Monitoramento de vibrações em hidrogeradores segundo normas ISO

Abaixo do vídeo, disponibilizamos as perguntas e respostas do webinar.

As perguntas feitas durante o webinar estão respondidas aqui!

Existe alguma norma brasileira sobre este tema?


Específica para hidrogeradores, não. Existem ABNTs antigas que tratam do monitoramento de vibração – em sua maioria obsoletas.

Essas normas ISO (20816, por exemplo) são encontradas nos catálogos da ABNT – porém em inglês.




Usar proximetro em um mancal de deslizamento, neste caso?


A norma 20816-5 sugere o monitoramento por proxímetros e acelerômetros.




Quais são os fabricantes dos sensores que vocês usam?


Comumente quem define isso é o cliente. Os sistemas da AQTech são compatíveis com praticamente todos.

Já trabalhamos com IMI, Baumer, Balluff, por exemplo.




A posição do sensor de fase (sincronismo) é sempre colocado no ângulo zero ou pode ser colocado em outros ângulos?


Pode ser colocado em outros ângulos.

Porém tem que ser em um ângulo conhecido para no software de análise “compensar” essa defasagem.




Posso usar um sensor triaxial?


Geralmente é preferível 3 sensores uniaxiais, pois os pontos de maiores esforços são diferentes. Inclusive a norma 20816-5 exibe os pontos dessa forma. Em alguns casos, o sensor triaxial mediria uma vibração tangencial, por exemplo, que pode não ser tão relevante.

Além disso, nos sensores triaxiais as sensibilidades e respostas em frequências não são iguais nos três eixos (ou seja, você perderá qualidade do sinal em 2 dos três eixos).

Em máquinas pequenas, e em equipamentos portáteis, sensores triaxiais são muito utilizados, dada a praticidade de instalação.




Não é possível remover esses defeitos de superfície via tratamento de sinais?


Não é simples. Conhecendo o “perfil” desse defeito seria possível uma subtração sincronizada. Realizar essa operação em tempo real não é trivial. Para uma análise pontual, onde se tem tempo e ferramentas, pode ser viável.




Os sensores permanentes, como acelerômetros, instalados em mancais, deve ser conferidos sua curva de calibração em qual periodicidade?


Quem define a periodicidade é o cliente, dentro dos processos da empresa. É comum trabalhar com uma periodicidade anual – diversos fabricantes recomendam essa periodicidade.




Já vi em outras normas de 4 a 6 voltas.


Sim. A norma é um guia. Há clientes que preferem um número muito maior inclusive, para registrar dinâmicas de bem baixa frequência.




É possível realizar um ensaio de caracterização da superfície e trabalhar a análise sobre a subtração da leitura desta curva característica?


Não é trivial, mas poderia ser uma abordagem, como comentado anteriormente.




O que seria um valor global?


Uma grandeza que represente a medida de vibração. Um valor RMS, ou um pico-a-pico, por exemplo.




Teria como você apresentar o perfil de órbita de um mancal com falha?


Em webinars futuros (Análise de vibrações e diagnósticos de defeitos), deveremos abordar esse tema.




Tudo em regime permanente? Vocês não fazem análise de ordem?


Varia conforme a aplicação e o que se deseja com o monitoramento, que tipo de modo de falha se deseja detectar, etc.


A norma 20816-5 define parâmetros para regime permanente. Porém além disso avaliar partidas, paradas, rejeições de cargas, etc...

A análise de ordem geralmente é utilizada quando o ativo tem velocidade variável, que é o caso de turbinas eólicas, por exemplo.




Fazendo um paralelo hidro/eólica: Você disse que o ideal é ter o sistema estável (rotação, carga, temp, etc) na eólica isso é impossível. Assim sendo, como medir vibração de forma coerente em um aerogerador?


Estratificando dados para análise. Ou seja, vou “agrupar” minha análise de vibrações em condições específicas de velocidade de vento, rotação e potência, por exemplo.

Utilizando técnicas de IA, também se pode tentar modelar a vibração em função dessas variáveis. Essas são algumas das abordagens que hoje a AQTech tem estudado.




Existe alguma norma que estabelece limites de vibração medida na carcaça do estator por acelerômetros ?


Não nos deparamos com uma norma que abranja esse tema. Geralmente sugerimos a instalação desses acelerômetros que podem te indicar afrouxamento do pacote estatórico, por exemplo. Porém os limites para alarme são setados com a apoio da equipe da usina de forma empírica (se já tiveram alguma experiência, por exemplo).




Poderia comentar as diferenças entre a 7919 e a 20816 para oscilação de eixo principalmente em relação à rotação dá máquina e a folga de mancal?


A 7919-5 levava em consideração a rotação da máquina para níveis máximos de vibração. Havia um gráfico correlacionado os níveis (A,B,C e D) com a velocidade de rotação nominal da máquina.

Após a revisão, a 7919 e a 10816 se transformaram na 20816, que passou a desconsiderar a rotação na definição dos limites. Conforme a norma informa, com o levantamento de dados que realizaram, identificaram que a rotação não influencia nesse parâmetro, mas sim o grupo e tipo da turbina. Ela cita também que a vibração relativa não deve exceder 70% da folga do mancal.




Vai haver um webinar falando só sobre manutenção preditiva? Sobre a teoria, as tecnologias tanto de software como de hardware?


Os temas abordados permeiam a manutenção preditiva – a Análise de vibrações é uma das ferramentas utilizada para manutenção baseada em condição. Podemos estudar a viabilidade de um específico para esse tema.




O runout não deve ser subtraido do nível global para efeito de avaliação da criticidade segundo a norma?


Sim. Mas não é simplesmente uma subtração simples. Dependendo do formato do runout (ex: um furo no eixo, que se destaca como um pico na análise) visualmente você consegue desconsiderar.




Algumas informações passadas são imprecisas. Ex: A norma não fala de 10 revoluções e sim de 10 observações do evento de mais baixa frequência, no mínimo. Isso vem do fato de que um evento em 0,1*f_rot ocorre somente uma vez em 10 rotações, nesse caso deveríamos utilizar 100 rotações para ter 10 amostras do evento de mais baixa frequência. A norma também trás outros detalhes importantes que não foram tratados, por exemplo análise de temperaturas, recomendações de fabricante para definições de limite. A compensação de runout é algo largamente utilizado e não tão complexo como informado pelo apresentador. Enfim, acredito que se o webinar se propõe a tratar da norma ele precisa abordar a norma por completo e com precisão.


Olá, obrigado pela contribuição.
O objetivo do webinar era para ser informativo, dada a limitação de tempo disponível. É possivel, talvez, dedicarmos outro evento para tratamento mais aprofundado desse tema.
Agora esclarecendo um pouco do que trata a Norma ISO 20816-5, e abordando com um pouco mais de profundidade a respeito dos períodos para cálculo. O item 5.4.3 comenta que, para o cálculo do pico-a-pico, devemos realizar 10 observações, cada uma contendo, no mínimo, 10 voltas do eixo, e fazer a média dessas 10 observações. Considerando uma frequencia de rotação de 1Hz (para facilitar), seria como se pegássemos 100 segundos, dividíssemos em 10 partes e calculássemos o pico-a-pico em cada parte dessa. Desses 10 valores, tiraríamos a média. De fato, para uma análise mais detalhada, trabalhar com mais voltas pode trazer alguns benefícios, como por exemplo uma resolução de espectro melhor. Em contrapartida teremos mais dados para armazenar e processar.
E, corroborando com o comentário a respeito das temperaturas dos mancais, o norma se limita a informar que para as avaliações descritas nela é necessário que elas estejam estáveis e abaixo dos limites (65ºC para mancais guia, 85ºC para mancais de escora, ou outro valor de justificável). Sobre o a compensação de Runout, quando se comentou que é uma funcionalidade complexa foi considerando o contexto de monitoramento on-line e em tempo real. É necessário a referência de fase para a compensação, e fazer essa compensação com as amostras que chegam não é trivial. Se a velocidade está variando, por exemplo em partidas e paradas, não é possível essa compensação.





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