September Journal. Kundenmagazin/Customer Magazine. Ausgabe/Issue 19. Neuigkeiten und interessante Projekte. News and project highlights

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1 September 2012 Journal Kundenmagazin/Customer Magazine Ausgabe/Issue 19 Neuigkeiten und interessante Projekte News and project highlights

2 02 E.ON Anlagenservice Durchschnittsnote 1,78 Die Meinung unserer Kunden: Wir fühlen uns sehr gut aufgehoben. Christian Mehrhoff Leiter Vertrieb & Marketing Head of Sales & Marketing Das ist die Bewertung, die ein externes Unternehmen in diesem Jahr bei einer Kundenbefragung mit zehn Kernfragen zum Thema Kundenzufriedenheit ermittelt hat. Insgesamt haben wir ein sehr gutes Ergebnis erzielt und könnten damit zufrieden sein, doch wir sind uns sicher: Es geht noch besser! Die Antworten unserer Kunden zeigen, dass an der einen oder anderen Stelle noch gefeilt und geschliffen werden kann. Genau da setzen wir an, um unseren Service weiter zu steigern. Gerade in einer Situation, die von Marktveränderungen getrieben und Planungsunsicherheit bei Kraftwerksbetreibern begleitet ist, sehen wir Zufriedenheit und gegenseitiges Vertrauen als ganz wichtige Faktoren einer partnerschaftlichen und zukunftsorientierten Zusammenarbeit. Neue Rahmenbedingungen in der Energieerzeugung bewirken auch bei der EAS eine Erweiterung des Leistungsspektrums. Aber das ist für uns, als ständig am Markt agierendes Unternehmen, nichts Neues. Der Auf- und Ausbau spezieller, qualitativ hochwertiger Leistungen wird seit Jahren kontinuierlich vorangetrieben. Die umfangreichen Erfahrungen in unterschiedlichen Energieerzeugungsanlagen ermöglichen der EAS, marktorientierte Lösungen nachhaltig zu entwickeln. Der Service für Wasser- und Windkraftanlagen bildet da keine Ausnahme. Während die Hydrotechnik bereits Ende 2010 integriert wurde, beschäftigen wir uns jetzt auch vermehrt mit der Windkraft. Das Potenzial dazu haben wir und - wie die Berichte in dieser Ausgabe zeigen manchmal geht es einfach nur um den richtigen Dreh. Our customers opinion: We feel well looked after. EAS receives an average score of 1.78* This is the score determined by a consultancy this year as part of a customer survey based on ten key questions about customer satisfaction. All in all it's a very good result a result we could be happy with but we are convinced we can do even better! The comments made by the respondents show that there are areas where we can still hone and fine-tune our services. And this exactly what we are planning to do. Especially in a market characterised by dramatic change and considerable planning uncertainty for power plant operators, we see satisfaction and mutual trust as key to constructive and forwardlooking cooperation among partners. New framework conditions for energy generation have also caused EAS to expand its range of services. However, for us as a contractor serving the market, this is nothing new. EAS has been driving the development and expansion of specialist high-quality services for many years. Extensive experience in different types of generating facilities allows us to offer sustainable marketoriented solutions. Hydro and wind power plant services are no exception. Hydropower was already integrated into EAS as a new division back in 2010, and we are now turning our attention to wind power. We do have the skills it takes and as the reports in this edition of our Journal demonstrate sometimes it's "only" about having the right knack. *1.0 being the highest

3 Journal 03 Inhaltsverzeichnis Windkraftanlage Vestas V47 Seite 04 Neues Reparaturverfahren wirkungsvoll umgesetzt Erste Erfolge in England List of contents Vestas V47 wind turbines Page 05 New repair method applied effectively Initial success in the UK E.ON Wasserkraft Seite 06 Leittechnik im LWK Haag modernisiert Anspruchsvolles Projekt mit engem Zeitplan Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik Geschäftsbereich Hydrotechnik E.ON Wasserkraft Page 07 I&C system upgrade at the Haag ROR power plant A demanding project with a tight timetable E, C&I Technology Division Hydro Technology Division STEAG Seite 10 Erneuerung der Kessel- und Brennersteuerung Premium Plant Library wieder im Einsatz Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik STEAG Page 11 Boiler and burner control system upgrade Premium Plant Library back in use E, C&I Technology Division Kraftwerk Vilvoorde Seite 16 Installation eines Monitoringsystems zur Diagnose von Ständerwickelkopfschwingungen Mobile Online-Überwachung installiert Geschäftsbereich Maschinentechnik Vilvoorde power plant Page 17 Installation of a monitoring system to diagnose stator end-winding vibration Mobile real-time condition monitoring installed Rotating Technology Division Schwingungsdiagnostik Seite 18 Eigenfrequenzmessung Schaufeln Spezielle Ausrüstung und Vorgehensweise Geschäftsbereich Maschinentechnik Vibration Diagnostics Page 19 Measuring the natural frequency of blades Special equipment and procedures Rotating Technology Division Schwingungsdiagnostik Seite 22 Drehzahlsignal per Funkübertragung Neuentwicklung gegen Störungen bei der Signalübertragung Geschäftsbereich Maschinentechnik Vibration Diagnostics Page 23 Transmitting speed signals by radio waves New development to prevent interference during signal transmission Rotating Technology Division Generatoren Seite 26 Hochspannungsprüfanlage im neuen Format Bereit für neue Herausforderungen Geschäftsbereich Maschinentechnik Generators Page 27 High-voltage test facility rebuilt Ready to take on new challenges Rotating Technology Division Werkstofftechnik Seite 28 Auswirkung der erhöhten Flexibilitätsanforderungen auf konventionelle Kraftwerke Steigende Belastungen und Schadensrisiken Geschäftsbereich Systemtechnik Material Technology Page 29 Effect of the higher flexibility demand on coal-fired power plants Increasing requirements and damage risks Systems Technology Divisions Titelfoto: Ständerwickelkopf/Kraftwerk Vilvoorde On the cover: Stator end-winding/vilvoorde power plant

4 04 E.ON Anlagenservice Windkraftanlage Vestas V47 Neues Reparaturverfahren wirkungsvoll umgesetzt Die Windkraftanlagen des dänischen Herstellers Vestas mit der Bezeichnung V 47 (Nennleistung 660 kw) werden seit einigen Jahren nicht mehr gebaut. Allerdings sind weltweit mehr als dieser Maschinen in Betrieb, die einen erheblichen Schwachpunkt aufweisen: Gefahr der Rissbildung in den Verschraubungen zwischen Gondel bzw. Nabe und Rotorblatt. Dieses Problem wirkt sich, je nach den Wetterbedingungen, denen diese Anlagen ausgesetzt sind, unterschiedlich stark auf die Verschraubung der Rotorblätter aus und kann im Extremfall zu einem Abriss der jeweiligen Flügel führen. Zurückzuführen ist das Problem auf einen systematischen Fehler in der Auslegung. Eine Reparatur durch den Hersteller Komplettaustausch des Aluminiumkerns im Innern des aus faserverstärktem Kunststoff bestehenden Flügels ist sowohl aufwändig als auch kostenintensiv. Wirtschaftliches Verfahren entwickelt E.ON Climate & Renewables (EC&R) hat sich intensiv mit diesem Problem beschäftigt und nach wirtschaftlichen Lösungsmöglichkeiten gesucht. Gemeinsam mit der Power Engineering Services (PES/ Geschäftsbereich UK von E.ON Anlagenservice) und E.ON New Build and Technology (ENT) in England hat EC&R ein Reparaturverfahren entwickelt, bei dem das Entfernen des Aluminiumkerns entfällt. Das Einbringen einer neuen Geometrie durch Ausfräsung aller Verschraubungsbohrungen bewirkt, dass keine Spannung mehr im Gewinde entsteht und die Gefahr der Rissbildung eliminiert ist. Damit ist das Problem für die Restlebensdauer der Anlage behoben. Es handelt sich um ein relativ einfaches Verfahren, das genauestens berechnet, vom Germanischen Lloyd zertifiziert und inzwischen als Patent angemeldet worden ist. Bearbeitung der Rotorblätter Reworking of rotor blades Rissbildung an der Blattbefestigung Area of crack formation on blade root Die Vorgehensweise ist folgende: Die Gondel wird demontiert und die Rotorblätter zur Reparatur vor Ort in einem Container, Zelt oder einer Halle in unmittelbarer Nähe untergebracht. Dort werden die Bohrungen entsprechend ausgefräst und mit einer Wirbelstromprüfung kontrolliert. Danach erfolgt eine nochmalige Überarbeitung und Rissprüfung. Anschließend kann die Remontage vorgenommen werden. Die ersten Reparaturen nach diesem Verfahren sind in England durchgeführt worden. Auf den Shetland Inseln wurden inzwischen drei Windkraftanlagen repariert. Als Nächstes stehen zwei Windparks bei EC&R mit jeweils sieben Anlagen an, die für 2012/2013 eingeplant sind. Bisher handelt es sich ausschließlich um ein V47-spezifisches Problem - zumindest wurde es bei anderen Anlagentypen noch nicht festgestellt. In England ist die PES bei der Durchführung dieser speziellen und neuen Reparaturmethode federführend und zieht bei Bedarf EAS-Mitarbeiter aus Deutschland hinzu. Die PES ist hauptsächlich auf Dampfturbinen spezialisiert und wird ihr Leistungsspektrum mit Unterstützung der EAS ausbauen und weitere innovative Leistungen an den Markt bringen. EAS treibt die Vermarktung in Deutschland voran und kann bei entsprechenden Projekten das Know-how der PES mit einbeziehen. Wirtschaftliche Lösungen in den Anlagen ihrer Kunden umzusetzen, ist ein besonderes Anliegen der EAS, die ihr Portfolio mit dem Service für Windkraftanlagen erweitert und unter anderem mit dieser speziellen Flügelreparatur am Markt aktiv ist.

5 Journal 05 Vestas V47 wind turbines New repair method applied effectively A few years ago, the Danish wind turbine manufacturer Vestas ceased production of its 660 kw V47 turbine. More than 5,000 of these wind turbines are still in service worldwide, and they have a central weakness: the risk of cracks forming on the bolted connections between the nacelle/rotor hub and the blade. Depending on the weather conditions these turbines are exposed to, this has a varying effect on the bolts by which the blades are attached to the hub and, in an extreme situation, can cause the blades to shear off. The underlying problem is a systematic error in the design. Repair by the manufacturer i.e. a complete replacement of the aluminium core inside the fibre-enforced plastic blade is both timeconsuming and very costly. New low-cost method E.ON Climate & Renewables (EC&R) investigated this problem with a view to finding economic solutions. Together with Power Engineering Services (PES, the UK division of E.ON Anlagenservice) and E.ON New Build and Technology (ENT) in the UK, EC&R developed a repair method which does not require the aluminium core to be removed. By re-milling the bores to introduce a new geometry, EAS eliminated the stresses in the thread and hence the risk of crack formation. This has resolved the problem for the remaining service life of the wind turbine. It is a relatively simple but accurately calculated method, which has since been certified by Germanischer Lloyd. A patent application has been filed. The procedure is as follows: the nacelle is dismantled and the rotor blades are taken to a temporary workshop (container, tent or building) near the site. Machining (milling) of the bore geometry according to a patented method Bearbeitung der Bohrungsgeometrie (ausfräsen) nach patentiertem Verfahren Crack testing (by eddy current measurement) incl. documentation before and after machining Rissprüfung (Wirbelstromprüfung) und Dokumentation vor und nach der Bearbeitung The bores are milled and examined by eddy current measurement after which they are reworked and again checked for cracks. After these inspections, the nacelle can be reassembled. The first repairs using this method have meanwhile been carried out in the UK. On the Shetland Islands, three wind turbines were repaired. The method will next be used at two EC&R wind farms each comprising seven turbines. These repairs are scheduled for 2012/2013. The problem has so far been limited to V47 turbines or at least it has not been observed on any other turbine types. In the UK, PES is the leading service provider specialising in this new repair method. The company draws on EAS staff from Germany as required. PES specialises mainly in steam turbines. With support from EAS, it will expand its range of services to introduce additional innovative services to the market. EAS is promoting the repair method in Germany and can draw on PES expertise for its projects where required. One of the main EAS objectives is to find cost-effective solutions for the plants operated by its clients. The new service for wind turbines and especially the new repair method for turbine blades is the latest addition to its range of services.

6 06 E.ON Anlagenservice E.ON Wasserkraft Leittechnik im LWK Haag modernisiert Den Umbau der Leittechnik im Laufwasser-Kraftwerk Haag an der Amper führten die Systemexperten des EAS-Geschäftsbereichs Elektro-/Leittechnik gemeinsam mit den Wasserkraftspezialisten des EAS-Geschäftsbereichs Hydrotechnik durch. Realisiert wurde die neue Leittechnik mit PCS 7 V7.1 und der EAS-eigenen Premium Plant Library - ein Novum mit Zukunft. E.ON Wasserkraft (EWK) betreibt seit 1923 das Laufwasserkraftwerk Haag an der Amper. Mit einer Leistung von 4,2 Megawatt kann das Kraftwerk über durchschnittliche Privathaushalte mit CO 2 - freiem Strom versorgen. Im vergangenen Jahr wurde der Amperkanal zwischen dem Wehr Oberzolling bis zum Kraftwerk Haag saniert und die Leittechnik der beiden Standorte erneuert. Weitere Arbeiten am mechanischen Teil der Kaplan-Rohrturbine in Haag und der Austausch des Sekundärschutzes machten die Anlage fit für die nächsten Jahre. Der Amperkanal liefert auch Kühlwasser für das Steinkohlekraftwerk Zolling. Die Instandhaltungs- und Umbaumaßnahmen mussten daher gemeinsam mit den vorgesehen Revisionsarbeiten im Kraftwerk Zolling durchgeführt und termingerecht abgeschlossen werden. Im April 2011 erhielt EAS den Auftrag über die komplette leittechnische Modernisierung der Kraftwerksanlage Haag. Die besondere Herausforderung lag in einem äußerst kurzen Realisierungszeitraum. Zum einen stand bereits Anfang Juli die Außerbetriebnahme des Kraftwerks Haag und somit der Beginn des Umbaus im Terminplan, zum anderen war als Abschlusstermin zwingend Ende August vorgeschrieben. Denn zu diesem Zeitpunkt war die laufende Revision im Kraftwerk Zolling abgeschlossen und es wurde wieder Kühlwasser aus dem Amperkanal benötigt. In enger Zusammenarbeit mit dem Auftraggeber EWK und dessen tatkräftiger Unterstützung konnte dieser äußerst anspruchsvolle Terminplan gehalten und die Leistungsfähigkeit der EAS damit erneut unter Beweis gestellt werden. Laufwasserkraftwerk Haag / Haag run-of-river power plant Im Einzelnen waren folgende Gewerke abzuarbeiten: Standort Wehranlage Oberzolling Austausch der vorhandenen Mauell-Leittechnik gegen eine PCS 7 AS 414-Steuerung Erstellung der Steuerung der vier Amper- und der drei Kanaleinlaufschützen Entwicklung, Programmierung und Inbetriebnahme des übergeordneten Wehrreglers Bitparallele Anbindung von vier vorhandenen S7-300-Steuerungen Umschwenken der Gefahrenmeldeanlage auf das neue PCS 7- System Erstellen einer WinCC- Flexible Applikation als Vor-Ort-Bedien- und Beobachtungssystem Signalaustausch mit dem Kraftwerk Zolling durch Anpassung der S7-300-Software an die jeweiligen Standorte Vollständige Inbetriebnahme inklusive sämtlicher Peripheriechecks für den Standort Oberzolling Implementierung einer redundanten TCP/IP Kommunikation zwischen den Standorten Kraftwerk Haag, Wehr Oberzolling und dem Kraftwerk Zolling in ein vorhandenes Netzwerk Anbindung der gesamten Wehranlage über IEC Fernwirkprotokoll an die Zentralwarte am Standort Landshut mit rund 200 Datenpunkten. Kaplan-Rohrturbine / Kaplan bulb turbine

7 Journal 07 E.ON Wasserkraft I&C system upgrade at the Haag ROR power plant For the instrumentation and control system upgrade at the Haag run-of-river power plant on the river Amper, the specialists of the EAS E, C&I Technology Division teamed up with the Hydro Technology specialists. The new control concept is based on a PCS 7 V7.1 system used in combination with EAS s own Premium Plant Library - a first in power plant process control with a promising future. E.ON Wasserkraft (EWK) has been operating the Haag run-of-river power plant on the river Amper since With a power generating capacity of 4.2 megawatts, it can supply over 5,000 average private households with carbon-free electricity. Last year the Amper canal from the weir at Oberzolling to the Haag power plant was refurbished and the instrumentation and control systems at the two sites upgraded. Further work on the mechanical part of the Kaplan bulb turbine at Haag and the replacement of the secondary protection system has rendered the plant fit for the coming years. The Amper canal also supplies cooling water to the coal-fired power plant in Zolling. The maintenance and modification work therefore had to be carried out together with the overhaul activities at Zolling and be completed on time. In April 2011, EAS was awarded the contract to upgrade the entire instrumentation and control system of the Haag power plant. The biggest challenge was the very short time frame. The shutdown of the Haag power plant scheduled for early July marked the beginning of the project. All of the work had to be completed by the end of August when the Zolling power plant was due to come back on line and needed to have its cooling water supply from the Amper canal restored. Thanks to the close cooperation and active support from the client, EWK, the EAS team managed to meet this extremely tight schedule and once again demonstrate the company's capabilities. The project scope included the following activities: Oberzolling weir system Replacement of the existing Mauell control and instrumentation systems by a PCS 7 AS 414 system Development of a control system for the four Amper gates and the canal's three inlet gates Development, programming and commissioning of the new higherlevel weir controller Integration of four existing S7-300 controllers using bit-parallel connections Conversion of the alarm signalling system to the new PCS 7 system Development of a WinCC flexible application as a local operator control and monitoring system Modification of the S7-300 software at the two locations to allow signal exchange with the Zolling power plant Full commissioning of the systems complete with all peripheral checks for the Oberzolling site Weir at Oberzolling / Wehranlage Oberzolling Integration of a redundant TCP/IP-based communication infrastructure between the Haag power plant, the Oberzolling weir and the Zolling power plant into an existing network Use of IEC RTU protocols to connect the entire weir system to the central control room in Landshut (approx. 200 data points) Haag/Amper site Replacement of the existing Mauell and Escher Wyss instrumentation and control system at the Haag power plant by a redundant, highly available and fail-safe PCS 7 AS 417H control system Development of control system for the weir flap Development, programming and commissioning of the newly integrated turbine controller replacing the existing Escher Wyss controller Control system for emergency power generator and switchgear system for the site's own power requirements Design of the engine automation system, the mechanical protection (F-safety system design) engine unit's alarm signalling system Preparation of the start-up and shutdown sequence for the Kaplan bulb turbine Full commissioning complete with all peripheral checks Use of IEC RTU protocols to connect the entire weir system to the central control room in Landshut (approx. 550 data points) Development of a full PCS 7 V7.1 (WinCC) visualisation system for operator control and monitoring of the Haag and Oberzolling sites Full disassembly and reassembly of all I&C system components and switchgear cabinets

8 08 E.ON Anlagenservice Standort Haag an der Amper Austausch der vorhandenen Mauell- und Escher Wyss-Leittechnik im Kraftwerk Haag gegen eine redundante, hochverfügbare und fehlersichere PCS 7 AS 417H-Steuerung Erstellung der Steuerung für die Stauklappe Entwicklung, Programmierung und Inbetriebnahme des neuen integrierten Turbinenreglers im Austausch gegen den vorhandenen Escher Wyss-Regler Steuerung der Notstromanlage und der EB-Schaltanlage Ausführung der Maschinenautomatik, des mechanischen Schutzes (in F-Sicherheitstechnik) und der Gefahrenmeldungen des Maschinensatzes Erstellen des An- und Abfahrprogramms der Kaplan-Rohrturbine Vollständige Inbetriebnahme inklusive sämtlicher Peripheriechecks Anbindung des gesamten Kraftwerks über IEC Protokoll an die Zentralwarte am Standort Landshut mit rund 550 Datenpunkten Aufbau eines vollständigen Visualisierungssystems mit PCS 7 V7.1 (WinCC) zur Beobachtung und Steuerung der Standorte Haag und Oberzolling Vollständige De- und Remontage sämtlicher leittechnischer Komponenten und Schaltschränke. Der leittechnische Umbau in Haag erfolgte im Juli und August Hierbei wurden zunächst sämtliche Steuerungsschränke der alten Bestandsleittechnik demontiert und die neu konstruierten Leittechnik-Schaltschränke wieder angeschlossen. Um hier Zeit und Kosten zu sparen, wurde bereits im Engineering darauf geachtet, dass Klemmenpunkte wieder verwendet werden konnten, um somit eine möglichst schnelle Umschwenkphase zu ermöglichen. Diese Vorgehensweise wirkte sich auch vorteilhaft auf die Bestandsdokumentation aus, da hier nur wenige Änderungen anfielen. Die Umbaumaßnahme in Oberzolling musste aus Platzmangel in einem vorhandenen Schaltschrank ausgeführt werden. Hier wurde eine PCS 7 AS414-Station integriert und zum Teil bitparallel an vorhandene S7-300-Steuerungen angeschlossen. So konnten vorhandene Strukturen im Aufbau der Verkabelung weiter genutzt werden. Für die Verbindung der beiden Standorte untereinander sorgten bauseits installierte Standleitungsmodems. Der Datenaustausch erfolgt über eine TCP/IP-Verbindung in redundanter Aufbauweise. Eine vollständige Signalprüfung in Oberzolling und Haag auf dem neuen PCS 7 V7.1- System rundeten die hardwaretechnischen Umbaumaßnahmen ab. Die Signalprüfung konnte innerhalb weniger Tage abgeschlossen werden. In der darauf folgenden System-Inbetriebnahme wurden sämtliche Kriterien des mechanischen Schutzes für Not- und Schnellschluss- Abschaltungen vorerst trocken durchgefahren und danach der Turbinenregler erfolgreich in Betrieb genommen. Die Applikation des Turbinenreglers konnte aufgrund der hohen Leistungsfähigkeit der SPS direkt in der redundanten und hochverfügbaren AS417H realisiert werden. Vom Kraftwerksregler werden sämtliche Abflussorgane (Wehre, Kanal- und Amperschützen) geregelt. Bei den anschließenden Test- und Optimierungsfahrten wurden sämtliche Daten des neuen Turbinenreglers im neuen Leitsystem validiert und aufgezeichnet. Diese Daten zeigten das sehr gute Verhalten des neuen Reglers im Vergleich zum alten Regler. Die Eingriffszeiten der Stauklappe, im Falle eines Lastabwurfes der Turbine, konnten ebenfalls deutlich verbessert werden. Dadurch reduziert sich das unerwünschte Aufstauen des Wassers vor dem Kraftwerk, z. B. nach einer Abschaltung der Turbine. Um künftig eine verbesserte Beobachtungsmöglichkeit für das Servicepersonal zu gewährleisten, wurden die drei neuen Schutzgeräte wie auch der Notstromdiesel und die Rechenreinigung an die PCS 7-Steuerung angebunden. Die Bedienung und Beobachtung des gesamten Systems erfolgt jetzt über eine Doppelmonitor-Bedienstation, die das alte Steuermosaik ablöst. Dadurch werden Bedienkomfort und Übersicht erhöht und Anpassungen flexibel und schnell ermöglicht. Im September und Oktober 2011 wurden schließlich sämtliche Teilanlagen in die Zentralwarte der EWK in Landshut eingebunden und dort bedienbar dargestellt. Dies wurde über das IEC Protokoll realisiert. Hierbei kam es dem Projekt zugute, dass sowohl auf Seiten der EAS als auch der E.ON Wasserkraft erfahrene Systemspezialisten in das Projekt integriert waren. Offene Fragen konnten somit in konstruktiver Zusammenarbeit zügig geklärt werden. Trotz des insgesamt sehr anspruchsvollen Terminplans wurden alle Arbeiten termintreu und zur Zufriedenheit des Kunden EWK durchgeführt. Mit dem Produkt Siemens PCS 7 und der EASeigenen PPL (Power Plant Library) verfügt die Anlage jetzt über ein zukunftsfähiges System. Neue Wasserkraft-spezifische Bausteine, z. B. für Durchflussberechnungen, 3D-Kennfeldbausteine oder Split-Range-Bausteine für Sollwertvorgaben, konnten problemlos mit den Bausteinen der PPL kombiniert werden. Das unterstützt die Standardisierung der Automatisierung von Wasserkraftwerken. Mit dem Einsatz des PCS 7-Leitsystem mit der PPL in einem Laufwasserkraftwerk konnte EAS einmal mehr effizientes Engineering erfolgreich unter Beweis stellen. Dies eröffnet großes Potential für umfangreichere Projekte im Bereich der Wasserkraft. Dank der engen Zusammenarbeit zwischen EAS und EWK konnte der äußerst anspruchsvolle Zeitplan gehalten und das Projekt erfolgreich abgeschlossen werden. System-Inbetriebnahme / System commissioning Gregor Probst E.ON Global Unit Generation Leiter Hydro Service Spezialteam Leittechnik

9 Journal 09 PCS 7 AS417H-System Haag The instrumentation and control system upgrade at the Haag site was carried out in July and August It meant removing all of the old I&C system cabinets and putting up and connecting the new cabinets. To save time and money, the new cabinets were designed such that the terminal points could be re-used and the conversion completed as quickly as possible. This approach also helped with the as-built documentation which only required minor changes. At Oberzolling, the new equipment had to be mounted inside an existing cabinet for lack of space. Here, a PCS 7 AS414 station was installed and connected to existing S7-300 controllers using a partly bit-parallel design. This way, EAS could use existing structures for the new cabling. Dedicated modems, which were already in place, were used to link the two sites. Data exchange is via a TCP/IP connection with a redundant design. Full PCS 7 V7.1 signal testing at Oberzolling and Haag rounded off the hardware modification work. The signal tests were completed within a few days. During system commissioning, all mechanical protection criteria for emergency shutdowns and trips were first simulated as part of a 'dry run' and the turbine controller then started successfully. Because of the PLC system's excellent performance characteristics, EAS were able to implement the turbine controller application directly in the redundant, highly available AS417H. The power plant's I&C system controls all water flow control devices (the weirs and the canal and Amper gates). During the tests and optimisation that followed, all of the new turbine controller's data were validated and documented in the new I&C system. The data confirmed the superior control behaviour compared to the old controller. The intervention times of the weir flap after load shedding were also improved significantly. This minimises unwanted damming of water upstream of the power plant, e.g. when a turbine has been shut down. To facilitate monitoring by control room personnel, the three new protection units, the emergency power generator and the trash rake cleaning system were connected to the PCS 7 control system. Operator control and monitoring of the entire system is now based on a dual-monitor operator station which has replaced the old mosaic display in the control room. This has improved operator convenience and provides a better overview, allowing adjustments to be made quickly and flexibly. In September and October 2011, all subsystems were linked up EKW's central control room in Landshut using the IEC protocol. For this process, it proved extremely helpful that the EAS and E.ON Wasserkraft project teams included experienced system specialists. This way, any open issues were quickly resolved. Despite the very ambitious time scale, the work was completed on time and to the full satisfaction of the client EWK. With its new Siemens PCS 7 control system and the EAS PPL (Power Plant Library), the site is now fit for the future. New hydropower-specific modules (e.g. for flow calculations), 3D map modules or split range modules for setpoints were easily combined with the PPL modules. The new approach facilitates automation system standardisation for hydropower plants. By using the PCS 7 instrumentation and control system in combination with its own PPL in a run-off-river power plant, EAS was once again able to successfully demonstrate its efficient engineering expertise. This opens up new potential for further hydropower projects. The project schedule was extremely tight, but thanks to the close cooperation between EAS and EWK the project was completed successfully and on time. Gregor Probst E.ON Global Unit Generation Head of Hydro Service I&C Systems Team

10 10 E.ON Anlagenservice STEAG Erneuerung der Kesselund Brennersteuerung Der EAS-Geschäftsbereich Elektro-/Leittechnik erhielt von der STEAG Fernwärme GmbH den Auftrag für den Austausch der Kessel- und Brennersteuerungen des Kessels 13 im Heizwerk Bonn-Duisdorf. Am Standort Bonn-Duisdorf betreibt die STEAG Fernwärme GmbH ein Heizwerk mit zwei Gasund einem Öl-befeuerten Heißwasserkessel zur Besicherung der Fernwärmeversorgung im Heiznetz der Stadt Bonn sowie der dort ansässigen Ministerien. An ca. 600 Stunden im Jahr muss eine Unterdeckung in der Fernwärmeschiene durch Nachspeisen von Fernheizwasser ausgeglichen werden. Um eine schnellere Dampfübergabe zu ermöglichen, wird der Kessel 13 im intermittierenden Betrieb gefahren. Das bedeutet: Der Kessel wird auf Druck und Temperatur gehalten und startet seine Feuerung bei Bedarf eigenständig. Nach Auftragsvergabe wurde zunächst die verbaute Brennersteuerung in S5 Technik und deren Funktion analysiert. Die vorhandenen Schaltschränke vor Ort konnten weiterhin genutzt werden. Die Stammkabel-Eingangsklemmen wurden von der schrankinternen Verkabelung befreit und die Montageplatten geräumt. Anschließend wurden hier die neuen Hardware-Komponenten der Steuerung sowie die weiterhin nutzbaren Gerätschaften, z. B. Temperaturbegrenzer oder Drehzahlmessumformer verbaut. Analog zur Modernisierung der Brenner- und Kesselsteuerungen in den Heizwerken Gelsenkirchen Innenstadt (Journal Nr. 14) und Essen Innenstadt (Journal Nr. 18) wurde für die konventionellen und sicherheitsrelevanten Aufgaben auch hier das Simatic PCS 7 System (Siemens) gewählt.

11 Journal 11 STEAG Boiler and burner control system upgrade The E, C&I Technology Division of EAS received a contract from STEAG Fernwärme GmbH to replace the boiler and burner control systems on boiler 13 of its district heating plant in Bonn-Duisdorf. At the Bonn-Duisdorf site, STEAG Fernwärme GmbH operates a district heating plant with two gas-fired and one oil-fired hot water boiler supplying district heat to the city of Bonn and the ministries with a presence in the city. Repeated shortfalls in district heat production have to be compensated by injecting additional heating water for close to 600 hours every year. In order to ensure swift steam transfer, boiler 13 is operated intermittently. This means it is kept at a minimum pressure and temperature and starts its firing system automatically as and when required. Following contract award, the EAS team first examined the S5-based control system in place. The system cabinets did not have to be replaced. The cabling inside the cabinets was disconnected from the trunk cable's input terminals and the mounting plates were cleared to make way for the new control system hardware and the temperature limiters and speed transformers from the original configuration. As with the burner and boiler control system upgrades at the district heating plants in Gelsenkirchen (Journal No. 14) and Essen (Journal No. 18), EAS again selected the Simatic PCS 7 system for all conventional and safety-relevant tasks. Burner system adjustment and monitoring Einstellung und Kontrolle der Feuerung For boiler and burner control visualisation, the team installed two redundant clients each with two operating panels for fail-safe plant control. They are located locally at the burner and inside the control room panel for the relevant boiler. The associated server cabinet was placed in the plant's switchgear room. Use of EAS's proprietary Premium Plant Library (PPL) allowed burner and boiler control functions to be optimised. The PPL supplements the PCS 7, providing a VGB-compliant modular library while enabling operator control and monitoring of the plant in accordance with VGB 170 et seq. Adjustment work on flow control valve Einstellarbeiten am Gasregelventil

12 12 E.ON Anlagenservice IBS des Software-Feuerungsautomaten / Commissioning of the software-based automatic burner control system Zur Visualisierung der Kessel- und Brennersteuerung kamen zwei redundante Clients mit je zwei Bedienstellen für eine ausfallsichere Bedienung der Anlage zum Einsatz. Diese befinden sich sowohl am Brenner, als auch in der dem Kessel zugeordneten Wartentafel. Der zugehörige Serverschrank wurde im Schaltraum der Anlage aufgestellt. Mit der EAS-eigenen Premium Plant Library (PPL) konnte gleichzeitig eine funktionale Optimierung der Steuerung erreicht werden. Die PPL ergänzt das PCS 7 System um eine VGB-konforme Bausteinbibliothek und erlaubt die Bedienung und Beobachtung der Anlage gemäß der VGB-Richtlinie 170ff. Die übergeordnete Meldeanlage des Heizwerkes wurde ebenfalls in das PCS 7 System überführt. Dazu mussten die allgemeine S5 115U mit ihren unterlagerten S5-Steuerungen für die Kessel 11 und 15 an das System gekoppelt und die Bilder der übergeordneten Meldeanlage im neuen System reproduziert werden. Ein Touchpanel, welches in das gesamte Visualisierungskonzept integriert wurde, ersetzt jetzt den alten Industrie-PC der Meldeanlage. Die Steuerung sowie die erneuerten Ölzählungen und Stellorgane für Verbrennungsluft, Reziluft und Brennstoff wurden nach den Sicherheitsanforde- rungen der Anlage und den Vorgaben des Auftraggebers ausgelegt. Weiterhin erhielt die Rauchgasregelklappe einen elektronischen Stellungsrückmelder (ESR). Der sicherheitsrelevante Teil der Steuerung wurde in einem EAS-eigenen Softwareverbundregler unter Nutzung der fehlersicheren Bibliothek S7 F-Systems (Siemens) erstellt und beinhaltet ebenfalls den bis dato extern aufgebauten Luft-/Brennstoffverbundregler, der die Stellung der Stellglieder zur gewünschten Last optimiert. Zur besseren Regelbarkeit des Kessels wurden zusätzliche Verbrennungsluft- und Reziluftmengenmessungen verbaut. Außerdem wurden die Gas- und Ölmengenmessungen erneuert bzw. für Aufgaben mit erhöhter Sicherheitsanforderung ausgelegt. Hierdurch konnte das alte Regelkonzept der Anlage, welches auf der Stellung der Brennstoffventile und Luftklappen beruhte, in eine Mengen-orientierte Brennstoff-/Luftregelung überführt werden. Des Weiteren wurde durch eine übergelagerte O 2 -Regelung der Wirkungsgrad der Anlage verbessert. Durch dieses komplett überarbeitete Regelkonzept ist es gelungen, sowohl die Regelbarkeit des Kessels zu verbessern als auch den Ausstoß von Emissionen zu reduzieren.

13 Journal 13 The plant's higher-level signalling system was also upgraded to PCS 7 technology. This required the general S5 115U with its lower-level S5 controllers for boilers 11 and 15 to be connected to the system, and the images of the higher-level signalling system to be replicated in the new design. A touch panel integrated into the overall visualisation concept has replaced the signalling system's old industrial PC. The control system as well as the new oil meters and control valves for combustion air, recirculation air and fuel were designed in accordance with applicable safety standards and the client's specifications. In addition, the flue gas control damper system was fitted with an electronic position indicator. The safety-relevant part of the control system was designed as a separate software-based EAS ratio controller complete with the fail-safe "S7 F Systems" library (Siemens) and now also comprises what used to be an external air/fuel ratio controller, which optimises valve positions to achieve the desired load. To improve burner control, EAS installed additional combustion and recirculation flow meters. Moreover, the volumetric gas and oil meters were replaced and/or redesigned for functions requiring higher safety standards. Commissioning of oil metering system Inbetriebsetzung der Ölzählung This allowed the plant's control concept, which previously relied on the fuel and air valve positions, to be transformed into a volume-oriented fuel/air mixture control system. EAS also installed a higherlevel O 2 controller to improve plant efficiency. This comprehensive control system upgrade has made it possible to improve boiler controllability while at the same reducing emissions. Burner 1 mimic diagram / Bedienbild Brenner 1

14 14 E.ON Anlagenservice IBS der Feuerung und Einstellung der Emissionen Commissioning of the burner system and emission adjustment Die Einstellung der Feuerung ließ sich durch den Einsatz des EAS-Softwareverbundreglers deutlich vereinfachen und verkürzen. Bei den Einstellungsarbeiten wurde die Flexibilität der EAS auf die Probe gestellt, da die Feuerung nur nach Witterungslage und Abgabemöglichkeit der erzeugten Leistung erfolgen konnte. Jedoch wurde der Kessel mit zwei Gas-/Ölkombibrennern innerhalb des vorgegebenen Zeitrahmens optimiert. Die Abnahme der Feuerung erfolgte durch einen Sachverständigen gemäß den Richtlinien einer Brennereinzelprüfung. Der gesamte Umbau geschah in enger Zusammenarbeit mit dem Kunden und dessen Personal. Nach einem 14-tätigen Probebetrieb, der ohne nennenswerte Vorkommnisse verlief, konnte der Kessel 13 im Heizwerk Bonn-Duisdorf dem Betreiber fristgerecht wieder zur Verfügung gestellt werden.

15 Journal 15 The software-based ratio controller has allowed EAS to simplify adjustments to the firing system, which are now much quicker and easier to perform. The fine-tuning work proved to be a test of EAS's flexibility because the boiler could only be fired up if weather conditions were right and the grid was able to take the heat generated. Yet the boiler with its two dual-fuel (gas/oil) burners was optimised within the specified time frame. The firing system was acceptance-tested by an independent expert in accordance with burner individual burner testing regulations. Software adjustments on the new engineering station Software-Erstellung an der neuen Engineeringstation Boiler control from local control panel Bedienung an der Vor-Ort-Stelle The whole upgrade was carried out in close cooperation with the client and its personnel on site. After two weeks of trial operation without any significant complications, boiler 13 of the Bonn- Duisdorf district heating plant was handed back to the client in due time.

16 16 E.ON Anlagenservice E.ON Kraftwerk Vilvoorde Installation eines Monitoringsystems zur Diagnose von Ständerwickelkopfschwingungen Ständerwickelkopfschwingungen des Generators entstehen durch die Rotation des elektromagnetischen Läuferfeldes und die Ummagnetisierung des Ständerblechpaketes. Überhöhte Ständerwickelkopfschwingungen, z. B. hervorgerufen durch Lockerungen im Wickelkopfbereich nach Netzstörfällen, führen unter Umständen zur totalen Zerstörung eines sich im Betrieb befindlichen Generators. Der Ständerwickelkopf eines Generators im 385 MW- Gaskraftwerk Vilvoorde, Langerlo/Belgien, wurde 2011 aufgrund der Nähe der 4-Knoten-Schwingung zur doppelten Netzfrequenz (100 Hz) durch den OEM modifiziert, um den Frequenzabstand zwischen dieser Eigenform und der doppelten Netzfrequenz zu vergrößern (Bild 1 Ständerwickelkopf nach der Modifikation). Bei nachfolgenden Befundungen am Generator ergaben sich Anhaltspunkte für ein Fortbestehen der Schwingungsproblematik. Daraufhin wurde der Fachbereich Schwingungsdiagnostik (MTV) des EAS- Geschäftsbereiches Maschinentechnik mit der Durchführung der Modalanalyse am Ständerwickelkopf des Generators und dem anschließenden Einbau entsprechender optischer Beschleunigungsaufnehmer beauftragt. Diese Aufnehmer wurden installiert, um die Ständerwickelkopfschwingungen unter verschiedenen thermischen und elektrischen Betriebsbedingungen bei laufender Maschine mit dem kraftwerkseigenen Monitoringsystem messen zu können. Die Arbeiten wurden während eines Stillstands im April 2012 ausgeführt. Im Vorfeld wurden die örtlichen Begebenheiten geprüft. Da es sich hier um einen ATEX-geschützten Bereich handelt, wurde anschließend ein Komplettsystem eingesetzt. Dieses System beinhaltet unter anderem einen ATEX-geschützten Schaltschrank für die hier verwendeten Module, der vor Ort von EAS-MTV den Gegebenheiten angepasst wurde. Außerdem wurde bei diesem Projekt eine neue Art der Sensor-Durchführung verwendet, um den ATEX-Anforderungen gerecht zu werden (Bild 2 Sensoreinführung, fertig montiert am Durchführungsdeckel des Generators). Zwei Durchführungen wurden in der EAS-Werkstatt am Standort Gelsenkirchen an den dafür vorgesehenen Durchführungsdeckeln des Generators verschweißt, PTgeprüft (Farbeindringprüfung) und nach einwandfreien Prüfungsergebnissen freigegeben. Fig. 1 Vor den eigentlichen Arbeiten am Generatorständerwickelkopf ist durch EAS-MTV ein Bump-Test und eine visuelle Prüfung des Wickelkopfes durchgeführt worden. Anhand der Ergebnisse des Bump-Tests konnten dann die optimalen Platzierungen der sechs faseroptischen Sensoren (je Generatorseite) bestimmt werden. Die faseroptischen Sensoren wurden fachgerecht durch kleben, binden und verharzen angebracht bzw. montiert, um den hohen mechanischen Anforderungen während des Betriebs standzuhalten (Bild 3 Befestigung der faseroptischen Sensoren). Damit ist eine notwendige Voraussetzung geschaffen worden, um eine sinnvolle Analyse des Schwingungsverhaltens im Betrieb durchführen zu können. Gleichzeitig ist durch den Bump-Test der momentane Zustand des Wickelkopfes aufgenommen und durch EAS-MTV analysiert worden. Die Installation der Sensorik und der Messkette (bis zum Schaltschrank) führte EAS-MTV innerhalb kürzester Zeit und parallel zu den Arbeiten am Generator durch den OEM durch. Nach Fertigstellung der Arbeiten wurde das System getestet und die mobile Online-Überwachung über mehrere Wochen gestartet. In diesem Zusammenhang danken wir für die freundliche Unterstützung durch die Mannschaft im Kraftwerk Vilvoorde.

17 Journal 17 Vilvoorde power plant Installation of a monitoring system to diagnose stator end-winding vibration Generator stator end-winding vibration is caused by the rotation of the electromagnetic rotor field and the magnetic reversal of the stator core. Excessive stator end-winding vibration, which may result from loosening in the end-winding area following grid faults, can even lead to the total destruction of a running generator under certain circumstances. In 2011, the stator end-winding of a generator at E.ON's 385 MW Vilvoorde gas-fired power plant in Langerlo, Belgium was modified by the OEM because of the proximity of the 4-node vibration to the double grid frequency (100 Hz) in order to increase the frequency spacing between this natural mode and the double grid frequency (Fig. 1 Stator end-winding after modification). Subsequent generator inspections appeared to indicate that the vibration problem continued to exist. The operator therefore asked the Vibration Diagnostics specialists (MTV) of the EAS Rotating Technology Division to perform a modal analysis on the generator's stator endwinding and install the necessary optical acceleration sensors. These sensors were needed to measure the stator end-winding vibration under various thermal and electrical conditions with the generator in operation using the power plant's own monitoring system. The work was carried out during a shutdown in April In the run-up to the project, conditions on site had to be checked because the area was classified as a hazardous (ATEX) zone. EAS opted for a complete system which included an ATEX-approved switchgear cabinet for the modules used. The cabinet was modified by EAS-MTV in line with requirements on site. The project also involved the use of a new type of sensor entry port to comply with ATEX regulations (Fig. 2 Sensor entry port welded to generator's port cap). Fig. 3 Two entry ports were welded onto the generator's entry port caps at the EAS workshop in Gelsenkirchen, subsequently PT-tested (dye penetrant inspection) and approved for use following successful completion of all tests. Prior to the work on the stator end-winding itself, EAS- MTV performed a bump test as well as a visual inspection of the end-winding. The results of the bump test were used to accurately position the six fibre-optic sensors (on each generator side). The fibre-optic sensors were installed by gluing and resin-bonding to withstand the high mechanical forces during operation (Fig. 3 Mounting of the fibreoptic sensors). This provided the necessary conditions for a meaningful analysis of vibration behaviour during generator operation. The bump test also helped to establish the status of the end-winding for further analysis by EAS-MTV. EAS-MTV completed the installation of the sensor systems and the measuring chain (up to the switchgear cabinet) within a very short space of time while the OEM performed its work on the generator. The system was then tested and the mobile online monitoring feature started for a period of several weeks. We would like to take this opportunity to thank the Vilvoorde power plant team for their friendly support. Fig. 2

18 18 E.ON Anlagenservice Schwingungsdiagnostik Eigenfrequenzmessung Schaufeln Mit der Eigenfrequenzmessung (Bump-Test) und Modalanalyse an Turbinenschaufeln wird der momentane Zustand ermittelt und ausgewertet. Dabei wird festgestellt, ob z. B. Lockerungen einzelner Schaufeln vorliegen, welche die Betriebsfahrweise beeinträchtigen und zu Schäden an rotierenden und nicht rotierenden Komponenten führen können. Diese Zustandsbewertung gehört zum Leistungsspektrum des Fachbereichs Schwingungsdiagnostik (MTV) im EAS-Geschäftsbereich Maschinentechnik. Das Ergebnis der Eigenfrequenzmessung wird mit einer nachfolgenden Modaluntersuchung näher belegt und protokolliert. Gleichzeitig wird eine Klangprobe durchgeführt. Die Bewertung und das Frequenzspektrum geben Aufschluss über mögliche Lockerungen bzw. Eigenfrequenzen, die unter Umständen in der Nähe der vielfachen Harmonischen der Drehzahl liegen und zu Schäden führen können. Zusätzlich wird eine visuelle Befundung vorgenommen. Durch die Protokollierung der Messergebnisse können bei späteren Wiederholungsmessungen Veränderungen bzw. Verschiebungen der Eigenfrequenzen festgestellt und potenzielle Veränderungen bewertet werden. Der Betreiber erhält entsprechende Empfehlungen, so dass die Beseitigung von Auffälligkeiten rechtzeitig eingeplant werden kann. EAS-MTV verfügt über die spezielle Ausrüstung für diese Messungen und geht dabei wie folgt vor: Messequipment Beschleunigungsaufnehmer mit einer Empfindlichkeit zwischen 1 V/G und 100 mv/g Impuls-Hammer Hardware und Software zur Erfassung und Sicherung der Messdaten für die Auswertung Programm zur Modalanalyse Konfiguration/Einstellungen Messbereich Hz (min.) Mittelwertbildung aus mindestens drei Messungen Darstellung des Amplituden-, Phasen-, Kohärenz- und Hammersignals Durchführung Vor der eigentlichen Messung werden eine visuelle Prüfung sowie Klangproben an einzelnen Schaufeln durchgeführt. Sind die Schaufeln durch eine Bebänderung miteinander verbunden, wird eine globale Messung durchgeführt. Diese erfolgt mit mindestens zwölf Sensoren, die gleichmäßig auf den Umfang verteilt sind und mit je drei Anschlägen an drei unterschiedlichen Positionen (ca. 50 bis 90 Grad auseinander). Bei freistehenden Schaufeln wird jede einzelne Schaufel durch eine Klangprobe getestet. Die lokale Messung erfolgt mit mindestens drei Sensoren und mindestens drei Mittelungen in 45 Grad mittig an der zu testenden Schaufel. Sitz der Sensoren Sensor position Anschlagpunkt: Anregung in 45 Winkel. Ring point excitation at an angle of 45 degrees Verteilung der Sensoren an freien Schaufeln Distribution of the sensors on free-standing blades Schaufelring mit Bebänderung und freistehenden Schaufeln Blade rings with connecting straps and free-standing blades Die Sensoren werden mit rückstandslosem Wachs oder magnetischen Haltern befestigt, da hier durch Klebstoff eine zu große Dämpfung entstehen würde. Die Anregung (Mittelung) erfolgt durch einen Impulshammer mit einer harten (jeweils auf die Frequenzabhängigkeit bezogen) aufsetzbaren Hammerspitze.

19 Journal 19 Vibration Diagnostics Measuring the natural frequency of blades Natural frequency measurements (bump tests) and modal analyses help to determine and assess the condition of turbine blades. They show, for example, whether there are any loose blades that could have an adverse effect on turbine operation and even damage rotating and non-rotating components. This condition analysis is one of the services offered by the Vibration Diagsnostics specialists (MTV) of the EAS Rotating Technology Division. The results of the natural frequency measurements are corroborated and recorded in a subsequent modal analysis. A 'ring' test can be performed at the same time. This assessment and the frequency spectrum help identify any loose components or natural frequencies which could be close to the speed's multiple harmonic and damage the turbine. In addition EAS-MTV does a visual inspection. Recording the results of these measurements allows any shifts or changes in the natural frequency to be identified during repeat measurements. Moreover, potential changes can be evaluated. The operator is provided with appropriate recommendations for him to include the work in his maintenance & repair schedule. EAS-MTV has special equipment to perform these measurements. Measuring equipment Acceleration sensor with a sensitivity of between 1 V/G and 100 mv/g Impulse hammer Hardware and software to collect/save measurement data for subsequent evaluation Modal analysis program Blade rings with connecting straps Schaufelring mit Bebänderung Configuration/settings Measurement range of Hz (min.) Computation of average from at least three measurements Presentation of the amplitude, phase, coherence and hammer signals Procedure Prior to the actual measurements, the vibration specialists perform a visual inspection and a ring test on some of the blades. Where blades are connected by straps, a global measurement is performed. This is done using at least twelve sensors spaced equally along the circumference, each with three blows at three different positions (approx. 50 to 90 degrees apart). Free-standing blades have a ring test performed on each single blade. The local measurement is performed with at least three sensors and at least three averages at an angle of 45 degrees in the centre of the blade to be tested. The sensors are attached to the blade using residue-free wax or magnetic holders because glue would create excessive attenuation. Excitation (averaging) is performed with an impulse hammer having a hard (in terms of frequency dependence) attachable hammer tip. Test blade examplebeispiel eines Testobjekts

20 20 E.ON Anlagenservice Sitz der Sensoren auf einem Schaufelring Anregung am Ring im 45 Grad Winkel Sensor position on a blade ring excitation on the ring at an angle of 45 degrees Auswertung Bei der Auswertung wird das Campbell-Diagramm verwendet, um physikalische Änderungen, die während des Betriebes auftreten, zu berücksichtigen. Dabei müssen Größen wie die Temperatur zum Zeitpunkt der Messung und des Betriebs beachtet werden. Für die Berechnung werden verschiedene Maschinendaten benötigt, z. B. Temperatur während des Betriebes Drehzahl der Maschine E-Modul-Berechnung auf die verschiedenen Materialien Protokoll Auf dem Deckblatt werden die Maschinendaten sowie Ort, Datum und eine Kurzzusammenfassung festgehalten. Das Protokoll enthält die verschiedenen Formen der globalen Messung - wenn es sich hierbei um einen bebänderten Schaufelverbund handelt, mit der jeweiligen Amplitude und Phase der verschiedenen Anschlagpunkte - sowie die Werte der lokalen Messung mit den Eigenfrequenzen der Einzelschaufeln. EAS-MTV hat die Frequenzanalyse vielfach erfolgreich durchgeführt, unter anderem auch nach dem Reengineering von 240 Schaufeln an den Niederdruck-Teilturbinen im dänischen Kraftwerk Fynsvaerket (Journal Nr. 18).