La curva P–F no tiene una tecnología ganadora, tiene modos de fallo mejor o peor observados

Resumen

En una gran mayoría de las ilustraciones de la curva P–F las tecnologías predictivas aparecen en el mismo orden: análisis de datos, ultrasonido, vibraciones, análisis de aceite, ruido audible, calor al tacto. Si bien la curva representa una imagen pedagógica, ninguna técnica tiene una posición fija. A esto es necesario sumar el sesgo comercial que cada tecnólogo quiera darle a su herramienta PdM y valorizarla más sobre el resto. Lo que decide cuál detectará antes un problema es el modo de fallo, el componente, las condiciones de operación y, sobre todo, cómo se mide. El análisis de lubricante puede adelantarse a las vibraciones si aparecen partículas de desgaste o cambios químicos; las vibraciones pueden tomar la delantera ante un desequilibrio que aún no genera desgaste; y el ultrasonido puede dar la primera señal cuando aumenta la fricción antes de que el defecto destaque en el espectro vibratorio. Existen muchos casos bien documentados de las tres situaciones, pero ninguno permite una clasificación universal.

El problema de la ilustración de la famosa curva no es repartir técnicas a lo largo de la degradación, sino presentar una secuencia concreta como si sirviera para cualquier máquina y cualquier avería. Este artículo revisa casos publicados, detalla qué herramientas PdM se usaron realmente en cada uno y propone una curva P–F construida por modo de fallo (Figura 1).

Antes de ordenar tecnologías, hay que definir qué se compara

«Análisis de aceite», «vibraciones» o «ultrasonido» son familias de herramientas, no una única medición. Cada técnica mira una magnitud física distinta y tiene su propia ventana de detección:

Tabla 1. Familias de herramientas predictivas, técnica concreta, qué ve cada una y referencia normativa.

Para leer los casos con rigor conviene distinguir tres niveles de evidencia, que se usan también en la Figura 1:

• Secuencia temporal documentada: el mismo componente se siguió con dos o más técnicas y se publicó cuál alarma primero.

• Diagnóstico confirmado: una técnica identificó la anomalía y la inspección lo confirmó, pero sin comparación temporal con las demás.

• Expectativa física: el mecanismo explica por qué una herramienta debería detectar antes, aunque el caso no lo mida.

Cuando el análisis de aceite se adelanta a las vibraciones

Reductores de baja velocidad, desgaste de rodamientos [1]

En una planta en Latinoamérica de triturado de semillas, el reductor de un elevador de soja mostró un aumento del hierro de 65 a 527 ppm y del cromo de 1 a 8 ppm, mientras el fósforo descendía. Las vibraciones de ese mes seguían dentro de límites aceptables, aunque la tendencia ya crecía; la primera alarma vibratoria llegó después, y el análisis vibratorio permitió localizar mejor el elemento afectado. En un segundo reductor de elevación de la misma planta el aceite volvió a dar la primera señal: las vibraciones no indicaron el fallo del rodamiento del eje de entrada hasta más de un mes después. Al sustituir aceite y rodamiento se confirmó el deterioro y desaparecieron las indicaciones vibratorias.

Herramientas PdM en este caso

Documentado: espectrometría elemental (Fe, Cr, P), contaje de partículas, viscosidad, agua y AN en el aceite; tendencia de severidad y espectro vibratorio. El Cr es coherente con el acero de rodamientos (tipo AISI 52100) y la caída de P con el consumo de aditivos antidesgaste. La planta instaló además respiraderos desecantes por la contaminación exterior (silicio y polvo de harinas orgánico elevado).

Recomendable en reductores lentos: combinar espectrometría con índice PQ (detecta las partículas grandes que la espectrometría infravalora) y lanzar ferrografía analítica cuando ambos suben; en vibración, acelerómetros de baja frecuencia (≈500 mV/g), formas de onda largas que cubran varias vueltas del eje de salida y envolvente para defectos de rodamiento.

La lectura correcta no es «en los reductores siempre gana el aceite», sino que, con aquel régimen, muestreo y configuración vibratoria, el criterio de alarma del aceite se alcanzó antes. Y una vibración «aceptable» no es una vibración sin información: la tendencia ya estaba creciendo.

Turbina-reductor, deterioro del cojinete de empuje [2]

En la planta de etileno en Nevada, el aceite de un conjunto turbinareductor del sistema de agua de enfriamiento rápido mostró en enero un aumento de partículas ferrosas. Turbina y reductor compartían depósito, así que la señal no localizaba el origen. La ferrografía analítica y un análisis de microscopía electrónica SEM identificaron sobre todo partículas de babbitt, decoloradas por temperatura y con formas de corte. Se sospechó del cojinete axial y se preparó la intervención (orden de trabajo, engranajes de repuesto equilibrados, cojinetes revisados). Mientras tanto, la vibración, hasta entonces baja, empezó a crecer en dirección axial. La inspección confirmó que el cojinete de empuje estaba fallando y que habría durado poco más; la parada anticipada evitó dañar el tren de engranajes y un posible disparo del compresor de gas de carga.

Herramientas PdM en este caso

Documentado: análisis rutinario de partículas ferrosas →ferrografía analítica y SEM (tipo de material, temperatura, mecanismo) →vibración axial creciente →inspección.

Recomendable: con depósito compartido, la ferrografía y el SEM dicen qué se desgasta, pero no dónde. Las sondas de posición axial (API 670) y los RTD de temperatura de metal en los cojinetes de empuje (thrust pads) son las herramientas que localizan el desgaste del babbitt en un cojinete de empuje y suelen moverse antes que la vibración axial.

Cuando el ultrasonido se adelanta a las vibraciones

Centrífuga a 5.250 rpm, defecto incipiente de rodamiento [3]

Una planta de Etanol en Europa identificó mediante ultrasonido un caso donde el rodamiento de un compresor se encontraba en fase temprana anómala, cuando el defecto aún no era visible con las herramientas vibratorias utilizadas. Se decidió sustituirlo en la siguiente parada programada y, mientras tanto, se instaló monitorización permanente. Durante los meses siguientes el deterioro avanzó lentamente en los espectros ultrasónicos hasta aparecer con claridad en el espectro vibratorio y en el demodulado: con bandas laterales a 1×.

Herramientas PdM en este caso

Documentado: colector ultrasónico portátil para la detección; sistema permanente y software para el seguimiento; espectros de vibración y de envolvente para la confirmación.

Recomendable: fijar alarmas estáticas en dB-µV sobre una referencia propia de cada rodamiento (las reglas prácticas de +8 dB / +16 dB son un punto de partida, no un estándar) y, antes de concluir que el ultrasonido «gana», verificar si una envolvente de banda alta bien configurada habría visto el defecto.

La ventaja apareció en una máquina rápida, no lenta, y frente a una configuración vibratoria concreta. La publicación no da un intervalo exacto entre detecciones ni datos suficientes para comparar sensibilidades entre instrumentos.

Ventilador de recirculación, un mes de diferencia entre alarmas [4]

Una planta de tratamiento de aguas controló el rodamiento del lado no accionado (NDE) de un ventilador de recirculación. Desde el arranque la fricción era mayor que la de rodamientos similares y a partir del sexto mes, creció hasta la segunda alarma. A pesar de haber sido reengrasado varias veces, la señal no volvió a su línea base. La aceleración vibratoria no subió hasta aproximadamente un mes después, cuando saltó la alarma; el margen permitió planificar una parada controlada.

Herramientas PdM en este caso

Documentado: sistema inalámbrico (fricción ultrasónica continua y alarmas por niveles) frente a sensores de vibración convencionales.

Clave de diagnóstico: si la fricción baja al engrasar, el problema era de lubricación; si no vuelve a la referencia, hay un defecto mecánico. La lubricación guiada por ultrasonido (dosificar mientras se observa la caída de dBµV y registrar los gramos) convierte esa tarea en un ensayo de diagnóstico.

Cuando las vibraciones son la primera herramienta pertinente

Compresor centrífugo de siete etapas, desequilibrio tras revisión [5]

Un compresor centrífugo de siete etapas a unos 8.000 rpm tras una revisión con desapilado del rotor, superó en la puesta en marcha el criterio de aceptación de 1 mil pico a pico; en una sonda la componente 1× pasaba de 2 mils. Una masa excéntrica genera una fuerza síncrona con la rotación, por eso amplitud y fase a 1× describen directamente el problema, aunque otros defectos también producen 1×.

Herramientas PdM en este caso

Documentado: cuatro sondas de proximidad (pares X-Y a ±45°); al no haber keyphasor se usó un tacómetro láser temporal con cinta reflectante como referencia de fase; compensación del runout a baja velocidad (0,21–0,44 mils). La diferencia de fase entre extremos indicó un desequilibrio de par, y se equilibró en dos planos por coeficientes de influencia (pesos de prueba de 6,8 g, ajuste por mínimos cuadrados) con correcciones de 18,6 g a 233° y 28,2 g a 0°.

Lecciones del caso: el cableado erróneo de las sondas de un extremo y los anillos de equilibrado numeraban los agujeros en sentidos opuestos.

Si el desequilibrio aún no ha provocado roce ni daño en cojinetes, no hay motivo para esperar partículas o cambios químicos en el aceite, ni para que un ultrasonido orientado a fricción detecte primero una excitación de baja frecuencia. Esa es la razón física para priorizar vibraciones.

Turbinas y FTIR, dónde hay evidencia y dónde falta

Un estudio sobre aceites de turbinas de gas en tres centrales de gas natural en Europa relacionó los ensayos de laboratorio con depósitos. Una de las plantas con unos 7.500 litros de aceite R&O ISO VG 32 con antioxidante amínico, se evidenció el incremento de la oxidación en la señal FTIR de oxidación en torno a 1.713 cm⁻¹ al mismo tiempo un ligero incremento del número ácido; en una parada previa a un mantenimiento mayor, se observó barniz en el cojinete principal.

Herramientas PdM en este caso

Documentado: FTIR de oxidación (ASTM D7414, banda 1.800–1.660 cm⁻¹), AN (ASTM D974), MPC insoluble (ASTM D7843), RULER (ASTM D6971), RPVOT (ASTM D2272) y contaje reportado como ISO 4406. El MPC insoluble llegó a ΔE 24 y aun así ya había barniz adherido en la superficie del componente. En otra planta el antioxidante fenólico se agotó antes que el amínico sin que el RPVOT bajara del 50%.

Conclusión práctica: los límites genéricos son orientativos; hay que fijar alarmas por combinación aceite–equipo y vigilar tendencias. El estudio no midió vibración ni temperatura de cojinete en paralelo.

El estudio respalda el FTIR para seguir una degradación química ligada a depósitos, pero no demuestra que se adelantara un tiempo determinado a las vibraciones. Tampoco debe colocarse siempre al FTIR en primer lugar: el consumo de antioxidantes mediante RULER o FTIR puede ocurrir antes de que se acumulen productos de oxidación medibles.

La curva P–F aplicada a los casos

La Figura 1 reconstruye la curva para cada familia de casos. El eje de tiempo es cualitativo: solo se indican los intervalos que las fuentes publican. La forma del marcador muestra el nivel de evidencia, de modo que la figura no promete más de lo que los casos demuestran.

Cada una de las figuras muestra la curva P-F desde una perspectiva diferente. En A el aceite abre la ventana P–F y la vibración la cierra con la localización. En B el ultrasonido detecta la fricción y la relubricación fallida separa lubricación de daño. En C la vibración 1× es la única señal pertinente al principio. En D el fluido se degrada incluso antes de que el activo pierda condición, y la vibración, si llega a reaccionar, lo hace al final.

Cómo dibujar una curva P–F técnicamente defendible

Es más útil trabajar con una ficha máquina–componente–modo de fallo que con una curva genérica. Cada ficha debería recoger:

1. La función que se quiere conservar y el fallo funcional que se pretende evitar.

2. El mecanismo de degradación: oxidación, desgaste, desequilibrio, fricción o inestabilidad.

3. La magnitud medida y la herramienta concreta: absorbancia FTIR, PQ y ferrografía, frecuencia de defecto en envolvente, amplitud y fase.

4. Las condiciones de adquisición: carga, velocidad, punto de medida, periodicidad, método y criterio de alarma.

5. La evidencia disponible: primera anomalía, primera alarma, diagnóstico y confirmación por inspección.

Conclusión

Los casos muestran por qué esas fechas no significan lo mismo: un reductor puede tener tendencia vibratoria creciente antes de dar alarma; un depósito compartido puede advertir desgaste sin revelar dónde; un FTIR puede señalar oxidación sin alteración dinámica del rotor.

Antes de decidir qué tecnología colocar más a la izquierda, la pregunta es otra: ¿qué señal aparece primero en el mecanismo que queremos controlar, somos capaces de captarla con nuestro programa de mantenimiento predictivo y cuánto tiempo nos deja para actuar? El orden de las herramientas en la curva debe ser la consecuencia de esa respuesta, no el punto de partida.

Referencias bibliográficas

• American Petroleum Institute. (s. f.). Axial and centrifugal compressors and expander-compressors (API Standard 617).

• ASTM International. (s. f.). Standard test method for measurement of hindered phenolic and aromatic amine antioxidant content in non-zinc turbine oils by linear sweep voltammetry (ASTM D6971).

• ASTM International. (s. f.). Standard test method for condition monitoring of oxidation in in-service petroleum and hydrocarbon based lubricants by trend analysis using Fourier transform infrared (FT-IR) spectrometry (ASTM D7414).

• ASTM International. (s. f.). Standard test method for measurement of lubricant generated insoluble color bodies in in-service turbine oils using membrane patch colorimetry (ASTM D7843).

• International Organization for Standardization. (s. f.). Mechanical vibration — Balance quality requirements for rotors in a constant (rigid) state — Part 1: Specification and verification of balance tolerances (ISO 1940-1).

• International Organization for Standardization. (s. f.). Mechanical vibration — Methods and criteria for the mechanical balancing of flexible rotors (ISO 11342).

• Kelm, R., Pavelek, D., & Kelm, W. (2016). Rotor balancing tutorial. Turbomachinery Laboratory, Texas A&M Engineering Experiment Station.