För nionde året i rad samlades representanter från drift och underhåll på Ångturbindagarna. Det innebar två dagar med intensivt utbyte av erfarenheter och kunskaper.
Ångturbindagarna arrangeras av Anders Linnakangas och Thomas Berglund, som också står bakom TurbinePro AB – ett konsultföretag som erbjuder inspektioner, utredningar och utbildningar, när det handlar om ångturbiner och synkrongeneratorer. Från och med i år samlar Ångturbindagarna deltagare som representerar både stora och små kraftvärmeanläggningar hos landets energiföretag och massabruk. Detta var ett välkommet upplägg; tidigare år hölls ett arrangemang för större anläggningar och ett för de mindre.
Anders Linnakangas berättade om bakgrunden till att nätverket Ångturbindagarna startade. Gång på gång inträffar haverier och skador med likartade scenarier. I nätverket lär de olika företagen mycket av varandra, vilket gör att man kan förebygga skador och höja tillgängligheten i sina anläggningar. Under Ångturbindagarna lär man också från experter som föreläser och inte minst av varandra när man möts i fabrikatsspecifika grupper, för Siemens, Doosan Skoda, Fincantieri osv. Dessutom samlas alla deltagare för en gemensam genomgång av skador, incidenter och projekt senaste året.
Förbättrade synsätt
Under Ångturbindagarna återkom en del goda råd, baserade på erfarenheter av skador. En turbinanläggning åldras visserligen, men antal drifttimmar och produktionsresultat, beror framförallt på körsätt, där stort antal starter/stopp och stora temperaturvariationer inverkar negativt. Ångturbindagarnas moderator Anders Linnakangas påpekade vikten av att sköta turbinens och generatorns hydraul- och oljesystem samt alla andra kringsystem. Håll koll på matarvattnet och ångkvaliteten!
En paneldebatt genomfördes med deltagare från fem anläggningar där stor revision hade genomförts senaste året. Man upprepade betydelsen av att göra upp med det utförande serviceföretaget vad som är deras ansvar och vad som är anläggningsägarens. Även här är kringsystemen viktiga. Specificera exakt vad som ingår den stora revisionen och se till att allt checkas ut!
I en annan paneldebatt ingick deltagare från tre företag som hade renoverat sin generator och tre som hade installerat ny. Generellt har kompetens i generatorteknik varit låg, men många förbättrar sig i samband med större underhållsåtgärder eller reinvesteringar. ”Att mäta är att veta” heter det. PD-mätning kommer allt mer. Ett lysande exempel är LuleKraft som med PD-mätning upptäckte förhöjda nivåer. Mätningen pekade på positionen för felet och detta visade sig stämma. Det hade uppstått problem i anslutning till härvändsstagningen.
– Bland annat mot bakgrund av fallet hos LuleKraft tror jag på PD-mätning och vi kommer att höra mer om detta från Gabor Csaba som arbetar på Fortum TGS, sade Anders Linnakangas.
Samarbete från början till slut
Göran Stångberg och Anders Lotusvik från Siemens delade med sig av sina erfarenheter och gav råd inför planering och genomförande av revisioner. Ett råd var att överväga behovet av underhåll och revisioner för anläggningens återstående livstid. Om den har gått 25 år och kanske har potential för ytterligare 15–25 år, kan initiativ som fjärrövervakning, livslängdsanalyser och statusbedömningar ge möjlighet att öka anläggningens drifttid och förbättra det ekonomiska utfallet för den tid som återstår.
Göran Stångberg poängterade vikten av grundligt förarbete inför stora revisioner. Kanske starta tio månader i förväg och diskutera med tänkbara utförare. Sedan bör allt gås igenom i detalj, särskilt detaljerat vilket ansvar som faller på utföraren respektive på beställaren. Speciellt beträffande hjälpsystem kring turbin och generator är risken stor att arbetsuppgifter faller mellan stolarna.
Samarbete är viktigt. Göran Stångberg hade till och med formulerat devisen ”Bästa resultat av planering och genomförande av inspektioner och underhåll fås genom ett nära samarbete från början till slut”.
Tänk i förväg över behoven av ställningsbygge, termisk isolering och logistik för transporter. Kanske behövs en transportförsäkring. Tidigare var omfattande blästringar ”default”. Numera begränsas dessa, eftersom de riskerar att orsaka skador. Använd inte sandblästring och överväg alternativ. Inventera reservdelslager och exakt var delarna finns. Kontrollera (och vid krav besikta) verktyg som följde med vid ursprunglig leverans av turbinanläggningen.
– När det gäller tidplan för en stor revision gällde tidigare ofta 7–8 veckor, men numera och med en bättre och samordnad planering bör ansatsen vara tre veckor, säger Göran Stångberg. Min erfarenhet säger också att en-skift är bättre än två-skift där man riskerar kommunikationsmissar vid överlämningarna. Två-skift är också väldigt kostnadsdrivande.
– Jag har aldrig upplevt att turbiner har levererat försämrad generatoreffekt efter en stor revision. Däremot kan vibrationer vara något högre efter, sällan mindre, men fortfarande inom toleranserna för nyinstallation, berättade Göran Stångberg.
Nätverkets moderator Anders Linnakangas återkom med en kommentar om att utförare alltför ofta fokuserar på först upptäckta möjliga skadeorsak och åtgärdar denna. Då finns risk att den huvudsakliga orsaken inte uppdagas och felet återkommer. Utföraren måste inrikta sig på en riktig analys av skadeorsaken. Göran Stångberg höll definitivt med om betydelsen av sådana rot-orsaks-analyser.
Skademekanismer och diagnostik på synkrongeneratorer
Gabor Csaba som är teknisk chef på Fortum Turbine & Generator Services redogjorde för hur skador uppkommer på generatorer och hur de kan diagnosticeras. En orsak till skador är glimning – eller partiella urladdningar – Partial Discharges. Urladdningarna bryter ner isoleringsmaterial. Detta kan bli synligt som färgförändringar på isoleringen och ett vitt damm. Skadorna kan bli så allvarliga att jordfel uppstår, vilket kan leda till långa driftavbrott.
Fortum har tillgång till de främsta metoderna för att ”spåra upp” skador och skadeförlopp vid de revisioner man åtar sig. Mätningar kan också göras under drift.
– Det förrädiska är att en generator kan leverera rätt effekt trots att flera skador inträffat, tills dessa plötsligt orsakar driftavbrott, berättade Gabor Csaba. Därför är det viktigt att leta efter alla tänkbara fel när inspektion görs.
Fortum TGS har listat och beskrivit cirka 100 felmoder (som kan orsaka driftavbrott) och kartlagt och utvecklat metoder för att detektera fel och helst också identifiera dem. En vägvinnande metod är PD-mätning, som kan utföras dels under drift, dels i samband med stopp. Av 23 felmoder som kan förekomma på statorn kan PD-mätning detektera 14. För att övervaka rotorn kan RFM – Rotor Flux Monitoring – användas.
Branschen skiljer på stor inspektion, begränsad inspektion och säkerhetskontroll. Vid en stor inspektion kan 85 procent av felmoderna identifieras och 10 procent detekteras. De återstående utgör således endast 5 procent, och dessa är möjliga att identifiera under drift; där ett exempel är värmekrökning av rotorn.
PD-mätning och RFM kan för en rad felmoder upptäcka både typ av och antal skador samt visa på deras position. Fortums rekommendation är att installera givare och hyra in tjänsten att göra mätningarna. Dessa bör inledningsvis göras två gånger per år under normal drift, i första hand för att få basdata inför fortsatta mätningar. Ett alternativ är att installera kontinuerlig PD-mätning. Data kan då bevakas on-line och lokalt. Efter behov kan insamlade data skickas till serviceföretag som gör analyser och utvärderingar.
Haveri med feed-back
Under 2018 års Ångturbindagar redogjordes för ett haveri som kunde ha förebyggts genom att ha koll på fuktigheten i generatorn. Andra företag tog fasta på detta och installerade fuktsensor i sina generatorer. Robert Stensson som är processingenjör på Kalmar Energi berättade att en sensor har installerats i deras anläggning i Moskogen och att larmnivåer ställts in för B-larm (åtgärd: felsökning på generatorn) och A-larm (åtgärd: operatören stoppar turbinen). Avsikten med att mäta relativ fuktighet i luftströmmen i generatorn är att långsiktigt följa ett förlopp som kan bli skadligt på grund av korrosion.
Hos Jönköping Energi byttes generator (på KVVT 1) under en revision 2017.
På detta block är det en MAN turbin med Allen Gears planet-växellåda och ELIN generator. Anläggningen installerades 2006, men tilltagande problem med höga PD-värden, som uppmätts vid Off Line-mätningar, medförde att beslut togs om utbyte. Då man haft problem med PD-värden på den gamla generatorn beslutades att utrusta den nya med online PD-mätning (Sparks Instruments typ TMS5041). Fuktmätning har man tänkt att ansluta mot det lokala styrsystemet för turbin/generator, Siemens S7 400 med lokal operatörspanel. Man har inte bestämt om man ska ta upp fuktvärdet, så till att börja med får lokal högnivålarm ingå i summalarm därifrån. Fuktgivaren är en Sensotec typ DK med lokal display. Även temperaturgivare ingår.
Både PD-mätning och vibrationsövervakning
SCA Obbola har nyligen installerat PD-mätning från Iris Power i sin Siemensgenerator som togs i bruk 2007. En förberedande inspektion visade på skador, med ”mjölning” i statorns härvändar. Vid en stor inspektion 2018 visade sig skadorna så stora att statorn måste skickas på omlindning. Projektledare Magnus Åström berättar att man inte fått några indikationer på skador innan inspektionerna utfördes. Därför beslutades att installera PD-mätning, för att i fortsättningen kunna följa förändringar långsiktigt. Mätningarna ska göras on-line och larm gå till brukets el- och instrumentjour. Mätvärden kommer också att kunna ”tankas ner” för senare analys av trender med mera.
Dessutom har ett gammalt vibrationsmätningssystem från Siemens turbinleverans ersatts med ett nyare bestående av mätutrustning från Bently Nevada och analysprogram från SPM. Det gamla systemet var mycket enkelt och larmade bara vid förhöjda värden, medan det nya ger möjlighet till långtgående analyser. Turbinens lager och axel övervakas liksom axeln på båda sidor om växellådan samt generatorn. Växellådan övervakas dessutom med accelerometer. SCA Obbola har personal med stort kunnande för att analysera lager och lagerskador och förkovrar sig så långt det är möjligt även i övrigt vad gäller maskindiagnos.
Beakta maskindirektivet
Per Larsson som är Senior Electrical Engineer hos Siemens berättade om uppgradering av kontroll- och säkerhetssystem. Orsaker till uppgradering kan vara att öka säkerhet och förbättra körbarhet. En viktig ambition kan vara att se till att det fortsättningsvis finns reservdelar och service, för att behålla hög tillgänglighet på anläggningen. Det sistnämnda mot bakgrund av allt kortare livslängd på datorutrustning.
– Inför upphandling av leverantör för uppgraderingen är det bra att formulera målen för bytet, säger Per Larsson. Vill vi byta ”1:1”, eller vill vi förbättra på några punkter? Leverantören måste förutom att ha programmeringskunskaper också vara väl insatt i den specifika anläggnings- och maskintypen.
I samtliga fall där en befintlig del byts till något annat utförande måste maskindirektivet beaktas. Efter en ombyggnad måste den ombyggda delen av anläggningen på nytt prövas mot maskindirektivet, vars syfte är att garantera personsäkerhet, vilket bland annat ställer krav på dokumenterade riskanalyser.
OEM:s har mycket långgående ansvar för att maskindirektivet uppfylls, ett ansvar som inte kan friskrivas i kontrakt med beställaren. Siemens utför riskanalyser både på anläggningar som levereras och ombyggda anläggningar. Dokumentationen efter ett sådant arbete är omfattande. Den inkluderar beskrivningar för hur drift och underhåll ska gå till, vilka prestanda och hur ofta dessa ska kontrolleras med mera.
Från och med 15 juni 2017 kan sanktionsavgifter utfärdas för företag som bryter mot maskindirektivet.
Av Kjell-Arne Larsson
Bilden:
Paneldebatterna fokuserade på vissa ämnesområden.
Foto: Thomas Berglund
