastic term is a/G, whereby G represents the sheer module

(and the torsional module). For the plastic term, A´ is the cyclicalsheer stress coefficient and nf the cyclical sheer stress exponent.

The Manson-Coffin-Morrow formula uses this interpretation to

generate a fatigue curve for the low-cycle fatigue range. The

Manson-Coffin-Morrow formula is also characterised by taking

into consideration the mean stresses m of Goodman,

(2)

where ´f is the cyclical sheer strength coefficient, ´f the cyclical

sheer strain coefficient and b and c respectively the exponents of

the elastic and plastic Woehler diagram. N i is the number of

cycles that will cause a crack for the sheer strain amplitude under

examination.

τ τ γ

= +

1/

'

f n

a a

a G A

''

( )τ τ

γ γ −

= +

''2 (2 )

b c f m

a i f i N N

G

Fig. 3: Grid topology - conventional SSR

Fig. 4: Grid topology - excitation by inverter operation

7/21/2019 Journal 25



i

l

i

k

j

j j

l

i

iStörfallGesamtl N n E E ∑ ∑∑= ==

==

1 11

, /

Die Gesamtermüdung bis zum Eintritt der Anrissbildung wird

durch die Akkumulation der Ermüdungsbeiträge der einzelnen

Zyklen gebildet. Eine Form der Abschätzung für die Akkumulation

ist die Miner-Regel. Jeder Störfall erzeugt eine endliche Anzahl

von Ermüdungszyklen.

(3)

Diese anteilige Ermüdung akkumuliert - ebenfalls nach der Miner-

Regel - zu einer Gesamtermüdung EGesamt

.

(4)

3. Der SchadenErleiden die Komponenten durch betriebliche Lasten einen uner-

warteten Ermüdungsschaden, ist die betriebsfeste Auslegung zu

hinterfragen. Es ist dabei in einigen Fällen festzustellen, dass die

unerwartet geschädigten Bereiche in der ursprünglichen Ausle-

gung sogar als dauerfest ausgewiesen wurden. Oft ist die Ursache

für diese große Differenz zwischen konstruktiver Auslegung und

praktischem Schaden in einer Fehleinschätzung der Belastung

oder einer ungeplanten Veränderung der Belastung zu suchen.

Im Weiteren sind kurzfristige Schäden in der Mehrzahl der

niederzyklischen Ermüdung (Low-Cycle-Fatigue LCF) zuzuordnen.

Die Werkstoffkennlinie für diese Schädigung und die typischen

Wellenstrangwerkstoffe wird gut durch die Manson-Coffin-

Morrow Beziehung (Gl. 2) beschrieben.

Der Bereich der LCF erstreckt sich per Definition bis ca.

105-Zyklen. Es ist dabei zu beachten, dass mit wachsender Versa-

genszyklenzahl der plastische Dehnungsanteil je Zyklus immer

weiter abnimmt. Das Werkstoffverhalten im Rissbereich ähnelt

dann makroskopisch immer stärker einem spröden Werkstoffver-halten.

Spröde Werkstoffe versagen verformungsfrei und senkrecht

zur Hauptnormalspannung. Je nach Beanspruchungsart kann

somit die Lage der Risse variieren.

In den Bildern 5 und 6 verändert sich die Lage der Anrisslinien

durch den Wechsel von Torsion zur Zugbelastung. Im Fall der

Torsionsbelastung liegt die Hauptnormalspannung unter 45°. Der

Anriss für die spröde Randzone erfolgt dann um 90° gedreht.

Bild 6 zeigt den allgemein bekannten Fall der Lage der Anrisse

an einer Zugprobe. Die Risse liegen senkrecht zur Abzugsrichtung.

Wird dieses Wissen bei der Bewertung des Schadensbildes

an einer Generatorkupplung wie in den Bildern 7 und 8 berück-sichtigt, ist die Schlussfolgerung gegeben, dass es sich um eine

Ermüdung durch Torsionsbelastung handeln muss.

Die Anrisse sind in diesem Fall gleichmäßig um den gesamten

Umfang verteilt. Relevante Überlagerungen anderer Belastungs-

komponenten, die eine unsymmetrische Schädigungsverteilung

erzeugen, sind auf den ersten Blick als nachrangig zu bewerten.

Es ist weiterhin festzustellen, dass die Anrisse nur unter einem

ca. 45°-Winkel entstanden sind. Es ist davon auszugehen, dass

dem Haupttorsionsmoment ein zusätzliches zyklisches Torsions-

moment aufgeprägt wurde.

∑=

=

k

iiiStörfall N n E

1/

''

Bild 5: Sprödes Werkstoffverhalten in einer Nitrierschicht durch Torsionsbeanspruchung;Risse unter 45° zur Wellenachse; senkrecht zur Hauptnormalspannung.

Fig. 5: Brittle material behaviour in a nitrided layer due to torsional stress;cracks at an angle of less than 45° to the shaft axis; vertical to the principal direct stress.

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Journal 43

The total level of fatigue until incipient cracks begin to form is

represented by the accumulation of fatigue resulting from the

individual cycles. One means of estimating this accumulation is

Miner’s rule. Every failure generates a finite number of fatigue

cycles.

(3)

This proportional fatigue accumulates (likewise in accordance

with Miner’s rule) to give a total level of fatigue Etotal

.

(4)

3. The damage

If the components are subject to an unexpected amount offatigue damage caused by operational loads, the robustness of

the design should be questioned. In some cases it should

therefore be noted that the unexpectedly damaged areas had

actually been identified as fatigue endurable in the original

design.

Often, the cause of this great difference between the structural

design and damage in practice can be traced back to a false

estimation of the load or an unplanned change in the load.

Furthermore, the majority of short-term damage can be

attributed to low-cycle fatigue (LCF).

The material characteristic curve for such damage and the

typical shaft train materials are well described by the Manson-Coffin-Morrow relationship (Eq. 2).

The LCF range, by definition, extends up to approx. 105 cycles.

In this regard it is important to note that as the number of failure

cycles increases, the plastic strain portion of each cycle continues

to decrease. On a macroscopic level, the material behaviour in the

crack area thus increasingly resembles the behaviour of brittle

material.

Brittle materials fail without deformation and perpendicular to

the principal direct stress. Depending on the type of stress, the

position of the cracks can vary.

In Figures 5 and 6, the position of the incipient crack lineschanges due to the change from torsion to tension load. In the

case of the torsional load, the principal direct stress lies below

45°. The crack in the brittle peripheral zone then occurs at an

angle rotated by 90°.

Figure 6 illustrates the commonly experienced position of the

incipient cracks on a tensile test specimen. The cracks lie

perpendicular to the direction in which it is being pulled.

If this knowledge is taken into consideration when assessing

the damage pattern of a generator coupling, as in Figures 7 and

8, it may be concluded that fatigue has been caused by torsional

load.

In this case, the incipient cracks are distributed uniformlythroughout the entire area. Relevant interactions of other load

components which generate an asymmetrical distribution

of damage should be interpreted as subordinate in the first

instance.

It should also be noted that the incipient cracks have only

developed at less than an approx. 45° angle. From this it is

assumed that an additional cyclical torsional moment has been

applied to the principle torsional moment.

Based on the solid design of the coupling, it can be assumed

that any further strengthening of the coupling would not result in

any improvement and that this stress mechanism had not been

included or considered in the design. The fundamental optimisation objective for this type of

coupling should thus be the suppression of the vibrations by

mechanical or electrical means and/or a control system.

i

l

i

k

j

j j

l

i

i failuretotal N n E E ∑ ∑∑

= ==

==

1 11

, /

∑==

k

iii failure N n E

1/

Fig. 6: Brittle material behaviour in a nitrided layer resulting from tensile stress;cracks perpendicular to the stress direction.

Bild 6: Sprödes Werkstoffverhalten in einer Nitrierschicht durch Zugbeanspruchung;Risse senkrecht zur Beanspruchungsrichtung.

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Aufgrund der massiven Ausführung der Kupplung ist davon

auszugehen, dass eine weitere Verstärkung der Kupplung keine

Verbesserung bringen wird und dieser Beanspruchungsmecha-

nismus nicht in der Auslegung bekannt war bzw. berücksichtigt

wurde.

Grundsätzliches Optimierungsziel für diese Kupplungsart sollte

somit die Unterdrückung der Schwingungen durch mechanische,

elektrische und oder steuerungstechnische Maßnahmen sein.

4. Ausblick Aktuell wird im Kraftwerksbereich traditionell immer noch das

Hauptaugenmerk auf das Thema „Biegeschwingungen“ in Form

von Wellen- und Lagerbockschwingungen von Turbosätzen gelegt.

In den letzten 10 bis 15 Jahren waren einige Kraftwerksbetreiber

dann gezwungen, sich intensiver mit der Problematik der Stän-

derwickelkopfschwingungen von Generatoren zu beschäftigen.

Dem Problemkreis der Torsionsschwingungen an Wellensträn-

gen von Kraftwerksturbosätzen ist bislang in Deutschland, aber

auch überwiegend in Europa, keine oder nur eine geringe Auf-

merksamkeit gewidmet worden.

Dieser Zustand dürfte sich in den kommenden Jahren ändern

und so lange andauern, bis sich die Netzsituation in Deutschland

durch den Netzausbau und weitere flankierende Maßnahmen im

Sinne eines geregelten Leistungsflusses der „grünen Energie“

stabilisiert hat.

Die voranstehenden Ausführungen legen nahe, dass es durch-aus sinnvoll erscheint, sich sowohl mit dem Thema

• Torsionsschwingungsmonitoring

als auch dem Thema

• Torsionsschwingungsschutz

von Kraftwerksturbosätzen zu beschäftigen.

5. Literatur

• Schwingungssymposium 2006, diverse Autoren, Potsdam, 2006,

• „Subsynchrone Resonanzen im System Turbosatz-Netz / Entstehung und Auswirkung

auf den Turbosatz“, M. Humer, L. Golebiowski, Haus der Technik, Essen, 2012,

• Carsten Göbel (Dissertation)

„Modelle der Synchrongeneratoren für die Simulation der subsynchronen Resonanzen“

Universität Dortmund, Fakultät für Elektrotechnik und Informationstechnik, Lehrstuhl

für elektrische Antriebe und Mechatronik, 2010

• F. Börsig, G. Richter:

„Dehnungslinien in der nitrierten Oberflächenschicht einer überbelasteten Schnecke“,

Der Maschinenschaden, Heft 1/2 , 1957

Bild 7Anrisse im Bereich der Bohrungen 8-7

Fig. 7Incipient cracks around boreholes 8-7

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Journal 45

4. Conclusion

Currently, in the power plant sector, the main focus is still on the

traditional topic of „flexural vibrations“ in the form of shaft and

bearing vibrations of turbo-generator sets.

In the last 10 to 15 years, some power plant operators were

then forced to pay more attention to the problem of stator end

winding vibrations of generators.

Up until now in Germany, but also predominantly in Europe,

the problematic area of torsional vibrations along shaft trains of

power plant turbo-generator sets has been afforded no or verylittle attention.

This situation in likely to change in the coming years and it will

continue until network expansion and additional supporting

measures have stabilised the network situation in Germany to

allow a controlled flow of „green energy”.

The statements made above suggest that it appears to be

entirely reasonable to address both the topic of

• torsional vibration monitoring,

as well as that of the

• torsional vibration protection

of power station turbo-generator sets.

5. References

• „Schwingungssymposium 2006” [Vibration Symposium 2006], various authors, Potsdam,

2006,

• „Subsynchrone Resonanzen im System Turbosatz-Netz / Entstehung und Auswirkung auf

den Turbosatz” [Subsynchronous resonance in turbo-set/network system - cause and

effect on the turbo set], M. Humer, L. Golebiowski, Haus der Technik, Essen, 2012

• Carsten Göbel (Dissertation)

„Modelle der Synchrongeneratoren für die Simulation der subsynchronen Resonanzen”

[Models of synchronous generators for the simulation of subsynchronous resonance]

University of Dortmund, Faculty for Electrical Engineering and Information Technology,

Department for Electrical Drives and Mechatronics, 2010

• F. Börsig, G. Richter:

„Dehnungslinien in der nitrierten Oberflächenschicht einer überbelasteten Schnecke”

[Stress-strain curves in the nitrided surface layer of an overloaded screw], Der

Maschinenschaden, Issue 1/2, 1957

Fig. 8Incipient cracks around boreholes 6-4

Bild 8Anrisse im Bereich der Bohrungen 6-4

7/21/2019 Journal 25



Bodo Meinhardt

Schaltanlagen und Schaltgeräte

Switch Gears

Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik E, C&I Technology Division

T +49 2 09-6 01-53 97

M +49 1 71-3 18 15 31

Erwin Rachor


Switch Gears

Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik

E, C&I Technology Division

T +49 2 21-29 75 35 89

M +49 1 75-2 69 19 10

Benjamin Maik


Switch Gears



M +49 1 73-6 01 46 82

Norbert Dorn


Switch Gears

Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik E, C&I Technology Division

T +49 2 21-29 76 20 29

M +49 1 70-2 28 40 33

Maciej Brzoskowski

Geschäftsführer

Managing Director

E.ON Anlagenservice GmbH

T +49 2 09-6 01-58 35

Klaus Glasenapp

Nukleartechnik

Nuclear Technology

Geschäftsbereich Apparate-/

Kesseltechnik

Process Equipment & Boiler Technology

Division

T +49 2 09-6 01-55 90

M +49 1 60-90 96 28 43

An dieser Ausgabe wirkten mit

7/21/2019 Journal 25


Journal 47

Martin Proll

Vertrieb

Sales Management

Geschäftsbereich Hydro & Wind PowerHydro & Wind Power Division

T +49 8 71-6 94-41 44

M +49 1 74-1 66 17 71

Dr.-Ing. Mirko Bader

Konstruktion und Technik

Mechanical Construction & Engineering

Geschäftsbereich Maschinentechnik

Rotating Technology Division

T +49 2 09-6 01-52 12

M +49 1 73-7 07 87 20

Dr.-Ing. Matthias Humer

Konstruktion und Technik

Mechanical Construction & Engineering

Geschäftsbereich Maschinentechnik Rotating Technology Division

T +49 2 09-6 01-59 40

M +49 1 60-96 98 86 51

Lothar Gutekunst


Switch Gears



T +49 72 31-78 23-9 85

M +49 1 60-7 15 78 82

Christian Burmester

Dampferzeuger und Nebenanlagen

Boiler & Auxiliaries



T +49 2 09-6 01-52 38

M +49 1 73-6 01 52 25

Contributing authors:

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