Lubricantes para compresores de gas natural y biogás: aceites de compresor, sellos y válvulas
Guía técnica completa sobre la selección de aceites para compresores alternativos, de tornillo y turbocompresores que manejan gas natural y biogás. Se analiza la influencia de H₂S, siloxanos y CO₂, la selección entre base mineral, PAO, PAG y éster, la compatibilidad de sellos, y los programas de monitorización y cambio de aceite.
El reto de lubricar compresores de gas
Los compresores de gas natural y biogás operan en condiciones radicalmente distintas a los compresores de aire industrial. El gas a comprimir no es inerte: sus componentes pueden disolverse en el aceite lubricante, reaccionar con sus aditivos, atacar los sellos elastoméricos o polimerizar en superficies calientes formando depósitos que destruyen válvulas y anillos en pocas horas. La selección del lubricante adecuado no es una opción de conveniencia — es una decisión de ingeniería con impacto directo en la seguridad, la disponibilidad y el coste de operación de la instalación.
El gas natural de transporte y distribución (metano, etano, propano, algo de CO₂ y trazas de H₂S según norma ISO 13686) plantea el problema principal de la dilución del aceite por hidrocarburos ligeros, la formación de depósitos carbonosos a alta temperatura y la necesidad de controlar el arrastre de aceite en el gas entregado (las especificaciones de pipeline suelen limitar el contenido de aceite a 1–5 mg/Nm³). El biogás añade capas adicionales de complejidad: concentraciones variables de H₂S (desde decenas de ppm en biogás agrícola hasta varios miles en biogás de EDAR), CO₂ en fracción importante (35–50%), vapor de agua casi saturado, y siloxanos en biogás de vertedero o estaciones depuradoras.
Este artículo aborda los tres grandes tipos de compresor utilizados en estas aplicaciones, los criterios de selección de base lubricante y viscosidad, el problema específico de los siloxanos, la compatibilidad de sellos, los sistemas de monitorización y los requisitos normativos ATEX aplicables.
Tipos de compresor y sus necesidades de lubricación
Compresores alternativos (pistón)
Los compresores de pistón (alternativos) son los más utilizados en compresión de gas natural a alta presión (etapas hasta 250–350 bar en estaciones de servicio GNC y en plantas de gas a GNL). Tienen paredes de cilindro que requieren lubricación directa de la película de aceite entre el anillo de pistón y la camisa, una lubricación de las válvulas de retención (admisión y descarga) y una lubricación de los cojinetes de biela, cigüeñal y cruceta.
En los cilindros con lubricación forzada (force-feed lubricators, dosificadores de alta presión), el aceite se inyecta directamente en la camisa en cantidades muy pequeñas (1–5 mg/ciclo por cilindro): la selección de viscosidad y base es crítica para minimizar el arrastre hacia el gas comprimido y la formación de coke en válvulas de descarga (temperatura típica 140–180 °C en etapas de alta presión).
Los aceites para cilindros de compresores de gas deben cumplir: resistencia a la oxidación a alta temperatura (RPVOT, ASTM D2272, valor mínimo 300 min para aceites de calidad), bajo residuo de carbonización (Conradson Carbon Residue, ASTM D189 < 0,5 % en base libre de aditivos), y adecuada viscosidad para sellar la holgura entre anillo y camisa (típicamente ISO VG 100 o 150 según diseño y relación de compresión).
Compresores de tornillo (helicoidales) — inyección de aceite
Los compresores de tornillo de un solo estadio son ampliamente utilizados para compresión de gas natural a presiones medias (hasta 25–30 bar) y para biogás. En ellos, el aceite cumple tres funciones simultáneas: lubricación del par de rotores macho-hembra, sellado de la holgura entre rotores y carcasa, y refrigeración del gas comprimido. El aceite se inyecta en grandes cantidades (varios litros por minuto) y se separa del gas comprimido mediante un separador coalescente.
El problema de la dilución es aquí especialmente grave: el gas natural (metano y fracciones más pesadas) es soluble en aceite mineral y en PAO, reduciendo su viscosidad efectiva. A presiones de 10–25 bar y temperaturas de 80–100 °C, la dilución puede ser del 5–20% en masa con aceite mineral, lo que puede llevar la viscosidad efectiva de un ISO VG 68 a un ISO VG 46 o incluso ISO VG 32. El PAG, con su estructura poliéter, muestra una miscibilidad muy inferior con hidrocarburos apolares, manteniendo la viscosidad incluso bajo absorción de gas.
Turbocompresores centrífugos (para transporte de gran volumen)
Los turbocompresores centrífugos son los equipos de elección para transporte de gas natural a gran escala (gasoductos, estaciones de impulsión). Operan a velocidades muy elevadas (3 000–20 000 rpm) con cojinetes hidrodinámicos de deslizamiento o cojinetes magnéticos activos. El aceite lubricante para los cojinetes es un aceite de turbina, no un aceite de compresor en sentido estricto: viscosidad baja (ISO VG 32 o 46), alto índice de viscosidad, excelente resistencia a la oxidación y buena capacidad de separación agua/aire.
Las normas API 614 (lubrication, shaft-sealing, and control-oil systems) y API 670 (maquinaria de protección) son de obligada referencia para estos equipos. Los aceites deben superar el ensayo de oxidación ASTM D943 (TOST) con un mínimo de 2 000 horas sin superar 2,0 mg KOH/g de TAN.
Tabla 1: Selección de viscosidad por tipo de compresor y relación de compresión
La viscosidad seleccionada debe garantizar un espesor mínimo de película a la temperatura de descarga, compensando la posible dilución por gas disuelto. Los valores indicados son orientativos y deben confirmarse con el fabricante del compresor.
| Tipo de compresor | Relación de compresión | T° descarga típica | ISO VG recomendado | Base lubricante |
|---|---|---|---|---|
| Compresor alternativo (pistón) — etapa única | hasta 4:1 | hasta 120 °C | ISO VG 100 | Mineral HD / PAO |
| Compresor alternativo (pistón) — etapas múltiples | 4:1 – 10:1 | 120 – 160 °C | ISO VG 150 | PAO / Ester sintético |
| Compresor de tornillo — inyección directa de aceite | 3:1 – 5:1 | 80 – 100 °C | ISO VG 46 – 68 | PAG / PAO |
| Compresor de tornillo — alta presión (> 25 bar) | 5:1 – 10:1 | 100 – 130 °C | ISO VG 68 – 100 | PAG / Ester |
| Turbocompresor centrífugo — cojinetes de deslizamiento | 2:1 – 4:1 por etapa | 60 – 90 °C | ISO VG 32 – 46 | PAO de baja viscosidad |
| Turbocompresor centrífugo — sellado con aceite | variable | 60 – 90 °C | ISO VG 32 | Mineral turbina grupo I / PAO |
| Compresor de biogás (alternativo) — H₂S bajo (< 200 ppm) | hasta 6:1 | hasta 140 °C | ISO VG 100 – 150 | PAO con inhibidor de corrosión Cu |
| Compresor de biogás — H₂S elevado (> 500 ppm) + siloxanos | hasta 8:1 | hasta 160 °C | ISO VG 150 | Ester sintético (mayor resistencia ácida) |
Fuente: elaboración FILLCORE INDUSTRIAL a partir de criterios API 618, ISO 13709 y especificaciones de fabricantes de compresor. Verificar siempre con el manual del equipo.
Especificidades del biogás: H₂S, CO₂, agua y siloxanos
H₂S: corrosión ácida y ataque a aditivos
El sulfuro de hidrógeno (H₂S) es el contaminante más agresivo del biogás. En presencia de agua (siempre presente en biogás saturado), forma ácido sulfhídrico en solución acuosa (pKa 7,0), que ataca las superficies metálicas de hierro, acero y cobre/bronce mediante corrosión ácida generalizada y ennegrecimiento (formación de sulfuros metálicos, FeS, Cu₂S). La presencia de H₂S acelera asimismo la oxidación del aceite y neutraliza los aditivos inhibidores de corrosión, reduciendo la vida útil del lubricante en un 30–60% según la concentración.
La gestión del H₂S en compresores requiere: (1) aceites con inhibidores de corrosión con metales de cobre específicos (benzotriazol y tolyltriazol son efectivos pero se agotan más rápidamente en presencia de H₂S, requiriendo mayor frecuencia de análisis); (2) selección de materiales internos del compresor sin aleaciones de cobre/bronce cuando el H₂S supera 500 ppm (sustitución por acero inoxidable o hierro fundido); (3) sistemas de drenaje de condensados para eliminar el agua ácida antes de que alcance las zonas de lubricación; (4) ajuste de la frecuencia de cambio de aceite en función del contenido de H₂S medido en línea o con analizador portátil.
CO₂: presión parcial y efecto sobre la viscosidad
El biogás contiene típicamente 35–50% de CO₂ en volumen. A presiones de compresión moderadas (5–15 bar), la presión parcial de CO₂ puede ser de 2–7 bar, suficiente para que el CO₂ se disuelva en el aceite lubricante de forma significativa. El CO₂ disuelto reduce la viscosidad efectiva del aceite (efecto similar al de los hidrocarburos ligeros en gas natural) y puede reaccionar con agua trazas formando ácido carbónico (H₂CO₃), que aunque débil contribuye a la acidificación del aceite y acelera la hidrólisis de los ésteres si se usa base ester.
Vapor de agua: condensación y emulsificación
El biogás procedente de digestores anaerobios y vertederos está prácticamente saturado de vapor de agua a temperatura de producción (35–55 °C). Al comprimirse y enfriarse el gas, el agua condensa. En compresores con lubricación de cilindro, el agua condensada puede emulsionar el aceite, reducir su efectividad como lubricante y favorecer la corrosión. Los aceites con buena capacidad de separación de agua (demulsibility, ASTM D1401) son preferibles en biogás húmedo. La instalación de trampas de condensado y enfriadores intermedios con separadores de gotas reduce significativamente la entrada de agua líquida a los cilindros.
Tabla 2: Mecanismos de degradación por siloxanos y estrategias de mitigación
Los siloxanos (D4, D5, D6, L2, L3) presentes en biogás de vertedero y EDAR son la principal causa de fallo prematuro en compresores de biogás. Se originan por la degradación de productos cosméticos, detergentes y materiales de silicona en los residuos orgánicos.
Polimerización térmica en superficies calientes
Los siloxanos (D4, D5, D6 presentes en biogás de vertedero y EDAR) se polimerizan a temperaturas > 150 °C, formando depósitos de SiO₂ amorfos sobre pistones, válvulas y anillos.
Abrasión por SiO₂ en cilindros
Los depósitos de dióxido de silicio (dureza ~7 Mohs) actúan como abrasivo sobre los cilindros y camisa, acelerando el desgaste de anillos de pistón en 5-10× respecto a gas natural convencional.
Obstrucción de válvulas de retención
Los polímeros de siloxano se acumulan en los asientos de válvulas de retención (tipo disco o anillo), impidiendo el cierre hermético y reduciendo la eficiencia volumétrica.
Contaminación del aceite y aumento de acidez
La hidrólisis parcial de siloxanos produce ácido silícico, que aumenta el número ácido total (TAN) del aceite, acelerando la corrosión de superficies de aleación de aluminio y cojinetes de cobre.
Interferencia con aditivos antidesgaste
El silicio en solución compite con los aditivos de fósforo y azufre en la formación de la película triboquímica (tribofilm), reduciendo la protección EP en condiciones de alta presión.
Tabla 3: Comparativa de bases lubricantes para compresores de gas
La elección entre mineral, PAO, PAG y éster sintético tiene implicaciones en el rendimiento, los intervalos de mantenimiento, la compatibilidad de materiales y el coste total de propiedad.
| Propiedad | Mineral Grupo I/II | PAO (Grupo IV) | PAG (Grupo V) | Éster sintético (Grupo V) |
|---|---|---|---|---|
| Índice de viscosidad (VI) | 95 – 110 | 140 – 165 | 160 – 200 | 130 – 160 |
| Punto de fluidez (°C) | −18 a −30 | −45 a −60 | −40 a −50 | −40 a −55 |
| Punto de inflamación (°C) | 200 – 220 | 240 – 260 | 260 – 290 | 250 – 280 |
| Miscibilidad con gas natural | Alta (dilución por hidrocarburos) | Moderada | Baja (ventaja anti-dilución) | Baja-moderada |
| Formación de depósitos / barnices | Alta a T > 120 °C | Baja | Muy baja | Baja |
| Compatibilidad con sellos FKM | Buena | Buena | Limitada (requiere verificación) | Buena |
| Compatibilidad con sellos NBR | Buena | Buena | Mala (hinchamiento) | Buena-moderada |
| Resistencia a H₂S y ácidos | Baja (requiere aditivos) | Moderada | Moderada | Alta (grupos éster más estables) |
| Biodegradabilidad (CEC L-33) | Baja | Moderada | Alta (PAG soluble en agua) | Alta |
| Intervalo de cambio típico (horas) | 2 000 – 4 000 | 6 000 – 8 000 | 8 000 – 12 000 | 6 000 – 10 000 |
| Precio relativo | 1× | 3 – 5× | 4 – 6× | 4 – 7× |
Aditivos anti-lacado y control de depósitos
Los depósitos carbonosos (barniz o lacado) en válvulas de compresores son una causa principal de fallo. Se forman por oxidación y polimerización térmica del aceite en las zonas calientes de la válvula de descarga (150–200 °C). El barniz impide el cierre completo de la válvula, reduce la eficiencia volumétrica y puede causar la rotura del elemento de válvula por sobrecalentamiento.
Los aditivos anti-lacado incluyen: inhibidores de oxidación fenólicos y aminicos (que prolongan la vida útil del aceite antes de la formación de productos oxidados), dispersantes poliméricos (que mantienen en suspensión los productos de oxidación antes de que precipiten), y detergentes alcalinos (sulfonatos de calcio, que neutralizan los ácidos formados y minimizan los depósitos).
Los aceites modernos para compresores de gas usan alternativas libres de zinc: fosfonatos de amina, compuestos orgánicos de molibdeno (MoDTC), o bórax orgánico. Estos proporcionan una buena protección antidesgaste con menor tendencia a formar depósitos a alta temperatura.
Compatibilidad de sellos: FKM vs NBR y la selección de lubricante
La compatibilidad entre el elastómero del sello y el aceite lubricante es crítica para evitar fugas, fallo prematuro y contaminación del sistema. Los elastómeros más comunes en compresores de gas son:
- NBR (Nitrilo / Buna-N): El más económico y extendido. Compatible con aceites minerales e hidrocarburos alifáticos. INCOMPATIBLE con PAG (hinchamiento severo >30%) y con aceites aromáticos. Temperatura: −40 a +120 °C.
- HNBR (Nitrilo hidrogenado): Mayor resistencia al calor y a la oxidación que NBR. Compatible con aceites minerales, PAO y ésteres (algunos). Temperatura: −30 a +150 °C. Incompatible con PAG.
- FKM (Fluoroelastómero / Viton): Excelente resistencia química, incluyendo H₂S, CO₂, gas natural, biogás. Compatible con aceites minerales, PAO y ésteres. Temperatura: −20 a +200 °C. Preferido en aplicaciones con biogás agresivo.
- PTFE (Politetrafluoroetileno): Inerte química y virtualmente con todos los lubricantes. Se usa como anillo de sello estático o como revestimiento.
- EPDM (Etileno-propileno-dieno): Excelente para aceites de freno y fluidos acuosos. INCOMPATIBLE con aceites minerales e hidrocarburos — se hincha rápidamente.
Monitorización del aceite en servicio: parámetros y frecuencias
El análisis de aceite en servicio (condition monitoring por aceite, o CMA) es la herramienta más eficaz para determinar el estado del aceite y anticipar fallos mecánicos en compresores de gas. Los puertos de muestreo (sampling ports) deben instalarse en la línea de retorno de aceite caliente al depósito, antes del enfriador, para obtener una muestra representativa del aceite en condiciones de operación.
Parámetros críticos de análisis de aceite para compresores de gas/biogás
Tabla 4: Intervalos de mantenimiento — compresores alternativos vs tornillo
Los intervalos indicados son referencias para aceites sintéticos de alta calidad (PAO o PAG). Con aceite mineral, reducir al 50%. Con biogás de alta agresividad (H₂S > 500 ppm o siloxanos > 5 mg/Nm³), reducir adicionalmente al 50%.
| Tarea de mantenimiento | Alternativo (pistón) | Tornillo (inyección aceite) |
|---|---|---|
| Cambio de aceite — biogás limpio (< 50 ppm H₂S, sin siloxanos) | 2 000 – 4 000 h | 4 000 – 6 000 h |
| Cambio de aceite — biogás con H₂S medio (50 – 500 ppm) | 1 000 – 2 000 h | 2 000 – 4 000 h |
| Cambio de aceite — biogás con siloxanos (> 5 mg/Nm³) | 500 – 1 000 h | 1 000 – 2 000 h |
| Inspección y sustitución de válvulas de retención | Cada 4 000 h o según análisis | N/A (válvulas integradas en el par de rotores) |
| Análisis de aceite en servicio (TAN, viscosidad, agua, metales) | Cada 500 h en biogás / cada 1 000 h en GN | Cada 1 000 h en biogás / cada 2 000 h en GN |
| Sustitución de anillos de pistón y segmentos rascadores | Cada 8 000 – 16 000 h | N/A |
| Sustitución de sellos de árbol (lip seal o mecánico) | Cada 8 000 – 12 000 h | Cada 8 000 – 16 000 h |
| Limpieza de separador de aceite / filtro coalescente | Cada 2 000 h | Cada 2 000 – 4 000 h |
| Revisión de cojinetes de biela y cojinetes principales | Cada 16 000 – 32 000 h | N/A (rodamientos sellados o relubricables) |
Normativa ATEX y calidad del gas: requisitos aplicables
Las instalaciones de compresión de gas natural y biogás operan típicamente en zonas clasificadas según la Directiva ATEX 2014/34/UE (equipos) y la Directiva 1999/92/CE (lugares de trabajo). La zona 1 (presencia ocasional de atmósfera explosiva) o zona 2 (rara vez durante operación normal) son las más frecuentes en torno a la brida de descarga, sellos de árbol y sistemas de purga.
Para los lubricantes, la clasificación ATEX exige que no sean fuentes de ignición por sí mismos. Los requisitos principales son: (1) punto de inflamación (flash point) superior en al menos 50 °C a la temperatura máxima de superficie del equipo (T-class); (2) resistividad eléctrica no inferior a 10⁶ Ω·m para evitar la acumulación de carga electrostática — algunos aceites PAG son conductores (resistividad < 10⁶) y pueden ser preferibles en este aspecto; (3) ausencia de componentes volátiles con punto de inflamación inferior al del aceite base.
La norma de calidad ISO 13686 define los parámetros de calidad del gas natural para transporte e intercambio. Incluye límites para: poder calorífico superior, índice de Wobbe, punto de rocío de hidrocarburos y agua, contenido en H₂S, azufre total, CO₂, O₂, y sólidos. Para biogás inyectado a red, la norma EN 16723-1 (biometano para inyección en red) establece especificaciones de calidad más estrictas, lo que alivia las condiciones de operación del lubricante si se cumple el pretratamiento completo.
Arrastre de aceite en el gas comprimido: límites de pipeline y control
El arrastre de aceite desde el compresor hacia la corriente de gas comprimido es una de las principales restricciones de calidad en las aplicaciones de gas natural y biogás. El aceite arrastrado puede causar: (1) obstrucción de válvulas y reguladores de presión aguas abajo; (2) daño a catalizadores de motores de gas natural por envenenamiento del catalizador; (3) contaminación del gas para uso doméstico con componentes orgánicos no deseados; (4) formación de emulsiones con el agua de condensado en gasoductos enterrados.
Los límites de arrastre de aceite en el gas varían según la aplicación. En redes de distribución de gas natural, los operadores de sistema de transporte (TSO) aplican típicamente límites de 1–5 mg/Nm³ de hidrocarburos condensables totales. Para gas natural vehicular (GNC/CNG), la norma ISO 15403 limita el contenido de aceite. Para biometano inyectado a red, la norma EN 16723-1 establece un límite de hidrocarburos condensables de 5 mg/Nm³ a la presión de operación de la red.
El control del arrastre de aceite en compresores de tornillo se realiza mediante: (a) separador primario ciclónico (elimina gotas grandes por inercia centrífuga); (b) separador coalescente de fibra fina (agrupa las microgotitas en gotas más grandes que drenan por gravedad); (c) filtro de carbón activo post-separación (para reducir el contenido de aceite a niveles de ppb cuando se requiere). El mantenimiento del separador coalescente es crítico: un elemento saturado o dañado puede permitir pasos de aceite de 50–200 mg/Nm³, 10–40 veces el límite permitido.
Impacto del gas disuelto en la viscosidad efectiva del aceite
El gas natural se disuelve en el aceite lubricante de un compresor de tornillo bajo presión. La solubilidad sigue la ley de Henry: a mayor presión de trabajo, mayor concentración de gas disuelto en el aceite. A 15 bar de descarga y 80 °C, el metano puede representar el 2–5% en masa del aceite mineral, el etano el 5–12%, y el propano hasta el 20% o más si está presente en proporciones significativas en el gas de proceso. Esta dilución reduce la viscosidad efectiva del aceite de manera proporcional a la fracción disuelta.
El PAG muestra una solubilidad de gas natural (metano, etano) significativamente inferior a la del aceite mineral o el PAO, precisamente por su polaridad diferente: los hidrocarburos no polares son poco miscibles en la matriz poliéter polar del PAG. Esta propiedad convierte al PAG en la base de elección para compresores de tornillo que operan con gases ricos en hidrocarburos pesados (C3+), donde la dilución del aceite mineral sería excesiva.
Intervalos de cambio: análisis económico mineral vs sintético
La elección del aceite base tiene un impacto enorme sobre los intervalos de cambio y, en consecuencia, sobre el coste total de mantenimiento del compresor. En condiciones de biogás limpio (H₂S bajo, sin siloxanos), un aceite mineral de alta calidad (Grupo II, baja aromaticidad) puede dar intervalos de 2 000–4 000 horas en compresores de tornillo. Un PAO equivalente permitirá intervalos de 6 000–10 000 horas, y un PAG de alta calidad puede llegar a 8 000–12 000 horas, siempre que el análisis de aceite confirme el estado de los aditivos y la ausencia de contaminación.
En condiciones de biogás agresivo (H₂S > 500 ppm con siloxanos> 5 mg/Nm³), los intervalos se reducen drásticamente independientemente de la base: el mineral puede necesitar cambio cada 500–1 000 horas, el PAO cada 1 000–2 000 horas, y el éster (la base más resistente a la acidez) cada 1 500–2 500 horas. La clave no es evitar el cambio de aceite, sino programarlo correctamente mediante análisis de aceite en servicio.
El análisis económico de la selección de aceite debe incluir: coste del aceite × litros por cambio, coste de mano de obra del cambio (incluyendo inmovilización del equipo), coste del tratamiento/eliminación del aceite usado (residuo peligroso en la mayoría de países), y el impacto en la vida útil de los componentes mecánicos. En la mayoría de instalaciones de biogás, la inversión en aceite sintético PAO o PAG se amortiza en 12–24 meses solo por la reducción de la frecuencia de cambios.
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Preguntas frecuentes
¿Por qué el PAG es preferido en compresores de tornillo para gas natural frente al aceite mineral?
El PAG presenta una miscibilidad muy baja con los hidrocarburos del gas natural, lo que reduce drásticamente la dilución del aceite lubricante. En compresores de tornillo con inyección directa de aceite, la dilución por hidrocarburos ligeros (C1–C4) puede rebajar la viscosidad efectiva hasta en un 40% con aceite mineral, comprometiendo la película lubricante. El PAG mantiene su viscosidad de trabajo incluso con absorción de hasta un 10–15% en masa de gas disuelto. Además, genera menos depósitos carbonosos a alta temperatura gracias a su estructura química más estable a la oxidación.
¿Qué límites de siloxanos son aceptables en la entrada de un compresor de biogás?
La concentración de siloxanos totales (suma de D4, D5, D6, L2, L3) en la entrada del compresor no debería superar los 5 mg/Nm³ para compresores sin tratamiento previo. Con concentraciones entre 5 y 25 mg/Nm³ es imprescindible un sistema de eliminación de siloxanos (carbón activo impregnado, resinas específicas o refrigeración profunda) antes del compresor. Por encima de 25 mg/Nm³ sin tratamiento, la vida útil de válvulas y anillos se reduce a semanas. La norma de referencia para calidad de biogás inyectado a red es EN 16723-1.
¿Qué sellos son compatibles con aceites PAG en compresores de gas?
Los aceites PAG son incompatibles con sellos de NBR (nitrilo) y EPDM — producen hinchamiento severo que puede colapsar el sello en pocas horas de operación. Los sellos compatibles son FKM (Viton), PTFE (teflón) y en algunos casos HNBR de alta densidad. Antes de sustituir el aceite mineral por PAG en un compresor existente, es obligatorio sustituir todos los sellos elastoméricos por versiones FKM o PTFE. También deben revisarse las juntas de tapa y cuerpos hechos de materiales compuestos, ya que algunos rellenos de fibra de vidrio/resina epoxy presentan incompatibilidades con PAG.
¿Cómo interpretar el análisis de aceite en un compresor de biogás con H₂S elevado?
Los parámetros críticos son: (1) TAN (número ácido total) — alarma si supera 1,0 mg KOH/g, cambio si supera 2,0; (2) Contenido en agua — límite crítico 0,1% (1 000 ppm), ya que con H₂S forma ácido sulfhídrico acuoso extremadamente corrosivo; (3) Viscosidad cinemática a 40 °C — alarma si desvía ±10% del valor nominal; (4) Contenido en hierro (Fe) — indica desgaste abrasivo si supera 50 ppm; (5) Contenido en silicio (Si) — indicador directo de degradación por siloxanos si supera 25 ppm; (6) Contenido en cobre (Cu) — señala ataque ácido a superficies de latón/bronce si supera 10 ppm.
¿Qué normativa ATEX aplica a los lubricantes de compresores en plantas de biogás?
La Directiva ATEX 2014/34/UE exige que el lubricante no sea fuente de ignición en atmósferas potencialmente explosivas (zonas 1 y 2 para gases). Para lubricantes, esto implica que el punto de inflamación (flash point, según ISO 2592 o ISO 2719) debe ser significativamente superior a la temperatura máxima de operación del compresor, con un margen mínimo de 50 °C. En compresores de biogás que operan a temperaturas de descarga de 120–150 °C, se requieren aceites con flash point mínimo de 200 °C. Los aceites sintéticos PAO y PAG cumplen holgadamente este requisito con flash points de 240–290 °C. Adicionalmente, el aceite no debe generar estática (comprobable mediante medición de resistividad eléctrica).
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