A Customer Comparison Test Proves Conclusive

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1 Systems at Work A Customer Comparison Test Proves Conclusive Capacitive vs. Eddy-Current Proximity Probes A Brazilian utility recently compared traditional eddy-current and capacitive proximity probes to evaluate their performance (sensitivity to electrical runout). The tests were conducted at their new hydro project where both technologies coexist on each machine: eddy-current probes at the turbine guide bearing, and capacitive probes at the generator guide bearing. The eddy-current probes were supplied by the turbine manufacturer while VibroSystM provided the capacitive probes to the generator manufacturer as part of a ZOOM machine condition monitoring system which integrated the vibration inputs from the eddy-current probes. As described in previous publications, electrical runout is noise caused by the electromagnetic characteristics of the target that runs over the actual vibration, thus increasing the values. This error greatly affects the accuracy of analysis such as FFT and orbits. It is an inherent and unsolved problem with eddy-current technology for over 40 years. VibroSystM claims its capacitive probe is immune to this, therefore allowing more reliable results. As a reference to compare the performance of both types of sensor, the utility used an eddy-current probe that was specifically calibrated in laboratory to minimize the effect of electrical runout. This sensor was alternatively mounted on each bearing at 180, opposite the permanently installed 0 sensor at the generator and turbine guide bearings. Readings were taken at regular intervals of power output. Graphs 1 and 2 compare the results of the reference probe with capacitive probe at generator guide bearing, and with eddy-current probe at turbine guide bearing. On Graph 1, we see that the responses of capacitive and reference probes are quite similar toward the end of the power range ( MW). As expected, the capacitive probe response is slightly lower. Surprizingly, Graph 2 shows that the eddy-current probe response is 40% to 50% lower than the reference probe which, of course, is unacceptable. To make a direct comparison of the two technologies, a capacitive probe was temporarily mounted alongside the reference probe at 180 on the turbine guide bearing. With the machine operating as a synchronous condenser, various measurements were recorded on all sensors simultaneously. Spectral analysis of each probes is summarized in Graph 3. Note that in all five harmonics, the eddy-current probe results are always much lower than the other probes, especially at fundamental frequency (2,17 Hz) which reveals information about unbalance and eccentricity. At the same time, the reference probe displays higher values than the capacitive probe although it was benchmark calibrated. These higher values can be caused by interference due to slight surface scratches, impurities in the alloy, or rust particules on surface. The tests were conclusive in demonstrating that the capacitive proximity probe provided better performance. Eliminating signal errors allows better understanding of the machine, and reduces the need for maintenance shutdowns. Following the tests, the utility requested that the turbine manufacturer replace the eddy-current probes on all machines by capacitive ones. Graph 1 Comparison of capacitive and reference probes at Generator Guide Bearing. Graph 2 Comparison of eddy-current and reference probes at Turbine Guide Bearing. Based on paper Garantindo Precisão na Leiture de Vibração de um Hidrogerador Através de Uso de Sensores de Proximidade Capacitivos co-written by Mr. José Carlos Borgmann of GERASUL (now Tractabel) and Mr. Marcus Eugênio de Almeida of RTR Tecnologia. Graph 3 Summary of spectral analysis on all probes at Turbine Guide Bearing.

2 Garantindo Precisão na Leitura da Vibração de um Hidrogerador Através do Uso de Sensores de Proximidade Capacitivos Marcus Eugênio S. de Almeida e José Carlos Borgmann 1. INTRODUÇÃO De modo a fornecer efetiva proteção contra vibração das máquinas, a medição normalmente é efetuada através de transdutores de vibração. Em grandes máquinas hidrelétricas e turbinas, onde a transmissibilidade de vibração do rotor para o mancal é muito pequena, os transdutores de vibração normalmente utilizados são os sensores de proximidade. Sensores de proximidade do tipo indutivo (ou eddy-current ou correntes parasitas) tem sido o padrão em sensores de proximidade na industria por mais de 40 anos. Entretanto, sensores do tipo indutivo sempre apresentaram certas limitações técnicas inerentes ao projeto que até hoje permanecem descobertas. Um novo sensor de proximidade, com a já consagrada tecnologia capacitiva, foi projetado para extrapolar as limitações técnicas e eliminar os problemas causados pelo uso dos sensores de proximidade indutivos. Os resultados das medições entre ambos os sensores é comparado e discutido no presente trabalho, em testes efetuados na Usina Hidrelétrica de Itá, da GERASUL. 2. COMPARAÇÃO ENTRE AS TECNOLOGIAS INDUTIVA E CAPACITIVA Os sensores de proximidade indutivos operam através de um princípio magnético. Um sinal de alta freqüência é transmitido pelo controlador eletrônico do sensor (oscilador e demodulador) para a ponta do sensor. A bobina na extremidade do sensor irradia o sinal no alvo observado como um campo magnético. Quando o alvo condutivo aproxima-se da ponta do sensor, correntes parasitas são geradas, o que diminui a força do campo magnético que, por sua vez, enfraquece a saída CC do controlador eletrônico do sensor. Este lineariza esta saída

3 CC sobre certa faixa de medição. Este sinal linearizado tem ambas as componentes CA e CC. A componente CA representa o movimento do alvo relativo à ponta do sensor (i.e. vibração relativa) enquanto que a componente CC representa o espaço médio entre o alvo e o sensor (deslocamento). Enquanto ambas componentes de sinal fornecem informações valiosas, é a componente CA que é de interesse para a medição de vibração. Já os sensores de proximidade capacitivos operam através de um princípio de campo elétrico que é criado no espaço entre a ponta do sensor e o alvo. Quando o espaço entre o alvo e a ponta do sensor é alterado, a corrente capacitiva modulada é medida e linearizada. Deste modo, o parâmetro-chave do qual esta medição de vibração depende é a capacitância do espaço entre a ponta do sensor e o alvo. A tecnologia de medição capacitiva é independente do campo magnético, das irregularidades da superfície e propriedades metalúrgicas do alvo. 3. UHE ITÁ: DETALHES DO PROJETO A UHE ITÁ Usina Hidrelétrica de Itá está localizada no Rio Uruguai, na divisa dos municípios de Itá/SC e Aratiba/RS, aproveitando um desnível de 105 m entre a foz do Rio Apuaê e a foz do Rio Uvá. A Usina Hidrelétrica Itá começou a ser construída há 15 anos e ficou parada por mais de 10 anos, até que a iniciativa privada assumisse a obra com um consórcio formado pela GERASUL, Companhia Siderúrgica Nacional, Odebrecht Química e Cimentos Itambé. A maior acionista da Usina hoje é a GERASUL, que detém 69% do consórcio, após a compra dos 39,5% da Odebrecht. A inauguração da Usina ocorreu no dia 24/10/2000, sendo que a Unidade Geradora 1 foi entregue para operação comercial no dia 01/07/2000 e a Unidade Geradora 5 foi entregue no dia 08/03/2001. A Usina Hidrelétrica Itá possui 5 unidades geradoras com capacidade de produção instalada de MW e energia assegurada correspondente a 741 MW médios. A produção de Itá

4 representa 61% do consumo total de Santa Catarina ou 31% do consumo total do Rio Grande do Sul. As turbinas são tipo Francis Vertical de 290 MW cada, com rotação nominal de 128,6 RPM e os geradores de 305 MVA cada. Por tratar-se de nova usina e já tendo em vista as perspectivas de qualidade e competitividade na produção de energia, o Consórcio proprietário decidiu pela instalação de um sistema completo de monitoramento on-line que pudesse monitorar os diversos parâmetros do conjunto gerador/turbina para efetivar manutenção baseada nas condições da máquina (CBM), ou manutenção preditiva, já durante o comissionamento das unidades. 4. UHE ITÁ: SISTEMA DE MONITORAMENTO Conforme mostrado na Figura 1, definiu-se em projeto que os parâmetros monitorados seriam: Figura 1 Arranjo geral dos sensores instalados nas Unidades Geradoras

5 Mancal de Guia do Gerador (MGG): - 2 sensores de proximidade radiais a 90 o para vibração relativa (0 o e 270 o ) - 1 sensor de proximidade axial para deslocamento e vibração relativa - 2 acelerômetros radiais a 90 o para vibração absoluta (0 o e 270 o ) - 1 acelerômetro axial para vibração absoluta Gerador: - 8 sensores de entreferro superior a aproximadamente 45 o - 4 sensores de entreferro inferior a 90 o - 8 sensores de deslocamento superior da carcaça do estator 45 o - 4 sensores de deslocamento inferior da carcaça do estator a 90 o - 2 sensores de vibração absoluta radial do núcleo do estator - 12 acopladores para descargas parciais (um acoplador por circuito por fase) - sinal 4-20 ma fornecido pelo SDCD para Potência Ativa (MW) Mancal de Guia da Turbina (MGT): - 2 sensores de proximidade radiais a 90 o para deslocamento (0 o e 270 o ) - 1 sensor de proximidade axial para deslocamento Os sistemas instalados foram AGMS 1 (Monitoramento de Entreferro), ZOOM 2 (Monitoramento das Condições da Máquina) e GenGuard 3 (Análise de Descargas Parciais). Por definições à época do contrato, os sensores de proximidade radiais instalados no mancal guia do gerador (MGG) foram do tipo capacitivo, de fabricação VibroSystM / Canadá, fornecedora do sistema de monitoramento. 1 Sistema AGMS: abreviação de Air Gap Monitoring System. É um sistema de monitoramento on-line do entreferro em grandes máquinas girantes, notadamente hidrogeradores. AGMS é fabricado pela VibroSystM Inc. / Canadá. 2 Sistema ZOOM: abreviação de Zero Outage On-line Monitoring System. É um sistema de monitoramento on-line multi-parâmetros das condições da máquina para geradores e turbinas de hidrelétricas. ZOOM incorpora no sistema básico o AGMS. ZOOM é fabricado pela VibroSystM Inc. / Canadá. 3 Sistema GenGuard: é um sistema de análise de descargas parciais nos enrolamentos do estator. GenGuard é fabricado pela Iris Power Engineering / Canadá.

6 Já os sensores de proximidade radiais instalados no mancal guia da turbina (MGT) foram do tipo indutivo, fornecidos pelo fabricante das turbinas. 5. DESCRIÇÃO DO PROBLEMA: Durante testes de rotina na UG5, GERASUL decidiu instalar um sensor indutivo calibrado na bancada de testes de seu Laboratório de Ensaios, doravante denominado sensor padrão, em ambos os mancais guias para efetuar comparação dos valores obtidos entre os diferentes sensores instalados. Para tanto, definiu a posição angular de 180 o, em contraposição a um sensor já instalado a 0 o graus. Os valores foram registrados em intervalos regulares de potência conforme pode ser verificado nas curvas abaixo. A Curva 1 mostra os valores obtidos tomados no MGG, comparando-se o sensor padrão e o sensor do tipo capacitivo: 16,00 14,00 12,00 Shaft Oscillation (0-pk) 10,00 8,00 6,00 4,00 Sensor Padrão MGG - 180º (2,14 Hz) 2,00 Sensor Capacitivo MGG - 0º (2,17 Hz) 0, Power (MW) Curva 1: comparativo entre sensores no MGG Nota-se que os resultados obtidos por ambos os sensores apresentam-se bastante próximos em termos de oscilação do eixo pico a pico, principalmente após entrada na faixa de operação contínua (acima de 210 MW).

7 A Curva 2 mostra os valores obtidos tomados no MGT, comparando-se o sensor padrão e o sensor do tipo indutivo: 100,00 90,00 80,00 Shaft Oscillation (0-pk) 70,00 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 Sensor Padrão MGT - 180º (2,14 Hz) Sensor Indutivo MGT - 0º (2,17 Hz) Power (MW) Curva 2: comparativo entre sensores no MGT Nota-se que os resultados obtidos por ambos os sensores apresentam-se bastante diferentes, sendo que vários pontos com erros inadmissíveis, acima de 50%. GERASUL decidiu que os valores obtidos pela utilização de sensores do tipo indutivo no MGT não eram confiáveis. Erros de medição provavelmente estavam associados ao run-out elétrico causado por irregularidade da superfície, propriedades metalúrgicas do alvo ou interferência eletromagnética. 6. SOLUCIONANDO O PROBLEMA: De modo a testar os sensores indutivos, foi instalado provisoriamente no MGT um sensor capacitivo a 180 o, idêntico aos já instalados no MGG, juntamente com o sensor padrão para efeito de testes comparativos das medições de oscilação.

8 A Figura 2 mostra os detalhes de instalação do sensor indutivo existente no MGT: Figura 2: sensor indutivo montado no MGT A Figura 3 mostra detalhes da instalação provisória do sensor capacitivo no MGT: Figura 3: sensor capacitivo provisoriamente montado no MGT

9 Com a máquina operando como compensador síncrono, foram obtidas diversas medições com os todos os sensores instalados. Os resultados obtidos foram sumarizados na Curva 3 abaixo: microns 0-pk Espectro de Frequência (1,02 Hz) Espectro de Frequência (2,17 Hz) Espectro de Frequência (4,27 Hz) Sensor Indutivo Sensor Capacitivo Sensor Padrão Espectro de Frequência (5,28 Hz) Espectro de Frequência (6,43 Hz) Curva 3: resultados comparativos obtidos Nota-se que, em todos os cinco espectros de freqüência tabulados, os sensores indutivos sempre apresentam valores abaixo dos medidos com os outros sensores, principalmente na freqüência fundamental (2,17 Hz), justamente aquela que apresenta as principais informações sobre o desbalanço e excentricidade. Do mesmo modo, o sensor padrão apresentou valores superiores ao do sensor capacitivo. Este fato pode ser considerado como normal visto que, independentemente de ter sido calibrado em bancada, por ser indutivo ainda assim apresenta erros causados pelo run-out elétrico, como interferência de pequenos arranhões, sujeira incrustada ou pequenos pontos de oxidação. 7. CONCLUSÕES: Os resultados confirmaram que sensores capacitivos, diferentemente dos sensores indutivos, são imunes ao run-out elétrico. Apesar desse teste ser apenas um de muitos a serem efetuados usando o sensor de proximidade capacitivo, nos mostra que este é um produto cujas

10 características oferecem uma alternativa real para os usuários incomodados com run-out elétricos, arranhões na superfície ou outros problemas associados com a tecnologia ordinária dos sensores indutivos. A eliminação de tais causas de falsos sinais conduz a um melhor conhecimento da máquina que, em troca, pode resultar em menos paradas para manutenção. Finalmente, ambos tempo e dinheiro podem ser economizados. No caso específico da GERASUL, após os testes acima citados, o fabricante das turbinas foi solicitado a efetuar a substituição de todos os sensores indutivos nas cinco máquinas por sensores capacitivos. 8. REFERÊNCIAS Lin J., A New Capacitive Proximity Probe to Overcome Eddy Current Probe Limitations Uprating and Refurbishing Hydro Powerplants IV Montreal/Canada 1997 Lin J., Bissonnette M., A New Capacitive Proximity Probe Immune to Electrical Runout Canadian Machine Vibration Association Annual Meeting Toronto/Canada 1997 Almeida M.E.S., Borgmann J.C., GERASUL Novas Perspectivas em Manutenção e Operação Utilizando Sistema de Monitoramento On-Line Seminário Nacional de Manutenção no Setor Elétrico Belo Horizonte / MG AUTORES Marcus Eugênio S. de Almeida é formado Engenheiro Industrial Elétrico pela Universidade Santa Cecília de Santos/SP (1986), atualmente trabalha como Consultor Técnico e Comercial da RTR Rennó Tecnologia e Representações Ltda. na área de Sistemas de Monitoramento em Usinas Hidrelétricas. José Carlos Borgmann é formado Engenheiro Mecânico pela Universidade de Passo Fundo/RS (1984), atualmente trabalha na GERASUL Centrais Geradoras do Sul do Brasil S.A. como Gerente de Manutenção das UHE Itá, Machadinho e Passo Fundo.