Investigadores del Instituto de Tecnología de Georgia están a punto de comenzar a probar un revolucionario interruptor automático de alto voltaje que utiliza dióxido de carbono (CO₂) supercrítico para extinguir arcos eléctricos. Este innovador dispositivo podría reemplazar los interruptores automáticos de alto voltaje convencionales que suelen utilizar hexafluoruro de azufre (SF₂), un gas de efecto invernadero conocido por sus efectos nocivos para el medio ambiente.

El SF6, si bien es un aislante eficaz, es reconocido como uno de los gases de efecto invernadero más potentes, con un potencial de calentamiento global casi 25 000 veces mayor que el del dióxido de carbono, según David Enslin, director de programa de la Agencia de Proyectos de Investigación Avanzada de EE. UU.-Energía (ARPA-E), que financió la investigación. «El SF6 es excelente para el rendimiento, pero pésimo para el medio ambiente», declaró Enslin.

El nuevo disyuntor se está desarrollando en respuesta a la creciente presión regulatoria para reducir el uso de SF6 en equipos eléctricos. Estos dispositivos son componentes críticos en las redes eléctricas y brindan medidas de seguridad cruciales al interrumpir la corriente eléctrica durante fallas causadas por eventos como la caída de rayos.

El diseño de Georgia Tech emplea CO₂ supercrítico, un estado del dióxido de carbono que se alcanza a altas presiones y temperaturas, lo que le confiere la densidad suficiente para extinguir eficazmente los arcos eléctricos y reducir la probabilidad de reencendidos. El prototipo, que opera a 72 kV, está programado para iniciar pruebas en la Universidad de Wisconsin-Milwaukee a finales de abril.

“El uso de CO₂ supercrítico para la interrupción de circuitos es un enfoque novedoso, pero construir un interruptor que resista las presiones extremas requeridas plantea importantes desafíos de ingeniería”, afirmó Andrew Graber, investigador principal del proyecto. El equipo tuvo dificultades para encontrar un aislador capaz de soportar 120 atmósferas de presión, lo que finalmente los llevó a crear uno propio utilizando una combinación de materiales como resinas con carga mineral y tuberías de acero.

Las próximas pruebas sintéticas son cruciales. Si tienen éxito, el equipo de Georgia Tech planea probar el interruptor en condiciones reales en Chalfont, Pensilvania. «Nuestro objetivo es ver cómo esta tecnología puede integrarse en los sistemas actuales que utilizan interruptores automáticos tradicionales de alta tensión», explicó Graber.

Si el interruptor automático llega al mercado, competirá con empresas consolidadas como GE Vernova , que lleva más de dos décadas desarrollando interruptores automáticos sin SF6. En 2018, GE introdujo en Europa una subestación con aislamiento de gas que utiliza una mezcla de gases con menos del 5 % de gas fluorado, lo que reduce significativamente su potencial de calentamiento global.

“Nuestro sistema fue diseñado para reemplazar directamente los interruptores de SF6 existentes, manteniendo la compatibilidad y siendo más responsable con el medio ambiente”, afirmó Paul Irwin , especialista sénior de producto de GE Vernova. Sin embargo, persisten los desafíos para los trabajadores de mantenimiento, quienes aún deberán usar equipo de protección al trabajar en estos sistemas.

Además, los avances en la tecnología de estado sólido están surgiendo como alternativas potenciales a los interruptores automáticos mecánicos. Enslin señaló que los dispositivos de estado sólido ofrecen la capacidad de interrumpir flujos eléctricos en milisegundos, significativamente más rápido que los sistemas mecánicos tradicionales, aunque estas tecnologías aún se encuentran en las primeras etapas de desarrollo comercial.

Las implicaciones de abandonar el SF6 son considerables. En 2018, se estimó que las emisiones globales de SF6 de equipos eléctricos ascendieron a 8200 toneladas, lo que representa aproximadamente el 1 % de las emisiones totales de ese año, lo que pone de relieve la urgente necesidad de alternativas en la industria.