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En el entorno industrial de hoy, la mayoría de la turbo maquinaria tiene instalados sistemas de protección de maquinaria que incorporan instrumental de monitoreo de vibraciones. Estos sistemas típicamente usan sondas de proximidad para monitorear tanto eventos radiales como de empuje (es decir, medidas de vibraciones relativas), transductores de vibraciones sísmicas montados en la carcasa (es decir, medidas de vibraciones absolutas) y una medida de referencia de la velocidad/fase del eje. Al incorporar los tipos de medición pre-existentes disponibles en los sistemas de protección de maquinaria dentro de un programa de análisis de vibraciones de rutina, los técnicos pueden determinar tipos de fallas y condiciones de la maquinaria específicas basándose en las amplitudes de las señales, contenido de la frecuencia y relación de fase entre los componentes de la máquina. Adicionalmente, estas mediciones pueden ser adquiridas a fines de la puesta en marcha de una máquina después de reparaciones mecánicas/inspecciones y utilizada para los diagnósticos de la maquinaria con el uso de técnicas de análisis de vibraciones transitorias de canales múltiples.

ANÁLISIS DEL CASO

En Febrero del 2008, un programa de análisis de vibraciones para el monitoreo de condiciones fue introducido en una planta de cogeneración. Esta pequeña instalación consistía de sólo una turbina de gas y todo el montaje de un generador con el equipo de apoyo relacionado. Las discusiones sobre qué equipo debería ser incluido en el programa de análisis de vibraciones mensual se enfocaron inicialmente sólo en el equipo de soporte ya que la turbina de gas/generador tenía un sistema de protección de maquinaria “monitoreando” sus amplitudes de vibraciones continuamente. Después de cierto debate, finalmente se decidió que recolectar los datos de las vibraciones de la turbina de gas y del montaje del generador con herramientas de análisis basadas en ruta no encarecería el costo del programa mensual. Siendo así, fue incorporado dentro de los servicios de vibraciones mensuales de la instalación.

Figura 1: vista superior de la turbina de gas / generador

El tren de máquinas consistía de una turbina de gas 7EA con Marco GE con tres rodamientos de capa de aceite directamente acoplado al ensamblaje de un generador GE 91 MW (60 Hz) con dos rodamientos de capa de aceite. La instalación estaba usando un sistema de control de la turbina a gas y un sistema de sensores transductores de proximidad como parte de su sistema de protección de maquinaria. Estos sistemas permitieron la recolección de rutina del empuje de la rutina por medio de sondas de proximidad, la vibración radial por medio de sondas de proximidad ortogonales X e Y, la velocidad/fase de referencia de la máquina por medio de un Keyphasor y las mediciones de vibración absoluta por medio de acelerómetros montados en la carcasa.

Los datos de análisis de vibraciones recolectados a lo largo del comienzo de septiembre del 2011 no mostraron cambios significativos, sin haber aislado ítems de reparación notables. Como parte del cronograma de mantenimiento preventivo de la máquina, una inspección grande fue iniciada a mediados de septiembre del 2011. Este procedimiento incluyó la remoción de los rotores y todos los componentes de rodamiento de la máquina para inspecciones detalladas. Después de que se completaron estas inspecciones, la máquina se re-ensambló y se puso de nuevo en completo funcionamiento a finales de diciembre del 2011. Durante el arranque de la máquina, era aparente para el grupo de análisis de vibraciones que había una diferencia importante en las amplitudes de las vibraciones de la turbina #2 aún cuando el sistema de protección de maquinaria no mostraba ningúna alerta o notificación de evento de alarma.

Figura 2: Información de monitoreo de condiciones, rodamiento de la turbina 2

El sistema de protección de maquinaria estaba configurado para alertar al usuario sobre niveles de vibraciones por encima de los 2,5 mils pk-pk y para entrar en estado de alerta si las amplitudes estaban por encima de los 3 mils pk-pk. La información de vibraciones histórica mostraba amplitudes en esta posición de rodamiento que promediaban los 0,685 mils pk-pk, con un incremento de 1,515 mils pk-pk después de ser puesta de nuevo en servicio en diciembre del 2011.

Al revisar capturas de información archivadas de la máquina, los técnicos fueron capaces de realizar animaciones basadas en órbita para un análisis comparativo de formas de deflexión operacional que incluía toda la información de la sonda de proximidad radial. Estas comparaciones permitieron hacer un ajuste común de escala de todas las posiciones de rodamientos monitoreadas, dando como resultado una representación visual de las amplitudes de vibración y relaciones de fase del eje de la turbina y el eje del generador. Este análisis ODS mostró claramente el incremento relativo en amplitud de los rodamientos de la turbina #2 después de la inspección grande en septiembre de 2011 y también indicó un cambio en la relación de fase a lo largo del eje de la turbina.

Figura 3: Comparación de forma de deflexión operativa, rodamientos de turbina

Pico y ODS de Fase a 60 Hz

Como parte de la pautas del programa de mantenimiento predictivo para esta instalación, se recolectó información de vibraciones transitorias de múltiple canal para este tren de máquinas durante los arranques luego de todas las inspecciones grandes y pequeñas. Esta información fue usada como una comprobación secundaria para determinar las variaciones de la relación de fase relativa entre las posiciones de rodamientos del eje de la turbina. La información fue normalizada para incluir solamente la frecuencia de 60 Hz para el análisis de la forma de onda de la información de la sonda de proximidad. Este análisis mostró que antes de la inspección grande de septiembre del 2011, se encontró que las mediciones del eje de la turbina estaban en fase entre sí, con cambios importantes observados en la fase relativa después de la inspección.

Figura 4: Información sincrónica en el tiempo, rodamientos de turbina

El análisis final de las recientemente establecidas amplitudes de vibraciones, distribución de frecuencias e información de referencia de la fase indicó que el alineamiento de los rodamientos del eje de la turbina no estaba dentro de las especificaciones luego de la inspección grande de septiembre del 2011. Esta información fue enviada al personal de mantenimiento y operaciones de la planta para su consideración. Una revisión interna de la inspección de rodamientos de la turbina mostró que la cubierta de rodamientos de la turbina #2 fue “ajustada” por el contratista que proporcionó los principales servicios de inspección para el corte de funcionamiento de la instalación. Este ajuste a la posición horizontal de la cubierta de rodamientos fue aislado como la causa raíz del incremento en las amplitudes de las vibraciones y los cambios en las fases notados en la máquina luego de la inspección de septiembre del 2011.

Debido al cronograma de funcionamiento y demanda de los clientes proyectados de la instalación, se determinó que la amplitud de las vibraciones y los cambios en la signatura de la máquina podrían no garantizar que una parada del sistema incorpore las reparaciones necesarias para devolver a los alineamientos de los rodamientos de la turbina a los parámetros dentro de la especificación. Al capturar y aislar la causa de los niveles de vibraciones incrementados en los rodamientos de la turbina #2 luego de la puesta en marcha inicial de la instalación, los departamentos de confiabilidad y mantenimiento de la planta fueron capaces de generar capacidad para realizar una alineación de precisión del orificio de alojamiento a través de todo el tren de máquinas en la próxima inspección importante programada, que tiene una periodicidad de seis a siete años.

Actualmente, esta máquina todavía está funcionando por debajo de todos los niveles de alerta y alarma de sistema de protección de maquinaria, pero está experimentando un incremento lento en las amplitudes de vibración de los rodamientos de la turbina #2. El monitoreo continuado de esta máquina (por ejemplo, sistema de protección de maquinaria, análisis de vibraciones basado en ruta y pruebas de vibraciones transitorias de múltiples canales) será usado para rastrear la severidad de los defectos a lo largo del tiempo y para, en última instancia, auxiliar en determinar si la próxima inspección importante debería ser adelantada para evitar una falla catastrófica de la turbina.

Figura 5: Información del monitoreo de condiciones, rodamientos de turbina 2

CONCLUSIÓN

Los sistemas de protección de maquinaria ofrecen la tan necesaria protección a la turbo maquinaria de hoy en día al ayudar en los apagados automáticos de las máquinas o proporcionando feedback a las secciones de operaciones de la planta respecto a eventos que están ocurriendo a nivel de la máquina y que requieren atención inmediata. Sin embargo, estos sistemas no son normalmente adecuados como único medio para la realización de mantenimiento predictivo sobre una máquina respecto a su confiabilidad. Idealmente, estas máquinas necesitan que su información de análisis de vibraciones de rutina sea recolectada por técnicos competentes que puedan detectar fallas en el sistema antes de que ocurran los eventos que van en detrimento de la salud de una máquina o que puedan afectar su confiabilidad.

Allen Bailey

Allen Bailey is a Senior Test Engineer with IVC Technologies’ Advanced Engineering Group, working out of the Houston, Texas, area. Allen has over 20 years of industrial maintenance experience, with 15 of them in predictive maintenance / reliability technologies. He is a certified Level 3 vibration analyst who specializes in performing diagnostic testing in many industrial environments.

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