MONITORAÇÃO DE VIBRAÇÃO DE CABEÇA DE BOBINA PARA TURBOGERADORES. J. Letal M.Sasic M.A.S. Teixeira E.B. Reis. Qualitrol Iris Power

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1 MONITORAÇÃO DE VIBRAÇÃO DE CABEÇA DE BOBINA PARA TURBOGERADORES J. Letal M.Sasic M.A.S. Teixeira E.B. Reis Qualitrol Iris Power RESUMO A região onde se localiza as cabeças de bobinas dos enrolamentos dos grandes turbogeradores é uma das partes mais complexas a ser projetada, fabricada e montada. Durante a operação normal, as cabeças de bobinas estão sujeitas a elevadas forças mecânicas com dobro da frequência devido a corrente nas barras do estator. Também existirão as forças mecânicas transmitidas através do núcleo e dos rolamentos na velocidade de rotação. No período dos transientes relativos aos sistema de potência, as forças atuantes nos enrolamentos de cabeça de bobina podem facilmente chegar a ser 100 vezes maiores do que na operação normal. O projeto das cabeças de bobina deve levar em conta a expansão e contração axial térmica induzida quando o gerador recebe carga e também quando esta carga é retirada. Devido à presença de campos magnéticos e elétricos elevados, os componentes metálicos tendem restringir o movimento das barras do estator causadas por tais forças. Neste trabalho, resultados de testes offline e online de um gerador em 21KV 280MVA, refrigerado a ar, será descrito. Dados do teste de impacto offline auxiliou na instalação de sensores de fibraótica para detecção de vibração de cabeça de bobina. Monitoramento online e contínuo indicou aumento no nível de vibração e inspeção visual do enrolamento das cabeças de bobinas confirmaram o afrouxamento da estrutura de suporte das mesmas. PALAVRAS-CHAVE Vibração, Cabeça de bobina, Turbogerador, Monitoramento

2 1. INTRODUÇÃO A função primária das cabeças de bobinas é para permitir a ligação elétrica segura entre as barras em série e outras em paralelo. Estas ligações tem de ser feitas distantes do núcleo do estator para impedir a falha de isolamento nos pontos de ligação. Em máquinas de alta tensão a distância de isolação necessária entre o núcleo e as conexões podem ser realmente longas. Além disso, máquinas de velocidades mais altas tem longas cabeças de bobina por motivos geométricos, como por exemplo, 2 metros ou mais não é incomum [1]. As longas distâncias, sem suporte das barras de cabeças de bobinas, particularmente em máquinas de alta velocidade, tornam-se suscetíveis a movimentos excessivos resultando em vibração. Existem duas forças principais que contribuem para a vibração das cabeças de bobinas: 1) a força eletromagnética resultante da condução de corrente pelos barras ou bobinas do enrolamento estatórico e 2) a força resultante da rotação da máquina a sua velocidade nominal. A primeira força é proporcional ao quadrado da corrente do estator [2] e sua freqüência é duas vezes maior do que a freqüência do sistema, 100 Hz em sistemas de 50 Hz e 120 Hz em sistemas de 60 Hz. A segunda força está ocorrendo na freqüência do sistema para máquinas de dois pólos e metade da frequência do sistema para máquinas de quatro pólos. Estas forças podem ser medidas em três direções. Considerando a vista da extremidade do estator estas são normalmente especificadas como radial, tangencial e axial. Para a força eletromagnética as direções mais preocupantes são radial e tangencial. Isto é porque a força é gerada por dois condutores de corrente paralelos entre si, o que significa, força entre a parte superior e inferior da barra (radial) e entre duas barras adjacentes (tangencial) [2]. Esta força na direção axial é normalmente insignificante. A força originada pela velocidade de rotação está presente nas três direções, mas tipicamente mais significativa nas direções radial e tangencial. Para acomodar essas forças durante a operação da máquina, cada barra é muitas vezes amarradas a um anel de suporte feito de metal isolado. A rigidez do anel de suporte impede o movimento na direção radial. Blocos isolados colocados entre barras adjacentes impedem o movimento no sentido circunferencial. Dependendo do comprimento das cabeças de bobina, uma ou mais linhas de bloqueio podem estar presentes [1]. Uma força adicional nas cabeças de bobinas estatóricas é devido à expansão térmica, resultando no crescimento das barras no sentido axial. O projeto dos suportes das cabeças de bobina é um equilíbrio entre rigidez para evitar o movimento radial e tangencial das forças normais de operação e flexibilidade para permitir o crescimento devido à expansão térmica. Esta necessidade de características opostas de rigidez e flexibilidade é um desafio na concepção de sistemas de apoio das cabeças de bobinas [3]. Vibração de cabeça de bobina por excessiva movimentação na estrutura de final do enrolamento do estator é mais provável de ocorrer em máquinas bobinadas de dois e de quatro pólos uma vez que os enrolamentos das extremidade são longos. Os enrolamentos na saída ranhura são mantidos firmemente na mesma ranhura o que cria um efeito de cantilever na área de cabeça de bobina. Suportação adequada para as cabeças de bobina são necessárias para impedir o movimento deste efeito em que as forças de vibração pode levar à fissuração por fadiga do isolamento e mesmo os condutores no núcleo ou nas conexões elétricas das barras. Deterioração do estator poderá ser o resultado de má concepção ou envelhecimento de componentes de suportação e amarração das cabeças de bobinas. 2/ 8

3 Ambos podem ser fatores que contribuem para a condição de ressonância, que é uma situação em que a frequência natural da cabeça de bobina é similar à frequência de forças eletromagnéticas (duas vezes a frequência do sistema). No caso de ressonância durante a operação da máquina, as vibrações serão excessivamente amplificadas. Paradas frequentes, perturbações do sistema e envelhecimento podem também afetar a condição das cabeças de bobinas e resultar em uma mudança na frequência natural dos enrolamentos. 2. METODOLOGIA Diferentes métodos podem ser utilizados para avaliar a condição dos enrolamentos das cabeças de bobina, tais como testes de impacto offline (bump teste) e inspecção visual. Ambos irão requerer a desmontagem parcial do gerador. O objetivo do teste de impacto é encontrar frequência natural do enrolamento do estator e identificar os componentes frouxos nas cabeças de bobinas. Estes testes são periódicos, e não podem fornecer informação em tempo real. Além disso também não avalia o quão rápido o isolamento e amarrações estão se deteriorando. Com isto em mente, e dado que nem sempre existe acesso às bobinas do estator para inspeção, monitoramento online das bobinas do estator se tornou a melhor e mais moderna forma de detectar alterações nas estruturas de suporte e amarrações das cabeças de bobinas. Monitoramento de vibração eletromecânica é bem desenvolvida e através desta podese monitorar as condições da máquina com os dados de vibração coletados no eixo e mancais de rolamento. Esta é mais eficaz para a identificação de questões relacionadas com a dinâmica do rotor da máquina (desequilíbrio, desalinhamento, rolamento frouxo, etc) com acelerômetros piezoelétricos metálicos e sondas sem contato para medição de correntes parasitas proporcionais ao deslocamento do eixo. Estes mesmos métodos não podem ser aplicados em cabeças de bobinas do estator, em particular perto dos finais das bobinas onde as amplitudes de vibração são as mais elevadas pelo fato que os materiais metálicos estão muito próximos as altas correntes e vai aquecer devido as perdas induzidas por campos magnéticos. Acelerômetros metálicos podem comprometer as folgas elétricas entre as cabeças de bobina e a terra resultando em descarga parcial. Com o desenvolvimento de acelerômetros não-metálicos, em fibra ótica, tornou-se possível monitorar o movimento das cabeças das bobinas. Com o avanço contínuo da tecnologia de fibra ótica e o crescente conhecimento da estrutura e do comportamento das cabeças de bobinas estatóricas, outras considerações importantes são necessárias para o monitoramento online eficaz. 3. ESTUDO DE CASO - 288MVA 21kV, 2 pólos, refrigeração a ar Num teste offline de impacto local (bump teste), o martelo e o acelerômetro estão no mesmo local de medição e o resultado é a medição de resposta no local de excitação conhecido como Função de Resposta em Frequência (FRF). Esta função de transferência é expressa no domínio da frequência através da amplitude e fase. A fase será entre 0 e 180 graus ou 180 e 360 graus e será aproximadamente 90 graus na frequência natural. Duas observações são necessárias para identificar a frequência natural. Como uma frequência de excitação que se aproxima da freqüência natural não amortecida: 1) a amplitude se aproxima do 3/ 8

4 máximo e; 2) um deslocamento de fase de 90 [4]. Para identificar estas observações, frequências naturais podem ser determinados com o teste offline de impacto. As bandas críticas para um turbogerador estão em torno da frequência da velocidade de rotação e duas vezes a frequência da rede. Portanto, numa máquina de 2 polos, as forças aplicadas na estrutura de cabeça de bobina são na frequência do gerador (60 Hz) e na frequência das forças eletromagnéticas da carga alternada (120 Hz). O conceito de banda crítica refere-se ao risco da amplificação da vibração quando as frequências naturais estruturais estão perto das frequências forçadas. Isso é ressonância. Em serviço, as frequências naturais podem flutuar nas bandas devido à temperatura [3], envelhecimento e outras variáveis. Assim, uma banda de aceitação deve ser definida com esses fatores em mente. Os critérios de aceitação são com base na amplitude da aceleração sobre a força através das bandas críticas de excitação, por exemplo, -10% e + 20% das frequências de excitação fundamentais (60 e 120 Hz). Se a resposta for superior a 0,44 (m / s2) / N as cabeças de bobinas podem estar frouxas ou soltas. Em Junho de 2012 teste de impacto offline foi realizado depois de uma modificação na estrutura de suporte das cabeças de bobina no lado de fechamento em um turbogerador de 288MVA, 21kV, 2 pólos e refrigerado a ar. Os resultados não mostraram frequências naturais críticas perto das bandas críticas. Já os resultados em função da resposta em frequência na posição 11:00, das conexões de topo e de fundo são mostradas na Figura 1. As 5 linhas representam todas as 3 direções na junção superior e as direções radiais e axiais na junção inferiror. A direção tangencial na conexão inferior não era acessível. Figura Teste de Impacto Offline na posição 11 hs nas conexões Acelerômetros em fibra ótica para detecção de vibração de cabeça de bobina (EVAs) foram instalados para controlar a vibração da estrutura de suporte das cabeças de bobina do enrolamento estatórico durante o funcionamento. Após 2 anos de operação, houve um aumento significativo em amplitudes de vibração, resultando em níveis de deslocamento globais tão elevadas como 350μm P-P sobre o sensor instalado perto das conexões na posição 11:00 horas, como na Figura 2. 4/ 8

5 Figura 2 Tendência extraída do sistema de monitoração online de vibração de cabeça de bobina na posição 11:00 horas, nas conexões inferiores O pico dominante de vibração era em 120Hz e da máxima amplitude registrada foi de 315μm p-p, ver Figura 3. Embora não haja consenso em relação ao limite máximo aceitável para vibração das cabeças das bobinas, qualquer deslocamento maior do que 250 um p-p é considerada preocupante [1, 2]. Esta amplitude é particularmente preocupante porque era 66μm p-p medido em setembro de Figure 3 Espectro de Deslocamento na posição 11:00 horas nas conexões inferiores A condição de vibração apresentada pelo monitoramento online levou a uma inspeção visual na parada de máquina seguinte. Nesta inspeção foi verificado que os blocos de suporte estavam soltos e havia sujeira entre as conexões. Problemas no anel de de suporte radial também foi evidenciado, como na figura 5. 5/ 8

6 Figura 4 Blocos soltos próximo a posição 11:00 horas A parada de máquina originalmente não incluia a inspeção nos blocos de suporte das cabeças de bobinas, ou seja, se não fosse o alerta dado pelo monitoramento online de cabeça de bobina, os problemas nos blocos de suporte dos finais do enrolamento estatórico teria passado despercebido. Além da inspeção visual, um ensaio offline de impacto mostrou que os níveis de vibração detectados no monitoramento online aumentou devido à ressonância perto de 120Hz, ver Figura 5. A redução significativa na rigidez do bloco de apoio solto reduziu e separou as frequências naturais para uma condição de ressonância, durante a operação. Figura Teste de impacto Offline na posição 11:00 horas nas conexões das cabeças de bobina A parada programanda de 2014 não permitiu, por falta de tempo, um reparo permanente nas cabeças de bobinas. Então houve um monitoramento de perto das vibrações na região próxima do bloco de suporte frouxo, até que o mesmo pudesse ser reparado em O teste de impacto offline (figura 6) e os dados do monitoramento online de vibração de cabeça de bobina (figura 2) mostram que após a 6/ 8

7 substituição dos blocos frouxos, a máquina voltou a condição similar a dos testes de Figura Teste de impacto Offline na posição 11:00 horas nas conexões das cabeças de bobina 3. CONCLUSÕES Avanços no projeto dos sensores e processamento de dados permitiu um controle mais eficaz da condição das cabeças de bobina estatóricas. Isto é ainda mais importante agora, quando o projeto das máquinas estão menos conservadores do que antes, e estão sendo operadas de forma cíclica, levando a um aumento do número de problemas. O estudo de caso apresentado mostra a importância do uso de testes offline de impacto para entender melhor a resposta dos sistema de monitoração online. Uma vez que a vibração excessiva nas cabeças de bobina e estrutura de apoio das mesmas foi detectado, os seguintes ações deve ser consideradas [1]: Substituição completa dos suportes das cabeças de bobina Reinstalação dos blocos e das amarrações Instalação de blocos e suportes adicionais O acima descrito deve ser feito em conjunto com o teste offline de impacto para garantir que as alterações feitas no sistema de apoio não teve um efeito negativo sobre as amplitudes de vibração resultantes durante a operação. A monitoração online e contínua da vibração das cabeças de bobinas indicará se os resultados de quaisquer mudanças estruturais são positivos e também sinalizará quando ações adicionais de reparo se farão necessárias em virtude do envelhecimento da estrutura de suporte e / ou forças excessivas oriundas a altas correntes de falta. 4. REFERÊNCIAS 1. G.C. Stone, E.A. Boulter, I. Culbert, et al. Electrical Insulation for Rotating Machines, 2 nd ed. Hoboken NJ: Wiley, / 8

8 2. H.O. Ponce, B. Gott, G. Stone, Generator Stator Endwinding Vibration Guide: Tutorial, EPRI, Project Evaluation No M. Sasic, H. Jiang, G.C. Stone. Requirements for Fiber Optic Sensors for Stator Endwinding Vibration Monitoring, in Proc. IEEE-CMD, 2012, pp Inman, D.J. Engineering Vibration. 2nd Ed. Upper Saddle River, NJ: Prentice Hall, / 8