Vibración torsional en acoplamiento turbina-generador

La vibración torsional es la oscilación angular del eje rotatorio en su dirección de giro — distinta de la vibración lateral (perpendicular al eje) que se mide tradicionalmente con acelerómetros. En el sistema acoplado turbina-generador, el eje conecta múltiples masas rotativas (rotor de turbina + acoplamiento + rotor del generador) con sus respectivas rigideces torsionales, formando un sistema oscilatorio con frecuencias naturales de torsión. Si la frecuencia operativa coincide con una frecuencia natural torsional, ocurre resonancia que puede fracturar el eje, dañar el acoplamiento o destruir bobinas del rotor por torque cíclico. Bajo ISO 21940-21 el análisis torsional es obligatorio en activos críticos.

Síntomas operativos típicos: (1) Vibración lateral del eje 2× la frecuencia de línea (120 Hz en sistema 60 Hz) detectable con sensores VibroDIAGNOSE bajo ISO 10816, (2) Desgaste prematuro del acoplamiento (gomas, dientes, cojinetes), (3) Fluctuación de corriente de excitación del generador en operación estable, (4) Calentamiento del rotor del generador por corrientes parásitas inducidas, (5) Sonido eléctrico anómalo (pulsación) durante operación, (6) Cracking audible en el acoplamiento o tornillería floja sin causa aparente, (7) Falla recurrente de sensores de vibración por exceso de aceleración. La combinación de 3+ síntomas requiere análisis modal de torsión inmediato bajo ISO 7626.

Marco diagnóstico bajo ISO 21940 + ISO 7626: (1) **Medición de vibración lateral** con sensores triaxiales en cojinetes principales bajo ISO 10816 / ISO 20816 — análisis FFT del espectro identifica componentes a 1×, 2× y armónicos de la frecuencia rotativa, (2) **Bump test** bajo ISO 7626 con el equipo parado — golpe controlado del eje + medición de respuesta + FFT identifica frecuencias naturales torsionales, (3) **Análisis modal computacional** del sistema turbina-acoplamiento-generador con software especializado (ANSYS, ROMAC, BENTLY) para predicción de frecuencias críticas, (4) **Monitoreo de corriente de excitación + carga** durante operación para correlación con eventos de vibración, (5) **Termografía infrarroja** bajo carga para detectar hot-spots por corrientes parásitas inducidas. TEMISA combina las 4-5 técnicas bajo CFE LAPEM W4200-12.

Causas raíz típicas bajo ISO 21940: (1) **Desbalance dinámico del rotor del generador** post-overhaul mal ejecutado — masa residual no compensada genera fuerza centrífuga rotativa, (2) **Acoplamiento degradado** — desgaste de elementos elásticos, juego anormal, alineación incorrecta entre turbina y generador, (3) **Cambio en la masa rotativa** post-rebobinado mal balanceado — cobre nuevo redistribuido sin re-balanceo bajo ISO 21940-11, (4) **Cortocircuitos entre espiras del rotor** que generan asimetría magnética → torque pulsatorio, (5) **Variación de carga severa** — start/stop, picos de carga reactiva, problemas de regulación AVR/governor, (6) **Cambios en frecuencias naturales** por desgaste de cojinetes (cambio de rigidez), eje fracturado parcialmente, fallas en cuñas de polos. Diagnóstico requiere descartar causas eléctricas (RSO, ELCID, surge comparison) además de mecánicas.

Acciones correctivas bajo ISO 21940 + ISO 10816: (1) **Re-balanceo dinámico del rotor** con balanceadora ISO 21940-11 — usado cuando el desbalance es la causa, requiere extraer rotor en taller (TEMISA tiene banco de balanceo ISO 21940 en taller Tlajomulco), (2) **Reemplazo o re-alineación del acoplamiento** con láser bajo ISO 1940 — corrige desalineación radial y angular del eje, (3) **Re-tensado de tornillería** del acoplamiento al torque especificado por OEM, (4) **Reparación de cortos en el rotor** (post-RSO IEEE 95) si la causa es eléctrica, (5) **Modificación de masas torsionales** — agregar volantes o masas de balance para mover frecuencias naturales fuera del rango operativo, (6) **Reemplazo de cojinetes** si la rigidez del soporte cambió. Plazo de corrección: 1-8 semanas según severidad y causa.

Marco normativo: ISO 21940-1 (balanceo dinámico — vocabulario), ISO 21940-11 (procedimientos balanceo), ISO 21940-21 (vibración torsional — análisis), ISO 10816-1 (vibración mecánica — evaluación), ISO 10816-3 (máquinas industriales 50-15,000 kW), ISO 20816 (versión moderna ISO 10816 — máquinas grandes), ISO 7626 (mobility measurement — análisis modal), API 612 (turbinas para servicio especial), API 670 (vibration monitoring), IEEE 122 (vibration testing of generators). Para cumplimiento en México agregar CFE LAPEM W4200-12. ISO 9001:2015 obligatorio para trazabilidad documental.

Diagnóstico completo en sitio: 2-3 días de cuadrilla técnica con instrumentación. Etapas: (1) sensores de vibración lateral + FFT en operación 1 día, (2) bump test ISO 7626 con planta parada 0.5 día, (3) termografía bajo carga 0.5 día, (4) análisis modal computacional + correlación con datos operativos 1-2 días en oficina, (5) reporte técnico con recomendación 1-2 días. Costo del diagnóstico completo: típicamente USD 8,000-25,000 según capacidad del activo y complejidad. La corrección posterior (re-balanceo, alineación, reemplazo de acoplamiento) varía USD 15,000-200,000+. TEMISA entrega cotización formal por proyecto en /contacto bajo CFE LAPEM W4200-12. Sin precios estandarizados públicos.

Sí. TEMISA Power Gen ejecuta diagnóstico completo de vibración torsional en sitio del cliente bajo ISO 21940 + ISO 10816 + ISO 7626 con cuadrilla técnica certificada e instrumentación calibrada trazable a CFE LAPEM W4200-12. Servicio incluye medición de vibración lateral, bump test, análisis modal computacional, termografía bajo carga, correlación con datos operativos del activo y recomendación cuantitativa de corrección. Para corrección: banco de balanceo dinámico ISO 21940-11 en taller propio de 5,600 m² en Tlajomulco, Jalisco, equipo de alineación láser bajo ISO 1940 in situ, refacciones multi-OEM (GE, Siemens, ABB, Brush, Hitachi, Toshiba, Mitsubishi). Cobertura México (35 estados industriales) y Centroamérica (7 países).