Ångturbindagarna har utvecklats till det givna forumet för alla som driftar och underhåller ångturbiner och dessutom serviceföretag som anlitas av anläggningsägare. Arrangemanget bygger samtidigt ett nätverk mellan landets kraftvärmeanläggningar och kontakter med flertalet förekommande turbinleverantörer.
I januari genomfördes Ångturbindagarna för tionde året i rad. Precis som 2019 var deltagare som både representerade större och mindre anläggningar inbjudna. Tidigare var arrangemanget delat mellan grupperna. Det är företaget TurbinePro med Anders Linnakangas och Thomas Berglund som står bakom Ångturbindagarna. TurbinePro arbetar för övrigt med utbildningar, inspektioner och utredningar när det handlar om ångturbiner och synkrongeneratorer.
Stort behov
Ångturbindagarna möter ett stort behov av erfarenhetsutbyte och kunskapsutveckling för landets energiföretag och massabruk. Varje år inträffar större eller mindre haverier i turbinanläggningar, med betydande produktionsbortfall som följd. En gemensam målsättning för de anläggningar som finns representerade under Ångturbindagarna är att maximera produktionen genom att bibehålla en hög verkningsgrad och öka tillgängligheten.
Gruppdiskussioner
Till Ångturbindagarna bjuder TurbinePro in sakkunniga inom turbin- och generatorteknik. Presentationerna spänner över allt från hur anläggningsägaren planerar en revision till hur specifika felkällor kan identifieras. Ett stående inslag är också att flera av deltagarna går igenom det senaste årets händelser i de anläggningar man representerar. Då kan det handla om skador och driftstörningar eller om större och mindre haverier, och där erfarenhetsutbyte är mycket välkommet. Genomförda större projekt tas också upp. Ett tredje inslag är gruppdiskussioner kring bestämda frågeställningar och här indelas grupperna efter fabrikat: Siemens, Fincantieri, Doosan Skoda, MAN och så vidare, vilket gör att alla känner igen sig i ”maskinmiljön”.
En stor del av årets konferens berörde risker med och riskanalyser för turbiner och generatorer.
– Vi kan inte konstruera bort alla risker och därför behövs skydds- och säkerhetsfunktioner. Det som inte täcks upp av skydd måste dokumenteras och instruktioner måste göras för operatörerna. I sammanhanget är det grundläggande med riskanalyser. En riskanalys som utförs exempelvis i samband med en större revision gör att man får kunskap om vilka risker som förekommer, sa Anders Linnakangas.
Planering inför revisioner
Thomas Andersson från GE FieldCore hade en omfattande presentation där han berättade vad beställaren bör tänka på inför och under en revision. Presentationen hade den något underfundiga titeln ”En montageledares betraktelser”. Thomas Andersson har länge arbetat med turbiner både hos Siemens och GE.
För beställaren är planering – och i god tid – A och O. Utgå från originalleverantörens UH-manual där serviceintervaller och inspektionsaktiviteter framgår.
– Ta sedan fram skadehistoria och statusrapporter, vilket är särskilt viktigt för äldre maskiner, påpekade Thomas Andersson. Vi går igenom historiken, och detta kan göra att antalet överraskningar när vi sedan öppnar turbinen blir färre.
Vid upphandlingen ska beställaren fråga sig vad som ingår i entreprenörens revisionsuppdrag. Normalt ingår inte oljepumpar, oljesystem, backventiler i avtappningar, vakuumsystem, ångfällor och kondensorer. Alla kringsystem är viktiga för anläggningens funktion och service av dessa måste utföras av beställaren själv eller av serviceföretag.
Specialverktyg
– När utförare av revisionen har upphandlats ska sedan beställaren kolla tidplanen för att få en inblick i vad som ska hända och när, fortsatte Thomas Andersson.
Beställaren bör sedan göra en hel del förberedelser. Till dessa hör oftast ansvar för ställningsbyggande, isolering, logistik och transporter. Lyftredskap ska besiktas. Uppställningsplatser i turbinhall, för urlyfta delar bör kartläggas och bärigheten kontrolleras. Specialverktyg för turbinen ska tas fram. Reservdelsförrådet bör inventeras.
När revisionen väl kommer igång är det viktigt att först klara av alla referensmätningar. Demonteringen av turbinen bör göras effektivt, gärna i 2-skift. Att öppna en turbin är som att öppna ett Kinderägg, man vet inte vad som finns innanför. Det är ovanligt med revisioner där inga okända skador upptäckts. Beställaren ska gärna ha en plan för hur Findings (inspektionsanmärkningar) ska hanteras.
Bland saker att tänka på berörde Thomas Andersson – precis som en presentatör på förra årets Ångturbindagar – användningen av blästring. Den har både för- och nackdelar. Det är viktigt att välja rätt metod och att inte blästringen skadar turbinen. Viss oförstörande provning kan kräva blästring.
Vad bör man sedan tänka på när det gäller reparationer och åtgärder?
– Min filosofi när det gäller uppriktning/justering är att om turbinen går utan höga vibrationer och temperaturskillnader, så undvik att ändra något. Varje maskin blir lite inkörd i sitt driftläge. Jag har varit med om att göra uppriktningar då maskinen legat utanför tolerans, men där man sedan fått sämre resultat än innan. Och där vi fått ändra tillbaka igen, berättade Thomas Andersson.
Han nämnde också lite om dokumentationen efter avklarad revision. För rapportering och dokumentation finns idag digitala system som gör det smidigt att föra in data efterhand och sedan snabbt få fram en preliminär rapport och så småningom slutrapport. För all rapportering har GE ett system som heter Field Vision.
Materialanalys och konstruktion
Maintenance Partners är ett serviceföretag med huvudkontor i Belgien och med flera nationella kontor, bland annat i Sverige. Företaget är inriktat på service, underhåll och modifiering, när det handlar om el, mekanik, styrsystem och skydd. Erik Carlsson från Maintenance Partners presenterade två fall då turbiner med försämrad drift varit föremål för orsaksanalys och åtgärder. Fallen var intressanta mot bakgrund av att vi på senare tid sett en hel del skador i turbiner och där det varit möjligt att reparera i stället för att byta till helt ny turbinrotor. Skadorna har handlat om skovlar ur läge, deformerade skovlar, spruckna turbinskivor, lagerskador med mera.
Maintenance Partners gör materialanalyser och räknar på sannolikhet för utmattning, designar nya delar baserade på bland annat Finita Element-metoden, tar fram svetsprocedur för robotsvetsning samt provningsrutiner och utför provning på färdig konstruktion.
– Vi betraktar inte åtgärden som en tillfällig reparation. Det handlar om att återskapa turbinens ursprungliga prestanda eller bättre, och i många fall ge den märkbart ökad livslängd, sa Erik Carlsson.
Egen beräkning av turbinverkningsgrad
Det går givetvis att ge turbinleverantören i uppdrag – även efter flera års drift – att ta fram siffor på aktuella prestanda, och då är ofta turbinverkningsgraden intressant. Problemet är att beräkningen är dyr och bara blir gjord i samband med stor revision, om ens då. Sebastian Müller från Stockholms Exergi visade att det är fullt möjligt att själv beräkna verkningsgraden, det vill säga hur mycket energi turbinen ger i form av mekaniskt arbete i förhållande till hur mycket energi som finns i inmatad ånga. Den senare ska i idealfallet kunna jämföras med den isentropa verkningsgraden (egentligen ”isentropic power capacity”). I praktiken kan man göra vissa förenklingar, men ändå få mycket användbara data. Vid uppföljning av trender är det viktigt att räkna på samma sätt varje gång. Stockholm Exergis uppföljning av turbin G 6 i Högdalenverket pekade på sjunkande verkningsgrad över tid.
– Efter att ha öppnat turbinen uppdagades flera brister som hade gjort att en hel del ånga inte gått genom turbinen. Åtgärder som genomfördes ledde sedan till att verkningsgraden gick upp igen. Jag rekommenderar att beräkna verkningsgraden tidigare och oftare för att inte råka ut för överraskningar, menade Sebastian Müller.
Krav även efter ombyggnader
Anders Olofsson från Siemens i Finspång talade om ”Maskindirektivet, maskinsäkerhet och riskanalyser”. Han har arbetat med riskanalyser i 20 år. De fanns två fokus i presentationen: dels vilka regler som gäller vid ombyggnader – särskilt i äldre turbinanläggningar – och dels hur riskanalyser genomförs.
Ombyggnader kan beröras av en rad direktiv: MD (Machinery Directive), PED (Pressure Equipment Directive), LVD (Low Voltage Directive) och EMC (Electromagnetic Compatibility Directive), ibland dessutom ATEX (Equipment for potentially explosive atmospheres).
Observera att maskindirektivet enbart gäller förebyggande av personskador. Direktivet ställer krav på att leverantören analyserar risker och så långt som möjligt eliminerar risker, reducerar risker och ser till att detta dokumenteras. OEM måste genomföra riskanalyser och visa eventuella kvarstående risker. Maskindirektivets krav måste alltid beaktas vid förändringar och det gäller för både OEM och anläggningsägaren att hålla reda på definitioner av ”maskin”, ”delvis fullbordad maskin” och ”betydande inverkan/väsentlig förändring”.
Siemens arbetar så att i samband med ombyggnad/förändring kommer företaget att säkerställa att alla krav enligt maskindirektivet uppfylls. Siemens använder bland annat anpassade checklistor och riskmatriser. Aktuell standard följs, som är ISO 12100 (Safety of machinery – Risk assessment and risk reduction). Man gör analys/beräkning av SIL (Safety Integrity Levels). Alla ombyggnader bedöms mot bakgrund av dagens krav, bland annat i maskindirektivet samt Siemens interna krav på maskinsäkerhet.
Man bör tänka på att om en CE-märkt maskin byggs om (väsentlig förändring eller tillför risker som inte täcks av befintligt säkerhetssystem) då faller originaltillverkarens CE-märkning och maskinägaren övertar hela ansvaret.
– Det övergripande målet är att i första hand konstruera bort risker, i andra hand införa skyddsmekanismer och i sista hand varna för riskerna. Detta ska göras både i instruktionsboken och vid maskinen, avslutade Anders Olofsson.
För bästa möjliga utfall
Oavsett om det gäller en ny eller ombyggd anläggning kan Siemens bistå kunden för bästa möjliga utfall på tillgänglighet, anläggningsutbyte och kvalitet, med andra ord höga värden i en TAK-analys. Oskar Mazur från Siemens berättade under titeln ”Driftsäkerhet – vårt gemensamma mål” om möjligheterna som ett kontinuerligt förebyggande underhåll kan ge när det gäller att nå de driftsäkerhetsmål som anläggningsägaren har.
Oskar Mazur refererade till den historiska utvecklingen av underhåll, från en årlig större revision av turbinen (Major Overhaul) varje år som tillämpades fram till 1950-talet, till att vi numera gör stor revision ungefär var sjätte år. Efter 1950-talet har utvecklingen fortsatt med redundanta system, senare videoskopinspektioner, No Stop Check, FMEA (Failure Modes and Effects Analysis) som underlag för underhållsplanering och till dagens sensortäta anläggningar som kan skicka data kontinuerligt, lokalt eller för fjärrdiagnos (RDS Remote Diagnostic Service).
Förutom stor och begränsad inspektion kan videoskop- och säkerhetsinspektioner läggas in i underhållsplanen. No Stop Check kan göras varje år och RDS kan användas kontinuerligt.
– Själv tror jag att system för fjärrdiagnos kommer allt mer, säger Oskar Mazur. Det är viktigt att upptäcka potentiella problem så snart de är detekterbara.
Annars använder branschen detekteringsmetoder med skilda tidsperspektiv. Turbinens automatiska säkerhetssystem måste reagera på mindre än en sekund. Dagliga ronderingar har ett dygn som perspektiv, vilket ofta också gäller manuella trendanalyser.
Siemens hjälper gärna till att planera underhållet och rekommenderar årliga möten med kunden. En av tjänsterna är säkerhetsinspektion. Syftet är att verifiera funktionerna hos turbinens säkerhetssystem utan att behöva demontera. De övergripande målen är att säkerställa att säkerhetssystemet fungerar och att tillhörande hjälpsystem uppvisar förväntad status så att förväntad tillgänglighet under kommande period kommer att uppnås. Siemens erbjuder tre nivåer på säkerhetsinspektionen: bas, standard eller plus.
Med tanke på vad tidigare föredragshållare under Ångturbindagarna sagt om reservdelar och verktyg, var det intressant att Oskar Mazur ansåg att inventering av reservdelar och verktyg bör läggas in i underhållsplanen och dessutom utbildning av operatörer och underhållspersonal. Därmed kan både utrustning och personal vara väl förberedda nästa gång det blir dags för revision.
Även generatorskydd
Under Ångturbindagarna behandlas även generatorer. Vid årets arrangemang hade TurbinePro bjudit in Mats Wahlén, vd för och teknisk specialist hos SVEA Power – Swedish Electrical and Power Control AB. Han föreläste om ett av sina expertområden som är generatorskydd för att hindra olyckor på utrustning och personal. Han gick igenom vilka objekt som kan övervakas, vilka fel som kan förekomma och deras verkan.
En typ av skydd är reläskydd och här finns det både elektromekaniska, analoga och digitala koncept. En generator kan drabbas av många typer av fel och det går att skilja på inre och yttre fel. Inre fel kan vara statorjordfel, kortslutning, varvkortslutning i statorhärva eller rotorjordfel. Det kan förekomma en lång rad yttre fel och två exempel är snedbelastning i faserna och överlast med för hög aktiv/reaktiv effekt.
Mats Wahlén berättade bland annat om smältsäkringar, att de är bra som kortslutningsskydd, men sämre som överlastskydd, eftersom de släpper igenom för mycket överström. Jordfelsbrytare är bra som diffskydd, eftersom de löser ut vid en viss differentialström. Systemjordningen gör att jordfelsbrytaren fungerar även vid avbrott i skyddsjorden. Lägg också märke till att det finns olika typer av systemjordning. Tänk även på att för vissa fel är impedansmätande kortslutningsskydd bättre än strömmätande.
Det är bra att lära sig använda kapabilitetskurvor (kapabilitetsdiagram). De visar reaktiv och minus reaktiv effekt. Med hjälp av kurvorna går det att se under vilka förhållanden rotor- respektive statorlindningen riskerar att bli uppvärmd. Detta visar hur generatorn får köras. Brytare ska övervaka att man ligger inom tillåtet område.
Mats Wahlén tipsade också om störningsskrivare som ett bra hjälpmedel för att utreda orsaker och verkningar av fel. Störningsskrivaren loggar ström och spänning några sekunder före och efter en felhändelse. Han berörde också sub-uppdelning av generatorskydd, som används för ökad säkerhet vid stora generatorer och innebär dubblering och separering av reläskydd, mättransformatorer, batterisystem, utlösningsmagneter och kabelvägar. På marknaden finns idag en mängd varianter på skydd och med installation av dubbla uppsättningar blir också lösningen redundant.
Bilden:
Thomas Andersson från GE berättade bland annat om det arbete med miljö, hälsa och säkerhet som en montageledare är engagerad i. Till vänster Anders Linnakangas som var moderator för konferensen.
Foto: Thomas Berglund
