April Journal. Kundenmagazin/Customer Magazine. Ausgabe/Issue 22. Neuigkeiten und interessante Projekte. News and project highlights

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1 April 2014 Journal Kundenmagazin/Customer Magazine Ausgabe/Issue 22 Neuigkeiten und interessante Projekte News and project highlights

2 02 E.ON Anlagenservice Leistung nach Schema F oder Maßarbeit Risiko oder Betriebssicherheit? Nur das Ergebnis zählt Christian Mehrhoff Leiter Vertrieb & Marketing Head of Sales & Marketing Das Tagesgeschäft der Energieerzeugungsbranche ist geprägt von Veränderungen, Anpassungen und Sparmaßnahmen. Auch die EAS ist davon nicht verschont geblieben. Machen wir uns nichts vor, von einer wirklich griffigen Formel für die Zukunft der Energieerzeugung in Deutschland sind wir alle noch weit entfernt. Für uns als Instandhaltungsunternehmen ist es zwar nicht schön für das Geschäft, aber doch verständlich, wenn Betreiber in dieser Situation auf die Kostenbremse drücken. Planungsunsicherheit führt dazu, dass anstehende Maßnahmen in den Anlagen hinausgeschoben werden und die Vergabe dringender Arbeiten, bedingt durch knappe Budgets, immer öfter nur über den Preis erfolgt. Letzteres kann funktionieren, erfordert aber eine gewisse Risikobereitschaft. Vielfach kommt diese Erkenntnis zu spät und dann ist guter Rat im wahrsten Sinne des Wortes teuer. Bei dem Wort Service handelt es sich eigentlich um einen alltäglichen Begriff. Wir sehen das jedoch anders, und unsere Kunden erfahren immer wieder, dass dieses Wort nicht nur Bestandteil unseres Namens, sondern ein Versprechen ist. Wirklicher Service zeigt sich oft erst dann, wenn im Rahmen eines Projekts außergewöhnliche Maßnahmen erforderlich werden und Problemlösungen gefragt sind. Hier trennt sich die Spreu vom Weizen oder anders gesagt: Bei Leistungen nach Schema F ist hier nichts zu erwarten; denn jetzt geht es um Maßarbeit, Erfahrung und schnelle Reaktion. Kommen wir also zurück zur EAS. Berichte in dieser Ausgabe bestätigen, dass Schwierigkeiten mit Ideen, flexiblen Aktionen und dynamischem Einsatz bewältigt werden können und unsere Kunden dadurch deutliche Vorteile erzielen. Das zeigt: Service nach unserer Definition ist also doch kein alltäglicher Begriff und (guter Rat inbegriffen) im Ergebnis durchaus messbar. Off the rack or tailor-made Risk or operational safety? It s the result that counts Day-to-day operations in the utility industry are undergoing change, adjustments and cost cutting measures. EAS, too, has not escaped unscathed. Let's not kid ourselves: we are all still miles away from a winning formula for the future of power generation in Germany. For us as maintenance service providers it may be tough but we understand that in this situation operators are looking to cut expenses. Given the lack of planning security, projects are being postponed, and with budgets becoming ever tighter, contracts are usually awarded to the lowest bidder. This can work but it obviously requires a certain willingness to take risks. Yet, this dilemma is often recognised too late, and good advice can then be hard to come by and be very expensive. The word 'service' is an everyday term but to us it is much more than that, and our customers have seen time and again that service is not just part of our name but a promise. What real service actually means often becomes clear only when you have to go the extra mile to deliver tangible solutions. This is where the wheat is separated from the chaff: off-the-shelf services don t have much to offer when precision work, specialist knowledge and swift action are needed. So let's come back to EAS: the reports in this edition demonstrate that difficulties can be overcome by innovative ideas, flexibility and a dynamic response with clear benefits for the customer. Therefore, service - by our definition - is not an everyday term and the results (including the advice) are indeed measurable.

3 Journal 03 Inhaltsverzeichnis Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Seite 04 EAS-Kundenseminar SIL - Funktionale Anlagensicherheit & Sicherheitsrichtlinien Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Seite 08 VDI-Fachkonferenz: Leittechnik in Kraftwerken Präsentation und Fachvortrag RWE Generation SE Seite 10 Erneuerung der Leittechnik einer 838 MW Dampfturbine Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Heizkraftwerk Hiltrop Seite 14 Modernisierung der Elektro- und Leittechnik Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Seite 20 Komplettlösungen für eine zuverlässige Energieversorgung Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Seite 24 Service an MS- und NS-Schaltgeräten aller Hersteller Pumpspeicherkraftwerk Waldeck 1 Seite 28 Störungsbeseitigung Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik E.ON Benelux Seite 30 Austausch der US-Durchführungen im Kraftwerk Langerlo Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik RWE Service Seite 34 Generatorableitungen Kraftwerk Weisweiler Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Windpark Treue Seite 38 Hydro & Wind Power übernimmt die Instandhaltung Geschäftsbereich Hydro & Wind Power E.ON Benelux Seite 40 Wertbeitrag durch Leistung und Lieferung Geschäftsbereich Maschinentechnik Geschäftsbereich Maschinentechnik Seite 42 Unterstützung beim Auswuchten kompetent und zuverlässig Kraftwerk Winnington Seite 46 Komplettleistung der EAS-Gasturbinentechnik Geschäftsbereich Maschinentechnik E.ON Benelux Seite 48 Großprojekt erfolgreich abgeschlossen Geschäftsbereich Apparate-/Kesseltechnik List of contents E, C&I Technology Division Page 05 EAS customer seminar on 'SIL Functional Plant Safety and & Safety Policies' E, C&I Technology Division Page 09 Presentation and paper delivered at VDI's Power Plant Instrumentation & Control Systems conference RWE Generation SE Page MW steam turbine I&C system upgrade E, C&I Technology Division Hiltrop cogeneration plant Page 15 Electrical, instrumentation and control system refurbishment E, C&I Technology Division E, C&I Technology Division Page 21 Comprehensive solutions for reliable energy supplies E, C&I Technology Division Page 25 Services for medium and low-voltage switchgear systems of all makes Waldeck 1 pumped storage power plant Page 29 Troubleshooting E, C&I Technology Division E.ON Benelux Page 31 Replacement of low-voltage bushings at the Langerlo power plant E, C&I Technology Division RWE Service Page 35 Weisweiler power plant - Generator bus ducts E, C&I Technology Division Treue wind farm Page 39 Hydro & Wind Power takes charge of maintenance Hydro & Wind Power Division E.ON Benelux Page 41 Supplies & services generating added value Rotating Technology Division Rotating Technology Division Page 43 Competent and reliable balancing support Winnington power plant Page 47 All-round service by EAS gas turbine specialists Rotating Technology Division E.ON Benelux Page 49 Major project completed successfully Mechanical Technology

4 04 E.ON Anlagenservice Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik EAS-Kundenseminar SIL - Funktionale Anlagensicherheit & Sicherheitsrichtlinien Mit Blick auf die Schalker Arena fand das EAS-Kundenseminar Funktionale Anlagensicherheit im September letzten Jahres statt. Während man beim Fußball den Fokus vielleicht eher auf eine sichere Abwehrreihe legt, galt unser Interesse dem sicheren Betrieb von Energieerzeugungs- und Prozessanlagen im Bezug auf die elektro- und leittechnischen Sicherheitseinrichtungen. Das Veranstaltungshotel, direkt neben der Schalker Arena, bot für die Durchführung des zweitägigen Fachseminars einen sehr guten Rahmen. Wie brandaktuell das Thema funktionale Sicherheit mit seinem Synonym SIL (Sicherheitsintegritätslevel) in der Elektro- und Leittechnik ist, zeigte die große Kundenresonanz. Vertreten waren Teilnehmer unterschiedlicher Branchen, zum Beispiel aus konventionellen Kraftwerken (Dampf- und Heißwassererzeuger), Kernkraftwerken, Müllverbrennungs- und Chemieanlagen. Die Einhaltung der gesetzlichen Vorschriftenwerke erfordert vom Anlagenbetreiber eine intensive Auseinandersetzung mit dem Thema funktionale Anlagensicherheit. Der Stand der Technik ändert sich fortlaufend, Normen und Regelwerke werden regelmäßig aktualisiert. Mit der Einführung in die gesetzlichen Grundlagen und den wichtigsten Kennwerten und Zusammenhängen der funktionalen Sicherheit startete das Seminar. Am zweiten Seminartag stand dann für die Teilnehmer die Praxisanwendung mit den nachfolgend aufgeführten Schwerpunkten im Vordergrund: Durchführung einer Gefahren- und Risikobeurteilung Berechnung von SIL-Schutzkreisen Beurteilung von Komponentenzertifikaten Anwendung eines Safety Management Systems Erfahrungsbericht zum Thema Modernisierung von Brenner-und Kesselsteuerungen. Seminarinhalt Grundlagen der gesetzlichen Anforderungen EU Richtlinien, ProdSG, BetrSichV Einführung in die relevanten Normenwerke IEC61508 / IEC61511 / DIN EN / VDI 2180 Grundlagen der funktionalen Sicherheit mit den relevanten Kennwerten und Begriffen Ausfallwahrscheinlichkeit PFD/PFH Anteil sicherer Fehler SFF Hardwarefehlertoleranz HFT Lambda DD/DU FIT Werte Diagnosedeckungsgrad DC Spezifikation der Sicherheitsanforderungen MTTF und MTBF Werte SIL Nachweisberechnung Functional Safety Management Richtige Vorgehensweise Gefahren- und Risikobeurteilungen Vorgehensweise mit Anwendungsbeispiel Praxisanwendungen und Beispiele Umbau Dampf-und Heizwassererzeuger Umbau an Turbinen und Nebenanlagen

5 Journal 05 E, C&I Technology Division EAS customer seminar on SIL Functional Plant Safety and & Safety Policies Last September, EAS held its Functional Plant Safety seminar within view of the Schalke football ground. While football can be all about a solid defence, the seminar focused on power and process plant safety from an electrical, instrumentation and control system perspective. The venue, a hotel right next to the Schalke Arena, was the ideal location for this two-day seminar. The huge response from our customers confirmed that the concept of functional safety, or its synonym SIL (Safety Integrity Level), is highly topical in electrical, control and instrumentation system engineering. The seminar drew participants from across different industries including operators of conventional power plants (steam and hot water generators), nuclear power plants, waste incinerators and chemical plants. Compliance with statutory rules and regulations requires plant operators to take a very close look at functional safety. The state of the art is constantly evolving and technical codes and standards are updated regularly. The seminar started with an introduction to the legal basics and the key functional safety parameters and interrelationships. Day two of the seminar was more about practical aspects with a particular focus on performing hazard and risk assessments calculating SIL safety circuits assessing component certificates using a safety management system an experience report on burner and boiler control system upgrades Seminar contents: Basic legal requirements EU directives, Product Safety Act (ProdSG), Industrial Health and Safety Ordinance (BetrSichV) Introduction to relevant standards IEC61508 / IEC61511 / DIN EN / VDI 2180

6 6 E.ON Anlagenservice An beiden Seminartagen wurden Fragestellungen erläutert, die sich aus den betrieblichen Anforderungen, insbesondere bei Umbau- und Retrofitmaßnahmen an bestehenden Anlagen ergeben: Welche Regelwerke sind anzuwenden? Gibt es einen Bestandsschutz? Ist der Einsatz von SIL-zertifizierten Komponenten ausreichend oder muss eine SIL-Nachweisberechnung vorgenommen werden? Wie ist die Dokumentation zu erstellen? Welche Prüfzyklen müssen eingehalten werden? Diese und weitere Fragen wurden anhand von vielen Praxisbeispielen erläutert und innerhalb der einzelnen Themengebiete vertieft. Selbst die Pausen waren von einem regen, branchenübergreifenden Erfahrungsaustausch unter den Teilnehmern geprägt. Mit einer Zusammenfassung der wichtigsten Kernpunkte und einer gemeinsamen Abschlussdiskussion endete die Veranstaltung mit dem Fazit: Anlagensicherheit darf kein Zufallsprodukt sein! Das nächste EAS-Kundenseminar zum Thema SIL ist für den 4. und 5. Juni 2014 geplant. Weitere Informationen Thomas Wollnik Leiter Konstruktion & Technik T Anmeldungen Melanie Borchardt T Sina Wallat T

7 Journal 7 Functional safety basics incl. technical terms and parameters Probability of failure (PFD/PFH) Safe failure fraction (SFF) Hardware failure tolerance (HFT) Lambda DD/DU FIT values Diagnostic coverage (DC) Specifying safety requirements MTTF and MTBF values SIL calculations to demonstrate compliance Functional safety management Correct approach Hazard and risk assessments Approach and example Practical application and examples Steam and hot water generator modifications Turbine and auxiliary system modifications On both days the participants discussed questions relating to operational requirements, especially after modifications and retrofits to existing installations: Which codes and standards apply? Does the legal principle apply, whereby installations erected in good faith are exempt from subsequent reclassifications? Is the use of SIL-certified components sufficient or are separate SIL calculations required to demonstrate compliance? What kind of documentation needs to be prepared? What inspection intervals have to be observed? These and other questions were explored using many practical examples, and they were subsequently discussed in more detail within in the relevant subject areas. Even the breaks were used for lively discussions among the participants from across the different industries. The event ended with a wrap-up of the key points and a final discussion which came to the conclusion that plant safety must not be a product of chance. The next EAS customer seminar on SIL is scheduled for 4 and 5 June Information Thomas Wollnik Head of Design & Engineering T Registration Melanie Borchardt T Sina Wallat T

8 8 E.ON Anlagenservice Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik VDI-Fachkonferenz: Leittechnik in Kraftwerken Präsentation und Fachvortrag Während der 2. VDI-Fachkonferenz am 3. und 4. Dezember 2013 in Karlsruhe diskutierten Fachleute aus der Energieerzeugung und dem Anlagenbau unter anderem die Frage, wie der Betrieb von Kraftwerken durch Optimierung der Leittechnik flexibler gestaltet werden kann. Dies insbesondere bei zunehmender Einspeisung regenerativer Energie in die Stromnetze. Ein weiteres Thema war die System- und Anlagensicherheit mit den Schwerpunkten: IT-Sicherheit Innovative Überwachungslösungen für Leitwarten Videobasierte Prozessüberwachung Funktionale Anlagensicherheit. Der Geschäftsbereich Elektro- und Leittechnik präsentierte sein Portfolio in der Ausstellung und beteiligte sich außerdem mit einem Fachvortrag zum Thema Rechtliche Situation der SIL-Systematik an der Veranstaltung. Inhaltlich spiegelte der Vortrag die zurzeit häufige Fragestellung von Anlagenbetreibern wider, wann und in welchem Umfang die SIL- Thematik angewendet werden muss. Der sichere Betrieb von Anlagen muss vom Betreiber gewährleistet werden, insbesondere nach Umbau- und Modernisierungsmaßnahmen. Dementsprechend hoch müssen die Maßstäbe an eine regel- und normenkonforme Ausführung gesetzt werden. Die Nachfragen und anschließenden Diskussionen, auch am EAS-Stand, zeigten einmal mehr, wie groß der Informationsbedarf zu diesem Sachverhalt derzeit ist. Vortrag von Thomas Wollnik: Rechtliche Situation der SIL-Systematik Um die rechtliche Situation zu beleuchten, muss man die aktuellen EU-Richtlinien und deren nationale Umsetzung betrachten. Des Weiteren ist die Ausgestaltung der nationalen Gesetzgebung mit Hilfe von Normen und Regelwerken maßgebend, und im Zentrum der Betrachtung steht immer der Stand der Technik als ein wichtiges Kriterium. Bei Anwendung der SIL-Systematik gemäß der EN / EN ist bei der Ausgestaltung auf die Einhaltung der wesentlichen geforderten Punkte zu achten. Den kompletten Vortrag stellen wir Interessenten gern in Textform zur Verfügung. Kontakt Melanie Borchardt T Sina Wallat T Wenn SIL, dann richtig! Nur ein bisschen SIL bringt weder die geforderte Anlagensicherheit noch die rechtliche Sicherheit. Dazu zählt dann auch die gerichtsfeste Dokumentation mit den Schwerpunkten Gefahren- und Risikobeurteilung, Spezifikation der Sicherheitseinrichtung, SIL-Nachweisberechnung, Prüfanweisung usw. Darüber hinaus gilt es, das in der Norm explizit geforderte Management der funktionalen Sicherheit zu beachten, d. h. die Vermeidung von systematischen Fehlern bei der Umsetzung in die Praxis.

9 Journal 9 E, C&I Technology Division Presentation and paper delivered at VDI s Power Plant Instrumentation & Control Systems conference One of the topics discussed by power generation and engineering experts at the 2nd VDI conference in Karlsruhe/Germany on 3 and 4 December 2013 was how instrumentation & and control systems should be designed for power plants to be operated more flexibly, especially as energy markets move towards greater use of renewables. Another topic was system and plant safety, with a particular focus on IT security Innovative monitoring solutions for control rooms Video-based process monitoring Functional plant safety. The E, C&I Technology Division used the exhibition to present its portfolio of services, and it delivered a paper on 'The Legal Situation of the SIL System'. The paper reflected on one of the questions that are foremost in the minds of plant operators: 'Where and when should SILs apply?' Operators have to ensure plant safety at all times and especially after upgrades or modifications. So the standards for complying with applicable rules and regulations should be accordingly high. The numerous questions and discussions (also at the EAS stand) confirmed once again the urgent need for additional information on this topic. Paper by Thomas Wollnik: The Legal Situation of the SIL System The legal situation can best be analysed by examining at the applicable EU directives (as amended) and how they have been transposed into national law. Also to be taken into account are the national codes and standards and, of course, the 'state of the art' as an important criterion. When applying the SIL system in accordance with EN / EN it is important to ensure compliance with the key requirements. If you use SILs, do it properly! Just 'a little bit of SIL' here and there won t do the trick. It will not guarantee plant safety nor will it provide legal certainty. Using SILs also means having to draw up proper hazard and risk assessment documents, safety system specifications, SIL calculations, test instructions etc. that would stand up in court. At the same time, it is equally important to observe the functional safety management requirements detailed in the standard, which means avoiding systematic errors as the standard is put into practice. The conference paper is available as a hardcopy. Contact Melanie Borchardt T Sina Wallat T

10 10 E.ON Anlagenservice RWE Generation SE Erneuerung der Leittechnik einer 838 MW Dampfturbine Das Steinkohlekraftwerk Ibbenbüren ging 1985 erstmals ans Netz und ist im Laufe der Jahre ständig modernisiert worden. Am Standort Ibbenbüren erzeugt der weltweit größte Schmelzkammerkessel den erforderlichen Dampf für die 838 MW KWU Turbine, die in 2013 durch den Fachbereich Turbostrang und Sekundärtechnik/EAS-Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik mit einer neuen Turbosatzleittechnik ausgerüstet wurde. Im Jahr 2009 wurde der Turbosatz einem Retrofit unterzogen, der für eine deutliche Leistungssteigerung (von 752 MW auf 838 MW) sorgte. Die in diesem Zusammenhang erforderlichen neuen Turbinenschutzfunktionen wurden in einem 3-kanaligen Schutzsystem (ABB Symphony Melody) realisiert und an den vorhandenen Turbinenschutz angebunden. Die Turbinenschutz- und Regelfunktionen blieben damals in Iskamatic-/Simatic-Technik der KWU (Kraftwerk Union) erhalten. Die Aufgabenstellung an die EAS-Turbostrang und Sekundärtechnik (ETT) im Jahr 2013 beinhaltete die Lieferung einer neuen Turbosatzleittechnik, welche homogen in das Prozessleitsystem Symphony zu integrieren war. Dies betraf die Teilsysteme Turbinenregelung, ND-Umleitregelung, Wellendichtdampfregelung, Turbinenschutz und Turbinenprüfautomatik einschließlich der zugehörigen Messwertaufbereitung mit folgenden Details: Integration der Funktion von Turbinenleitgerät/Wandtemperatur-Messgerät (bisher in Simatic S5 realisiert) in die neue Turbinenleittechnik Neuaufbau der Drehzahlüberwachung gemäß SIL 3 Ertüchtigung von Temperatur- und Druckmessstellen einschließlich Anpassung der mechanischen Messanordnung Demontage der alten hydraulischen Schutz- und Regeleinrichtungen und Einbau von zwei neuen Schnellschlussauslöseblöcken in 2v3 Technik sowie neun elektrohydraulischen Wandlern mit mechanischer Integration in das Hydrauliksystem Aufbau einer neuen 3-fachen Wellenlagemessung Austausch der Askania-Regler Komplettprüfung aller Messungen bis ins BuB-System während der IBN. Ziel dieser Erneuerung der Turbosatzleittechnik war es, die Ersatzteilsituation zu verbessern, Fehlerquellen in der Anlage zu minimieren sowie eine flexiblere Fahrweise des Kraftwerks (Schwachlastbetrieb) zu ermöglichen. Im Fokus stand die Aufrechterhaltung des sicheren Betriebes der Kraftwerksanlage für die Zukunft und die nachhaltige Sicherstellung der Betriebsfähigkeit und Verfügbarkeit durch den Einsatz neuer Leitsystemkomponenten. Der Betrieb und die Überwachung des Turbosatzes für den Blockbetrieb sollte von der Warte erfolgen und durch klare und übersichtliche Leittechnik-Strukturen gestaltet werden. Gefordert war eine optimale automatische Fahrweise des Turbosatzes mit hoher Regelgüte in allen möglichen Betriebszuständen - unter dem Gesichtspunkt maximaler Flexibilität und maximaler Leistungserzeugung sowie unter Einhaltung aller Anlagengrenzwerte und Beibehaltung des bekannten Bedienkonzeptes. Der Auftrag an die EAS-Leittechnik beinhaltete die komplette Ertüchtigung und Neukonzipierung der Turbinenleittechnik. Daraus ergaben sich folgende Leistungen: Bestandsaufnahme der Turbosatzleittechnik Erarbeitung der Funktionalitäten in intensiven Systemgesprächen Erstellung von Funktions- und Regelschemata Simulation und Vorprüfung des Turbinenreglers/ Turbinenleitgerätes mit dem Auftraggeber. Beispiel: Ablauf der Nachbildung der Wellentemperaturberechnung des Turbinenleitgerätes (Bilder 1, 2) Planung der Melody Hardware und Integration in die vorhandenen Schaltschränke Programmierung von Turbinenregelung (redundant) und Erweiterung des Turbinenschutzes (dreikanalig) integriert in die HLT, ABB Melody Ermittlung der Parameter und anschließende Programmierung des Turbinenleitgerätes (Wandtemperatur-Messgerät) in ABB Melody Lieferung und Montage eines dreikanaligen Überdrehzahlschutzsystems (Bild 3) Lieferung und Montage einer dreikanaligen Wellenlageüberwachung Demontage der vorhandenen hydraulischen Turbinenschutz- und Regeleinrichtung Lieferung und Montage je eines 2v3 Tripblocks für den Turbinenschutz und die Umleiteinrichtung (Bilder 4, 5) Lieferung und Montage von acht elektrohydraulischen Wandlern (EHW) für die Einzelansteuerung der HD- und MD-Regelventile (Bild 6) Lieferung und Montage von einem EHW zur Gruppenansteuerung der Umleitregelventile Inbetriebnahme Erstellung der Dokumentation und des Betriebshandbuches.

11 Journal 11 RWE Generation SE 838 MW steam turbine I&C system upgrade The Ibbenbüren coal-fired power plant was commissioned in 1985 and has been steadily modernised over the years. It has the world s largest molten ash chamber boiler producing steam for the 838 MW KWU turbine. In 2013, the Turbo Train and Secondary Technology Department of the E, C&I Technology Division installed a new instrumentation and control system for the turboset. In 2009, the turboset had undergone an upgrade which boosted the plant's capacity from 752 MW to 838 MW. The new turbine protection functions required as part of this upgrade were based on a 3-channel ABB Symphony Melody solution linked up with the existing turbine protection system. The KWU (Kraftwerk Union) Iskamatic/Simaticbased turbine protection and control functions were left unchanged. The scope of services to be provided by the Turbo Train and Secondary Technology Department (ETT) for the 2013 project included the delivery of a new turboset control solution which had to be integrated into the Symphony process control system. Subsystems included the turbine control, LP bypass control, gland seal steam control, turbine protection and automatic turbine testing systems along with the associated signal processing unit. The project involved the following work: Integrate the turbine control/wall temperature measurement functions (previously part of the Simatic S5 system) into the new turbine I&C system Redesign the speed monitoring system in line with SIL 3 requirements Refurbish the temperature and pressure sensors and adjust the mechanical instrument arrangement Remove the old hydraulic protection and control system equipment and install two new 2-out-of-3 trip blocks as well as nine electro-hydraulic transducers (to be mechanically integrated into the hydraulic system) Install a new triple shaft position indicator Replace the Askania controllers Check signals all the way into the operation and monitoring system as part of the commissioning process The aim of the turboset upgrade was to improve the spare parts situation, minimise potential sources of error in the plant and allow more flexible (low-load) operation. The focus of the project was on ensuring safe plant operation for the future and maintaining the operability and availability of the plant by installing new I&C system components. The turboset was to be operated and monitored from the control room based on clear and transparent I&C system structures. The specification also called for optimum automatic turboset operation with high control quality under all possible operating conditions, maximum flexibility, maximum output and compliance with emission requirements. The known operating concept was to be left unchanged. The contract with EAS required a full upgrade and redesign of the turbine s instrumentation and control system, comprising the following activities: Check as-built status of turboset control system Establish required functionalities in a series of detailed technical meetings Prepare functional/control system diagrams Perform simulation and up-front test of turbine controller/turbine control station together with client Example: Process of reproducing the turbine control station s shaft temperature calculation routine (Fig. 1, 2) Design Melody hardware and integrate components into existing switchgear cabinets Program turbine control system (redundant design) and extend turbine protection function (3-channel design) integrated into the DCS ABB Melody system Determine parameters and then program turbine control station (wall temperature sensor) in ABB Melody Supply and install a 3-channel overspeed protection system (Fig. 3) Supply and install a 3-channel shaft position monitoring system Remove the existing hydraulic turbine protection and control equipment Supply and install one 2-out-of-3 trip block each for the turbine protection and bypass systems (Fig. 4, 5) Supply and install eight electro-hydraulic transducers to control the individual HP and IP control valves (Fig. 6) Supply and install one electro-hydraulic transducer to control the group of bypass control valves Commissioning Prepare documentation and operating manual

12 12 E.ON Anlagenservice Beispiel Ablauf der Nachbildung der Wellentemperaturberechnung des Turbinenleitgerätes 1. Analyse der Berechnungsstruktur 2. Aufbau einer Simulation 3. Parameteranpassung 4. Vergleich der Temperaturverläufe für zuvor aufgezeichnete reale Betriebszustände 5. Umsetzung der Berechnung in ABB Melody. Ergebnis Gute Nachbildung der hinterlegten Berechnungsvorschrift mit sehr geringen (< 1 %) Abweichungen. Bild/Fig. 1 Strukturübersicht und Simulation der Wellentemperaturberechnung Structural overview of simulated shaft temperature calculations Bild/Fig. 3 Drehzahlmessung / Speed monitoring system Bild/Fig. 4 2v3 Tripblock Turbine / 2-out-of-3 trip block for turbine Fazit Im Ergebnis wurde eine deutliche Verbesserung der Ersatzteilsituation (Regelung und Schutz in HLT) sowie in der Handhabung (Bauteile Stand der Technik/Diagnosemöglichkeit über das Leitsystem) erreicht. Dazu kam die flexible Fahrweise (8 x EHW zur Einzelventilansteuerung) und die Möglichkeit, den Turbinenregler durch Software-Änderungen an neue Anforderungen anzupassen. Die neue Turbinenüberwachung wurde in die vorhandenen Schaltschränke der Hauptleittechnik integriert. Der gesamte Umbau erfolgte während eines 10-wöchigen Stillstandes der Anlage im Sommer Nachdem die kalte IBS abgeschlossen war, fanden umfangreiche Prüffahrten statt, in denen die verschiedensten Betriebssituationen nachvollzogen wurden. Die anschließenden Abnahmeprüfungen durch den Auftraggeber konnten, dank der präzisen Vorbereitung, in kürzester Zeit abgewickelt werden. Die Projektbeteiligten zeigten sich mit dem Verlauf der Umbauarbeiten und dem Ergebnis äußerst zufrieden.

13 Journal 13 Example Process of reproducing the turbine control station s shaft temperature calculation routine 1. Analyse calculation structure 2. Prepare simulation 3. Adjust parameters 4. Compare temperature curves for real operating conditions recorded earlier 5. Transfer results into ABB Melody. Result Good reproduction of defined calculation rule with only minor deviations (< 1 %). Fig./Bild: 2 Recorded (real) vs. simulated temperature curves Beispiel eines Vergleichs zwischen aufgenommenem (realem) und simuliertem Temperaturverlauf Fig./Bild 5 2-out-of-3 trip block for bypass station 2v3 Tripblock Umleitstation Fig./Bild 6 Individual control of control valves Einzelansteuerung der Regelventile Conclusion The project significantly improved the spare parts situation (DCS control and protection solution) and system handling (state-ofthe-art components/diagnosis via control system). It also provided a flexible mode of operation (8 x electro-hydraulic transducers for individual valve control) along with the possibility to make changes to the software to adjust the turbine controller to new requirements. The new turbine control system was integrated into main switchgear cabinets already in place. The whole project was completed during a 10-week plant shutdown in After cold commissioning, a series of test runs were performed to simulate the different operating situations. Thanks to meticulous planning, acceptance testing by the client was completed within a very short period of time. The project participants were delighted with the way the project had been handled and with the result.

14 14 E.ON Anlagenservice Heizkraftwerk Hiltrop Modernisierung der Elektro- und Leittechnik Im Rahmen einer umfangreichen Modernisierungsmaßnahme des Heizkraftwerks Hiltrop erhielt E.ON Anlagenservice von der Stadtwerke Bochum Holding GmbH den Auftrag zur Erneuerung der Elektro- und Leittechnik. Die Ausführung des Gesamtprojekts begann im April 2013 und soll bis Ende Oktober 2014 abgeschlossen sein. Das Heizkraftwerk (HKW) Hiltrop wurde im September 1975 erstmals in Betrieb genommen. Seitdem wurde die Anlage mehrfach teilmodernisiert (z. B Erneuerung GT Brenner und Leittechnik). Es sichert die Fernwärmeversorgung der Stadt Bochum und erzeugt elektrische Energie, die in das öffentliche Netz eingespeist wird. Bestehende Anlage Kernstück der Anlage ist eine erdgasbefeuerte Industriegasturbine mit einer elektrischen Leistung von 30,8 MW, die im Kraft-Wärme-Kopplungsprozess zur Stromund Wärmeerzeugung eingesetzt wird. Die aus der Gasturbine strömenden heißen Abgase mit einer Temperatur von ca. 500 C werden zur Beheizung eines nachgeschalteten Abhitzekessels (AHK) genutzt. Bei reinem Abhitzebetrieb werden dabei im Naturumlauf ca. 82 t/h Dampf erzeugt. Der Abhitzekessel ist mit einer Zusatzfeuerung, bestehend aus vier Erdgas-gefeuerten Brennern, ausgestattet. Im reinen Frischluftbetrieb kann eine Dampfleistung von 40 t/h erzielt werden, die im Abhitzebetrieb mit Zusatzfeuerung auf max. 100 t/h erhöht werden kann. Eine am kalten Ende des Abhitzekessels angeordnete Nachschaltheizfläche dient zur Vorwärmung des Fernheizwassers. Über einen Rauchgasbypasskanal besteht die Möglichkeit, den Abhitzekessel zu umfahren. Als weitere Dampferzeuger verfügt die Anlage über zwei baugleiche, Erdgas-gefeuerte Naturumlaufkessel (FN2 und FN3). Diese Dampferzeuger arbeiten in einem Leistungsbereich zwischen 15 und 70 t/h. Im Sommer und in der Übergangszeit wird zur Warmhaltung der Kesselanlage sowie zur Erzeugung kleinerer Fernwärmemengen ein Flammrohr-/Rauchrohr-Kessel betrieben. Mit diesem Kessel kann ein Leistungsbereich von 2 bis 8 t/h abgedeckt werden. Modernisierung des Heizkraftwerks ab 2013 Die jetzige umfangreiche Modernisierung und Erweiterung des HKW Hiltrop erfolgt in zwei Abschnitten: 1. Modernisierung der Bestandsanlage Austausch der vorhandenen Gasturbine durch eine neue Gasturbine mit einer elektrischen Leistung von rund 30,7 MW Installation einer übergeordneten Leittechnik Umrüstung der sicherheitstechnischen Ausrüstung der Feuerungsanlagen, des Abhitzekessels sowie der beiden Dampferzeuger FN2 und FN3 auf 72h BoB (Betrieb ohne Beaufsichtigung) in Anlehnung an die TRD. 2. Erweiterung des Heizkraftwerks Errichtung eines Gebäudes (Anbau zum bestehenden Gebäude) zur Unterbringung der neuen Anlagenkomponenten Errichtung einer Dampfturbine mit Heizkondensator (elektrische Leistung bis 12 MW, 80 MW thermisch) Errichtung von zwei Frischdampf-Wärmetauschern zur Absicherung der Fernwärmeversorgung und zur Spitzenlastabdeckung (je 20 MW thermisch). Errichtung eines Wärmespeichers mit rund m³ Nutzvolumen inkl. drei neuen Wärmespeicherpumpen von jeweils 600 m³/h

15 Journal 15 Hiltrop cogeneration plant Electrical, instrumentation and control system refurbishment As part of an extensive modernisation project at the Hiltrop cogeneration plant, E.ON Anlagenservice were commissioned by Stadtwerke Bochum Holding GmbH, the local utility, to refurbish the electrical, instrumentation and control system equipment. The project started in April 2013 and is due for completion at the end of October The Hiltrop cogeneration plant first went on line in September It has since undergone a series of upgrades (including a GT burner and control system refurbishment in 1996). The plant supplies district heat to the city of Bochum and produces electricity for the public grid. Existing plant The centrepiece of the plant is an industrial gas turbine generating 30.8 MW of electricity. The hot (500 C) exhaust gases from the turbine are piped to a natural circulation waste heat boiler to produce some 82 t/h of steam. The waste heat boiler is equipped with an auxiliary firing system consisting of four natural gas burners. In the fresh air mode the boiler can generate 40 t/h of steam, which can be increased in the waste heat mode with auxiliary firing to a maximum of 100 t/h. A heat recovery area at the cold end of the waste heat boiler is used to preheat the district heating water. A flue gas bypass duct allows bypassing the waste heat boiler. The plant has another two identical natural gas-fired natural circulation boilers (FN2 and FN3) designed to produce 15 to 70 t/h of steam. Outside the heating season a flame tube/flue gas tube boiler is used to maintain the boiler system temperature and generate small amounts of heat. This boiler covers a rage of 2 to 8 t/h. Cogeneration plant modernisations from 2013 The extensive modernisation and expansion of the Hiltrop cogeneration plant is being completed in two stages, which are divided into the following work packages: 1. Existing plant upgrade Replace the existing gas turbine by a new turbine with a power generating capacity of 30.7 MW Install a new primary control system Convert the safety systems of the combustion plants, the waste heat boiler and the two natural circulation boilers (FN2 and FN3) for 72 hours of unsupervised operation in accordance with the TRD 604 standard. 2. Cogeneration plant expansion Construct a new building (extension to existing building) to house the new plant components Install a new steam turbine with a heating condenser (12 MW e / 80 MW th ) Install two new live steam heat exchangers as a backup for district heat supplies and peak shaving (20 MW th each). Install a new 5,000 m³ hot water storage tank incl. three new storage tank pumps each rated 600 m³/h Replace the existing steam line to the district heat station in the city centre by a DN 500 hot water pipeline Install six new hot water recirculation pumps rated 750 m³/h each After the modernisation, the Hiltrop plant will be similar in design to a CCGT plant. The site s electrical output is limited to 44 MVA. Heat recovery will peak at around 140 MW, with heating water recirculation reaching a maximum of around 2,300 m³/h. The live steam parameters will be raised from 15 bar (a) and 250 C to 17.5 bar (a) and 275 C. Modification work on the existing plant started in April The aim was to complete the upgrade of the waste heat boiler and one of the two identical steam generators before the start of the heating season in October Following commissioning and successful trial operation the plant was back in service on time in November Plant upgrade For the control system upgrade, E.ON Anlagenservice (EAS) and Stadtwerke Bochum decided to use the PCS 7/ version 8 process control system developed by Siemens. The primary control system is designed as a client/server solution essentially comprising an engineering station, a pair of servers and five clients.

16 16 E.ON Anlagenservice Austausch einer vorhandenen Dampfleitung zur Fernwärmestation in der Innenstadt durch eine Fernheizwassertransportleitung in der Nennweite DN500 Errichtung von sechs neuen Umwälzpumpen zum Heißwassertransport mit einer Leistung von jeweils 750 m³/h Nach dem Umbau wird das HKW Hiltrop konzeptionell einer GuD-Anlage entsprechen. Die elektrische Maximalleistung am Standort ist auf 44 MVA begrenzt. Die auszukoppelnde Wärmeleistung wird in der Spitze etwa 140 MW, die umzuwälzende Fernheizwassermenge in der Spitze rund m³/h betragen. Die Frischdampfparameter werden dazu von derzeit 15 bar (a) und 250 C auf 17,5 bar (a) und 275 C angehoben. Mit den Umbauarbeiten der Bestandsanlage wurde im April 2013 begonnen. Ziel war es, die Modernisierung des Abhitzekessels sowie eines der beiden baugleichen Dampferzeuger bis zum Beginn der Heizperiode im Oktober 2013 zu realisieren. Dieses Ziel wurde nach Inbetriebnahme und anschließendem erfolgreichen Probebetrieb im November 2013 erreicht. Modernisierung der Bestandsanlage Für die Lösung der leittechnischen Aufgabenstellung hat sich E.ON Anlagenservice (EAS), in Abstimmung mit den Stadtwerken Bochum, für das Prozessleitsystem PCS 7 (Siemens) in der Version 8 entschieden. Die übergeordnete Leittechnik ist als Client/Server- System ausgebaut und besteht im Wesentlichen aus einer Engineering-Station, einem Serverpaar sowie insgesamt fünf Clients. Einige Anlagenteile, unter anderem die neue Gasturbine mit dem dazugehörigen Erdgasverdichter, wurden als Black Box-Systeme in die übergeordnete Leittechnik eingebunden. Die Anbindung der Gasturbine wurde mittels einer zusätzlichen redundanten Punkt-zu-Punkt-Kopplung realisiert. Vom übergeordneten Leitsystem kann die Gasturbine bedient und beobachtet werden. Die Verbindung zum Erdgasverdichter erfolgt mittels Ethernet über den Anlagenbus. Wie die Gasturbine kann auch der Erdgasverdichter von der übergeordneten Leittechnik bedient und beobachtet werden. Ebenfalls an die übergeordnete Leittechnik angebunden wurde die im HKW Hiltrop vorhandene NS- Unterverteilung. Hierzu erweiterte EAS das bestehende Stationsleitgerät ABB INSUM mit einer Profibusbaugruppe und nahm den Anschluss an die Profibus DP-Schnittstelle der CPU vor. Die Anbindung der bestehenden Mittelspannungsanlage erfolgte für die Befehlsrichtung Leistungsschalter (EIN/AUS) über digitale Ausgangskarten. Die Verbindung zwischen übergeordneter Leittechnik und MS-Schaltanlage 10 kv Gasturbine sowie MS- Schaltanlage 10 kv Dampfturbine wurde über digitale Einund Ausgangsbaugruppen realisiert. Für die Anzeigerichtung beider Anlagen wurde eine serielle Kopplung (RS232C) mit dem Protokoll IEC aus der CPU der vorhandenen Meldeanlage realisiert. Schnittstelle ist ein Gateway. Die Meldeanlage wiederum ist über Ethernet mit dem Anlagenbus verbunden. Zur Steuerung der allgemeinen Anlagenteile wurde ein redundantes und hochverfügbares System (AS416-5H) aufgebaut und Anlagenteile wie Wasseraufbereitung, Wärmetauscher sowie das Speisewasser-, Dampf- und Kondensatsystem integriert. Die I/O Peripherie ist mit redundanten Profibus- Anschaltungen und einkanaligen Peripheriebaugruppen eingebunden. Die vorhandenen SIPART-Regler wurden mit Profibus- DP-Einsteckkarten ausgerüstet und über Y-Link-Module eingebunden. Das Automatisierungssystem ist für eine hohe Verfügbarkeit ausgelegt und mittels Ethernet an den Anlagenbus angebunden. Modernisierung der Kesselanlagen Beim Abhitzekessel wurde die bisherige Relaissteuerung für Kesselschutz und Brennersteuerung sowie die Klappensteuerung des Abhitzekessels durch ein fehlersicheres PCS 7 AS 414F (CPU 414-5H) ersetzt. Das Automatisierungssystem wurde für einfache Verfügbarkeit und sicherheitsgerichtete Anwendungen bis zu SIL 3 ausgelegt und mittels Ethernet an den Anlagenbus angebunden. Die in der Bestandsanlage vorhandenen Hardwareregler vom Typ SIPART DR22 konnten weiter verwendet werden. Durch Einbau einer Profibus-DP-Einsteckkarte wurden diese Regler an die CPU angebunden. Das Einlesen der Sensorik bzw. Ansteuern der Aktorik erfolgt über dezentrale Peripheriebaugruppen vom Typ ET200M, die ebenfalls über Profibus DP mit der CPU verbunden sind. Die Kesselschutz- und Brennersteuerung (S7-315F) des Dampferzeugers FN2 wurde funktional durch eine neue fehlersichere PCS 7 AS 414F (CPU 414-5H) ersetzt. Die fehlersicheren I/O-Baugruppen wurden weiter verwendet und als dezentrale Peripherie ET200M genutzt. Die erforderlichen I/O Erweiterungen für den BoB 72h Betrieb wurden ergänzt. Das Programm wurde als Grundlage für die fehlersichere Software im PCS 7 System genutzt und die funktionalen Ergänzungen für den BoB 72h Betrieb vorgenommen. Ziel war es, den Hardware- und Softwareaufbau der beiden Kesselanlagen FN2 und FN3 identisch zu halten. Wie auch beim Abhitzekessel wurde das Automatisierungssystem für einfache Verfügbarkeit und sicherheitsgerichtete Anwendungen bis zu SIL 3 ausgelegt. Hier wurden die im Bestand vorhandenen Hardwareregler SIPART DR22 ebenfalls mit Profibus DP- Einsteckkarten nachgerüstet und an die CPU angebunden.

17 Journal 17 Some parts of the plant, including the new gas turbine and the associated natural gas compressor, were incorporated into the primary control system as a 'black box'. The gas turbine was connected via an additional redundant point-to-point link. It can be operated and monitored using the primary control system. The link to the natural gas compressor is an Ethernet link which connects to the system bus. The natural gas compressor can be operated and monitored from the primary control system in much the same way as the gas turbine. Another system connected to the primary control system at the site was the existing low-voltage subdistribution board. To make this link, EAS upgraded the existing ABB INSUM station control unit to include a Profibus sub-assembly and connected it to the CPU s Profibus DP interface. The existing medium-voltage system was connected for the circuit breaker command direction (ON/OFF) via digital output cards. The link between the primary control system and the 10 kv gas turbine and steam turbine medium-voltage switchgear systems was made using digital input and output assemblies. For the display direction of both plants, a serial link (RS232C) and the IEC protocol from the existing signalling system s CPU were used. The interface is a gateway. The signalling system in turn is connected to the plant bus via Ethernet. For the control of the other parts of the plant, the designers built a redundant, high-availability system (AS416-5H) into which units such as the water treatment system, the heat exchangers and the feed water, steam and condensate systems were integrated. The I/O periphery was connected using redundant Profibus interface modules and single-channel periphery components. The existing SIPART controllers were fitted with Profibus DP plug-in cards and linked up using Y-link modules. The automation system is designed for high availability and connected to the plant bus via Ethernet. Boiler system upgrades On the waste heat boiler the relay-based control system used for boiler protection and burner control and the boiler s damper control system were replaced by a fail-safe PCS 7 AS 414F (CPU 414-5H). The automation system was designed for simple availability as well as safety-oriented applications up to SIL 3 and connected to the plant bus via Ethernet. The existing SIPART DR22 hardware controllers were left in place. They were retrofitted with a Profibus DP plugin card and connected to the CPU.

18 18 E.ON Anlagenservice Die Aktorik und Sensorik der Kesselausrüstung wurde, gemäß ihrer technischen Spezifikation, in Anlehnung an die TRD, auf BoB 72h Betrieb umgerüstet bzw. erweitert. Dieses umfasste im Wesentlichen: Einbindung eines Sicherheitsdruckbegrenzers zur Überwachung des Dampfdrucks Anbau von drei außenliegenden Messflaschen an die Kesseldampftrommeln zur Überwachung des Kesselwasserstandes. In die Messflaschen wurden drei Niveauelektroden zur Überwachung Kesselwasserstand min. und eine Niveauelektrode zur Überwachung Kesselwasserstand max. eingebaut. Einbindung eines Sicherheitstemperaturbegrenzers zur Überwachung der Dampftemperatur nach Endüberhitzer und Einspritzung Einbindung von Leitfähigkeitsmessungen und -überwachungen für Speisewasser und Kesselwasser Die vorhandenen Sicherheitsabsperreinrichtungen der Gasleitungen vor Brenner wurden für den BoB 72h so überarbeitet, dass eine automatische Gasdichtekontrolle vor jedem Start der Brenner möglich ist. Zusammenfassung Die bisherige Modernisierung des HKW Hiltrop konnte termingerecht, bis zum Beginn der Heizperiode im Oktober 2013, und erfolgreich durchgeführt werden. Alle modernisierten Funktionen der Anlage - auch komplexere Funktionen wie die Klappensteuerung des Abhitzekessels - wurden zur Zufriedenheit des Kunden realisiert. Ab April 2014 werden der Dampferzeuger FN3, die Wasseraufbereitung und die Wärmetauscher 1 bis 4 der Bestandsanlage weiter umgebaut und die Neuanlage mit Dampfturbine, Heizkondensatoren und Wärmespeicher Neue Hardware zur Steuerung der Kesselanlagen New hardware to control the boiler system sowie das Zusammenspiel der Gesamtanlage in die übergeordnete Leittechnik eingebunden. Ziel ist es, bis Anfang Oktober 2014, vor Beginn der nächsten Heizperiode, die Inbetriebnahme der Gesamtanlage abzuschließen und den Probebetrieb aufzunehmen.

19 Journal 19 Recording of the sensor signal and actuator control is via type ET200M peripheral devices also connected to the CPU via a Profibus DP link. The boiler protection and burner control system (S7-315F) of the FN2 steam generator were replaced by a new fail-safe PCS 7 AS 414F (CPU 414-5H) providing the same functions. The failsafe I/O modules were left in place for use as ET200M peripherals. The I/O extensions required for 72h operation and monitoring were added. The program was used as a basis for the fail-safe software in the PCS 7 system. The functions for 72h operation and monitoring were added. The idea was to keep the hardware and software configuration for the FN2 und FN3 boiler systems identical. As on the waste heat boiler, the automation system was designed for simple availability and safety-oriented applications up to SIL 3. The existing SIPART DR22 hardware controllers were again retrofitted with Profibus DP plug-in cards and connected to the CPU. The boiler system actuators and sensors were modified and upgraded in accordance with their technical specification for 72h operation and monitoring in accordance with the TRD standard. This part of the work included the following main activities: Install a pressure limiter to monitor the steam pressure Attach three external level indicators equipped with three MIN level electrodes and one MAX level electrode to the boiler steam drums to monitor the boiler water level Install temperature limiters to monitor the steam temperature downstream of the final-stage superheater and the injection point Install conductivity sensors/monitors for the feed water and the boiler water Modify the existing safety shut-off valves on the gas lines upstream of the burners for 72h operation and monitoring so as to allow an automatic gas tightness test before each burner start. Summary The Hiltrop cogeneration plant upgrade activities scheduled for completion before the start of the heating season in October 2013 were carried out successfully. All modifications even for more complex functions such as waste heat boiler damper control were delivered to the satisfaction of the client. Starting in April 2014, the modification work on the FN3 steam generator, the water treatment system and heat exchanges 1 to 4 of the existing plant will resume and the new plant with its steam turbine, heating condensers, heat storage tank and tested interplay of all modules will be incorporated into the primary control system. The aim is to complete the commissioning of the entire plant and start trial operation before the next heating season in October 2014.

20 20 E.ON Anlagenservice Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Komplettlösungen für eine zuverlässige Energieversorgung Die Lieferung und Montage kompletter Energieversorgungsanlagen gehört zu den Aufgaben des Fachbereichs Schaltanlagen und Schaltgeräte im Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik. Hier steht die Sicherung des Eigenbedarfs in Kraftwerken sowie gewerblichen und industriellen Anlagen im Fokus. Stromausfälle, verursacht durch veraltete Anlagenteile, können schnell zu weit reichenden Folgen führen. Diese Risiken lassen sich mit dem Einsatz moderner Energieversorgungstechnik vermeiden. Allerdings ist eine Modernisierung oder ein Austausch Neu gegen Alt nicht immer ganz einfach durchzuführen, da die vorliegende Dokumentation durch eine Vielzahl von Veränderungen im Laufe der Zeit oft nicht mehr dem Ist-Zustand der Anlage entspricht. Liegt die komplette Projektabwicklung jedoch in einer Hand, werden klare Vorteile erzielt. Projektrealisierung Die Auslegung, Planung, Lieferung, Montage und Inbetriebnahme kompletter Stromversorgungsanlagen mit qualitativ und wirtschaftlich optimierten Komponenten, realisiert der Fachbereich Schaltanlagen und Schaltgeräte (ETE). Dies erfolgt nach Feststellung des Ist-Zustandes der alten Anlage unter Berücksichtigung der zukünftigen technischen Anforderungen und elektrischen Daten des Betreibers. Innovative Vorschläge und Verbesserungen, ausgerichtet auf den Bedarf der jeweiligen Anlage und das Budget des Kunden, werden bereits bei der Angebotsgestaltung berücksichtigt. Der Kunde erhält die komplette Leistung aus einer Hand und hat einen festen Ansprechpartner für sein gesamtes Projekt. Das resultiert aus der langjährigen Erfahrung der verantwortlichen Mitarbeiter als Planungsingenieur, Projektleiter und/oder Bauleiter und gewährleistet eine zuverlässige und wirtschaftliche Abwicklung. Die Erfüllung aller technischen Vorschriften und Richtlinien in TSK/PTSK gemäß IEC und IEC sind ebenso selbstverständlich wie die Berücksichtigung branchenspezifischer Anforderungen. Alle durchgeführten Arbeiten werden nach der Inbetriebsetzung in einer umfassenden Enddokumentation dargestellt. Projektbeispiele Power to Gas Einen entscheidenden Impuls für die Energiewende setzte E.ON Hanse mit einer Pilotanlage zur Umwandlung von Windstrom in Wasserstoff durch PEM-Elektrolyse. Der Wasserstoff wird ins Gasnetz eingespeist und kann gespeichert oder bei Bedarf zur Energieerzeugung genutzt werden. Im Auftrag von E.ON Gas Storage liefert ETE in Hamburg-Reitbrook eine 20 kv-transformatorstation mit zwei Trafos sowie einer Mittelspannungsschaltanlage und zwei Niederspannungsschaltanlagen. Die Leistung von ETE beinhaltet die Lieferung, Montage und Inbetriebnahme der Anlage im 2. Quartal Universitätsklinikum Essen Eine ähnliche Anlage wurde für die Energieversorgung der Strahlenklinik im Universitätsklinikum Essen geliefert. Es handelte sich hier um eine Station mit acht Feldern (2 x Einspeisung, Übergabe, Messung, 4 x Trafoabgangsfeld), die komplett in einer Beton-Kompaktstation vormontiert und mit einem Schwertransport vor dem Gebäude errichtet wurde. Universitätsklinikum Essen Essen University Hospital

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