Servicios · Diagnóstico predictivo
Análisis de vibraciones bajo ISO 10816-3 (medición en carcasa) e ISO 7919 (medición en eje) para generadores eléctricos, turbogeneradores, hidrogeneradores y turbomaquinaria. La vibración es el indicador #1 de salud mecánica de máquinas rotativas — desbalanceo, desalineación, daño en cojinetes, holgura mecánica, fallas eléctricas en barras del rotor o problemas de fundación se manifiestan en patrones específicos de vibración. Trabajamos con acelerómetros, sensores de proximidad, análisis FFT, espectro de envolvente, análisis de fase y trending histórico. Cobertura México y Centroamérica.
Respuesta rápida
El análisis de vibraciones identifica desbalanceo, desalineación, daño en cojinetes, holguras y fallas eléctricas del rotor por su patrón espectral. TEMISA Power Gen mide vibración en carcasa y eje de generadores, turbogeneradores e hidrogeneradores con referencia a ISO 10816 e ISO 7919, en sitio en México y Centroamérica, y entrega tendencia y recomendaciones.
Experiencia documentada
Diagnóstico mecánico
Una lectura elevada orienta la investigación. Las condiciones de carga, la fase y el desplazamiento del conjunto ayudan a evaluar una posible relación con la alineación.
Leer la nota de campo →Trabajos reales en taller TEMISA Power Gen y en sitio del cliente — México y Centroamérica.
Capacidades
Equipamiento profesional + experiencia de campo nos permite diagnosticar problemas que rutinas básicas de monitoreo no detectan.
Diferenciadores
Norma de referencia ISO 10816-3 + ISO 7919 reconocidas por CFE y operadores eléctricos
Equipos calibrados — acelerómetros y sensores con trazabilidad metrológica
Diagnóstico integrado vibración + termografía + análisis de aceite (3-en-1)
Identificamos NO solo el síntoma sino la CAUSA RAÍZ (desbalance vs desalineación vs cojinete)
Servicio en sitio del cliente sin requerir paro del equipo (medición en operación)
Trending histórico para planificar ventanas de mantenimiento preventivo (no esperar a falla)
Equipos relacionados
Equipo
Vibración en generadores de 1 a 365 MVA bajo ISO 10816.
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Diagnóstico de vibración en turbogeneradores.
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Vibración en hidrogeneradores de polos salientes.
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Vibración del generador en trenes con turbina de vapor o gas.
Ver equipoExplicación técnica
El análisis de vibraciones es la técnica más eficiente y económica de diagnóstico predictivo para máquinas rotativas — un generador eléctrico, una turbomaquina o un tren motor-bomba habla a través de su firma de vibración, y un analista entrenado leyendo esa firma puede diagnosticar problemas mecánicos y eléctricos con semanas o meses de anticipación a la falla. Físicamente, toda fuente de excitación mecánica o electromagnética en una máquina rotativa genera una componente de vibración a una frecuencia específica relacionada con la velocidad de rotación, la geometría del cojinete o la frecuencia de la red. Un desbalanceo genera componente a 1×RPM; una desalineación genera componente a 2×RPM con armónicos; el daño en pista exterior de un cojinete antifricción genera componente a la frecuencia BPFO (Ball Pass Frequency Outer race) que depende de la geometría del cojinete; el daño en barras del rotor de un motor de inducción genera bandas laterales a 2×s×f alrededor de 1×RPM (donde s es deslizamiento y f frecuencia de línea); los hot spots térmicos en bobinas generan componente a 2× frecuencia de línea. Cada problema deja una firma específica y diagnosticable. Técnicamente el análisis de vibraciones se ejecuta con dos tipos de sensores complementarios: acelerómetros piezoeléctricos para medición en carcasa de cojinete bajo ISO 10816-3 (umbrales en mm/s RMS por clase de máquina, organizados en zonas A/B/C/D), y sensores de proximidad sin contacto (eddy current probes) para medición de desplazamiento del eje directamente, bajo ISO 7919 (umbrales en micras peak-to-peak). El análisis utiliza herramientas matemáticas estandarizadas: FFT para descomposición frecuencial del espectro completo (típicamente 0.1 Hz a 20 kHz), análisis de envolvente (envelope spectrum o demodulation) para detección temprana de daño en cojinetes antifricción antes de que la señal aparezca en el espectro normal, análisis de fase y orden (order analysis) para identificación de desbalanceo vs desalineación, análisis modal con bump test para identificar frecuencias naturales del rotor y descartar resonancias. La integración con tendencia histórica permite alertas anticipadas — un cambio del 50% en la banda BPFI puede aparecer 2–6 meses antes de la falla efectiva del cojinete, dando ventana suficiente para programar mantenimiento sin afectar producción.
Modalidades
Medición de vibración en carcasa de cojinetes bajo ISO 10816-3 con acelerómetros piezoeléctricos. Análisis FFT del espectro completo (0.1 Hz – 20 kHz) con identificación de componentes a 1×RPM, 2×RPM, armónicos, bandas laterales y bandas de cojinete. Diagnóstico de desbalanceo, desalineación, holgura, fallas eléctricas.
Cuándo usar: Rutinas predictivas periódicas en activos críticos, diagnóstico de vibración elevada, baseline para programa de monitoreo de largo plazo.
Técnica de demodulación que extrae las modulaciones de alta frecuencia generadas por defectos incipientes en cojinetes antifricción — pickling, picado, deslaminación de las pistas. Detecta daño en formación 2–6 meses antes de que aparezca en el espectro normal.
Cuándo usar: Activos con cojinetes antifricción —generadores síncronos, motores—, rutinas predictivas en cojinetes con historial de falla, validación tras cambio de cojinete.
Para turbogeneradores grandes con cojinetes lisos (hidrodinámicos) — medición de desplazamiento del eje con eddy current probes bajo ISO 7919. Análisis de órbita (path del centro del eje), análisis de gap, identificación de excentricidad y de oil whirl/oil whip.
Cuándo usar: Turbogeneradores, hidrogeneradores grandes, equipos con sistema Bently Nevada instalado, plantas que requieren monitoreo continuo online.
Medición con dos acelerómetros sincronizados con tacómetro de fase. Análisis de fase entre puntos de medición para distinguir desbalanceo (fases coherentes) vs desalineación (fases opuestas) vs torsión del eje. Order analysis para tracking durante coast-down.
Cuándo usar: Vibración elevada sin causa clara, diagnóstico de causa raíz cuando el espectro estándar no es concluyente, validación tras balanceo o alineación.
Impacto controlado del rotor con martillo instrumentado y medición de la respuesta libre. Análisis modal para identificación de frecuencias naturales del rotor, modos de flexión, factor de amortiguamiento. Permite descartar o confirmar resonancias como causa de vibración elevada.
Cuándo usar: Vibración elevada que coincide con velocidad operativa, sospecha de cambio de masa o de rigidez del rotor tras intervención, validación tras rebobinado del rotor.
Coordinación con sistemas de monitoreo continuo ya instalados (Bently Nevada 3500/3300, SKF IMx, GE System 1) — descarga de datos, análisis offline, trending de largo plazo, alertas configuradas en umbrales personalizados. Reportes mensuales o trimestrales con tendencias de degradación.
Cuándo usar: Operadores con sistemas online instalados que requieren análisis especializado, activos críticos en despacho continuo, datacenters Tier IV.
Comparativa técnica
Las dos modalidades coexisten en operadores con activos críticos. La diferencia está en el costo de infraestructura, en la cobertura temporal y en la profundidad de análisis. Esta tabla resume las dimensiones a ponderar.
| Criterio | Análisis portátil periódico | Monitoreo online continuo |
|---|---|---|
| Frecuencia de medición | Periódica (mensual, trimestral, anual) | Continua 24/7 |
| Detección de eventos súbitos | Limitada — solo en la medición | Inmediata |
| Inversión inicial requerida | Baja — analizador portátil y sensores | Alta — sistema instalado y cableado |
| Costo operativo recurrente | Medio — visitas periódicas | Bajo — análisis sobre datos automáticos |
| Profundidad de análisis posible | Alta — analista con tiempo dedicado | Alta si se complementa con análisis experto |
| Aplicable a activos críticos | Mínimo viable | Estándar moderno |
| Aplicable a flota completa de equipos | Sí — analizador móvil | Solo activos seleccionados por costo |
| Trending histórico de largo plazo | Sí con disciplina documental | Sí — base de datos automática |
| Recomendación TEMISA | Base para flota completa | Adicional en activos críticos top |
Proceso técnico
Recopilación de datos del activo —tipo, velocidad nominal, tipo de cojinete (antifricción vs liso), instrumentación instalada—. Definición de puntos de medición (típicamente 2–4 por cojinete: horizontal, vertical, axial) y de modalidad (espectral, envolvente, fase, modal).
Selección de acelerómetros calibrados (típicamente 100 mV/g de sensibilidad) o sensores de proximidad según el activo. Validación de calibración vigente bajo ISO/IEC 17025. Preparación del analizador multi-canal con software FFT, envolvente y análisis de fase.
Activo en operación normal bajo carga nominal o cercana a nominal (mínimo 40–50% según la prueba). Medición secuencial en cada punto definido con registro de velocidad RMS bajo ISO 10816-3 y espectro FFT completo. Para análisis de fase, sincronización con tacómetro óptico.
Identificación de componentes a 1×RPM, 2×RPM, armónicos, bandas laterales y bandas de cojinete (BPFO, BPFI, BSF, FTF según geometría del cojinete). Comparación contra baseline si existe y contra umbrales ISO 10816 por clase de máquina.
Procesamiento del espectro de envolvente mediante demodulación de alta frecuencia. Identificación de modulaciones a frecuencias BPFO/BPFI/BSF — un incremento del 50% en estas bandas vs baseline es señal de daño incipiente del cojinete.
Síntesis de los hallazgos para identificar la causa probable — desbalanceo (1×RPM dominante con fases coherentes), desalineación (2×RPM con armónicos y fases opuestas), holgura (sub-armónicos), daño de cojinete (bandas BPFO/BPFI/BSF), problema eléctrico (componentes a 2× frecuencia de línea o bandas laterales).
Entrega de reporte con espectros documentados por punto, clasificación de severidad bajo ISO 10816 (Zona A/B/C/D), diagnóstico de causa raíz con evidencia espectral, recomendación priorizada (continuar operación, programar intervención en X meses, paro inmediato). Trazabilidad ISO 9001:2015 e ISO/IEC 17025.
Marco normativo
ISO 10816-3
Mechanical vibration — Evaluation of machine vibration by measurements on non-rotating parts — Part 3: Industrial machines with nominal power above 15 kW. Es la norma maestra para medición en carcasa de cojinetes — define zonas A (buena), B (aceptable), C (insatisfactoria), D (inaceptable) por categoría de máquina y por soporte (rígido o flexible).
ISO 7919
Mechanical vibration — Evaluation of machine vibration by measurements on rotating shafts. Para turbomáquinas grandes con cojinetes lisos, ISO 7919 define umbrales de desplazamiento del eje en micras peak-to-peak, complementando a ISO 10816.
ISO 20816
Mechanical vibration — Measurement and evaluation of machine vibration. Es la actualización integradora que sustituye gradualmente a ISO 10816 e ISO 7919, manteniendo compatibilidad con los umbrales clásicos.
ANSI/ASA S2.42
American National Standard for Vibration of Reciprocating Machinery. Aplica para gensets con motor de combustión interna —plantas de emergencia, equipos diesel— donde la firma de vibración tiene componentes específicos de la reciprocación.
ISO 18434-1
Condition monitoring and diagnostics of machines — Thermography. Aplica como referencia para integrar vibración con termografía en diagnóstico predictivo combinado.
API 670
Machinery Protection Systems. Define los sistemas de protección por vibración en turbomáquinas — instrumentación, umbrales de alarma y disparo, certificación de los componentes. En análisis de vibraciones aplica para los umbrales operativos y para validar la configuración de protecciones.
ISO 13373-1
Condition monitoring and diagnostics of machines — Vibration condition monitoring — Part 1: General procedures. Es la guía maestra de la metodología de monitoreo de condición por vibración — define el flujo de procedimiento, los criterios de selección de puntos, la frecuencia de medición.
ISO/IEC 17025
Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y de calibración. La instrumentación —acelerómetros, analizadores, tacómetros— debe mantenerse calibrada bajo ISO/IEC 17025 para que los resultados sean admisibles en auditorías.
FAQ
Preguntas que recibimos con frecuencia. ¿No encuentras la tuya? Escríbenos a ventas@temisapowergen.mx.
ISO 10816-3 (vibración en carcasa para máquinas eléctricas rotativas) e ISO 7919 (vibración en eje con sensores de proximidad). Estas normas son reconocidas por CFE, CRE y operadores eléctricos para clasificar severidad: Zona A (operación inicial OK), B (operación aceptable largo plazo), C (no aceptable largo plazo, planear paro), D (severo, paro inmediato).
Para medición de vibración general (ISO 10816) NO requiere paro — se mide con el equipo en operación normal con acelerómetros adheridos a la carcasa. Para análisis profundo de fase y orden recomendamos pruebas de arranque/paro (typically 30-60 minutos con cliente).
Causa raíz. El análisis FFT con espectro completo + análisis de envolvente + análisis de fase nos permite distinguir entre las causas típicas: desbalanceo (1×RPM), desalineación (2×RPM y armónicos), daño en cojinete (frecuencias específicas BPFO/BPFI/BSF), holgura mecánica (sub-armónicos), problemas eléctricos en rotor (2× frecuencia línea).
Ambos. Para clientes con activos críticos (cogeneración, ciclo combinado) ofrecemos rutinas de monitoreo periódico (trimestral/semestral/anual) con trending histórico y alertas tempranas. También coordinamos con sistemas online de monitoreo continuo (Bently Nevada, SKF IMx) cuando ya están instalados.
El costo se cotiza por proyecto según ubicación, capacidad del activo, número de equipos y complejidad técnica. Para contratos de monitoreo periódico se aplican esquemas comerciales con descuentos por volumen y se documentan en orden de servicio formal.
Sí. Es nuestra plataforma para clientes de cogeneración y ciclo combinado donde el tren turbina-generador requiere análisis integrado. Aplica las mismas normas ISO 10816 (carcasa) e ISO 7919 (eje) ambos lados del tren.
Por la frecuencia característica. Problemas mecánicos (desbalanceo, desalineación, cojinete) generan componentes vinculados a la velocidad de rotación (1×RPM, 2×RPM, BPFO/BPFI). Problemas eléctricos (barras del rotor, excentricidad, problemas de estator) generan componentes vinculados a la frecuencia de línea o a 2× frecuencia de línea, con bandas laterales a 2×s×f (donde s es deslizamiento). El espectro FFT con resolución suficiente permite distinguir ambos tipos.
Sí. Para trenes con problemas torsionales (típicamente turbomáquinas con riesgo de torsión a frecuencias específicas) ejecutamos medición con sensores específicos —tacómetros láser de alta resolución, encoders ópticos— y análisis modal torsional. Es servicio especializado que aplica para turbogeneradores grandes y para algunos trenes con multiplicador.
Análisis profundo de causa raíz. Las causas posibles adicionales incluyen: soft foot residual del soporte, resonancia del rotor o de la estructura (validado con bump test y análisis modal), problemas eléctricos en barras del rotor o estator, oil whirl/oil whip en cojinetes hidrodinámicos, holgura mecánica progresiva, falla incipiente de acoplamiento. Cada hipótesis se valida con prueba específica antes de confirmar diagnóstico.
Ambos. Para clientes con sistemas instalados (Bently Nevada 3500/3300, SKF IMx, GE System 1, AMS Machinery Manager) hacemos análisis sobre los datos del sistema existente —descarga, procesamiento, trending de largo plazo—. Para clientes sin instrumentación instalada llevamos nuestro propio analizador multi-canal portátil con acelerómetros calibrados.
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Balanceo del rotor del generador, alineación a la turbina, vibración y pruebas eléctricas. La turbina la atienden aliados.
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