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Los efectos del gas de sulfuro de hidrógeno en los componentes eléctricos

Los efectos del gas de sulfuro de hidrógeno en los componentes eléctricos

por Samuel Starnes

Contar con un programa confiable de mantenimiento predictivo (PdM) en sus instalaciones es fundamental para el estado de sus maquinarias. No se puede dejar de hacer hincapié en los beneficios relacionados con los ahorros en los costos que se obtienen al detectar tempranamente un problema y poder repararlo en comparación con el costo de corregirlo después de que haya ocurrido una falla catastrófica. En el caso de los componentes eléctricos, la termografía infrarroja es una excelente tecnología para incorporar en cualquier programa de mantenimiento predictivo (PdM).

Los sistemas eléctricos emiten calor a medida que la corriente eléctrica fluye a través de las conexiones, los componentes, los equipamientos y maquinarias, etc. Si hay un problema, aumenta la resistencia al flujo de corriente eléctrica, lo que causa un incremento en la cantidad de calor emitido por el componente. Esta varianza de temperatura de los componentes eléctricos puede detectarse y medirse con el uso de termografía infrarroja.

La realización de inspecciones infrarrojas puede ayudar a que las instalaciones detecten problemas con sus sistemas eléctricos antes de que lleguen hasta al punto de tener una falla costosa o catastrófica. Un ejemplo de este tipo es una inspección infrarroja de rutina realizada en una planta que detectó el calentamiento excesivo de un disyuntor de grupo LA-1600. Normalmente, este disyuntor en particular transporta una carga de entre 900 y 1000 amperios. Una inspección inicial del disyuntor de grupo desde la parte frontal del panel demostró que la fase B se estaba calentando a través de los contactos del disyuntor y la unidad de disparo de arco (ver figura 1). La fase B tenía una diferencia de temperatura de 28 °F en esta ubicación.

Figura 1: Unidad de disparo de arco del disyuntor de grupo

Debido a que, anteriormente, este calentamiento había indicado un problema más grave, se decidió usar equipo de protección personal (PPE), quitar los paneles posteriores del dispositivo de distribución (aparellaje) y llevar a cabo una inspección de termografía infrarroja (IR) de las conexiones de la barra colectora. En este disyuntor de grupo en particular, la fase B demostraba estar significativamente más caliente que las demás fases en el lado de la línea. La fase B tenía una diferencia de temperatura de 160 °F en esta ubicación (ver figura 2).

Figura 2: Conexión de las barras colectoras en el disyuntor de grupo

La planta pudo poner este disyuntor fuera de servicio en una fecha programada de inactividad, dos días después de la detección del problema. Al inspeccionar el disyuntor de grupo, se notó que la fase B exhibía una cantidad significativa de decoloración por calor en la proyección del lado de la línea del terminal (polo). También se notó que el grupo de contactos estaba enchapado, lo que dañaría los resortes. Una vez comprometida la tensión del resorte, ocurre una mayor impedancia de contacto, lo que genera más calor, etc. (Ver figura 3).

Figura 3: Proyecciones polares del disyuntor de grupo

Una inspección más exhaustiva del disyuntor de grupo mostró filamentos de plata en la fase B, lo que indica la presencia de calor allí. (Ver la figura 4). En las demás piezas del polo, no había filamentos de plata. Una inspección visual del dispositivo de distribución mostró que las barras colectoras (barras de bus) exhibían serias descamaciones en ciertas áreas. (Ver figura 5). Pudo verse el inicio de acumulación de polvo metálico en el aislamiento de cables y otros componentes del dispositivo de distribución. (Ver figura 6).

Figura 4: Filamentos de plata

Figura 5: Descamación en la barra colectora

Figura 6: Acumulación de polvo metálico en los componentes

El dispositivo de distribución está ubicado en un entorno corrosivo que contiene bajas concentraciones de gas de sulfuro de hidrógeno (H2S). Al momento de la inspección infrarroja, el aire fue sometido a prueba dentro del centro de control del motor (MCC) y demostró que la concentración de gas H2S era de 2,3 ppm. La presencia de gas H2S tuvo un papel significativo en el desarrollo de filamentos de plata en el disyuntor y la descamación en las barras colectoras del dispositivo de distribución (figuras 4 y 5).

Normalmente, la corrosión por H2S ocurre en componentes eléctricos a causa de la reacción química del gas H2sub>S que entra en contacto con metales tales como hierro, cobre y plata. Los estudios han demostrado que la presencia del gas H2S, incluso en bajas concentraciones, produce la corrosión de los componentes de plata y cobre en dispositivos de distribución eléctrica y puede ocasionar una falla catastrófica si esto no se trata apropiadamente. Este fenómeno ya ha sido documentado desde la década de 1920.

El enchapado de plata es muy usado en contactos eléctricos y otras piezas conductoras debido a su conductividad y durabilidad. Se utiliza en disyuntores, barras colectoras, relés e interruptores. Cuando las superficies de contacto de un componente eléctrico comienzan a corroerse, la resistencia de contacto aumenta así como la temperatura. Una vez formada una capa lo suficientemente gruesa de sulfuro de plata, los filamentos de plata comienzan a crecer. Crecen con mayor intensidad en aquellas áreas con temperaturas elevadas, como contactos y conexiones de las barras colectoras. Si no se los trata apropiadamente, los filamentos de plata seguirán creciendo y ocasionarán fallas en los componentes eléctricos debido a sobrecalentamiento o a un cortocircuito, lo que puede dar lugar a una falla catastrófica.

Este disyuntor del grupo LA-1600, en particular, alimentaba el proceso de aguas residuales de la planta. Si esta área del proceso en particular pierde potencia, toda la planta tiene que cerrarse. Un mes antes de esta inspección infrarroja, la planta tuvo un tiempo de inactividad no planificado de 32 horas a causa de un disyuntor de grupo en esta misma área del proceso, lo que ocasionó una falla catastrófica cuya consecuencia fue un arco eléctrico. Según cálculos realizados por el gerente de confiabilidad de la planta, ese incidente en particular le costó a la planta alrededor de un millón doscientos mil dólares en pérdidas de producción, piezas y mano de obra.

Desde que se detectó este problema en el disyuntor del grupo LA-1600 durante una inspección infrarroja de rutina, la planta pudo poner el disyuntor fuera de servicio y hacer las reparaciones necesarias antes de que ocurriese nuevamente otra falla catastrófica. Esto permitió a la planta ahorrar una cantidad considerable de tiempo y dinero.

Las reparaciones realizadas incluyeron el reemplazo del disyuntor del grupo LA-1600 y una limpieza profunda del dispositivo de distribución a fin de eliminar la totalidad de la descamación, los filamentos de plata y el polvo de los componentes eléctricos. Una vez limpiado el dispositivo de distribución, se aplicó un revestimiento epóxico aislante y anticorrosión a las barras colectoras para controlar mejor el índice de corrosión por la presencia de gas H2S (ver figura 7). También se hicieron reparaciones en la estructura de la sala de MCC con el fin de reducir la concentración de gas en su interior.

Figura 7: Barras colectoras con revestimiento epóxico aislante

Al detectar el problema en estas instalaciones, la termografía infrarroja pudo ahorrarle a la planta cientos de miles de dólares en reparaciones y pérdida de producción, así como evitar posibles lesiones de personas.

Samuel Starnes

Samuel Starnes is the general manager for Reliability Testing Services, Inc., a technical service company providing state- of-the-art technologies to manufacturing and industrial facilities. Samuel has over ten years of technical equipment experience, with the past five years specializing in vibration analysis and infrared thermography. www.reliability-testing.com

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