Diagnóstico de Turbogenerador | PHANTOM® Gen 3

En este caso de estudio se presenta un análisis de vibraciones de un turbogenerador, con el objetivo de identificar posibles problemas y tomar medidas preventivas para garantizar su operación óptima. Se utilizó el equipo de análisis de vibraciones Erbessd PHANTOM®, que permite mediciones precisas y confiables. A lo largo del estudio se hizo énfasis en la detección de desbalances y desalineaciones en los rotores de la turbina y el generador, así como posibles holguras en los rodamientos.

Detalles Observados en la Unidad

Se recibieron múltiples reportes que detallaban incrementos significativos en la vibración del turbogenerador durante la operación bajo carga. Este fenómeno preocupante se hacía más evidente en un periodo específico del día, principalmente entre las 5am y las 9am. Los reportes de incrementos de vibración eran persistentes y la severidad de estos detalles iniciales se convirtió en motivo de gran preocupación para todos los involucrados en la operación y el mantenimiento del turbogenerador.

Ante esta situación, se tomó la decisión estratégica de realizar un análisis de vibraciones exhaustivo y meticuloso. El objetivo principal de este análisis era identificar las causas subyacentes de los incrementos de vibración, con el fin de comprender a fondo la naturaleza del problema y desarrollar soluciones eficaces y duraderas para abordarlo.

El análisis se realizó con la máxima atención al detalle, utilizando herramientas y técnicas avanzadas de medición y monitoreo de vibraciones.

Tareas Realizadas: Análisis Inicial de Vibraciones

Para comprender mejor las condiciones normales de operación y descartar problemas al momento del análisis, se realizó un análisis de vibraciones inicial utilizando equipo portátil. Las mediciones revelaron la presencia de desbalance residual en los rotores de la turbina y el generador, así como desalineación entre ambos componentes y posibles holguras en los rodamientos. Los espectros de vibración de las figuras 1 a 4 ilustran el comportamiento del turbogenerador operando bajo carga a las 17:54 horas del martes 21 de febrero.

Con base en estos resultados, se recomendó instrumentar el turbogenerador con acelerómetros triaxiales inalámbricos PHANTOM® Gen 3 e implementar un programa de monitoreo periódico.

FIG. 1. ESPECTRO DE VIBRACIÓN EN CONDICIÓN INICIAL POS1H

FIG. 2. ESPECTRO DE VIBRACIÓN EN CONDICIÓN INICIAL POS2H

FIG. 3. ESPECTRO DE VIBRACIÓN EN CONDICIÓN INICIAL POS3H

FIG. 4. ESPECTRO DE VIBRACIÓN EN CONDICIÓN INICIAL POS4V

Instrumentación para Mediciones Programadas

Con el fin de obtener mediciones programadas y continuas, se llevó a cabo una instalación meticulosa de un conjunto de cuatro acelerómetros triaxiales inalámbricos PHANTOM® Gen 3 de bajo rango. Cada acelerómetro se colocó cuidadosamente en un rodamiento diferente, asegurando una distribución equilibrada y representativa de las áreas clave del turbogenerador. Las lecturas de vibración se programaron para registrarse cada media hora, proporcionando un monitoreo constante y detallado del comportamiento dinámico del equipo.

El sistema de monitoreo se puso en marcha de forma precisa y confiable a las 19:18 horas del 21 de febrero. A partir de ese momento, los acelerómetros comenzaron a capturar y registrar datos vitales de vibración en tiempo real. Este proceso continuó sin interrupciones hasta el 10 de marzo, abarcando un periodo sustancial que permitió un análisis integral de los patrones y variaciones de vibración y temperatura a lo largo del tiempo.

Durante el monitoreo, se registraron los niveles de vibración en cada punto de medición en las direcciones horizontal, vertical y axial, así como lecturas de temperatura en cada rodamiento. Se observó un cambio significativo en el rodamiento 3 (lado acoplamiento del generador) en la dirección vertical, con un incremento de vibración durante las mediciones nocturnas, cuando la temperatura ambiente era más baja.

Para analizar en detalle los eventos importantes, se presentan las gráficas de tendencia de la vibración global y su relación con la temperatura del rodamiento. Estas gráficas proporcionan información sobre los tres eventos más relevantes durante las mediciones.

Eventos Críticos

EVENTO 1

Inicio: 22 de febrero, 06:30 horas

Fin: 22 de febrero, 08:30 horas

Gracias a los sensores PHANTOM® 3G instalados en el turbogenerador, se capturaron señales de vibración en los cuatro puntos monitoreados en todas las direcciones (H, V, A). Se observó un incremento significativo de vibración en las posiciones 2 y 3 (rodamiento de la turbina lado acoplamiento y rodamiento del generador lado acoplamiento). Al analizar los espectros de vibración, se determinó que este incremento se debía a cambios en la temperatura del aceite de lubricación, generando la condición de oil whirl en ambos rodamientos.

EVENTO 2

Inicio: 23 de febrero, 03:50 horas

Fin: 23 de febrero, 08:00 horas

De acuerdo con las condiciones de temperatura ambiente, se encontró que el evento 2 ocurrió antes que el evento 1. La segunda medición reafirmó la correlación entre la variación de la temperatura del aceite y la ocurrencia del fenómeno conocido como oil whirl. Es pertinente destacar la presentación de los espectros en cascada correspondientes a las posiciones 2 y 3, que muestran innegablemente los cambios sumamente importantes.

EVENTO 3

Inicio: 23 de febrero, 07:50 horas

Fin: 23 de febrero, 09:24 horas

Para confirmar el efecto de la temperatura del aceite sobre la condición de oil whirl, se realizó una prueba (EVENTO 3) modificando manualmente la temperatura del aceite mediante la restricción del flujo de agua de enfriamiento en el enfriador de aceite. Se observó que el oil whirl desapareció por completo cuando se modificó la temperatura, evidenciando su estrecha relación con este fenómeno. Esta modificación de temperatura se realizó en dos ocasiones, y se observó claramente que la condición de oil whirl desapareció por completo.

Diagnóstico

Los resultados obtenidos resaltan la estrecha relación entre el fenómeno de oil whip y las variaciones de temperatura. Mediante dos modificaciones controladas de temperatura, se pudo observar de manera concluyente la desaparición completa del oil whirl.

Estos hallazgos son de suma importancia, ya que demuestran que el oil whip está directamente influenciado por la temperatura del sistema. Al modificar la temperatura, este fenómeno indeseable se suprime por completo.

Análisis Posterior y Resultados Tras las Correcciones

En el nuevo análisis realizado el 25 de febrero, se observó una operación normal del turbogenerador mientras operaba bajo carga. Se realizó un análisis de vibraciones a distancia entre la turbina y el generador para evaluar su desempeño.

Los resultados del análisis indicaron que los niveles de vibración estaban dentro del rango de aceptabilidad tanto en la turbina de vapor como en el rotor del generador, con la presencia de componentes de orden 1XT debido al desbalance residual en los rotores de la turbina y el generador.

Como parte de las recomendaciones basadas en estos resultados, se sugiere evaluar la posibilidad de instalar un sistema de control de temperatura del aceite que permita mantener variaciones no mayores a 7°C. Además, se recomienda revisar las geometrías y holguras de los rodamientos en futuras oportunidades, aprovechando la experiencia del personal de la planta, con el objetivo de eliminar cualquier fuga de aceite del sistema de rodamientos de muñón.

En caso de experimentar un incremento del 30% en las vibraciones debido al desbalance, se recomienda programar un balanceo de los rotores de la turbina y el generador. Este balanceo puede realizarse en sitio con una balanceadora portátil o enviando los rotores a un taller de balanceo especializado.

El turbogenerador continuará siendo monitoreado hasta el viernes 10 de marzo, con el fin de detectar cualquier cambio significativo en su comportamiento. Si se encuentra alguna anomalía durante este periodo, se reportará de manera oportuna.

En conclusión, el análisis de vibraciones realizado con la ayuda de los sensores PHANTOM® ha permitido diagnosticar y comprender los problemas de aumento de vibración en el turbogenerador. Mediante el monitoreo programado y el registro de señales de vibración en diferentes puntos, se identificaron el desbalance residual, la desalineación y la presencia de oil whip como las principales causas de las vibraciones anormales.

Además, gracias a los sensores PHANTOM®, se obtuvieron lecturas indirectas de temperatura del aceite de lubricación durante la operación, lo que resultó crucial para relacionar los cambios de temperatura con la ocurrencia del oil whip. Este diagnóstico preciso proporciona una base sólida para implementar las recomendaciones y tomar las acciones correctivas necesarias, asegurando una operación óptima y segura del turbogenerador.

El análisis de vibraciones mediante tecnologías avanzadas, como los sensores PHANTOM®, demuestra su valor en el campo del mantenimiento predictivo y el monitoreo de equipos rotativos. Al proporcionar datos precisos y en tiempo real sobre el comportamiento dinámico de los equipos, se pueden evitar daños mayores y costosos paros no planificados, asegurando así la eficiencia y confiabilidad de las instalaciones industriales.

Con más de 50 años de experiencia en el análisis de vibraciones, TAE Vibraciones se ha especializado en el sector de los ingenios azucareros, habiendo brindado servicios en más de 30 ubicaciones a lo largo del país.