análisis de riesgos de explosiones y fuego en zonas exteriores

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INGENIERO INDUSTRIAL
PROYECTO FIN DE CARRERA
ANÁLISIS DE RIESGOS DE EXPLOSIONES Y
FUEGO EN ZONAS EXTERIORES DE
CENTRALES TÉRMICAS
ROSA MARÍA CONDE DIEZ
MADRID, SEPTIEMBRE 2007
Autorizada la entrega del proyecto del alumno/a:
Rosa María Conde Diez
EL DIRECTOR DEL PROYECTO
María Núñez Martínez
Fdo.: …………………..
Fecha: ……/ ……/ ……
Vº Bº del Coordinador de Proyectos
José Ignacio Linares Hurtado
Fdo.: ……………………
Fecha: ……/ ……/ ……
ANÁLISIS DE RIESGOS DE EXPLOSIONES Y FUEGO EN
ZONAS EXTERIORES DE CENTRALES TÉRMICAS
Autor: Conde Diez, Rosa María
Director: Núñez Martínez, María
Entidad Colaboradora: Empresarios Agrupados S.A.
RESUMEN DEL PROYECTO
Son muy numerosas las actividades e instalaciones industriales en las que están
presentes sustancias combustibles y/o gases y vapores inflamables. De acuerdo con esto
deben establecerse “áreas de riesgo” en las que resulta necesaria la adopción de
precauciones especiales para proteger la seguridad de los trabajadores, los bienes y la
continuidad de las actividades.
En este proyecto se realiza un estudio de los riesgos de incendio y explosiones
que pueden existir en los distintos emplazamientos exteriores de centrales térmicas. La
normativa vigente establece unos requisitos de obligado cumplimiento para este tipo de
instalaciones industriales.
En el caso de las atmósferas explosivas, destacan publicaciones europeas como
las Directivas 94/9/CE y 1999/92/CE o internacionales, como la API 505, práctica
recomendada para la clasificación de áreas en instalaciones petrolíferas. La Directiva
94/9/CE establece los Requisitos Esenciales de Seguridad y Salud relativos, por un lado,
al material no eléctrico y sistemas de protección destinados a utilizarse en atmósferas
explosivas y, por otro, a los dispositivos destinados a ser utilizados fuera de ellas pero
necesarios para el funcionamiento seguro de los aparatos que están dentro de las áreas
clasificadas. La Directiva 1999/92/CE establece las disposiciones mínimas para la
protección de la seguridad y la salud de los trabajadores que pudiesen verse expuestos a
riesgos derivados de la presencia de atmósferas explosivas. La norma API 505 establece
una clasificación de las áreas de riesgo en zonas según el estudio de diversos
parámetros: tipo de sustancia inflamable o combustible, fuente de escape, tasa y grado
de escape y ventilación de la zona.
En el caso de riesgo de incendio, la norma americana NFPA 850, de uso muy
generalizado, establece las medidas de protección y prevención que se deben tomar en
instalaciones de generación eléctrica.
La instalación de estudio es una central térmica de ciclo combinado de potencia
eléctrica 2 x 400 MW, que consta de dos grupos, con una configuración monoeje. Éstos
utilizan gas natural como combustible principal, o gasoil, como combustible de
emergencia. La energía mecánica producida por las turbinas se convierte en energía
eléctrica a 19 kV en el generador. Un transformador principal eleva la tensión de
generación a 400 kV conectándose por su lado de alta a una subestación.
El análisis de sustancias inflamables presentes en la planta, y su ubicación,
permite señalar áreas exteriores donde podrían formarse atmósferas explosivas y
clasificarlas en zona 0, zona 1 o zona 2, de mayor a menor probabilidad o frecuencia de
aparición de ésta. En este sentido, el gas natural y el hidrógeno son las sustancias más
peligrosas.
En el sistema de gas, es objeto de estudio la zona de calentadores (calentador
eléctrico y calentador agua-gas) cuya función es aumentar la temperatura del gas para
mejorar el rendimiento del ciclo combinado. Se considera un grado de escape
secundario, infrecuente o en periodos de corta duración. Con este dato y teniendo en
cuenta la ventilación propia de una instalación exterior, se clasifica el área como zona 2,
según lo establecido en la norma API 505. También se clasifica como zona 2 el área
alrededor de las botellas de hidrógeno almacenadas al aire libre, ya que aunque el
hidrógeno tiene un límite de inflamabilidad muy amplio, su baja densidad y la buena
ventilación dispersan la nube explosiva rápidamente.
La evaluación paralela de riesgo de incendios señala como principales zonas
exteriores en las que se puede ocasionar el fuego a: transformadores en baño de aceite a
la intemperie, torres de refrigeración y tanques de almacenamiento de gasoil. La norma
NFPA 850 establece las medidas de protección y prevención que deben tomarse en cada
caso.
-Transformadores en baño de aceite: detectores termovelocimétricos, sistemas
automáticos de agua pulverizada y muros RF-120.
-Torres de refrigeración: los pulverizadores y láminas de relleno de las celdas son de
plástico. La protección mediante hidrantes y extintores portátiles de polvo químico
resulta suficiente.
-Almacenamiento de gasoil: detectores termovelocimétricos, sistemas fijos de agua
pulverizada para refrigeración de las paredes de los tanques, sistemas fijos de espuma
para la inundación del depósito, hidrantes y extintores de polvo químico.
Tras un análisis genérico de todas estas instalaciones el proyecto se centra en el
almacenamiento de gasoil. Los tanques y el cubeto de retención se dimensionan según
la instrucción técnica MI-IP-03 y para ello se tienen en cuenta las medidas de protección
previamente descritas. Aplicando el “Reglamento de seguridad contra incendios en
establecimientos industriales” se calcula el nivel de riesgo intrínseco del caso de
estudio, resultando ser una instalación tipo E-1 de nivel de riesgo bajo.
Habiendo definido claramente el recinto de estudio, empleamos el programa Fire
Dynamics Simulator (FDS) con el fin de relacionar los valores que nos ofrece la
normativa con datos obtenidos mediante experiencia empírica.
La publicación API 505 establece que a través del venteo de los tanques de
gasoil se forma una atmósfera de forma esférica de 1 metro de radio. Este dato se
comprueba midiendo la velocidad de los gases en el venteo del tanque a medida que
asciende la temperatura y sin que se produzca combustión alguna en el interior. Tras
realizar los cálculos pertinentes solo se observa una diferencia de un 3,1 % entre ambos
resultados, concluyendo entonces que la norma es perfectamente aplicable al caso real.
En este proyecto se modeliza también el incendio tras la fuga de alguno de los
tanques y la formación de un charco de gasoil en el cubeto de retención. El objetivo de
de esta simulación es ver cual es el desarrollo de un fuego según sus fases y algunos
conceptos descritos previamente; principalmente el HRR (heat release rate). Se miden
también los aumentos de temperatura en las paredes de los tanques, de acero al carbono.
Sin embargo, los resultados que se dan pertenecen únicamente a pocos instantes tras la
ignición ya que para estudiar resultados a largo plazo serían necesario un ordenador con
mayor capacidad de cómputo.
La figura 1 representa la existencia modelizada de gases fugando a través del
venteo para el caso estudiado y la figura 2 representa el humo que produce un incendio
en el caso de partida, tras una fuga en alguno de los tanques.
Fig. 1
Fig.2
FIRE AND EXPLOSION RISK ANALYSIS ON OUTDOOR
LOCATIONS OF THERMAL POWER PLANTS
Author: Conde Diez, Rosa María
Director: Nuñez Martínez, María
In colaboration with: Empresarios Agrupados S.A.
SUMMARY
Many are the activities and industrial facilities in which flammable gases and
liquids are to be found. Thus, “risk areas” must be delimited in order to ensure workers
security, as well as the integrity of the facilities and the industrial activity itself.
This Project explores de risk of fires and explosions that may occur on the
exterior location of thermal power plants. Current regulation establishes several
mandatory requirements for this type of industrial facilities.
For explosive environments, European regulations 94/9/CE and 1999/92/CE or
international requirements such as API 505 (which defines risk areas in oil wells)
should be highlighted. Regulation 94/9/CE establishes the Minimum Requirements of
Health and Security, regarding both non electric elements and protection systems
designed to be used in explosive environments and any device meant to be used out of
risk areas, but which is crucial for the correct operation of machinery inside restricted
areas. Regulation 1999/92/CE establishes these same requirements of health and
security for any worker exposed to risks derived from explosive environments. Finally,
regulation API 505 classifies risk areas in terms of different factors, such as: type of
flammable fuel, leak origin, leak rate and ventilation in the contaminated area.
For electric power generation systems, the american NFPA 850 sets the
prevention measures required.
The facility under analysis is a combined cycle thermal power plant, with a net
power of 2 x 400 MW divided in two independent modulus with single-axis
configurations. Each of them use natural gas as main fuel and diesel oil as alternative.
Rotary speed in the turbine is transformed into electric power in the generator (19 kV).
Voltage is raised to as high as 400 kV by the main transformer, and then transferred to a
substation.
The analysis of flammable substances and their location in the plant allows to
point out certain risk areas, classified from 0 to 2, being 0 the most probable place for
an explosive environment to appear. Both hydrogen and natural gas are the most
dangerous compounds from this point of view.
Heaters on the main gas systems, which heat up natural gas in order to rise
cycle’s efficiency, are thoroughly analysed. This area is to be considered as a secondary
leak point, being them infrequent or for short periods of time. Taking this in account
and considering ventilation in this area API 505 regulation labels it as Zone 2. The
ground surrounding the hydrogen bottles, which are stored in open air, is also Zone 2
because of the quick dispersion of any possible hydrogen leak which could lead to an
explosive environment.
If fire risk is now analysed, main restricted areas are those in which a fire could
eventually start: outside transformers with oil insulation, refrigerating towers and diesel
oil tanks. The NFPA 850 regulation establishes prevention measures for each case.
-
For transformers with oil insulation: heat sensors, sprayed-water automatic
systems and RF-120 walls.
-
For refrigeration towers: both atomizers and isolating cells are plastic-made.
Hoses and portable fire extinguishers are considered as sufficient protection.
-
For diesel oil tanks: heat sensors, sprayed-water systems for tank walls cooling,
foam systems for tank filling, hoses and chemical fire extinguishers.
After an overall view of the previously mentioned systems, diesel oil tanks are
analysed in depth. The tanks and the retaining casks are dimensioned according to
technical instruction MI-IP-03 taking all mentioned protection measures into account.
“Fire risk regulation for industrial facilities” establishes diesel oil storage as a E-1 lowrisk location.
After defining the area under analysis it was simulated using Fire Dynamics
Simulator (FDS) in order to empirical values with maximum levels set in the norm.
API-505 establishes an explosive area of 1 metre of radius for vents in diesel oil
tanks. This data is checked by measuring gas speed through the vent as temperature
increases without combustion of the fuel. Simulation results differ only by 3,1% from
those found in safety regulations, thus ratifying norm’s validity.
Finally, fire risk derived from the leak of diesel oil to the retaining cask is also
taken into account. The goal of this simulation is to study fire’s development through
time and some of the previously mentioned notions, specially HRR (Heat Release Rate).
Heat rise in tank steel walls is also measured. However, time domain analysis only goes
up to the first seconds after the fire starts, as for long-term results simulating time
increases exponentially.
Figure 1 represents gas leaking through the vent for the case under study, while
Figure 2 simulates the smoke in a fire scenario.
Fig. 1
Fig. 2
Índice
IX
ÍNDICE
ÍNDICE ......................................................................................................................... IX
1 INTRODUCCIÓN .....................................................................................................15
1.1 Alcance......................................................................................................................15
1.2 Objetivos ...................................................................................................................16
2 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN ...............................................................19
2.1 Descripción de los sistemas y equipos mecánicos principales..................................19
2.1.1 Turbina de gas ................................................................................................19
2.1.1.1 Información general ...........................................................................19
2.1.1.2 Descripción general............................................................................20
2.1.1.3 Sistema de combustible doble............................................................22
2.1.1.4 Inyección de agua para control de emisiones de NOx .......................22
2.1.2 Caldera de recuperación .................................................................................23
2.1.2.1 Información general ...........................................................................23
2.1.2.2 Descripción general............................................................................23
2.1.3 Turbina de vapor.............................................................................................25
2.1.3.1 Información general ...........................................................................25
2.1.3.2 Descripción general............................................................................26
2.1.4 Ciclo térmico ..................................................................................................27
2.1.5 Sistema de vapor.............................................................................................28
2.1.5.1 Información general ...........................................................................28
2.1.5.2 Descripción general............................................................................28
2.1.5.3 Funciones del sistema ........................................................................29
2.1.6 Sistema de agua de alimentación....................................................................31
2.1.6.1 Descripción general............................................................................31
2.1.6.2 Funciones del sistema ........................................................................31
2.1.6.3 Bombas de agua de alimentación.......................................................32
2.1.7 Sistema de condensado...................................................................................32
2.1.7.1 Descripción general............................................................................32
2.1.8 Sistema de refrigeración .................................................................................34
2.1.8.1 Sistema de agua de circulación ..........................................................34
2.1.8.2 Sistema de refrigeración auxiliar .......................................................35
2.1.9 Sistema de combustible ..................................................................................36
2.1.9.1 Sistema de gas natural........................................................................36
2.1.9.2 Sistema de Gas-Oil.............................................................................36
2.1.10 Sistemas auxiliares de caldera ......................................................................36
2.1.10.1 Sistema de drenajes y venteos de la caldera.....................................36
2.1.10.2 Sistema de drenajes de turbina de vapor ..........................................37
2.1.10.3 Sistema de vapor de sellado de turbina ............................................38
2.1.11 Sistemas auxiliares de planta........................................................................39
2.1.11.1 Sistema de aire comprimido.............................................................39
2.1.11.2 Sistema de distribución de agua desmineralizada............................39
2.1.11.3 Sistema de vapor auxiliar .................................................................40
2.1.11.4 Sistema de protección contra incendios ...........................................40
2.1.11.5 Sistemas de drenajes de planta.........................................................40
2.1.11.6 Sistemas de ventilación y aire acondicionado..................................41
2.1.11.7 Sistema de almacenamiento y distribución de gases........................41
2.1.11.8 Sistema de tratamiento químico del agua de circulación .................41
2.1.11.9 Sistema de muestreo y análisis.........................................................42
2.1.11.10 Planta de tratamiento de efluentes..................................................42
2.1.12 Torres de refrigeración .................................................................................43
2.2 Condiciones Ambientales..........................................................................................43
3 REGLAMENTACIÓN APLICABLE......................................................................45
3.1 Directiva ATEX 94/9/CE.........................................................................................45
3.1.1 Definiciones previas .......................................................................................45
3.1.2 Objetivo ..........................................................................................................46
3.1.3 Ámbito de aplicación......................................................................................46
3.1.4 Grupo y categoría de un aparato.....................................................................47
3.1.5 Niveles de protección de las distintas categorías de aparatos ......................49
3.1.6 Evaluación de riesgos de los productos..........................................................50
3.1.6.1 Métodos o técnicas aplicables............................................................50
3.1.7 Procedimientos de evaluación de la conformidad ..........................................52
3.1.7.1 Garantía de calidad y verificación en la fase de fabricación..............53
3.1.8 Documentos de conformidad..........................................................................54
3.1.8.1 Documentos expedidos por el fabricante ...........................................54
3.1.8.2 Documentos expedidos por el Organismo Notificado .......................54
3.1.9 Marcado de aparatos.......................................................................................55
3.1.9.1 Marcado CE .......................................................................................55
3.1.9.2 Marcados complementarios ...............................................................57
3.2 Directiva ATEX 1999/92/CE....................................................................................59
3.2.1 Ámbito de aplicación......................................................................................60
3.2.2 Clasificación en zonas de las áreas de riesgo .................................................61
3.2.3 Disposiciones mínimas para mejorar la seguridad de los trabajadores ..........61
3.2.3.1 Medidas organizativas........................................................................62
3.2.3.2 Medidas de protección contra las explosiones ...................................62
3.2.4 Criterios para la elección de aparatos y sistemas de protección.....................64
3.2.5 Señalización de zonas con riesgo de atmósferas explosivas ..........................65
3.2.6 Documento de protección contra explosiones ................................................66
3.3 API (American Petroleum Institute) 505: Recommended Practice for Classification
of locations for electrical installations at Petroleum Facilities .......................................67
3.3.1 Definiciones previas .......................................................................................67
3.3.2 Condiciones básicas para que se produzca un fuego o una explosión............68
3.3.3 Líquidos, gases y vapores inflamables y combustibles ..................................69
3.3.4 Criterios de clasificación ................................................................................71
3.3.4.1 Fuentes de escape...............................................................................71
3.3.4.2 Grado de escape .................................................................................72
3.3.4.3 Tasa de escape....................................................................................72
3.3.4.4 Otras características de la fuente de escape .......................................74
3.3.5 Designación de las zonas................................................................................75
3.3.5.1 Relación entre grado de escape y clasificación de zonas...................75
3.3.6 Ventilación .....................................................................................................76
3.3.6.1 Efecto de la ventilación......................................................................76
3.3.6.2 Grados de ventilación.........................................................................77
3.3.6.3 Disponibilidad de la ventilación ........................................................78
3.3.7 Extensión de un área clasificada.....................................................................79
3.3.8 Aplicaciones comunes ....................................................................................80
3.4 NFPA 850 Recommended practice for Fire Protection for Electric Generating
Plants ...............................................................................................................................81
4 EVALUACIÓN DE RIESGOS EXTERIORES POR FORMACIÓN DE
ATMÓSFERAS EXPLOSIVAS ..................................................................................84
4.1. Aplicación práctica de la normativa al análisis por zonas .......................................86
4.1.1 Gas natural......................................................................................................86
4.1.1.1 Clasificación de la zona .....................................................................90
4.1.2 Hidrógeno .......................................................................................................91
4.1.3 Aceite..............................................................................................................92
4.1.4 Amoniaco .......................................................................................................93
4.1.5 Gasoil ............................................................................................................93
4.1.5.1 Características del combustible..........................................................93
4.1.5.2 Clasificación del área .......................................................................94
4.2 Medidas de prevención de explosiones.....................................................................96
4.2.1 Medidas generales ..........................................................................................97
4.2.2 Criterios específicos de instalaciones de gas natural......................................98
4.2.3 Medidas de protección adicionales.................................................................98
4.2.3.1 Almacenamiento de productos combustibles o inflamables ..............98
4.2.3.2 Detección de fugas de gas natural o hidrógeno y generación de
alarmas ...........................................................................................................98
4.2.3.3 Señalización de áreas de riesgo..........................................................99
4.2.3.4 Definición de rutas de escape...........................................................100
4.2.3.5 Verificaciones antes de la puesta en marcha....................................100
4.3 Aparatos instalables en zonas clasificadas..............................................................100
4.3.1 Criterio de elección de aparatos....................................................................101
5 EVALUACIÓN DE RIESGOS EXTERIORES POR FORMACIÓN DE
INCENDIOS ................................................................................................................103
5.1 Análisis por zonas ...................................................................................................103
5.1.1 Transformadores principales y auxiliares.....................................................103
5.1.1.1 Transformador principal ..................................................................105
5.1.1.2 Transformador auxiliar ....................................................................105
5.1.2 Tanques de gasoil y área de tratamiento y trasiego .....................................105
5.1.2.1 Medidas de protección contra incendios ..........................................106
5.1.3 Torres de refrigeración .................................................................................107
5.1.3.1 Características del combustible........................................................108
5.1.4 Calentadores de gas y gasoil.........................................................................110
5.2 Medidas de protección contra incendios .................................................................110
5.2.1 Sistemas de detección de incendios y atmósferas explosivas ......................111
5.2.1.1 Paneles .............................................................................................111
5.2.1.2 Detectores de incendios ...................................................................112
5.2.1.3 Pulsadores de alarma de incendios...................................................112
5.2.1.4 Detección de atmósferas explosivas ................................................112
5.2.1.5 Sistema de alarma ............................................................................113
5.2.2 Sistema de almacenamiento de agua de PCI ................................................113
5.2.3 Sistema de bombeo.......................................................................................113
5.2.4 Sistema de distribución.................................................................................114
5.2.5 Sistemas fijos de extinción ...........................................................................114
5.2.6 Red de hidrantes ...........................................................................................114
5.2.7 Red de puestos de manguera ........................................................................114
5.2.8 Extintores......................................................................................................115
5.2.9 Medidas complementarias ............................................................................115
6 DESCRIPCIÓN DEL MODELO DESARROLLADO EN LA SIMULACIÓN DE
INCENDIOS ................................................................................................................117
6.1 Diseño y cálculo de un fuego natural......................................................................117
6.1.1 Escenarios de cálculo de incendios ..............................................................117
6.1.1.1 Características del edificio ...............................................................117
6.1.1.2 Carga de fuego .................................................................................124
6.1.1.3 Caracterización del establecimiento industrial por su nivel de riesgo
intrínseco ......................................................................................................127
6.1.1.4 Selección de escenarios de incendio de cálculo...............................130
6.1.2 Fuego de cálculo...........................................................................................131
6.1.2.1 Método “Natural Fire Safety Concept”............................................131
6.2 Criterios para la modelización ................................................................................134
6.2.1 Modelos numéricos ......................................................................................135
6.2.1.1 Fire Dynamics Simulator .................................................................135
6.3 Simulación del escenario elegido............................................................................139
6.3.1 Descripción de la geometría .........................................................................139
6.3.2 Descripción del combustible ........................................................................141
6.3.3 Detectores y sistemas de protección.............................................................142
7 ANÁLISIS DE RESULTADOS ..............................................................................145
7.1 Resultados del caso de partida ................................................................................145
7.2 Fuga en los tanques .................................................................................................152
8 CONCLUSIONES....................................................................................................159
9 BIBLIOGRAFÍA......................................................................................................164
Anexos ..........................................................................................................................166
Anexo A: DISPOSICIÓN GENERAL DE LA CENTRAL DE CICLO
COMBINADO .............................................................................................................168
Anexo B: CÓDIGO DE MODELIZACIÓN DEL ALMACENAMIENTO DE
GASOIL .......................................................................................................................171
B.1 Código del caso de partida: tanques de gasoil llenos .............................................171
B.2 Modificaciones del código para tanques que contienen la mitad de su capacidad.176
B.2 Modificaciones del código en el caso de fuga en los tanques ................................177
Anexo C: ARCHIVOS FDS .out ................................................................................179
C.1 Caso de partida .......................................................................................................179
C.2 Fuga en los tanques ................................................................................................185
1
Introducción
Introducción
15
1 INTRODUCCIÓN
1.1 Alcance
En este proyecto se realiza un estudio de los riesgos de incendio y explosiones
que pueden existir en distintos emplazamientos de centrales térmicas.
Los principales objetivos a tener en cuenta a la hora de realizar un análisis de
este tipo son:
-seguridad humana
-protección de los bienes
-continuidad de las actividades
De acuerdo con esto, la normativa vigente establece unos requisitos de obligado
cumplimiento para este tipo de instalaciones industriales.
Las nuevas normativas de protección contra incendios propician el empleo de la
simulación computacional como herramienta para predecir la evolución de diferentes
parámetros en múltiples escenarios.
El modelado de incendios es un campo que ha tenido un desarrollo internacional
creciente desde la década de los 80, sin que España haya estado incorporada al uso de
esta técnica hasta fechas recientes.
Los modelos físicos y matemáticos han realizado, y continúan realizando,
importantes contribuciones a la seguridad y a la protección contra incendios. Sin
embargo, la intensificación de los esfuerzos dedicados a la investigación de la ciencia y
tecnología del fuego, junto con la continúa evolución de las capacidades de los
ordenadores, han dado lugar a la aparición de modelos de gran complejidad que solo
pueden ser implementados por medios computacionales.
El desarrollo actual de aplicaciones informáticas de dinámica de fluidos
computacional, cada vez más sofisticadas y sencillas de manejar, ha dado lugar a la
Introducción
16
existencia de gran cantidad de programas orientados a múltiples aplicaciones en la
protección contra incendios.
Los principales organismos internacionales dedicados a la investigación de la
ciencia y tecnología del incendio han desarrollado softwares de simulación como el
FDS, creado para valorar y analizar el riesgo del incendio.
En este proyecto se utilizará esta herramienta como elemento de trabajo para
analizar las consecuencias de un incendio en una de las instalaciones exteriores de una
central térmica, el almacenamiento de gasoil.
Con el objetivo de conocer la instalación y familiarizarse con el problema se
hará una breve descripción de los sistemas principales de la planta destacando en los
que es previsible la existencia de riesgos de incendio o explosión, las causas y las
medidas de protección y prevención.
En cuanto al estudio de formación de atmósferas explosivas, son las
publicaciones internacionales y las directivas europeas las que definen los conceptos
fundamentales a desarrollar en este análisis.
Conociendo dichas directivas y los métodos de cálculo que proponen, se puede
establecer una relación para el caso estudiado, entre resultados obtenidos mediante
experiencia empírica y los valores que nos ofrece la normativa.
1.2 Objetivos
Son muy numerosas las actividades industriales y las instalaciones en las que se
tratan o están presentes gases, vapores, polvo y/o nieblas combustibles o inflamables
que mezclados con el aire, en condiciones adecuadas, pueden dar lugar a explosiones.
Las zonas donde se producen estas atmósferas explosivas se consideran “áreas de
riesgo” y en ellas resulta necesaria la adopción de precauciones especiales para proteger
la seguridad de la instalación y los trabajadores.
Con este proyecto lo que se pretende es evaluar dichos riesgos en función de las
sustancias, los equipos presentes y las condiciones de la zona (ventilación, dimensiones
etc.). Para ello nos centraremos en una Central Térmica de Ciclo Combinado, en la que
Introducción
17
identificaremos como principales sustancias inflamables: el gas natural, gasóleo,
hidrógeno y aceites.
Se estudia también el sistema de protección contra incendios, tanto de manera
descriptiva como mediante la simulación de un escenario de fuego en el que se puede
observar la influencia de los principales parámetros que intervienen en la generación de
un incendio.
En esta evaluación de riesgos, el análisis y la aplicación de la normativa vigente
resultan fundamentales. Las normas internacionales API, NFPA y los reglamentos
europeos son los que marcan las pautas de diseño de las instalaciones y establecen las
medidas de protección a tomar.
Los objetivos específicos de este proyecto son:
●
Descripción de la instalación industrial a estudiar
●
Análisis de la normativa ATEX. Breve resumen de las principales
directivas aplicables y definición de los conceptos fundamentales a la hora de describir
una zona de riesgo.
●
Determinación de las sustancias inflamables, fuentes de escape, análisis
de la influencia de la ventilación, etc en la central de ciclo combinado descrita.
Identificar las áreas clasificadas como de riesgo de explosión y las medidas
organizativas y de prevención.
●
Identificar las áreas exteriores clasificadas como de riesgo de incendio y
describir el sistema de protección.
●
Elegir una de las zonas de riesgo antes descrita donde sea posible el
análisis mediante software. Describir los fundamentos del modelo a emplear.
Dimensionar la zona, evaluar, según la normativa aplicable, su nivel de riesgo intrínseco
y simular el incendio para el análisis de la influencia de los principales parámetros que
intervienen en la generación del mismo.
2
Descripción
de la instalación
Descripción de la instalación
19
2 DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN
El funcionamiento de una central de ciclo combinado está basado en la
integración de dos tipos de ciclo a distintas temperaturas, uno abierto de aire-gases y
otro cerrado de agua-vapor, con el fin de generar potencia eléctrica mediante la
transformación de la energía termodinámica de los fluidos en energía mecánica (en
turbinas) y ésta en eléctrica (en generadores).
La instalación que a estudiar es una central térmica de ciclo combinado de
potencia eléctrica 2 x 400 MW, que consta de dos grupos, con una configuración
monoeje. Éstos utilizan gas natural, como combustible principal, o gasoil, como
combustible de emergencia.
El calor residual de los gases de escape de la turbina de gas se utiliza para
producir vapor en una caldera de recuperación de calor (HSRG), que posteriormente se
expansiona en la turbina de vapor.
La energía mecánica producida por las dos turbinas se convierte en energía
eléctrica a 19 kV, 3 fases, 50 Hz, en un único generador.
Un transformador principal en cada grupo eleva la tensión de generación a 400
kV conectándose por su lado de alta, mediante cable aislado, a una subestación de 400
kV.
2.1 Descripción de los sistemas y equipos mecánicos
principales
2.1.1 Turbina de gas
2.1.1.1 Información general
Se trata de una turbina de gas montada en bancada y con álabes guía
moduladores de admisión. El sistema de combustión es de bajo NOx seco, incluyendo
inyección de agua para el control de la temperatura en la cámara de combustión y
Descripción de la instalación
20
conseguir así reducir los óxidos de nitrógeno (una menor temperatura de combustión
supone una menor formación de dichos gases perjudiciales).
El sistema de combustible es doble (gas y gasoil) circulando por tuberías de
acero inoxidable y de acero al carbono respectivamente. Los sistemas hidráulicos y de
lubricación son los típicos en sistemas STAG monoeje y cuenta con sistema de
acoplamiento de carga rígido con protección adicional.
Para el lavado del compresor, cuenta con una serie de tuberías en la bancada. El
lavado por agua del compresor se utiliza para eliminar los depósitos de suciedad que se
acumulan en los álabes provocando un funcionamiento inadecuado del equipo. Para el
lavado del compresor se pueden emplear dos procedimientos:
En el caso de limpieza en línea (“on-line”) el agua se inyecta con el compresor
funcionando a toda velocidad y con un cierto porcentaje de carga.
En la limpieza fuera de línea (“off-line”) la solución limpiadora se inyecta en el
compresor mientras éste gira a velocidad de arranque.
El lavado en línea, a pesar de ser menos eficaz que el fuera de línea evita tener
que parar la máquina.
2.1.1.2 Descripción general
La turbina de gas tiene un rotor empernado con un único eje, con el generador
conectado a la turbina de gas por el compresor o extremo ‘frío’. Esta configuración
permite tener un mejor control del alineamiento y un escape axial, que es ideal para el
ciclo combinado o la recuperación de calor residual.
a) Compresor
El compresor de flujo axial tiene 18 etapas con álabes guía moduladores de
admisión, y proporciona una relación de presión de 18,3 a 1. La extracción de aire entre
los cuerpos se usa para el aire de refrigeración y sellado para las toberas de la turbina, el
espacio de los rodetes y los cojinetes, así como para el control de la expansión durante
el arranque.
Descripción de la instalación
21
b) Turbina
En la sección de la turbina de tres cuerpos, la energía del gas caliente a presión,
que se produce en el compresor y la sección de combustión, se transforma en energía
mecánica. La sección de la turbina consta de la envoltura de combustión, el rotor de la
turbina, la cubierta de la turbina, la estructura de escape, el difusor de escape, las
toberas y diafragmas, los escudos envolventes y el conjunto trasero de cojinetes.
c) Cojinetes
La turbina de gas contiene dos cojinetes radiales para servir de apoyo del rotor y
un cojinete de empuje de doble dirección para mantener la posición axial del rotor con
respecto al estator. Los cojinetes están situados en dos cajas, una en la admisión y la
otra en la estructura de escape. Todos los cojinetes tienen lubricación de aceite a presión
del sistema principal de aceite de lubricación.
d) Cámara de combustión de bajo NOx seco
El combustor puede operar tanto con gas como con combustible líquido. El
diagrama incluido a continuación muestra la disposición de los elementos más
importantes del combustor.
Fig. 2.1. Cámara de combustión de bajo NOx
Descripción de la instalación
22
El gas de premezcla se inyecta por los álabes radiales turbulenciadores que se
encuentran aguas arriba de la zona de quemado en la cámara de premezcla. La cantidad
de gas de premezcla aumenta en la relación gas de premezcla-gas de difusión a medida
que se incrementa la carga hasta un cierto punto (que suele ser el 50%), y se inyecta
todo el combustible en los conductos de premezcla. Esta condición es la que menos
contaminación de NOx produce.
2.1.1.3 Sistema de combustible doble
El sistema de combustible doble permite que la turbina opere con gas o con
gasoil. El arrancado se puede realizar con cualquiera de los dos, y el operador puede
iniciar el cambio de uno a otro antes del arranque o en cualquier momento después de
que se haya completado la secuencia de arranque.
El cambio de gasoil a gas puede tener que realizarse dentro de unos márgenes de
carga que hagan que el cambio de combustible se complete directamente desde un modo
de combustión de combustible gaseoso de bajo NOx a otro.
Siempre que haya combustible líquido disponible y haya tiempo para arrancar la
bomba de aporte de combustible o que dicha bomba haya estado funcionando
continuamente en modo bypass, las transferencias de gas a gasoil se inician cuando la
presión de suministro del gas es baja, ya que el gas es normalmente el combustible
principal y el gasoil el de reserva.
El cambio de vuelta al combustible primario se puede realizar tan sólo de forma
manual para de esa forma garantizar la integridad del suministro de combustible y evitar
una operación oscilante si la presión del suministro de gas es limitada al inicio de la
transferencia. El operador debería confirmar que hay suministro de combustible
primario disponible antes de iniciar la transferencia.
2.1.1.4 Inyección de agua para control de emisiones de NOx
El sistema de inyección de agua consiste en equipos de bombeo y medición que
suministran agua al sistema de combustión para reducir las emisiones y formación de
NOx.
Descripción de la instalación
23
2.1.2 Caldera de recuperación
2.1.2.1 Información general
La caldera de recuperación tiene un nivel de tres presiones, y es de tipo
recalentado, no expuesto al fuego y de circulación natural, con caudal de gas de escape
de TG horizontal a través de las secciones de tubos de transferencia de calor verticales.
El agua de alimentación fluye a través del contador del tramo de transferencia de
calor al caudal del gas de escape y se calienta y evapora progresivamente en los tramos
del economizador y el evaporador respectivamente. El vapor saturado deja los
calderines de vapor de alta y baja presión y obtiene la temperatura final de vapor en los
tramos del sobrecalentador. El vapor saturado que deja el calderín de vapor de presión
intermedia se calienta primero en el sobrecalentador de presión intermedia y después se
combina con el vapor que regresa del escape de la turbina de vapor de alta presión. Este
caudal combinado de vapor obtiene su temperatura final en el tramo del recalentador.
2.1.2.2 Descripción general
Los componentes fundamentales de la caldera de recuperación se enumeran a
continuación.
a) Secciones del economizador
El economizador está diseñado para calentar el agua de alimentación a partir de
la temperatura de suministro hasta que alcance una temperatura ligeramente inferior a la
temperatura de saturación correspondiente a la presión del calderín de vapor. El caudal
de salida del economizador se descarga directamente en el calderín de vapor.
b) Sistema de recirculación del economizador de baja presión
La HRSG está dotada de un sistema de recirculación para que el economizador
de baja presión mantenga la temperatura de salida del gas de combustión por encima del
Descripción de la instalación
24
punto de condensación del agua y proteger la caldera de recuperación del frío y la
corrosión.
c) Sistemas del evaporador (calderín de vapor y tramo del evaporador)
El agua de alimentación entra en el calderín de vapor desde el economizador y
se distribuye a lo largo del calderín mediante un distribuidor en el que se mezcla con el
agua saturada que vuelve desde el evaporador.
El agua se extrae desde el fondo del calderín de vapor y fluye a través del tramo
del evaporador mediante un proceso de circulación natural. El tramo del evaporador
opera esencialmente a una temperatura constante absorbiendo calor del gas de escape en
una cantidad igual a la del calor latente de vaporización para la presión de operación del
calderín de vapor.
d) Tramo del sobrecalentador
El tramo del sobrecalentador eleva la temperatura del vapor a partir de la
temperatura de saturación hasta una temperatura de sobrecalentamiento correspondiente
a las condiciones del gas de escape de la turbina de gas y los requisitos de la turbina de
vapor.
e) Tramo del recalentador
El vapor sobrecalentado del sobrecalentador de presión intermedia se mezcla
con el vapor que vuelve del escape de la turbina vapor de alta presión. Este caudal de
vapor combinado se canaliza hasta el tramo del recalentador en el que se calienta el
vapor hasta alcanzar la temperatura estipulada en el balance térmico.
f) Sistema de conducción
El sistema de conducción de entrada a la caldera de recuperación conduce el gas
de escape de la turbina de gas desde la salida de la misma hasta la entrada de la caldera
de recuperación.
Para conducir el gas de escape de la turbina de gas desde la salida de la caldera
de recuperación hasta la atmósfera se ha previsto un sistema de conducción de salida de
la caldera, una junta de dilatación y una chimenea.
Descripción de la instalación
25
2.1.3 Turbina de vapor
2.1.3.1 Información general
La turbina de vapor tiene un diseño de dos cuerpos, uno de alta presión (AP) y
otra sección combinada de media y baja presión (MP/BP).
Esta turbina está diseñada para aplicaciones de un solo eje. El generador está
acoplado de forma rígida a la turbina de gas, y mediante acoplamiento elástico a la
turbina de vapor. La turbina de vapor tiene un escape axial, y está conectada a un
condensador enfriado por agua.
Fig. 2.2. Turbina de vapor
El rotor de acero de aleación forjado cuenta con hileras de coronas o ranuras
separadas que son parte integral del eje y están diseñadas para soportar la carga
centrífuga de los álabes sujetados mecánicamente. La sección de AP utiliza una
construcción de rotor de calderín con un diámetro exterior constante en el área de paso
del vapor.
Descripción de la instalación
26
Los álabes, de aleación de acero, son resistentes a la corrosión y a la erosión por
vapor. La aleación de álabes de baja presión de la última etapa no requiere el uso de
blindaje contra erosión independiente. Están maquinados a partir de acero en barras o
forjados, y están ensamblados a los bordes de la corona del eje mediante un ajuste de
mecanizado de precisión.
Se utilizan cojinetes de segmentos inclinables y elípticos. Los cojinetes lisos
contienen puertos a través de los que se suministra aceite al cojinete. El aceite que fluye
a través del cojinete absorbe el calor del muñón mientras el eje lo transporta por encima
de la mitad superior del revestimiento del cojinete. Parte del aceite es transportado entre
la mitad inferior del recubrimiento y el muñón mediante la rotación del eje. Esto forma
una película de aceite hidrodinámico que soporta el peso del rotor y evita cualquier
contacto entre metales.
2.1.3.2 Descripción general
A continuación pasan a describirse algunos otros componentes del sistema de
turbina de vapor.
a) Sistema de rociado para el control de temperatura de BP
Cuando se funciona con cargas o flujos de vapor muy bajos, la porción de baja
presión del turbogenerador se ve sometida a un calentamiento excesivo. Para controlar
esta situación, se suministra un sistema de rociado. La válvula neumática usada
funciona a través del sistema de control de la turbina.
b) Virador
La turbina se dota de un virador para rotar el eje del turbogenerador lentamente
(aproximadamente 3-5 rpm) durante los periodos de cierre y en preparación para la
puesta en marcha. Cuando se para una turbina, sus elementos internos siguen
enfriándose durante muchas horas. Para eliminar la distorsión que se crearía al permitir
que el rotor permanezca estático durante el periodo de enfriamiento, el virador mantiene
los rotores de la turbina y el generador en revolución continua hasta que la turbina se
haya enfriado. Si el virador no está funcionando durante el periodo de enfriamiento,
cualquier distorsión que pudiera producirse será temporal, y se eliminará gracias a la
Descripción de la instalación
27
operación del virador durante el siguiente arranque del turbogenerador. Además, el
virador se puede usar como dispositivo de gateo para hacer que el rotor dé pequeños
giros para su inspección.
El virador se impulsa mediante un motor de CA, con posibilidad de operación
manual, y la potencia se transmite al eje de la turbina a través de un tren reductor de
velocidad.
c) Cierres del eje
El eje giratorio de la turbina no entra en contacto con los componentes fijos en
ningún momento de la operación normal. Una serie de empaquetaduras metálicas, cada
una de ellas con un conjunto de dientes anulares, se colocan cerca de la superficie del
rotor de la turbina y ofrecen un sello de tipo laberíntico para estrangular el vapor que se
mueve por el eje. El número de empaquetaduras de cada eje depende de la caída de
presión necesaria para estrangular el vapor y alcanzar un flujo manejable.
d) Sistemas de bypass de la central
La turbina de vapor está configurada para funcionar con un sistema de bypass,
que incluye ciertas características que permiten el flujo de refrigeración inversa en la
sección de AP durante el arranque.
2.1.4 Ciclo térmico
El funcionamiento de la central térmica de ciclo combinado está basado en la
integración de dos tipos de ciclo a distintas temperaturas, uno abierto de aire-gases y
otro cerrado de agua-vapor, con el fin de generar potencia eléctrica.
El ciclo aire-gases se circunscribe a la turbina de gas con el suministro de
combustible (gas natural y gasoil), su quemado, y aprovechamiento de energía.
Posteriormente se produce, en la caldera de recuperación, la transmisión del calor
generado y la evacuación de los gases a través de la chimenea.
El ciclo de agua-vapor corresponde a la generación de vapor en la caldera de
recuperación y a su transformación en energía eléctrica a través de la turbina de vapor.
Descripción de la instalación
28
También corresponde a la recuperación del agua en el condensador mediante la
evacuación del calor residual a través de las torres de refrigeración.
2.1.5 Sistema de vapor
Este apartado describe el diseño, configuración, funciones y constitución del
Sistema de Vapor y Bypass.
2.1.5.1 Información general
El sistema suministra tres tipos principales de vapor para su consumo en la
turbina de vapor y en servicios auxiliares:
a) Vapor Principal o de Alta Presión, del sobrecalentador del alta.
b) Vapor Recalentado Caliente (VRC), del recalentador.
c) Vapor de Baja Presión, del sobrecalentador de baja.
El vapor expansionado procedente del escape de la turbina de alta presión
denominado Vapor Recalentado Frío (VRF) junto con el vapor Sobrecalentado de
Media Presión se conduce, previo paso por los recalentadores de la caldera, a la turbina
de presión intermedia. Adicionalmente, en determinadas circunstancias, el sistema
deriva el vapor de alta, media y baja presión directamente desde la caldera al
condensador a través de las válvulas de bypass.
2.1.5.2 Descripción general
El Sistema de Vapor Principal se extiende desde la salida de los
sobrecalentadotes de alta presión de caldera hasta la entrada a la turbina de alta presión,
sin incluir la válvula de parada y control (MSCV) (vapor principal).
El Sistema de Vapor Recalentado Frío se extiende desde la salida de turbina de
alta presión hasta la entrada al recalentador de la caldera.
Descripción de la instalación
29
El Sistema de Vapor Recalentado Caliente se extiende desde la salida del
recalentador de la caldera hasta la turbina de media presión, sin incluir las válvulas
combinadas de recalentado (CRV).
El Sistema de Vapor de Baja Presión se extiende desde la salida del
sobrecalentador de baja presión de caldera hasta la entrada a la turbina de baja presión,
sin incluir las válvulas admisión ACV y ASV ni el filtro de vapor de baja presión.
2.1.5.3 Funciones del sistema
Las funciones del Sistema de Vapor y bypass son las siguientes:
• Suministrar vapor desde los sobrecalentadores de alta presión de la caldera de
recuperación a la turbina de alta presión, donde se produce la primera expansión del
mismo.
• Conducir el vapor expansionado en al turbina de alta presión (Vapor
recalentado frío) a las calderas de recuperación, donde es de nuevo recalentado.
• Suministrar vapor a la turbina de media presión desde los recalentadores de la
caldera de recuperación.
• Suministrar vapor a la turbina de baja presión desde los sobrecalentadores de
baja presión de la caldera de recuperación.
• Suministrar vapor de media presión al colector de vapor auxiliar durante la
operación normal del grupo para sellado de la turbina y desaireación del condensado.
• Recogida y envío del condensado formado en las distintas líneas de vapor al
tanque atmosférico de drenajes o al tanque de expansión del condensador para su
posterior recuperación en el condensador, impidiendo la llegada de condensados al
condensador procedentes del bypass o a la turbina.
• Facilitar la operación y disminuir los tiempos de arranque en frío o en caliente
de la unidad, al alcanzarse con mayor rapidez y menores tensiones en los materiales las
temperaturas de vapor requeridas por la caldera de recuperación y la turbina.
Descripción de la instalación
30
• Absorber rechazos de carga de la turbina de vapor sin que se ocasionen
disparos en la turbina de gas y su respectiva caldera de recuperación.
1) Vapor principal
El sistema de vapor principal suministra vapor a la turbina de alta (AP) desde la
salida del sobrecalentador de la caldera de recuperación tanto en condiciones normales
de carga como a bajas cargas. Está constituido por las tuberías de conducción del vapor
con las derivaciones, válvulas e instrumentos de medida que se indican a continuación.
2) Recalentado frío
El sistema de vapor recalentado frío conduce el vapor de escape de la turbina de
alta presión hasta los recalentadores de la caldera de recuperación.
3) Recalentado caliente
El sistema de recalentado caliente suministra vapor desde la salida de los
recalentadores de la caldera de recuperación hasta la entrada de la turbina de media
presión (MP), en condiciones normales y a bajas cargas.
4) Vapor de baja presión
El sistema de vapor de baja presión suministra vapor a la turbina de baja (BP)
desde la salida del sobrecalentador de la caldera de recuperación tanto en condiciones
normales de carga como a bajas cargas.
El sistema está constituido por las tuberías que conducen el vapor de baja
presión desde su salida del sobrecalentador de baja presión hasta la tobera de admisión a
turbina donde, tras mezclarse con el vapor de escape de la turbina de media presión,
alimenta, a través del cross-over, a los cuerpos de baja presión de la turbina.
5) Bypass de turbina
El sistema de bypass permite, al independizar la carga de la caldera de
recuperación de la carga de la turbina, obtener rápidamente las condiciones de presión y
temperatura del vapor principal y del vapor recalentado caliente requeridos por la
turbina para la fase de arranque en tiempos mínimos.
Descripción de la instalación
31
2.1.6 Sistema de agua de alimentación
2.1.6.1 Descripción general
El sistema, fundamentalmente, suministra agua a dos de los tres calderines de la
caldera de recuperación: al calderín de media presión y al calderín de alta presión. Para
ello se dispone, para cada una de las dos unidades, de dos bombas del 100% de
capacidad para el circuito de alta presión y de otras dos bombas del 100% de capacidad
para el circuito de media presión. Tanto en alta como en media presión, una bomba es
reserva de la otra.
El agua procedente del calderín de baja presión (del que aspiran todas las
bombas de agua de alimentación) es bombeada hasta la entrada del economizador de
media o alta presión antes de ser introducida en los calderines para su posterior
vaporización. El sistema de agua de alimentación está, por tanto, compuesto por dos
subsistemas, uno de media presión y otro de alta presión.
2.1.6.2 Funciones del sistema
Las funciones del sistema son las siguientes:
• Aporte de agua, previamente calentada en los economizadores, a los calderines
de alta y media presión para la producción de vapor de alta y media presión.
• Mantenimiento del nivel en el calderín de media presión dentro de los límites
establecidos, mediante la correspondiente válvula de control de nivel (LCV).
• Mantenimiento del nivel en el calderín de alta presión dentro de los límites
establecidos.
• Atemperación del recalentador de media presión, aguas abajo de la unión entre
el vapor de media presión producido en el correspondiente calderín y el vapor
recalentado frío procedente de la turbina de vapor, mediante agua de alimentación
suministrada por la bomba de media presión.
Descripción de la instalación
32
• Atemperación del sobrecalentador de alta presión mediante la inyección de
agua de alimentación de alta presión en el caudal de vapor para mantener la temperatura
del vapor a la salida del sobrecalentador final en su valor de consigna.
• Suministro de agua de media presión procedente de la salida del economizador
de media presión, al calentador de gas, para el precalentamiento del gas natural
previamente a su combustión en la turbina de gas.
2.1.6.3 Bombas de agua de alimentación
Las cuatro bombas de agua de alimentación de alta presión y las cuatro de media
presión (2 bombas de alta y 2 bombas de media para cada unidad) son bombas
centrífugas de tipo segmentado, de difusores. Las bombas trabajarán conectadas
mediante un acoplamiento flexible a motores de inducción.
2.1.7 Sistema de condensado
El Sistema de Condensado ha sido diseñado principalmente para trasegar el agua
almacenada en el pozo caliente del condensador hasta el economizador de BP. Para ello,
el sistema dispone de dos bombas de condensado por unidad (4 en total para las dos
unidades), cuyas líneas de impulsión se unen en un colector común de descarga que se
dirige a la caldera de recuperación.
Adicionalmente, el sistema mantiene el nivel de agua en el condensador,
eliminando los excedentes de condensados y reponiendo las pérdidas, y para suministrar
condensado a diferentes equipos y sistemas.
El sistema principal de condensado estará constituido, para cada unidad, por: un
condensador, dos bombas de condensado del 100% de capacidad por cada unidad (una
reserva de la otra), un condensador extractor del vapor de sellos, y el sistema de tuberías
asociado.
2.1.7.1 Descripción general
A continuación se describen algunos de los elementos fundamentales del sistema
de condensado:
Descripción de la instalación
33
1) Condensador
Los condensadores (uno por grupo) de esta instalación son condensadores de
superficie, con entrada axial, con un paso único del flujo de vapor a través de dos haces
tubulares de doble paso de agua de circulación.
El condensador tiene como función condensar el vapor de escape del cuerpo de
baja presión de la turbina de vapor con objeto de producir y mantener, en el mayor
grado posible, el vacío necesario en el foco frío del ciclo. Para ello transfiere la carga
térmica al agua de circulación.
El condensador se encuentra en posición axial en relación a la turbina de vapor.
La interfase con el cuerpo de baja presión de la turbina de vapor se encuentra en la junta
de expansión, que es el elemento flexible que constituye la unión entre el condensador y
la turbina, haciendo compatible los esfuerzos y desplazamientos.
En el pozo caliente del condensador se almacena el condensado que
posteriormente será aspirado por las bombas de condensado.
El condensador cuenta con una cámara en la que se mezcla el vapor de borboteo
(“sparging steam”) con el condensado almacenado en el pozo del condensador,
reduciéndose de esta manera la concentración de oxígeno en el condensado.
Los condensadores seleccionados (uno por grupo) son condensadores de
superficie, con entrada axial, con un paso único del flujo de vapor a través de dos haces
tubulares de doble paso de agua de circulación.
2) Bombas de condensado
El sistema cuenta con dos bombas de condensado del 100% de capacidad para
cada unidad. Durante la operación normal opera solamente una de las dos bombas de
condensado instaladas por grupo, la otra permanecerá en reserva.
En cada una de las dos unidades, las bombas de condensado aspiran de dos
tuberías independientes que parten del punto más bajo del pozo caliente del
condensador.
Descripción de la instalación
34
3) Aporte al condensador
Durante la operación de la planta, en los calderines de media y alta presión se
realiza una purga continua, cuyo objetivo es mantener la calidad del agua. Esta purga,
así como las posibles pérdidas del agua del ciclo en diferentes servicios, obliga a una
reposición continua al mismo. Dicho aporte se realiza en el condensador mediante un
aporte normal, procedente del sistema de agua desmineralizada, y una bomba de aporte
alternativo.
La inyección de agua desmineralizada para reposición de las pérdidas se efectúa
a través de la válvula de regulación situada en la línea de aporte. El punto de consigna
para la regulación de la válvula será el nivel normal en el pozo del caliente del
condensador.
2.1.8 Sistema de refrigeración
2.1.8.1 Sistema de agua de circulación
La función principal del sistema de agua de circulación es:
Suministrar el agua fría necesaria para evacuar el calor no aprovechable en la
producción de energía eléctrica, es decir, para evacuar el calor procedente de la
condensación de vapor del ciclo.
El sistema de agua de circulación se encarga de suministrar, en circuito cerrado
con torre, agua de circulación al condensador principal mediante las bombas de agua de
circulación y posterior envío de la misma a las torres de refrigeración para su
enfriamiento tras el paso por el condensador. También se incluye el sistema de limpieza
de tubos del condensador, del que forman parte las bombas de recirculación de esferas
limpiadoras.
El agua de circulación, procedente de balsa de las torres de refrigeración llega a
la casa de bombas. De la cantara aspiran las dos bombas de agua de circulación del 50%
de capacidad, es decir cada una suministra el caudal necesario para refrigerar la mitad
del condensador. El agua impulsada al condensador, entra a los tubos del mismo a
través de las cajas de agua de entrada del condensador, refrigera el condensador y sale
Descripción de la instalación
35
caliente a través de las cajas de agua de salida del condensador, para retornar a las torres
de refrigeración y caer a la balsa.
El sistema de limpieza de tubos del condensador en el circuito de agua de
circulación elimina la suciedad e impide la formación de incrustaciones en los tubos.
En las tuberías de entrada al condensador están localizados los inyectores de
esferas del sistema de limpieza de tubos. Las esferas son forzadas por el agua de
circulación a pasar a través de los tubos del condensador, limpiándolos por frotamiento.
En las tuberías de salida del condensador se disponen los captadores de esferas. A
continuación una bomba de recirculación de bolas las vuelve a enviar al punto de
inyección.
El Sistema de Agua de Circulación está integrado por todas las líneas y equipos
del circuito desde la cántara a la torre, exceptuando aquellos pertenecientes al Sistema
de Refrigeración de Componentes. El sistema engloba la cántara de la que toman el
agua las bombas, la impulsión hasta el condensador, la descarga de vuelta a la torre y la
balsa.
2.1.8.2 Sistema de refrigeración auxiliar
El sistema de agua de refrigeración de componentes consta de un circuito abierto
(agua de la balsa de la torre de refrigeración) y de un circuito cerrado (agua de
condensado) siendo los enfriadores de agua de refrigeración (intercambiador de calor
de placas de flujo cruzado y disposición vertical) el punto de intercambio calorífico
entre los dos circuitos.
La misión principal del circuito abierto es garantizar la adecuada refrigeración
del agua del circuito cerrado a la salida de los cambiadores y que su temperatura no
exceda de 43ºC teniendo en cuenta las condiciones más desfavorables posibles, esto es,
cuando la temperatura del agua de la balsa de la torre bombeada alcanza su máximo
valor: 27,4ºC.
Descripción de la instalación
36
2.1.9 Sistema de combustible
2.1.9.1 Sistema de gas natural
El sistema de gas natural suministrará el gas combustible para la operación
continua de las turbinas de gas y de las calderas auxiliares en las condiciones apropiadas
de presión y temperatura, libre de humedad e impurezas.
El sistema está compuesto por una línea de conexión de alta presión, una
Estación de Regulación y Medida (ERM) y las líneas de distribución y alimentación a
las turbinas y a las calderas auxiliares.
2.1.9.2 Sistema de Gas-Oil
La misión principal del sistema de gasoil es almacenar y suministrar gasoil a las
turbinas de gas como combustible de reserva frente al gas natural. El gasoil es también
combustible de reserva de las calderas auxiliares de vapor y combustible del diesel de
emergencia cuyo depósito de día se llena con el sistema de gasoil.
El sistema de gasoil consiste en: una estación de descarga de camiones cisterna
con dos bombas de llenado del tanque de gasoil, un tanque de almacenamiento de
gasoil sin tratar, una estación de trasiego y calentamiento, una estación de tratamiento
de gasoil, tanque de almacenamiento de gasoil tratado, dos estaciones de bombeo
comunes a las turbinas de gas y dos (2 x 100%) bombas de trasiego de gasoil a las
calderas auxiliares y al tanque diario del diesel de emergencia, de cada unidad.
2.1.10 Sistemas auxiliares de caldera
2.1.10.1 Sistema de drenajes y venteos de la caldera
El sistema de drenajes y venteos de caldera recoge los drenajes, tanto de equipos
integrados en la caldera como de líneas de agua-vapor, de la caldera, y las purgas
provenientes de la caldera de recuperación para su posterior envío a la balsa general de
recogida de efluentes o a la balsa de las torres (dependiendo de la calidad del efluente).
Descripción de la instalación
37
Para ello dispone de un tanque con sus colectores asociados, un equipo de bombeo, un
enfriador y la conducción de envío a la balsa de efluentes.
Las funciones para las que ha sido diseñado el Sistema de drenajes y venteos de
caldera son las siguientes:
Durante la operación normal:
• Recoger las purgas continuas de los calderines de alta y de media presión en el
tanque de purga y conducir el condensado a la balsa general de efluentes.
• Recoger la purga intermitente de los calderines, que se suele realizar con la
caldera parada pero aún presurizada, y conducirla al tanque de purga.
• Conducir el posible condensado almacenado en los pocillos de drenaje de las
líneas de vapor-caldera, al tanque de purga.
Durante los arranques del ciclo:
Ayudar a mantener el nivel en los calderines de alta y media presión en el valor
especificado como nivel de arranque (start level), haciendo frente a las oscilaciones que
se producen en ellos mediante la apertura automática de las válvulas de purga de
arranque y conducción de estas al tanque de purga.
Durante paradas prolongadas de la caldera, cuando se requiera su vaciado:
• Conducir el agua de vaciado de los equipos que forman parte de la caldera de
recuperación al tanque de purga.
• Conducir el condensado del tanque de purga, previo enfriamiento, a la balsa de
efluentes.
• Ventear a la atmósfera, de forma silenciosa, el vapor formado al expandirse las
purgas en el tanque de purga.
2.1.10.2 Sistema de drenajes de turbina de vapor
La función principal del Sistema de drenajes de turbina de vapor es recoger los
condensados que se forman durante los arranques y el disparo de la unidad para evitar la
Descripción de la instalación
38
introducción de agua en la turbina (y consiguientes daños a los álabes de la misma) y
para acondicionar las tuberías.
El condensado formado en las diversas líneas es recogido y enviado al tanque de
expansión del condensador o al tanque atmosférico de drenajes, en función de si la línea
drenada puede estar sometida o no a vacío en alguna condición de operación.
El tanque de expansión del condensador está conectado con el condensador tanto
por el venteo como por el drenaje. El tanque atmosférico de drenajes ventea a la
atmósfera, mientras que los condensados se recuperan en el condensador.
2.1.10.3 Sistema de vapor de sellado de turbina
Para sellar el rótor de la turbina o el eje entre los cuerpos de la turbina o entre el
escape de la turbina y la atmósfera, se precisan empaquetaduras o cierres. Estas
empaquetaduras sellan contra las fugas de aire hacia el interior del condensador y
previenen contra la salida de vapor desde dentro de la cámara de turbina. El sistema de
sellado proporciona estas funciones automáticamente, desde el arranque hasta plena
carga.
El sistema de sellos de la turbina esta formado por series de anillos segmentados
elásticos, que se ajustan en ranuras dispuestas a este fin en las carcasas de las turbinas
en todos los puntos donde el eje emerge a la atmósfera. Estos anillos están mecanizados
con dientes especialmente diseñados, de manera que en el ajuste entre los dientes y el
rotor haya unas holguras radiales mínimas.
La turbina tiene dos tipos de empaquetaduras:
• Las correspondientes a los cuerpos de alta y media presión: cuando la unidad
está en carga están sometidas a presión interna y solo en el momento previo al arranque
están a depresión.
• La correspondiente al cuerpo de baja presión, que siempre está sometida a
depresión, una vez hecho el vacío en el condensador.
En las empaquetaduras presurizadas de alta presión las fugas que se producen
son conducidas al colector de admisión de la turbina de baja.
Descripción de la instalación
39
2.1.11 Sistemas auxiliares de planta
2.1.11.1 Sistema de aire comprimido
Las necesidades de aire de la planta se pueden agrupar en dos grandes
categorías: consumo de aire de instrumentos y consumo de aire de servicios. La función
principal del sistema de Aire Comprimido es tomar aire del exterior, tratándolo
adecuadamente, para su posterior distribución por la planta, cubriendo las necesidades
tanto de aire de instrumentos como de aire de servicios.
Existe un sistema de aire comprimido para cada unidad, que consta de dos
compresores, del 100% de capacidad cada uno, de un sistema de secado y de dos
calderines de almacenamiento. El sistema de aire comprimido da servicio tanto a las
necesidades de aire de instrumentos y servicios de su unidad como a los sistemas
comunes de la planta.
En operación normal está funcionando un compresor para cubrir las necesidades
de aire de instrumentos y de aire de servicios, mientras que el segundo compresor está
en espera. Los compresores suministran el aire a través del sistema de distribución de
aire.
Las funciones para las que ha sido diseñado el Sistema de Aire Comprimido son
las que a continuación se indican:
• Producción del aire necesario para instrumentación y para servicios en la
central. El aire para instrumentación debe ser filtrado y secado.
• Distribución del aire producido a los diferentes puntos de la central donde se
requiera.
2.1.11.2 Sistema de distribución de agua desmineralizada
El sistema de almacenamiento y distribución de agua desmineralizada es común
para las dos unidades. Consta de un tanque de agua desmineralizada de 1950 m3 de
capacidad. Del tanque sale un colector común del que aspiran tres bombas de aporte de
agua desmineralizada para los distintos servicios que la requieren y tres bombas para
Descripción de la instalación
40
inyección de agua a turbina de gas, en funcionamiento con gas-oil para bajar las
emisiones de NOx.
El tanque, las bombas y los módulos de inyección y lavado de turbina están en el
exterior muy próximos entre ellos.
El sistema se puede dividir en dos partes de acuerdo con sus dos funciones
principales:
- Aporte de agua desmineralizada al ciclo de cada unidad y a los distintos
consumidores de la planta.
-
Inyección de agua a las turbinas de gas durante el funcionamiento con gas-
oil para bajar las emisiones de NOx
2.1.11.3 Sistema de vapor auxiliar
La misión principal del sistema de Vapor Auxiliar es suministrar vapor para
servicios auxiliares a la turbina y al condensador. Existe un sistema de vapor auxiliar
para cada unidad.
2.1.11.4 Sistema de protección contra incendios
La misión del sistema de Protección Contra Incendios (PCI) es proteger al
personal y a las instalaciones ante el riesgo de fuego o atmósferas explosivas. Es el
objeto de estudio de este proyecto.
2.1.11.5 Sistemas de drenajes de planta
La función principal del sistema de drenajes de planta es la recogida de los
efluentes de naturaleza diversa que se producen como consecuencia del funcionamiento
de la Central y enviarlos a la balsa de recogida de efluentes (excepto los que se recogen
separadamente), donde se homogeneizan antes de ser tratados para su vertido final.
El sistema de drenajes consiste en:
• Diferentes redes de tuberías para la recogida y conducción de drenajes.
Descripción de la instalación
41
• Separadores de aceite, donde tiene lugar la separación del agua y el aceite; una
balsa separadora de aceite próxima a los transformadores, y uno o más separadores
lamelares de hidrocarburos dependiendo de la implantación de la central.
• Pozos sumideros y bombas para recogida y trasiego de los drenajes.
2.1.11.6 Sistemas de ventilación y aire acondicionado
Los sistemas de climatización deben ser diseñados de acuerdo a las necesidades
térmicas (de refrigeración y calefacción), de ventilación, condiciones ambientales
internas y condiciones térmicas exteriores.
2.1.11.7 Sistema de almacenamiento y distribución de gases
El sistema de almacenamiento y distribución de gases se compone de dos
subsistemas, diferentes y separados físicamente entre sí:
• Subsistema de almacenamiento y distribución de H2 y CO2. Se compone de una
estación de almacenamiento de H2 y otra de CO2. Suministran a los generadores de
planta una cantidad suficiente de H2 y CO2 a la presión requerida en los distintos modos
de funcionamiento. Durante la operación normal, los generadores se refrigeran con H2,
lo que requiere la presurización de las carcasas con este gas. Para evitar el contacto
entre el H2 y el aire durante las operaciones de llenado y purga de los generadores, se
interpone el CO2 como gas inerte intermedio.
• Subsistema de almacenamiento y distribución de N2. Se compone de una
estación de almacenamiento de N2 desde donde se suministra a las calderas de
recuperación de calor (HRSG) una cantidad suficiente de N2 a la presión requerida con
el fin de inertizarlas durante su conservación en parada. También se requiere N2 para la
inertización del sistema de suministro de combustible gas y de la caldera auxiliar.
2.1.11.8 Sistema de tratamiento químico del agua de circulación
La función del sistema de tratamiento de agua de circulación es acondicionar el
agua del sistema de refrigeración con objeto de evitar los crecimientos biológicos, las
incrustaciones y la deposición de limos en el circuito, mejorando la eficiencia en la
Descripción de la instalación
42
operación de las torres de refrigeración, y evitando la disminución de la transferencia de
calor en la superficie del condensador e interferencias en el caudal de agua de
circulación.
2.1.11.9 Sistema de muestreo y análisis
El sistema de Muestreo y Análisis tiene por objeto:
• Obtener muestras de diferentes puntos del Ciclo Combinado, acondicionarlas
para poder realizar tomas manuales y análisis continuos, de tal forma que la calidad de
los fluidos agua y vapor sea controlada en todos los modos de operación.
• Generar las señales necesarias para el control de la dosificación química al
ciclo.
• Detectar posibles fugas en el condensador.
2.1.11.10 Planta de tratamiento de efluentes
La Planta de Tratamiento de Efluentes consiste en una homogeneización y
acondicionamiento de pH del efluente recogido en la balsa de recogida de efluentes,
antes de su vertido final.
Esta planta recibe las corrientes de aguas residuales provenientes de toda la
Central, y que son básicamente los drenajes de equipos y mangueos efectuados en los
dos edificios de turbina, el efluente procedente de los separadores lamelares de la
central, los drenajes no salados procedentes de la Planta de Tratamiento de Agua y los
efluentes de las purgas de las calderas.
La llegada de estos efluentes se produce de forma intermitente en función de la
operación de la Central.
Todos estos efluentes son enviados a la balsa de recogida de drenajes para su
acondicionamiento, con el propósito final de su vertido al emisario si cumple con las
características exigidas; en caso contrario, serían nuevamente recirculados a la balsa.
Descripción de la instalación
43
2.1.12 Torres de refrigeración
Cada unidad de la planta dispone de una torre de refrigeración. Es de tipo
híbrido, de tiro inducido y flujo en contracorriente, en la que el aire es introducido por
parte inferior de la torre, viaja a través del relleno contra la corriente vertical de agua y
es descargado a la atmósfera.
2.2 Condiciones Ambientales
Altitud aproximada sobre el nivel del mar: 41,5 m
Humedad relativa del aire ambiente 60 % - 70%
Temperatura del aire ambiente:
− Máxima 35ºC
− Media anual 20ºC
− Mínima 1,5ºC
Localización: Próximo a la costa
3
Reglamentación
aplicable
Reglamentación aplicable
45
3 REGLAMENTACIÓN APLICABLE
El sistema de protección contra incendios, así como el resto de instalaciones
cumplirán lo establecido en las normas y reglamentos existentes referentes a ATEX y
fuego. Los principales reglamentos vigentes y de estudio en este proyecto son los
siguientes:
3.1 Directiva ATEX 94/9/CE
3.1.1 Definiciones previas
Aparatos: máquinas, materiales, dispositivos fijos o móviles, órganos de control
y la instrumentación, sistemas de detección y prevención que, solos o combinados, se
destinan a la producción, transporte, almacenamiento, medición, regulación, conversión
de energía y transformación de materiales y que, por las fuentes potenciales de ignición
que los caracterizan, pueden desencadenar una explosión.
Sistemas de protección: componentes cuya función es la de detener
inmediatamente las explosiones incipientes y/o limitar la zona afectada por una
explosión, y que se ponen en el mercado por separado como sistemas con funciones
autónomas.
Componentes: piezas esenciales para el funcionamiento seguro de los aparatos y
sistemas de protección, pero que no tienen función autónoma.
Atmósfera explosiva: Mezcla con el aire, en las condiciones atmosféricas, de
sustancias inflamables en forma de gases, vapores, nieblas o polvos, en la que, tras una
ignición, la combustión se propaga a la totalidad de la mezcla no quemada.
Atmósfera potencialmente explosiva: Atmósfera que puede convertirse en
explosiva debido a circunstancias locales y de funcionamiento.
Reglamentación aplicable
46
3.1.2 Objetivo
La Directiva, adoptada por el Parlamento Europeo y sus estados miembros,
señala que, al objeto de eliminar los obstáculos al comercio en la UE de los productos
que entran dentro de su ámbito de aplicación, es preciso definir una serie de requisitos
esenciales relacionados con la seguridad y la salud que garanticen un alto nivel de
protección. Dichos Requisitos Esenciales de Seguridad y Salud (RESS) se relacionan en
el anexo II de la Directiva 94/9/CE.
Dichos productos, refiriéndose a aparatos, sistemas de protección, dispositivos,
componentes y sus combinaciones, podrán circular con entera libertad y podrán
utilizarse debidamente en el entorno previsto sólo si cumplen la Directiva 94/9/CE (y el
resto de normas pertinentes).
Ésta establece por vez primera Requisitos Esenciales de Seguridad y Salud
relativos, por un lado, al material no eléctrico destinado a utilizarse en atmósferas
potencialmente explosivas, a los aparatos destinados a ser utilizados en entornos
potencialmente explosivos debido a la presencia de polvo y a los sistemas de protección
y, por otro, a los dispositivos destinados a ser utilizados fuera de atmósferas explosivas
pero que son necesarios o convenientes para el funcionamiento seguro de los aparatos o
sistemas de protección en relación con los riesgos de explosión. Ello supone un
incremento del ámbito de aplicación en comparación con las legislaciones nacionales
existentes.
3.1.3 Ámbito de aplicación
El fabricante, su representante autorizado o la primera persona que comercialice
un aparato, sistema de protección, dispositivo de seguridad, control, reglaje,
componente en la UE, debe realizar una evaluación de riesgos ATEX tomando como
base la Directiva 94/9/CE. El cuadro siguiente resume los casos en los que es aplicable.
Reglamentación aplicable
47
Fig. 3.1. Ámbito de aplicación Directiva 94/9/CE
3.1.4 Grupo y categoría de un aparato
El fabricante debe decidir previamente, en base al uso previsto, a qué grupo y
categoría pertenece el producto. Los aparatos, los dispositivos y componentes, se
dividen en dos grupos. Los dispositivos deben evaluarse con arreglo a la categoría del
aparato o sistema de protección para cuyo funcionamiento seguro son necesarios o al
cual contribuyen.
Grupo de aparatos I: formado por aquellos destinados a trabajos subterráneos en
las minas y en las partes de sus instalaciones de superficie, en las que puede haber
peligro debido al grisú y/o al polvo combustible.
Grupo de aparatos II: compuesto por aquellos destinados al uso en otros lugares
en los que puede haber peligro de formación de atmósferas explosivas.
Estos grupos se subdividen en categorías. En el caso del Grupo I, la clasificación
depende, entre otros factores, de si se podrá cortar la alimentación de energía del
producto en caso de existir una atmósfera explosiva. En el caso del Grupo II, depende
del lugar donde se ha previsto utilizar el producto y de si la atmósfera potencialmente
explosiva siempre está presente o se produce, con arreglo a toda probabilidad, de forma
más o menos duradera.
La clasificación para aparatos del Grupo II se describe a continuación.
Reglamentación aplicable
48
− La categoría 1 comprende los aparatos diseñados para poder funcionar dentro
de los parámetros operativos fijados por el fabricante y asegurar un nivel de protección
muy alto.
Los aparatos de esta categoría están previstos para utilizarse en un medio
ambiente en el que se produzcan de forma constante, duradera o frecuente atmósferas
explosivas debidas a mezclas de aire con gases, vapores, nieblas o mezclas polvo+aire.
Los aparatos de esta categoría deben asegurar el nivel de protección requerido,
aún en caso de avería infrecuente del aparato, y se caracterizan por tener medios de
protección tales que:
• en caso de fallo de uno de los medios de protección, al menos un segundo
medio independiente asegure el nivel de protección requerido;
• en caso de que se produzcan dos fallos independientes el uno del otro, esté
asegurado el nivel de protección requerido.
− La categoría 2 comprende los aparatos diseñados para poder funcionar en las
condiciones prácticas fijadas por el fabricante y asegurar un alto nivel de protección.
Los aparatos de esta categoría están destinados a utilizarse en un ambiente en el
que sea probable la formación de atmósferas explosivas debidas a gases, vapores,
nieblas o polvo en suspensión.
Los medios de protección relativos a los aparatos de esta categoría asegurarán el
nivel de protección requerido, aun en caso de avería frecuente o de fallos del
funcionamiento de los aparatos que deban tenerse habitualmente en cuenta.
− La categoría 3 comprende los aparatos diseñados para poder funcionar en las
condiciones prácticas fijadas por el fabricante y asegurar un nivel normal de protección
Los aparatos de esta categoría están destinados a utilizarse en un ambiente en el
que sea poco probable la formación de atmósferas explosivas debidas a gases, vapores,
nieblas o polvo en suspensión y en que, con arreglo a toda probabilidad, su formación
sea infrecuente y su presencia sea de corta duración.
Reglamentación aplicable
49
Los aparatos de esta categoría asegurarán el nivel de protección requerido
durante su funcionamiento normal.
3.1.5 Niveles de protección de las distintas categorías de
aparatos
Los distintos aparatos deben poder funcionar dentro de los parámetros
operativos fijados por el fabricante manteniendo un determinado nivel de protección.
Tabla. 3.1. Niveles de protección de los aparatos
Reglamentación aplicable
50
3.1.6 Evaluación de riesgos de los productos
La observación de los Requisitos Esenciales de Seguridad y Salud de la
Directiva 94/9/CE es condición necesaria para garantizar que los aparatos y sistemas de
protección se han construido a prueba de explosiones.
Por consiguiente, para cumplir los requisitos de la Directiva 94/9/CE es
absolutamente necesario realizar un proceso de evaluación de riesgos.
Según lo dispuesto en el apartado 1.0.1 del anexo II de dicha publicación, los
fabricantes están obligados a diseñar los aparatos y sistemas de protección con miras a
la integración de la seguridad frente a las explosiones. Este principio se ha concebido
con el propósito de evitar la formación de atmósferas explosivas, suprimir las fuentes de
ignición y, en caso de que, a pesar de todo, se produjese una explosión, detenerla
inmediatamente o limitar sus efectos. En este sentido, el fabricante adoptará las medidas
oportunas en relación con los riesgos de explosión.
Asimismo, de conformidad con el apartado 1.0.2 del anexo II de la Directiva, los
aparatos y sistemas de protección deberán diseñarse y fabricarse considerando posibles
anomalías de funcionamiento para evitar al máximo situaciones peligrosas.
3.1.6.1 Métodos o técnicas aplicables
La metodología sobre evaluación de riesgos no sólo debe considerar los aspectos
relativos al diseño y a la construcción, sino que además debe proporcionar un formato o
lenguaje común para diseñadores y usuarios.
Existen muchos métodos o técnicas posibles para realizar una evaluación de
riesgos, sobre todo para la identificación de peligros.
El principal resultado de la fase de identificación de peligros es una lista
numerada de los incidentes peligrosos que podrían producirse a consecuencia de utilizar
los productos en cuestión. Esta lista se utiliza posteriormente en la fase de estimación de
riesgos.
La metodología de evaluación de riesgos debería contemplar los perfiles de
riesgo, incluidos los parámetros accidentales razonablemente previsibles.
Reglamentación aplicable
51
En principio, una evaluación de riesgos consta de cuatro etapas:
a) Identificación de peligros: No se puede modificar el diseño sin haber
determinado antes el peligro.
b) Estimación del riesgo: Determinación de la probabilidad de que se produzcan
los peligros identificados y especificación de los niveles de gravedad de los posibles
daños que puedan causar.
c) Evaluación de riesgos: Comparación del riesgo estimado con determinados
criterios con el fin de decidir si el riesgo es aceptable o es preciso modificar el diseño.
d) Análisis de la opción de reducción de riesgos: identificación, selección y
modificación de los cambios de diseño que podrían reducir el riesgo general de los
productos.
Reglamentación aplicable
3.1.7 Procedimientos de evaluación de la conformidad
(*) y sus componentes, si se certifican por separado.
Fig. 3.2 Procedimiento evaluación de la conformidad
52
Reglamentación aplicable
53
3.1.7.1 Garantía de calidad y verificación en la fase de fabricación
Los procedimientos de conformidad, que incluyen un examen CE de tipo,
también pueden obligar al fabricante a emplear un sistema de calidad evaluado y
aprobado por un organismo notificado que él elija.
Los requisitos del sistema de calidad figuran en el apartado 3.2 de los anexos IV
y VII de la Directiva 94/9/CE. Cuando el sistema de calidad se ajuste a la norma
armonizada correspondiente, el organismo notificado dará por supuesta la conformidad
con dichos requisitos.
Al evaluar el sistema de calidad de un fabricante, el organismo notificado
determinará si dicho sistema de calidad garantiza la conformidad con el tipo descrito en
el certificado del examen CE de tipo y con los requisitos aplicables de la Directiva.
Otra posibilidad, en función de la vía de cumplimiento que elija el fabricante, es
que el organismo notificado supervise la fabricación en relación con los siguientes
módulos de producción:
Verificación de productos: el organismo notificado examinará y verificará todos
los productos para comprobar que el aparato, sistema de protección o dispositivo es
conforme con los requisitos de la Directiva 94/9/CE, y a continuación elaborará un
certificado de conformidad.
Conformidad con el tipo: el organismo notificado es responsable de que todos
los aparatos fabricados se sometan a las pruebas referentes a los aspectos técnicos de la
protección contra las explosiones.
Verificación por unidad: el organismo notificado examinará el aparato o sistema
de protección y realizará las pruebas definidas en las normas armonizadas, en su caso, o
en las normas europeas, internacionales o nacionales, o bien realizará pruebas
equivalentes para verificar su conformidad con los requisitos aplicables de la Directiva
94/9/CE, y posteriormente elaborará un certificado de conformidad.
El anexo XI de la Directiva 94/9/CE define los criterios que deben cumplir los
organismos notificados.
Reglamentación aplicable
54
3.1.8 Documentos de conformidad
3.1.8.1 Documentos expedidos por el fabricante
- Declaración CE de conformidad: Una vez el fabricante ha cumplido todas las
exigencias de la Directiva, él directamente asume la responsabilidad de colocar el
marcado CE y redactar una Declaración CE de conformidad.
Cuando ni el fabricante ni su representante autorizado estén establecidos en la
UE, la obligación de conservar una copia, durante 10 años a partir de la última fecha de
fabricación del aparato, de la Declaración CE de conformidad corresponde a la persona
que comercializa el producto en la UE.
- Certificado escrito de conformidad para componentes: Apartado 3 del artículo
8 de la Directiva 94/9/CE. Además de declarar la conformidad de los componentes con
las disposiciones de la Directiva, el certificado escrito de conformidad debe indicar las
características de dichos componentes y las condiciones de incorporación a un aparato o
sistema de protección con las que se garantiza que dicho aparato o sistema de protección
acabado cumple los Requisitos Esenciales de Seguridad y Salud de la Directiva 94/9/CE
que sean aplicables.
- Documentos que acompañan al producto: De acuerdo con lo dispuesto en el
apartado 2 del artículo 4 y en el apartado 1 del artículo 5 de la Directiva 94/9/CE, y con
fines de vigilancia del mercado, la Declaración CE de conformidad / el certificado
escrito de conformidad debe acompañar a la información que se facilita con cada
producto individual o con cada lote de productos idénticos, siempre que se identifiquen
inequívocamente todos ellos.
3.1.8.2 Documentos expedidos por el Organismo Notificado
Además del certificado del examen CE de tipo que se describe en el anexo III de
la Directiva, el Organismo Notificado puede expedir los siguientes documentos con
arreglo a lo dispuesto en los procedimientos de evaluación de la conformidad:
· notificaciones de garantía de la calidad
· notificación de conformidad con el tipo
Reglamentación aplicable
55
· certificados de verificación de productos
· certificados de verificación por unidad
· certificado de conformidad
No es necesario que estos documentos acompañen al producto.
3.1.9 Marcado de aparatos
3.1.9.1 Marcado CE
El marcado CE es parte de los procedimientos de evaluación de la conformidad
con miras a la armonización total.
Durante el periodo transitorio de una Directiva de nuevo enfoque, el fabricante
puede elegir entre cumplir los requisitos de esta Directiva o los textos reglamentarios
anteriores. En estos casos el fabricante deberá indicar en los documentos acompañantes
la opción elegida, y por tanto el alcance de la expresión de conformidad que represente
el marcado CE.
El fabricante utiliza el marcado CE para declarar que, a su juicio, el producto en
cuestión se ha fabricado de conformidad con todas las disposiciones y requisitos
aplicables de la Directiva 94/9/CE y ha sido objeto de los procedimientos adecuados de
evaluación de la conformidad.
El marcado CE es obligatorio y debe colocarse antes de que el aparato o sistema
de protección se comercialice o se ponga en servicio. De acuerdo con lo expuesto en el
apartado 3 del artículo 8, los componentes quedan excluidos de esta obligación. En
lugar de llevar el marcado CE, los componentes deben entregarse junto con un
certificado escrito que declare su conformidad con las disposiciones de la Directiva, y
que indique sus características y las condiciones de incorporación a un aparato o sistema
de protección. Dicho certificado va acompañado de la definición de componentes, que,
por ser elementos estructurales, no poseen función autónoma.
En general, el fabricante debe colocar el marcado CE durante la fase de control
de la producción. En ciertos casos, el marcado CE se puede colocar con anterioridad,
Reglamentación aplicable
56
durante la fase de producción de un producto complejo (por ejemplo, un vehículo). En
tal caso, es necesario que el fabricante confirme formalmente que el producto cumple
los requisitos de la Directiva en la fase de control de la producción.
El marcado CE estará compuesto por las iniciales «CE» con la presentación
gráfica descrita en el anexo X de la Directiva 94/9/CE.
En general, el marcado CE debe fijarse en el producto o su placa de
características. No obstante, aunque no lo exige la Directiva 94/9/CE, se considera
razonable fijar el marcado CE en el envase y en los documentos acompañantes si no es
posible fijarlo al producto debido a su tamaño o naturaleza. También sería razonable,
aunque no obligatorio, fijar el marcado CE en más de un lugar. Así, por ejemplo, si se
marca el envase exterior y el producto que contiene, no sería necesario abrir el envase
para comprobar el marcado.
Deberá fijarse en un lugar destacado de modo que sea visible y legible en la
posición normal de funcionamiento del aparato, e indeleble. Está prohibido colocar
marcas o inscripciones que puedan inducir a error a terceros en relación con el
significado o el logotipo del marcado.
El requisito de visibilidad significa que el marcado CE debe ser fácilmente
accesible para las autoridades de vigilancia del mercado, y a la vez visible para clientes
y usuarios.
Por motivos de legibilidad, el marcado CE deberá tener una altura mínima de
5mm excepto en productos de pequeñas dimensiones.
El requisito de indelebilidad significa que el marcado no debe poder eliminarse
del producto sin dejar señales que sean visibles en circunstancias normales.
En función del procedimiento de evaluación de la conformidad que se aplique,
un organismo notificado puede intervenir en la fase de diseño, en la fase de producción
o en ambas fases.
Aunque los subconjuntos pueden llevar el marcado CE por derecho propio, es
posible que no queden a la vista una vez terminada la construcción del producto final.
Ello no tiene mayor importancia porque dicha información se puede hallar en otro lugar.
Reglamentación aplicable
57
No obstante, el producto final debe incorporar un único marcado que se refiera
claramente al montaje final antes de que se comercialice o se ponga en servicio.
3.1.9.2 Marcados complementarios
a) Marcado específico
Los aparatos, sistemas de protección y componentes deben presentar el marcado
específico de protección contra las explosiones, las letras εx dentro de un hexágono.
Este marcado debe ir seguido del símbolo del grupo de aparatos y de la categoría y, para
el Grupo II, de las letras ‘G’ (referente a atmósferas explosivas debidas a gases, vapores
o nieblas) o D (referente a atmósferas explosivas debidas a la presencia de polvo), como
en el ejemplo siguiente:
Productos mineros, Grupo I, Categoría M2
Productos no mineros, Grupo II, Categoría 1 para uso en atmósferas
de gas, vapor o niebla
Productos no mineros, Grupo II, Categoría 1 para uso en atmósferas
de polvo
Sistema de protección, para uso en atmósferas de gas, vapor, niebla o
polvo
Dispositivo según el apartado 2 del artículo 1 de la Directiva
94/9/CE, situado fuera del emplazamiento peligroso, con circuitos de seguridad
intrínseca de la categoría «Ex ia». Puede conectarse, por ejemplo, a aparatos de la
categoría 1
Aparato instalado en el límite entre diferentes zonas. Por
ejemplo, cuando es conforme parcialmente con las categorías 1 y 2.
Reglamentación aplicable
58
Todos los productos deben llevar marcados el nombre y la dirección del
fabricante, la designación de la serie o el tipo, el número de serie (si es que existe) y el
año de fabricación.
b) Marcado adicional
Dada la importancia particular que reviste para la seguridad de los productos
destinados a ser utilizados en atmósferas potencialmente explosivas, la Directiva
94/9/CE establece un marcado adicional (apartado 1.0.5, «Marcado», del anexo II de la
norma). En él se indica que los aparatos, sistemas de protección y componentes deberán
presentar cualquier indicación que resulte indispensable para una segura utilización.
De acuerdo con este requisito, la serie EN 50014 de normas europeas de material
eléctrico para atmósferas potencialmente explosivas prevé un marcado complementario.
Los símbolos más importantes son:
-
el símbolo EEx para indicar que el producto es conforme con una o más
normas de esta serie
-
el símbolo de cada tipo de protección que se utilice (o, p, q, d, e, ia, ib, m,
etc.)
-
«o » para inmersión en aceite según EN 50015;
-
«p» para sobrepresión interna según EN 50016;
-
«q» para relleno pulverulento según EN 50017;
-
«d» para envolvente antideflagrante según EN 50018;
-
«e» para seguridad aumentada según EN 50019;
-
«ia» o «ib» para seguridad intrínseca según EN 50020;
-
«m» para encapsulado según EN 50028.
-
los grupos de explosión I, IIA, IIB, o IIC en el caso de los tipos de
protección d, i o q.
Reglamentación aplicable
-
59
el símbolo que indica la categoría de temperatura o la temperatura
superficial máxima.
c) Marcado de productos pequeños
De acuerdo con las orientaciones relativas al marcado CE para productos,
también se considera razonable fijar los demás marcados en el envase y en los
documentos acompañantes si no es posible fijarlo en el producto debido a su tamaño o
naturaleza.
3.2 Directiva ATEX 1999/92/CE
Esta directiva adoptada por el Parlamento Europeo y el Consejo de la Unión
Europea establece las disposiciones mínimas para la protección de la seguridad y la
salud de los trabajadores que pudiesen verse expuestos a riesgos derivados de
atmósferas explosivas.
Con objeto de prevenir las explosiones el empresario deberá tomar medidas de
carácter técnico y/u organizativo en función del tipo de actividad; impedir la formación
de atmósferas explosivas, o, cuando la naturaleza de la actividad no lo permita, evitar la
ignición de éstas, y atenuar los efectos perjudiciales de una explosión protegiendo la
salud y la seguridad de los trabajadores. Estas medidas se revisarán periódicamente.
Los riesgos específicos derivados de las ATEX deberán ser evaluados por el
empresario teniendo en cuenta al menos:
-
la probabilidad de formación y la duración de atmósferas explosivas
-
la probabilidad de la presencia y activación de focos de ignición,
incluidas descargas electrostáticas
-
las instalaciones, las sustancias empleadas, los procesos industriales y sus
posibles interacciones
-
las proporciones de los efectos previsibles
Reglamentación aplicable
60
Los riesgos de explosión se evaluarán globalmente y se tendrán en cuenta los
lugares que estén o puedan estar en contacto, mediante aperturas, con lugares en los que
puedan crearse atmósferas explosivas.
En los entornos de trabajo en los que se produzca esta formación, en cantidades
tales que representen un peligro para los trabajadores, se debe asegurar una supervisión
adecuada mediante el uso de los medios técnicos apropiados.
3.2.1 Ámbito de aplicación
Los equipos de trabajo destinados a ser utilizados en lugares en los que puedan
formarse atmósferas explosivas, así como los lugares de trabajo que contengan áreas en
las que puedan formarse atmósferas explosivas, y que estén disponibles en una empresa
o establecimiento antes del 30 de junio de 2003 deberán cumplir las disposiciones
mínimas contenidas en la presente Directiva a más tardar tres años después de dicha
fecha. Si se efectúan modificaciones, ampliaciones o remodelaciones después del 30 de
junio de 2003, se deben cumplir también las disposiciones correspondientes establecidas
por la presente directiva.
Dicha directiva no será de aplicación a:
- Las áreas utilizadas directamente para el tratamiento medico de pacientes
durante dicho tratamiento.
- La utilización reglamentaria de los aparatos de gas conforme a la Directiva a
la Directiva 90/396/CEE del Consejo.
- La fabricación, manipulación, utilización, almacenamiento y transporte de
explosivos o sustancias químicamente inestables.
- Las industrias extractivas contempladas en las Directivas 92/91/CEE y
92/104/CEE del Consejo.
- La utilización de medios de transporte terrestre, marítimo y aéreo, a los que se
aplican las disposiciones correspondientes de convenios internacionales. No se
excluirán los medios de transporte diseñados para su uso en una atmósfera
potencialmente explosiva.
Reglamentación aplicable
61
3.2.2 Clasificación en zonas de las áreas de riesgo
Se deberán clasificar en zonas las áreas en las que pueden formarse atmósferas
explosivas.
Se consideran «áreas de riesgo» aquéllas en las que puedan formarse atmósferas
explosivas en cantidades tales que resulte necesaria la adopción de precauciones
especiales para proteger la seguridad y la salud de los trabajadores afectados.
Las sustancias inflamables o combustibles se considerarán sustancias capaces de
formar atmósferas explosivas, a no ser que el análisis de sus propiedades demuestre que,
mezcladas con el aire, no son capaces por sí solas de propagar una explosión.
Las áreas de riesgo se clasificarán en zonas teniendo en cuenta la frecuencia con
que se producen atmósferas explosivas y la duración de las mismas.
Zona 0: Área de trabajo en la que una atmósfera explosiva consistente en una
mezcla con aire de sustancias inflamables en forma de gas, vapor o niebla está presente
de modo permanente, por un período de tiempo prolongado, o con frecuencia.
Zona 1: Área de trabajo en la que es probable, en condiciones normales de
explotación, la formación ocasional de una atmósfera explosiva.
Zona 2: Área de trabajo en la que no es probable, en condiciones normales de
explotación, la formación de una atmósfera explosiva o en la que, en caso de formarse,
dicha atmósfera explosiva sólo permanece durante breves períodos de tiempo.
3.2.3 Disposiciones mínimas destinadas a mejorar la
seguridad de los trabajadores
El empresario deberá garantizar, en las áreas anteriores, la aplicación de las
disposiciones mínimas destinadas a mejorar la seguridad y la protección de los
empleados potencialmente expuestos.
Las disposiciones expuestas en esta directiva se aplicarán:
Reglamentación aplicable
62
— a las áreas clasificadas como zonas de riesgo, siempre que sean necesarias
según las características del lugar de trabajo, del puesto de trabajo, del equipo o de las
sustancias empleadas o del peligro causado por la actividad relacionada con los riesgos
derivados de atmósferas explosivas.
— a los equipos situados en áreas que no presenten riesgo y que sean necesarios
o contribuyan al funcionamiento en condiciones seguras de los equipos situados en
áreas de riesgo.
3.2.3.1 Medidas organizativas
- Formación de los trabajadores
El empresario deberá proporcionar a quienes trabajan en áreas donde pueden
formarse atmósferas explosivas una formación adecuada y suficiente sobre protección
en caso de explosión.
- Instrucciones por escrito y permisos de trabajo
Cuando así lo exija el documento de protección contra explosiones:
— el trabajo en las áreas de riesgo se llevará a cabo conforme a unas
instrucciones por escrito que presentará el empresario
— se deberá aplicar un sistema de permisos de trabajo que autorice la ejecución
de trabajos definidos como peligrosos o que puedan ocasionar riesgos indirectos al
interaccionar con otras operaciones
Los permisos de trabajo deberán ser expedidos por una persona competente para
ello antes del comienzo de los trabajos.
3.2.3.2 Medidas de protección contra las explosiones
Todo escape o liberación, intencionada o no, de gases, vapores o nieblas
inflamables o de polvos combustibles que pueda dar lugar a riesgos de explosión deberá
ser desviado o evacuado a un lugar seguro o, si no fuera viable, ser contenido o
controlado con seguridad por otros medios.
Reglamentación aplicable
63
- Cuando la atmósfera explosiva contenga varios tipos de gases, vapores, nieblas
o polvos combustibles o inflamables, las medidas de protección se ajustarán al mayor
riesgo potencial.
- Cuando se trate de evitar los riesgos de ignición, también se deberán tener en
cuenta las descargas electrostáticas producidas por los trabajadores o el entorno de
trabajo como portadores o generadores de carga. Se deberá proveer a los trabajadores de
ropa de trabajo adecuada hecha de materiales que no den lugar a descargas
electrostáticas que puedan causar la ignición de atmósferas explosivas.
- La instalación, los aparatos, los sistemas de protección y sus correspondientes
dispositivos de conexión sólo se pondrán en funcionamiento si el documento de
protección contra explosiones indica que pueden usarse con seguridad en una atmósfera
explosiva.
Lo anterior se aplicará asimismo al equipo de trabajo y sus correspondientes
dispositivos de conexión que no se consideren aparatos o sistemas de protección en la
acepción de la Directiva 94/9/CE, si su incorporación puede dar lugar por sí misma a un
riesgo de ignición. Se deberán tomar las medidas necesarias para evitar la confusión
entre dispositivos de conexión.
- Se adoptarán todas las medidas necesarias para asegurarse de que los lugares
de trabajo, los equipos de trabajo y los correspondientes dispositivos de conexión que se
encuentren a disposición de los trabajadores han sido diseñados, construidos,
ensamblados e instalados y se utilizan de tal forma que se reduzcan al máximo los
riesgos de explosión. En caso de que se produzca alguna, se reducirá al máximo su
propagación en dicho lugar o equipo de trabajo.
- En caso necesario, los trabajadores deberán ser alertados mediante la emisión
de señales ópticas y/o acústicas de alarma y desalojados antes de que se alcancen las
condiciones de explosión.
- Cuando así lo exija el documento de protección contra explosiones, se
dispondrán y mantendrán en funcionamiento salidas de emergencia que, en caso de
peligro, permitan a los trabajadores abandonar con rapidez y seguridad los lugares
amenazados.
Reglamentación aplicable
64
- Antes de utilizar por primera vez los lugares de trabajo donde existan áreas en
las que puedan formarse atmósferas explosivas, deberá verificarse su seguridad general
contra explosiones. Deberán mantenerse todas las condiciones necesarias para
garantizar la protección contra explosiones.
La realización de las verificaciones se encomendará a personas que sean
competentes en el campo de la prevención de explosiones por su experiencia o
formación profesional.
- Cuando la evaluación de riesgos muestre que ello es necesario:
• deberá poderse, en caso de que un corte de energía pueda comportar nuevos
peligros, mantener el equipo y los sistemas de protección en situación de
funcionamiento seguro independientemente del resto de la instalación si efectivamente
se produjera un corte de energía.
• deberá poder efectuarse la desconexión manual de los aparatos y sistemas de
protección incluidos en procesos automáticos que se aparten de las condiciones de
funcionamiento previstas, siempre que ello no comprometa la seguridad. Tales
intervenciones se confiarán exclusivamente a los trabajadores competentes en la
materia.
• la energía almacenada deberá disiparse, al accionar los dispositivos de
desconexión de emergencia, de la manera más rápida y segura posible o aislarse de
manera que deje de constituir un peligro.
3.2.4 Criterios para la elección de aparatos y sistemas de
protección
Siempre que en el documento de protección contra explosiones basado en una
evaluación de los riesgos no se disponga otra cosa, en todas las áreas en que puedan
formarse atmósferas explosivas deberán utilizarse aparatos y sistemas de protección con
arreglo a las categorías fijadas en la Directiva 94/9/CE.
Reglamentación aplicable
65
Concretamente, en las zonas indicadas se deberán utilizar las siguientes
categorías de aparatos, siempre que resulten adecuados para gases, vapores, nieblas o
polvos, según corresponda:
—
en la zona 0, los aparatos de la categoría 1,
—
en la zona 1, los aparatos de las categorías 1 o 2,
—
en la zona 2, los aparatos de las categorías 1, 2 o 3.
3.2.5 Señalización de zonas con riesgo de atmósferas
explosivas
En caso necesario, los accesos a las áreas en las que puedan formarse atmósferas
explosivas en cantidades tales que supongan un peligro para la salud y la seguridad de
los trabajadores deberán señalizarse:
Fig. 3.3. Zona con riesgo de atmósferas explosivas
Características intrínsecas de la señalización:
— forma triangular,
— letras negras sobre fondo amarillo, bordes negros (el amarillo deberá cubrir
como mínimo el 50 % de la superficie de la señal). Los Estados miembros de la UE
podrán añadir, si lo desean, otros elementos explicativos.
Reglamentación aplicable
66
3.2.6 Documento de protección contra explosiones
En cumplimiento de las obligaciones establecidas, el empresario se encargará de
que se elabore y mantenga actualizado un documento, denominado «documento de
protección contra explosiones». Dicho documento deberá reflejar, en concreto:
— que se han determinado y evaluado los riesgos de explosión
— que se tomarán las medidas adecuadas para lograr los objetivos de la esta
Directiva
— las áreas que han sido clasificadas en zonas
— las áreas en que se aplicarán los requisitos mínimos establecidos para la
seguridad de los trabajadores
— que el lugar y los equipos de trabajo, incluidos los sistemas de alerta, están
diseñados y se utilizan teniendo debidamente en cuenta la seguridad
El documento de protección contra explosiones se elaborará antes de que
comience el trabajo y se revisará siempre que se efectúen modificaciones, ampliaciones
o transformaciones importantes en el lugar de trabajo, en los equipos de trabajo o en la
organización del trabajo.
Los Estados miembros comunicarán a la Comisión Europea el texto de las
disposiciones de Derecho interno, ya adoptadas, en el ámbito regulado por la esta
Directiva.
Cada cinco años, presentarán también un informe sobre la ejecución práctica de
las disposiciones de la presente Directiva, indicando los puntos de vista de los
empresarios y de los trabajadores.
La Comisión informará de ello al Parlamento Europeo, al Consejo, al Comité
Económico y Social y al Comité consultivo de seguridad, higiene y protección de la
salud en el lugar de trabajo.
Reglamentación aplicable
67
3.3 API (American Petroleum Institute) 505: Recommended
Practice for Classification of locations for electrical
installations at Petroleum Facilities
El propósito de esta “práctica recomendada” es proveer líneas de actuación para
la clasificación de áreas clase I, zona 0, zona 1, zona 2 en instalaciones petrolíferas para
la selección e instalación de equipos eléctricos.
Instalaciones eléctricas en áreas donde líquidos, gases o vapores inflamables son
producidos, procesados, acumulados o utilizados pueden ser diseñadas adecuadamente
si el área de riesgo de escape está claramente definida. Una vez el área está definida, los
requerimientos para el equipo eléctrico deben ser determinados por publicaciones
aplicables.
Esta normativa se aplica a la clasificación de áreas donde estén presentes
equipos eléctricos instalados de manera tanto temporal como permanente. Será de
aplicación cuando pueda existir riesgo de ignición debido a la presencia de gas o vapor
inflamable mezclado con aire, en condiciones atmosféricas normales. Las condiciones
atmosféricas normales se definen como 101.3 kPa y 20ºC.
En esta publicación también se incluyen recomendaciones para determinar el
grado y extensión de áreas clasificadas en ejemplos específicos de situaciones que
comúnmente se dan en instalaciones petrolíferas.
3.3.1 Definiciones previas
a) Limite inferior de explosión: concentración de gas o vapor inflamables en el
aire por debajo de la cual la atmósfera de gas no es explosiva.
b) Equipo de alta temperatura: su máxima temperatura de trabajo excede el 80%
de la temperatura de ignición del gas o vapor envolved.
c) Liquido altamente volátil: su presión de vapor excede 276 kPa a 37.8ºC.
Reglamentación aplicable
68
d) Temperatura de ignición: la temperatura más baja de una superficie caliente a
la cual se produce la ignición de una sustancia inflamable en forma de atmósfera
explosiva.
e) MESG (Maximum Experimetal Safe Gap): máximo “gap” de la unión entre
dos partes del interior de una cámara de un aparato de pruebas; el cual, cuando la
mezcla interna de gas arde en determinadas circunstancias, impide la ignición de la
mezcla externa de gas a través de una unión de 25 mm de largo, sea cual sea la
concentración del gas o vapor testado.
f) MIC(Minimum Ignition Current): relación entre la mínima corriente requerida
por una descarga, para producir la ignición de la mezcla de gas o vapor más volátil, y la
mínima corriente requerida para producir la ignición del metano bajo las mismas
condiciones de prueba.
3.3.2 Condiciones básicas para que se produzca un fuego o una
explosión
Cuando se produce el escape de una sustancia inflamable y se mezcla con el aire
se forma una nube explosiva que acaba allí donde la concentración de sustancia
explosiva coincide con el Límite Inferior de Explosión (L.I.E.) de la sustancia, que es la
concentración por debajo de la cual la mezcla con el aire no es explosiva, por lo que las
dimensiones de la nube explosiva están determinadas por la sustancia inflamable
fugada, la masa que fuga y su dispersión en la atmósfera.
Se consideran "áreas de riesgo" aquellas en las que puedan formarse atmósferas
explosivas en cantidades tales que resulte necesaria la adopción de precauciones
especiales para proteger la seguridad y la salud de los trabajadores.
Se consideran "áreas que no presentan riesgo" aquellas en las que no cabe
esperar la formación de atmósferas explosivas en cantidades tales que resulte necesaria
la adopción de precauciones especiales.
Reglamentación aplicable
69
3.3.3 Líquidos, gases y vapores inflamables y combustibles
Las sustancias que se manejan en instalaciones petrolíferas incluyen:
- Líquidos inflamables: cualquier líquido con un punto de inflamación por
debajo de 37,8ºC y una presión de vapor a esta temperatura menor de 276 kPa.
Líquidos clase I: normalmente se manejan a temperaturas por encima de su
punto de inflamación y en consecuencia pueden producir una atmósfera inflamable. La
densidad de la atmósfera saturada con vapores desprendidos de líquidos inflamables, a
temperaturas atmosféricas ordinarias, es normalmente más pesada que el aire. Sin
embargo, cuando estos vapores se diluyen con suficiente aire, para crear una mezcla
inflamable la densidad de la mezcla es próxima a la del aire.
- Líquidos combustibles: líquidos con una temperatura flash mayor o igual a
37,8ºC.
Líquidos de clase II: punto de inflamación mayor o igual que37,8ºC y menor
que 60ºC. La probabilidad de ignición de la mezcla aire-vapor es baja ya que
normalmente se manejan a temperaturas inferiores a su punto de inflamación. Los
vapores producidos no se expanden tanto como los de los líquidos de clase I, y a no ser
que estemos muy cerca de la fuente de escape no producen suficiente cantidad de vapor
para ser considerados a la hora de clasificar zonas eléctricas.
Líquidos de clase IIIA: punto de inflamación mayor o igual que 60ºC.
Líquidos de clase IIIB: punto de inflamación mayor o igual que 93ºC.
Los líquidos de clase III no suelen producir suficientes vapores para ser
considerados en clasificaciones eléctricas. Si se calientan por encima de su punto de
inflamación la extensión de la zona clasificada será muy pequeña y cercana al punto de
escape.
- Líquidos altamente volátiles:
Incluyen líquidos como el butano, etano, propano, propileno, gas natural licuado
etc. Su presión de vapor a 37,8ºC es mayor a 276 kPa. Se evaporan a bajas temperaturas
(punto de inflamación bajo). Cuando se liberan a la atmósfera, crean grandes volúmenes
Reglamentación aplicable
70
de gases cuya densidad es mayor que la del aire. Cuando se producen a nivel del suelo,
los gases densos pueden viajar grandes distancias si no existen corrientes de aire que los
dispersen. Si se producen a mayor altura, la difusión de la mezcla es más rápida y la
distancia desde la fuente de escape donde el LIE está presente es menor.
- Gases inflamables más ligeros que el aire:
En instalaciones petrolíferas es común la presencia de gases más ligeros que el
aire, como por ejemplo el metano. Normalmente se dispersan con rapidez debido a su
baja densidad y rara vez producen mezclas inflamables, en instalaciones al aire libre,
cercanas al suelo donde se sitúan la mayoría de los equipos y las instalaciones
eléctricas.
El hidrogeno debe tratarse de manera especial debido a sus propiedades: alta
velocidad de propagación, baja densidad de vapor, bajo nivel mínimo de energía de
ignición, alta temperatura de ignición (520ºC) etc.
Además, para la correcta clasificación de áreas para instalaciones eléctricas debe
ser determinado el grupo al que pertenece el gas presente.
- Grupos de gases:
Los equipos deben ser testados y aprobados para el funcionamiento con un tipo
específico de material inflamable, ya que las presiones máximas y de explosión y otras
características varían mucho.
Con este propósito y el de la clasificación en áreas, se establece la siguiente
agrupación:
Grupo I: atmósferas que contienen una mezcla de gases compuesta
principalmente por metano, normalmente se encuentra bajo tierra, en minas.
GrupoII: gases que no se encuentran bajo tierra y que se subdividen en los
grupos siguientes según la naturaleza del gas o vapor en cuanto a técnicas de protección
(“d”, ”ia”, “ib” ,“n”, “o”)
GrupoIIA: atmósferas que contienen acetona, amoniaco, etil, alcohol, gasolina,
metano, propano o gases inflamables, vapor procedente de líquidos inflamables o
Reglamentación aplicable
71
combustible liquido que produce vapor mezclado con aire que puede explotar o arder
teniendo un safe gap máximo experimental mayor de 0.90 mm o un igniting current
ratio mínimo mayor de 0.80.
GrupoIIB: atmósferas que contienen acetaldehído, etileno, gas inflamable, vapor
procedente de líquidos inflamables o combustible liquido que produce vapor mezclado
con aire que puede explotar o arder teniendo un safe gap máximo experimental menor o
igual a 0.90 mm y mayor de 0.50mm o un igniting current ratio mínimo mayor de 0.45
y menor o igual a 0.80.
GrupoIIC: atmósferas que contienen acetileno, hidrogeno, gas inflamable, vapor
procedente de líquidos inflamables o combustible liquido que produce vapor mezclado
con aire que puede explotar o arder teniendo un safe gap máximo experimental menor o
igual a 0.50 mm o un igniting current ratio mínimo menor de 0.45.
3.3.4 Criterios de clasificación
3.3.4.1 Fuentes de escape
Una fuente de escape es un punto o lugar desde el cual se puede escapar a la
atmósfera una sustancia inflamable de tal forma que pueda formar una atmósfera
explosiva.
Serán considerados como fuentes potenciales de escape todos los equipos,
tuberías, válvulas o elementos de proceso que contengan sustancias inflamables y,
además, puedan presentar fugas durante operación normal.
Las fuentes potenciales de escape más comunes localizadas en una instalación
son:
• Superficie de líquido en tanques de almacenamiento o de recogida
• Venteos y descargas de válvulas de seguridad de sistemas que contengan un
producto inflamable
• Válvulas
Reglamentación aplicable
72
• Bridas (conexiones bridadas, bocas de hombre y de inspección, etc.)
• Instrumentos
• Conexiones roscadas
• Descargas de aire de extracción de compartimentos clasificados
• Conexiones de botellas de hidrógeno
• Baterías eléctricas
3.3.4.2 Grado de escape
Para cada fuente de escape se debe determinar el grado de escape. El grado de
escape se define en función de la probabilidad de que en un determinado instante se esté
produciendo el escape considerado.
Existen tres grados de escape, que se clasifican a continuación en orden
decreciente en cuanto a la probabilidad de ocurrencia:
a) Grado de escape continuo: Es un escape que se produce de forma continua o
presumiblemente durante largos períodos de tiempo.
b) Grado de escape primario: Es un escape que se produce presumiblemente de
forma periódica u ocasionalmente durante el funcionamiento normal.
c) Grado de escape secundario: Es un escape que no se prevé en funcionamiento
normal y si se produce es probable que ocurra infrecuentemente y en períodos de corta
duración.
3.3.4.3 Tasa de escape
La tasa de escape es la cantidad de gas o vapor inflamable que se emite por
unidad de tiempo desde una fuente de escape.
La tasa de escape depende de una serie de factores como pueden ser:
a) En caso de fuga de gas o vapor desde un recipiente o conducto a presión:
Reglamentación aplicable
73
− Presión interior en los equipos que contienen gas o vapor.
− Geometría de la fuente de escape.
− Concentración del gas o vapor inflamable.
b) En caso de fuga de un líquido volátil desde un recipiente o conducto a
presión:
− Presión del líquido
− Geometría de la fuente de escape
− Volatilidad del líquido
− Tamaño superficie mojada (que sería otra fuente de escape)
− Temperatura del líquido
c) Evaporación de la superficie de un líquido:
Ocurre cuando un líquido no ocupa la totalidad de un tanque o su superficie está
en contacto con el aire libre. Este es el caso de los tanques de almacenamiento o de
recogida.
El líquido se evapora y el material pasa a la atmósfera interior del tanque y a la
atmósfera exterior a través del venteo, produciéndose, si el vapor es inflamable, una
atmósfera potencialmente explosiva.
En la mayoría de los casos la temperatura del líquido estará por debajo del punto
de ebullición y la cuantía de vapor dependerá principalmente de:
− La temperatura
− Tensión de vapor y temperatura superficial del líquido
− Tamaño de la superficie de evaporación
Reglamentación aplicable
74
3.3.4.4 Otras características de la fuente de escape
Otras características de la fuente de escape que intervienen en el desplazamiento
en la atmósfera de la sustancia inflamable emitida son:
a) La velocidad y dirección de la sustancia inflamable en el punto de la fuga
b) La facilidad de difusión de la sustancia inflamable en la atmósfera existente
c) La diferencia de densidades entre la sustancia inflamable y el aire
d) La existencia de obstáculos próximos al punto de fuga
La dimensión de una nube de gas o vapor inflamable está determinada por la
tasa de escape y por su dispersión en el aire. Para una fuente de escape dada, la tasa de
escape aumenta con la velocidad del aire.
En el caso de un producto contenido en el interior de un equipo de proceso, la
velocidad de escape depende de la presión y de la geometría de la fuente de escape.
El gas o vapor que sale de un escape a gran velocidad se difundirá rápidamente
en la atmósfera, mientras que otra similar a baja velocidad necesitará de la velocidad del
viento o de la ventilación para su dispersión.
El gas o vapor procedente de una fuga a alta velocidad penetrará en el aire en
forma de chorro hasta que se autodiluya y la extensión de la atmósfera explosiva será
casi independiente de la velocidad del viento. Si la fuga es a baja velocidad o si la
velocidad cae por interferencia con algún obstáculo, será arrastrada por el viento y su
dilución y extensión dependerá de la velocidad del viento.
Si un gas o vapor es significativamente más ligero en el aire tenderá a elevarse,
mientras que si es sensiblemente más pesado que el aire tenderá a acumularse a nivel
del suelo. La extensión de la zona a nivel del suelo o en sentido vertical por debajo del
escape aumenta con el incremento de la densidad relativa y la extensión vertical por
encima del escape se incrementará con la disminución de la densidad relativa.
Un gas o vapor que se difunda muy fácilmente en el aire hace que la zona con
concentración superior al L.I.E. y por lo tanto la extensión de la zona clasificada, se
Reglamentación aplicable
75
reduzca. Así se ha comprobado que ciertos gases como el amoniaco son muy difíciles
de inflamar ya que el gas fugado se disipa rápidamente en el aire por lo que la extensión
de a atmósfera de gas es despreciable.
3.3.5 Designación de las zonas
Esta publicación se refiere únicamente a zonas de clase I, áreas en que el
producto inflamable mezclado con aire está en forma de gas, niebla o vapor. También
podríamos referirnos a:
• Clase II cuando el producto inflamable está en forma de polvo.
• Clase III cuando el producto inflamable está en forma de fibras.
Las áreas de riesgo de clase I se clasifican por zonas teniendo en cuenta la
frecuencia con que se producen o pueden producir atmósferas explosivas y la duración
de las mismas.
• “Zona 0” es el área de trabajo en el que una atmósfera explosiva está presente
de modo permanente, o por un período de tiempo prolongado, o con frecuencia.
• “Zona 1” es el área en el que es probable, en condiciones normales de
explotación, la formación ocasional de una atmósfera explosiva.
• “Zona 2” es el área de trabajo en el que no es probable, en condiciones
normales de explotación, la formación de una atmósfera explosiva o en el que, en caso
de formarse, dicha atmósfera explosiva sólo permanece durante breves períodos de
tiempo.
3.3.5.1 Relación entre grado de escape y clasificación de zonas
Aunque no existe una regla fija que relacione el tiempo que una mezcla
inflamable está presente en una zona con su clasificación podríamos usar las siguientes
tablas como guía.
Reglamentación aplicable
76
Fig. 3.4. Relación entre la clasificación de zonas y la presencia de la mezcla inflamable
Fig. 3.5. Relación entre grado de escape y presencia de la mezcla inflamable
Un grado de escape continuo conduce normalmente a una clasificación como
zona 0. Lo mismo ocurre con el grado primario y secundario y sus correspondientes
zonas 1 y 2. Aunque estos términos puedan parecerlo, no son sinónimos y esta
equivalencia no siempre se cumple.
3.3.6 Ventilación
3.3.6.1 Efecto de la ventilación
El grado de ventilación en la zona donde se produce la fuga de una sustancia
inflamable es un factor muy importante en la evolución de la dispersión del material
inflamable.
La ventilación, ya sea debida al viento en el exterior de edificios y natural o
forzada en una sala, produce la renovación y el movimiento del aire. Gracias a la
renovación del aire se limita la concentración de sustancia explosiva en la sala
previniendo la formación de atmósferas explosivas.
Gracias al movimiento se aumenta la difusión de la sustancia explosiva en el
ambiente, con lo que se reduce el tamaño y el tiempo de permanencia de la nube con
concentración superior al LIE resultante.
La ventilación tiene así un triple efecto. La eficacia de la ventilación en el
control de la dispersión y en la persistencia de la atmósfera explosiva dependerá del
Reglamentación aplicable
77
grado, disponibilidad de la ventilación y diseño del sistema. Cuantificar estos efectos
puede ser complicado en algún caso.
3.3.6.2 Grados de ventilación
El grado de ventilación mide la capacidad de la ventilación de reducir o
controlar la dispersión de la nube explosiva.
a) Ventilación alta: es capaz de reducir de forma prácticamente instantánea la
concentración en la fuente de escape obteniéndose una concentración inferior al LIE.
b) Ventilación media: es capaz de controlar la dispersión, manteniendo una
situación estable, donde la concentración más allá de una zona confinada es inferior al
LIE mientras el escape se está produciendo y cuando éste cesa, la atmósfera explosiva
no persiste excesivamente.
c) Ventilación baja: es la que no puede controlar la concentración mientras el
escape está activo y/o cuando éste ha cesado es incapaz de evitar la permanencia de una
atmósfera explosiva excesiva.
Para la evaluación del grado de ventilación se establece:
-volumen teórico de la nube de gas explosiva Vz: representa el límite más allá
del cual la concentración de gas o vapor inflamable será un factor k inferior al LIE.
-tiempo de permanencia t: representa el tiempo requerido para que la
concentración media descienda desde un valor inicial a un factor k inferior al LIE.
El factor k que se debe considerar es de 0,25 (25% del LIE) para grados de
escape continuo y primario y de 0,5 (50% del LIE) para grado de escape secundario.
En los casos en que no se dispone de la tasa de escape, que es un dato para el
cálculo de Vz y t, el grado de ventilación se determina en base a las referencias de
normativa aplicable.
En las instalaciones al aire libre, el grado de ventilación sólo se considera bajo
cuando existen obstáculos a la circulación del aire, como por ejemplo, en fosos o
cubetos.
Reglamentación aplicable
78
3.3.6.3 Disponibilidad de la ventilación
La disponibilidad de la ventilación marca la posibilidad de que el sistema de
ventilación esté en disposición de actuar en la sala en un momento determinado.
a) Muy buena: La ventilación existe de forma permanente
b) Buena: La ventilación se espera que exista durante el funcionamiento normal.
Las interrupciones se permiten siempre que se produzca de forma poco frecuente y por
cortos periodos.
c) Mediocre: No cumple los criterios de muy buena o buena, pero no se espera
que haya interrupciones prolongadas.
A continuación se especifican los criterios generales aplicados para la
clasificación de la disponibilidad de la ventilación.
A. Ventilación con disponibilidad muy buena:
− Instalaciones de ventilación con una probabilidad de fallo anual inferior a
10E-6. Es decir, probabilidad de fallo esperada: fallo muy poco probable.
− Ventilación forzada redundante con arranque automático de los ventiladores
de reserva.
− Instalaciones en las que cuando la ventilación ha fallado se adoptan medidas
para evitar el escape de sustancia inflamable (por ejemplo, parada automática del
proceso).
− Instalaciones con varias líneas de ventilación independientes
− Ventilación natural en emplazamientos al exterior o equivalentes.
B. Ventilación con disponibilidad buena:
− Instalaciones de ventilación con probabilidad de fallo anual inferior a 10E-4 y
superior a 10E-6, es decir, probabilidad de fallo esperada: fallo poco probable.
Reglamentación aplicable
79
C. Ventilación con disponibilidad mediocre:
− Instalaciones de ventilación con probabilidad de fallo anual superior a 10E-4,
es decir, probabilidad de fallo esperada: fallo probable.
− Ventilación natural en emplazamientos cerrados o emplazamientos al exterior
a nivel de suelo o con obstáculos para la circulación del aire.
Para determinar el tipo de zona en función del grado de escape y del grado y
disponibilidad de la ventilación se aplica la siguiente tabla:
Tabla 3.2. Influencia de la ventilación en el tipo de zona
1. Zona 0ED, 1ED, o 2ED indica una zona teórica despreciable en condiciones normales.
2. La Zona 2 creada por un escape de grado secundario puede ser excedida por las zonas correspondientes
a los escapes de grado continuo o primario; en este caso debe tomarse la extensión mayor.
3. Será Zona 0 si la ventilación es tan débil y el escape es tal que prácticamente la atmósfera explosiva
esté presente de manera permanente, es decir, es una situación próxima a la ausencia de ventilación.
NOTA _ “+” significa “rodeada por”
3.3.7 Extensión de un área clasificada
Para determinar las dimensiones de las zonas en que se clasifican las áreas de
riesgo puede utilizarse de manera orientativa el volumen teórico de la nube de gas
Reglamentación aplicable
80
explosiva Vz. En los límites del volumen teórico calculado, la concentración de gas o
vapor será significativamente inferior al L.I.E.
En recintos cerrados, si Vz es igual o mayor que el volumen del recinto, la zona
de riesgo ocupará todo el recinto; por el contrario, si Vz es muy inferior al volumen
interior del recinto, podrán definirse las dimensiones de la zona.
Normalmente, una fuente de escape se asocia a un punto del espacio. Muchos
sistemas o aparatos pueden fugar por más de un punto. Es complicado en algunas
ocasiones determinar los distintos grados y tasas de escape de cada uno de estos puntos.
Lo que se suele hacer es envolver de manera homogénea el aparato con una o varias
zonas concéntricas.
La dimensión característica de una zona de este tipo es su radio (ancho de la
capa clasificada).
Fig. 3.6. Zona explosiva alrededor de aparato
Dependiendo de la densidad relativa del gas o vapor inflamable respecto al aire,
la nube de gas explosivo puede tender a estar por encima o debajo de la fuente de
escape, por lo que el ancho de la capa clasificada puede tener dimensiones diferentes en
vertical que en horizontal.
3.3.8 Aplicaciones comunes
Esta publicación también resume una serie de casos que se dan, de forma
común, en instalaciones petrolíferas y en los que puede producirse la formación de
atmósferas explosivas: tanques de almacenamiento, venteos, sistemas de drenaje, etc.
Reglamentación aplicable
81
3.4 NFPA 850 Recommended practice for Fire Protection for
Electric Generating Plants
El propósito de esta normativa es proveer líneas de actuación para la protección
y prevención de incendios en plantas de generación eléctrica, exceptuando centrales
nucleares e hidroeléctricas.
Este documento propone recomendaciones para la seguridad del personal de
construcción y operación, la integridad física de los componentes de la planta y la
continuidad de operaciones.
En relación a este proyecto será de utilidad lo dispuesto respecto a:
-Transformadores de intemperie en baño de aceite
Éstos deben estar separados de las instalaciones adyacentes mediante muros
resistentes al fuego, separación espacial u otros medios apropiados para la limitación del
daño y la posible propagación del fuego tras un fallo del transformador.
La determinación de la barrera a escoger se debe hacer en base a:
- Tipo y cantidad de aceite en el transformador
- Tamaño del oil spill
- Tipo de construcción de las áreas adyacentes
- Potencia del transformador
- Sistemas de protección de incendios
A no ser que estos factores indiquen lo contrario, se recomienda que los
transformadores en baño de aceite con más de 1890 litros, estén separados de las áreas
adyacentes por barreras resistentes al fuego durante al menos dos horas o separación
espacial según la tabla 3.3.
Reglamentación aplicable
82
Tabla 3.3 Distancias mínimas transformadores
Litros de aceite del
Separación mínima sin
transformador
barrera RF
l
m
<500
-
500-5000
7,6
>5000
15
En el caso de que existan barreras de protección, éstas deben situarse por lo
menos 0,31 metros por encima del tanque de aceite del trafo y 0,61 metros más allá del
ancho de los radiadores y el transformador. Además deben ser diseñadas teniendo en
cuenta los efectos de proyectiles originados por la explosión del transformador.
- Almacenamientos de gasoil:
Las áreas donde está presente el gasoil deben estar provistas de hidrantes de
protección.
Los almacenamientos de gasoil, las bombas y el sistema de tratamiento y
trasiego deben cumplir lo establecido en la NFPA 30, “Líquidos inflamables y
combustibles” y NFPA 31 “Standard para la instalación de equipamiento para gasoil”.
La evaluación de riesgos de incendio en este caso debe incluir la exposición de
otros tanques de almacenamiento u otras estructuras importantes, así como la respuesta
y capacidad de brigadas antiincendio.
- Torres de refrigeración:
Las torres de refrigeración de material combustible, que son esenciales para la
operación continúa de la planta, deben estar protegidas con rociadores automáticos,
sistemas de agua pulverizada o sistemas que cumplan lo establecido en la norma NFPA
214, “Standard on Water-Cooling Towers”.
4
Evaluación de riesgos
exteriores por formación
de atmósferas explosivas
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
84
4 EVALUACIÓN DE RIESGOS EXTERIORES POR
FORMACIÓN DE ATMÓSFERAS EXPLOSIVAS
Tras el análisis de la normativa vigente, con el fin de evaluar los riesgos
exteriores y tomar medidas para minimizarlos, hay que identificar las sustancias que
pueden originar atmósferas explosivas en la central de estudio y clasificarlas.
Se consideran sustancias inflamables aquellas capaces de formar atmósferas
explosivas en las condiciones de operación previsibles. Los productos combustibles se
tratan como sustancias inflamables a no ser que el análisis de sus propiedades y
condiciones de operación demuestre que no son capaces de producir vapores en
cantidad tal que pueda originar la formación de una atmósfera explosiva.
El producto inflamable que tiene más riesgo de generar atmósferas explosivas
es, considerando sus características y zonas de utilización, el combustible gas (gas
natural) que se emplea como combustible principal en la turbina de gas y calderas
auxiliares.
El otro producto de elevado riesgo es el hidrógeno, que proviene de dos fuentes:
el que se utiliza para la refrigeración del alternador y el que se produce en las baterías
eléctricas cuando éstas se someten al proceso de carga.
Adicionalmente, se manejan en la central otros productos inflamables o
combustibles con menor riesgo intrínseco o de utilización muy concreta. Estos
productos son: gasóleo C, que constituye el combustible alternativo de la turbina de gas,
calderas auxiliares y el combustible del generador diesel; el aceite de lubricación de
turbina; y el amoníaco, que se utiliza en la dosificación química.
Las principales propiedades de estas sustancias inflamables se resumen en la
siguiente tabla:
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
85
Tabla 4.1 Características de las sustancias inflamables
Sustancia
LIE
inflamable
Volatilidad
Densidad
Tensión
Punto
Nº
Nombre
inflamabilidad
Kg/m3
Vol%
ºC
1
Gas
natural
-220
Hidrógeno
3
Gasoleo C
>60
4
Aceite
215
5
Amoniaco
a 20ºC
ebullición
0,035
relativa
del gas
ignición
ºC
ºC
[Kpa]
5
Gas
-162
0,59
537
4
Gas
-253
0,07
560
0,021
0,5
6
260
3,5
338
0,106
15
861
-33,5
0,59
630
3,4E-
2
de vapor
Punto de
Tª
3
El segundo paso del proceso de evaluación de riesgos por formación de
atmósferas explosivas es la identificación de las fuentes de escape, punto o lugar desde
el cual se puede escapar a la atmósfera una sustancia inflamable de tal forma que pueda
formar una atmósfera explosiva.
Serán considerados como fuentes potenciales de escape todos los equipos,
tuberías, válvulas o elementos de proceso que contengan sustancias inflamables y,
además, puedan presentar fugas durante operación normal.
No serán por tanto considerados como fuentes de escape los equipos que no
contengan sustancias inflamables ni aquellos que, aunque las contengan, no puedan
tener fugas a la atmósfera (las tuberías, dispositivos y componentes soldados no se
consideran fuentes de escape).
Las fuentes potenciales de escape más comunes localizadas en una instalación
son:
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
86
• Superficie de líquido en tanques de almacenamiento o de recogida
• Venteos y descargas de válvulas de seguridad de sistemas que contengan un
producto inflamable
• Válvulas
• Bridas (conexiones bridadas, bocas de inspección, etc.)
• Instrumentos
• Conexiones roscadas
• Descargas de aire de extracción de compartimentos clasificados
• Conexiones de botellas de hidrógeno
• Baterías eléctricas
4.1. Aplicación práctica de la normativa al análisis por zonas
Una vez descritas las sustancias a tener en cuenta en la formación de atmósferas
explosivas, debemos localizar la presencia de éstas en la instalación, en este caso una
central de ciclo combinado. A tal efecto, en el anexo A se adjunta un plano de la
disposición general.
4.1.1 Gas natural
El sistema de gas natural suministra el gas combustible para la operación
continua de las turbinas de gas y las calderas auxiliares.
El sistema está compuesto por una línea de conexión de alta presión, una
Estación de Regulación y Medida (ERM) y las líneas de distribución y alimentación a
las turbinas y a las calderas auxiliares.
La composición del gas natural será:
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
Tabla 4.2 Composición del gas natural
Composición
% Molar
CH4 -
83,379
Metano
C2H6 - Etano
7,594
C3H8 - Propano
2,043
i - Butano
0,313
n - Butano
0,5
i Pentano
0,112
n - Pentano
0,132
CO2-
0,225
N2 -
5,572
Sus propiedades térmicas:
Tabla 4.3 Propiedades del gas natural
Propiedades
Valor
Densidad
0,849 Kg/m3 (n)
Índice de Wobbe
12,482 Te/m3 (n)
Poder calorífico inferior
91,35 Kcal/m3 (n)
Poder calorífico superior
101,17 Kcal/m3 (n)
87
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
88
El gas es conducido hasta la Estación de Regulación y Medida, a una presión
máxima de 81 bar y mínima de 40 bar, que dispone de cuatro líneas redundantes para
regulación de presión, medida del consumo de gas, filtración y calentamiento. Las
líneas 1 y 2 pueden aportar de forma independiente el 100% del caudal de gas. Dichas
líneas se unen en un colector común con salida hacia las turbinas de gas. Las líneas 3 y
4, redundantes, se unen en un colector común con salida de gas a: calderas auxiliares y a
calderas de producción de agua caliente para calentamiento del gas.
La línea de distribución interior comprende la tubería y accesorios a instalar
desde la ERM hasta la caja de válvulas de turbinas y caldera auxiliar.
Cada línea de alimentación a las turbinas de gas consta de un sistema de filtrado
para separar los líquidos y partículas que contenga el gas. A continuación el gas es
calentado con el objetivo de mejorar el rendimiento del ciclo combinado en un
cambiador tipo carcasa-tubos, utilizando como fluido caliente agua tomada a la salida
del economizador de media presión.
Durante los arranques y hasta que se dispone de agua a la temperatura adecuada
en dicho punto, se utiliza un calentador eléctrico que calienta el gas por encima de su
punto de rocío. Después del calentador de gas se instala un filtro separador vertical
(scrubber) para eliminar la posible humedad que el gas haya adquirido en el calentador.
Aguas abajo del filtro-separador, el gas pasa a través de un medidor que mide y registra
el consumo de gas a cada turbina.
En el sistema de gas descrito, es objeto de estudio la zona de calentadores de gas
(número 25 en el plano del anexo A), al considerarse instalación exterior con
ventilación natural.
En el calentador eléctrico el sobrecalentamiento debe ser 28ºC por encima del
punto de rocío del gas. La máxima caída de presión permitida a través del calentador es
de 0,35 bar.
El conjunto del calentador está formado por los siguientes elementos:
Calentador, válvulas de aislamiento en la entrada y la salida, dos conexiones de
purga, válvula de drenaje, válvula de venteo, válvula de alivio, instrumentación.
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
89
Los componentes están diseñados y construidos para una presión de diseño de
48,26 bar y una temperatura de diseño de 260ºC y de acuerdo con el código ASME. El
calentador está construido en acero al carbono.
Calentador agua-gas: la misión del calentador es calentar el gas que proviene del
filtro hasta la temperatura requerida por la turbina de gas de 185ºC. El medio utilizado
para el calentamiento es agua desaireada, procedente de la salida del economizador de
media presión de la caldera de recuperación de calor.
Consiste en dos intercambiadores de carcasa y tubos en serie, válvulas de
aislamiento, de venteo, alivio y drenaje y la instrumentación requerida para controlar la
operación. El gas va por el lado de la carcasa y el agua por los tubos. Cada uno de los
cambiadores va provisto de un colector en la parte inferior. Estos colectores poseen
indicadores de nivel, que informan automáticamente en caso de rotura o fuga en alguno
de los tubos, abriendo y cerrando las válvulas de drenaje de los colectores.
Los componentes están diseñados y construidos para una presión de diseño de
48,26 bar en el lado gas y 117,21 bar en el lado agua, y una temperatura de diseño de
260ºC en el lado gas y 273.88 ºC en el lado agua y de acuerdo con el código ASME. El
calentador está construido en acero al carbono.
Los drenajes del calentador se recogen en el tanque de recogida de drenajes. Éste
es un depósito con capacidad para 1m3, construido en acero al carbono, para una presión
de diseño atmosférica y temperatura de diseño de 200ºC. Incorpora un indicador de
nivel de llenado y venteo.
Cuando el nivel alcanza un determinado punto, es necesario un drenaje manual,
mediante un gestor autorizado.
El tanque se construye dentro de un cubeto de contención, para proteger el
ambiente ante posibles descargas perjudiciales.
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
90
4.1.1.1 Clasificación de la zona
Calentadores:
Identificación de la fuente de escape: posibles puntos de escape de los
calentadores.
Grado de escape: secundario, no se prevé en funcionamiento normal.
Presión de la sustancia inflamable: 38 bar.
Temperatura de la sustancia inflamable: 185ºC
Estado de la sustancia inflamable: gas
Ventilación:
o
Tipo: Natural
o
Grado: Medio
o
Disponibilidad: Buena
Tipo de zona: Zona 2. Las figuras 3.4 y 3.5 reflejan la relación entre el grado de
escape secundario y la designación de la zona. Al desconocer la tasa de escape, también
se ha elegido esta clasificación en función de la ventilación prevista. La relación entre
clasificación y grado, disponibilidad y tipo de ventilación se refleja en la tabla 3.2 de la
norma API 505.
Tanque de drenajes:
Identificación de la fuente de escape: superficie del líquido.
Grado de escape: continuo
Presión de la sustancia inflamable: atmosférica
Temperatura de la sustancia inflamable: ambiente
Estado de la sustancia inflamable: gas
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
91
Ventilación:
o
Tipo: Natural
o
Grado: Bajo
o
Disponibilidad: Mediocre
Tipo de zona: Zona 0. Según lo establecido en las figuras 3.4, 3.5 y la tabla 3.2.
Dimensión: Interior del tanque. Aunque se desconozca la tasa de escape para el
cálculo de Vz, es lógico prever que los gases, producto de la combustión, ocuparán todo
el volumen sobrante del tanque y escaparán a la atmósfera con mayor o menor
velocidad.
4.1.2 Hidrógeno
El hidrógeno se usa en centrales térmicas para refrigerar el alternador, por lo que
siempre está presente en este tipo de instalaciones. Actualmente, por razones de
seguridad las botellas de hidrógeno están situadas en el exterior del edificio de turbinas
en un recinto abierto.
El problema que presenta esta relacionado con la formación de atmósferas
explosivas debido a su amplio límite de inflamabilidad. Éste se encuentra entre el 4% y
el 74%, esto quiere decir que dentro de este rango puede producirse una explosión ante
cualquier chispa.
Sin embargo, el hidrógeno se eleva muy rápido debido a su baja densidad
(aproximadamente un 7% la del aire). Eso crea un flujo alrededor del punto de fuga que,
cuando se combina con los efectos de mezcla de la posible fuente de escape, reduce
rápidamente la concentración por debajo del 50% del límite inferior de explosividad
(L.I.E.). Debido a que el caudal de “ventilación” local arrastra rápidamente el gas hacia
arriba, se mantiene relativamente limitada la extensión de las zonas clasificadas por
hidrógeno.
El almacén de botellas de hidrógeno se corresponde con el número 9 del plano
del anexo A.
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
92
Manifold de hidrogeno
Identificación de la fuente de escape: colector de hidrógeno.
Grado de escape: secuandario.
Presión de la sustancia inflamable: 10,5 bar
Temperatura de la sustancia inflamable: 92 ºC
Estado de la sustancia inflamable: gas
Ventilación:
o
Tipo: Natural
o
Grado: Medio
o
Disponibilidad: Buena
Tipo de zona: 2. Clasificada según lo establecido en la norma API 505, según la
cual el hidrógeno es un gas perteneciente al grupo IIC.
4.1.3 Aceite:
La temperatura máxima de manipulación del aceite de lubricación de turbina en
sus correspondientes instalaciones de almacenamiento y manejo, es inferior al punto de
inflamabilidad y no es previsible un escape en forma de niebla, por lo tanto no podría
haber atmósfera explosiva.
La Norma API505, que clasifica el aceite como líquido combustible Clase III,
indica (punto 5.2.4.1) que dicho tipo de combustibles normalmente no producen
suficiente cantidad de vapor como para considerarlos a efectos de clasificación de
equipos eléctricos y que si se calienta por encima de su punto de inflamabilidad produce
vapores en pequeña cantidad y sólo en la zona próxima al punto de descarga.
En el análisis de riesgos interiores de la central se debería clasificar el interior de
los tanques de almacenamiento y la zona de descarga de los venteos de los tanques.
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
93
4.1.4 Amoniaco:
Su uso principal es evitar el óxido en las tuberías del circuito de agua.
En caso de que se produzca una fuga en alguna parte de la instalación de
amoníaco, utilizado en el sistema de dosificación química con el objetivo de
acondicionar el agua del ciclo de la central, se disiparía muy rápidamente en el ambiente
y, por tanto, la extensión de la zona se podría clasificar como despreciable, según la
norma EN 60079-10.
4.1.5 Gasoil:
El gasoil, que sirve principalmente como combustible de reserva para la central,
es almacenado en el tanque de almacenamiento de gasoil sin tratar. El llenado del
tanque se realiza desde la estación de descarga. Desde el tanque el gasoil se trasiega al
tanque de almacenamiento tratado mediante una estación de bombeo y calentamiento.
La capacidad del tanque de almacenamiento de gasoil es, aproximadamente,
para 12 horas de operación con las dos turbinas de gas en carga base.
Los depósitos, diseñados según el código API-650, son de acero al carbono.
Los tanques de almacenamiento de gasoil disponen de un cubeto de contención
(recipiente abierto que contiene en su interior algún elemento de almacenamiento y cuya
misión es contener los productos retenidos en este elemento en caso de rotura del mismo
o de funcionamiento incorrecto del sistema de trasiego o manejo).
Las distancias mínimas entre las paredes de los tanques de almacenamiento y de
los elementos exteriores a ellos cumplen los requisitos del capítulo III de la MI-IP-03.
4.1.5.1 Características del combustible
Algunas características medias del gasóleo C, que podría ser suministrado a la
central, no incluidas en la tabla 4.1 se reflejan en el siguiente cuadro:
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
94
Tabla 4.4 Características gasoleo C
Características
Densidad a 15ºC
Viscosidad cinemática (40 ºC)
Unidades
Gasoleo C
kg/l
0,900
mm2/S
7,0
Punto de Inflamación, mínimo.
ºC
Superior a 60
Poder calorífico superior mín.
kJ/kg
43132
Poder calorífico inferior mín
kJ/kg
40201
El sistema de gasoil se diseña de acuerdo a la ITC MIE-APQ-001 sobre
almacenamiento de líquidos inflamables y combustibles y la ITC MI IP-03 sobre
instalaciones petrolíferas de uso propio.
Según las ITC arriba mencionadas, el gasoil utilizado como combustible se
clasifica como producto de clase C (productos cuyo punto de inflamación está
comprendido entre 55ºC y 100ºC).
Según la normativa API 505, y debido a su punto de inflamación, se clasificaría
como líquido combustible clase IIIA.
4.1.5.2 Clasificación del área
La clasificación de áreas se ha realizado según las recomendaciones del
documento “Classification of locations for electrical installations at petroleum facilities,
API recommended practice 505”. También es aplicable en este sentido la norma UNEEN 60079-10.
Identificación de la fuente de escape: Zona libre de líquido en el interior de los
tanques de almacenamiento de gasoil.
Grado de escape: continuo
Tasa de escape: cuando un líquido no ocupa la totalidad de un tanque o su
superficie está en contacto con el aire libre. El líquido se evapora y el material pasa a la
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
95
atmósfera interior del tanque y a la atmósfera exterior a través del venteo,
produciéndose, si el vapor es inflamable, una atmósfera potencialmente explosiva.
En la mayoría de los casos la temperatura del líquido estará por debajo del punto
de ebullición y la cuantía de vapor dependerá principalmente de:
− La temperatura
− Tensión de vapor y temperatura superficial del líquido
− Tamaño de la superficie de evaporación
En este caso la tasa de escape se calculará mediante simulación, con el programa
Fire Dynamics Simulator.
Presión de la sustancia inflamable: atmosférica
Temperatura de la sustancia inflamable: ambiente
Estado de la sustancia inflamable: gas
Ventilación:
o
Tipo: Natural
o
Grado: Bajo
o
Disponibilidad: Mediocre
Tipo de zona: Zona 0
Atendiendo a la ventilación, según la tabla 3.2 el interior de los depósitos de
almacenamiento se clasifica como zona 0. Los venteos de dichos depósitos, a los que se
asigna un grado de escape primario con disponibilidad de ventilación buena, crean una
zona clasificada como Zona 1, esférica y de 1m de radio.
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
96
Fig. 4.1. Clasificación de zonas
El resto de la instalación de gasoil se clasifica como “no peligrosa” en base a
que la temperatura máxima que puede alcanzar este combustible es < 60ºC (punto de
inflamabilidad del gasóleo tipo C especificado).
4.2 Medidas de prevención de explosiones
En el diseño, fabricación y montaje de los sistemas y componentes que manejan
dichos productos, deben seguirse criterios específicos para evitar en lo posible que se
formen atmósferas explosivas y que, si ésta se produjera, se evite su ignición. Dichos
criterios podrían clasificarse en las siguientes áreas:
• Evitar la existencia de fugas mediante un adecuado diseño de los sistemas y
componentes
• Conducir las posibles fugas o descargas operativas a lugar seguro
• Alejar las posibles fuentes de ignición de las fuentes de escape
• Identificar y clasificar las áreas de riesgo
• Poner a tierra de todos los elementos metálicos para evitar descargas electrostáticas
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
97
• En áreas clasificadas, instalar equipos cualificados para la atmósfera explosiva en la
que encuentren, de acuerdo con la Directiva 94/9/CE.
4.2.1 Medidas generales
Las instalaciones donde se manipulan o almacenan sustancias inflamables han
de diseñarse de forma que:
- Se minimicen los escapes.
Cuando sea posible, de acuerdo con el fluido contenido, recurrir a soluciones
soldadas. Emplear uniones bridadas o roscadas sólo cuando sea necesario para
mantenimiento o sustitución de componentes. Las uniones desmontables deben ser
totalmente herméticas al fluido contenido.
En los casos en que exista un escape de material inflamable de forma continua,
periódica u ocasional por necesidades de proceso, prever la canalización y orientación
del escape hasta un lugar seguro. Éste es el caso de los venteos de los tanques de
almacenamiento atmosféricos de gasoil y venteos operacionales de gas natural o
hidrógeno.
- Se establezcan distancias mínimas.
Los venteos que puedan dar lugar a riesgos de explosión y las salidas de aire de
ventilación de zonas clasificadas de riesgo tienen que situarse suficientemente alejadas
de las entradas de aire a la turbina de gas y a los edificios. De forma conservadora,
como criterio general, la distancia mínima establecida es de 15 metros.
- Se establezcan protecciones.
En la disposición física de componentes en la central, los aparatos eléctricos, sus
conexiones y otras posibles fuentes de ignición deben estar alejados de las fuentes de
escape de gas o vapor inflamable.
Cuando no sea posible, por ejemplo por razones de proceso, los componentes
eléctricos, sus conexiones y otras posibles fuentes de ignición han de protegerse o
cualificarse adecuadamente para evitar el riesgo de explosión.
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
98
- Se pongan a tierra todas las partes metálicas.
4.2.2 Criterios específicos de instalaciones de gas natural
Los equipos y los componentes de las instalaciones que manejen gas natural han
de ser suministrados por fabricantes homologados y cualificados para el servicio.
La disposición de los venteos y descargas de válvulas de seguridad, tanto de
equipos como de la propia tubería de gas para el vaciado o barrido del gas natural, han
de orientarse de forma tal, que las áreas clasificadas que se pudieran formar a partir de
ellos no afectan a las posibles fuentes de ignición que pudiera haber en la zona.
A la entrada y salida de los equipos de gas se colocan válvulas de aislamiento
manuales. Con estas válvulas cerradas se ventea el equipo y posteriormente se realiza un
barrido con nitrógeno de manera que la zona queda desclasificada y se pueden realizar
tareas de mantenimiento.
4.2.3 Medidas de protección adicionales
4.2.3.1 Almacenamiento adecuado de productos combustibles o inflamables
El almacenamiento de productos combustibles o inflamables que se utilizan en
cantidades importantes (gasóleo, aceite de turbina, hidrógeno) ha de realizarse en
lugares específicos controlados y clasificados.
La reposición de botellas de H2 se realiza directamente en el lugar de
almacenamiento, con lo que se evita el riesgo del almacenamiento y manejo de botellas
de H2 en otras zonas de la Central.
4.2.3.2 Detección de fugas de gas natural o hidrógeno y generación de alarmas
En las proximidades de los componentes de los sistemas que manejan gas
natural o hidrógeno instalados en el interior de edificios y que pudieran constituir
fuentes de escape, han de instalarse detectores que informen a la Sala de Control en caso
de que se detecten cantidades de gas o de hidrógeno en cantidades inferiores al L.I.E..
La activación de estos detectores quedará recogida en el Panel Central de PCI.
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
99
En el caso de estudio instalaríamos sistemas para la detección de hidrógeno en
áreas clasificada en torno a los equipos de hidrógeno del alternador o en la sala de
baterías de cada edificio eléctrico por ejemplo.
Se instalarían sistemas de detección de gas natural en la estación de regulación y
medida de gas, las turbinas de gas o las calderas auxiliares.
El sistema de detección se diseña con dos niveles de detección: prealarma por
concentraciones de gas en el rango 10-25 % del límite inferior de inflamabilidad del gas
detectado y alarma por concentraciones de gas superiores a 25% del límite inferior de
inflamabilidad.
En caso de producirse una fuga, el detector correspondiente generará una alarma
en el panel correspondiente en Sala de Control ante la cual se tomarán las medidas
oportunas de evacuación de los trabajadores del área de riesgo y aislamiento de la línea
de gas natural o de hidrógeno.
4.2.3.3 Señalización de áreas de riesgo
Para la señalización de riesgo de atmósfera explosiva se utilizará el símbolo
definido en el apartado 3.2.5 de este proyecto. En las áreas clasificadas se cumplirán los
requisitos incluidos en el Real Decreto 485/1997 sobre disposiciones mínimas en
materia de señalización de seguridad y de salud en el trabajo.
Se señalizan las áreas con riesgo por formación de atmósferas explosivas de las
zonas de la Central a las que puedan acudir los trabajadores. En las áreas de riesgo que
constituyen cubículos cerrados, tales como la sala de baterías, la señalización se
realizará en las puertas de acceso. En las áreas de riesgo que no constituyen un cubículo
cerrado, tales como la zona de calentadores y filtros de gas situada próxima al edificio
de turbinas, se señalizarán en las puertas de acceso o vallas perimetrales.
Los equipos aislados que contengan productos inflamables y que tengan bridas,
válvulas u otra posible fuente de escape podrán señalizarse sobre el propio equipo en las
proximidades de la posible fuente de escape.
Se puede utilizar una única señal cuando existan varios puntos próximos con
riesgo de fugas.
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
100
No se requiere la señalización como con riesgo de explosión las tuberías o
componentes totalmente soldados que contengan productos inflamables a presión ni en
los tanques atmosféricos de almacenamiento de gasoil o aceite aunque.
Las señales se instalan a altura y posición apropiadas en relación con el ángulo
visual teniendo en cuenta posibles obstáculos y en un lugar bien iluminado, de fácil
acceso y visible. En caso de malas condiciones de iluminación natural se utilizan
colores fosforescentes, materiales fluorescentes o iluminación artificial.
4.2.3.4 Definición de rutas de escape
En caso de explosión o riesgo de explosión, los trabajadores deben seguir unas
rutas de escape en las que se minimicen los riesgos de daños y dispongan, cuando se
requiere, de adecuada iluminación de emergencia.
Debido a que los riesgos de formación de atmósferas explosivas coinciden en
gran parte en los riesgos de incendio y con el fin de simplificar información a los
trabajadores, lo cual se considera importante en caso de emergencia, las rutas de escape
por riesgo de explosión son las mismas que por incendio.
4.2.3.5 Verificaciones antes de la puesta en marcha
Antes de utilizar por primera vez los lugares de trabajo donde existan áreas en
que puedan formarse atmósferas explosivas, se verificará su seguridad general contra
explosiones. Deberán mantenerse todas las condiciones necesarias para garantizar la
protección contra explosiones. La realización de las verificaciones se encomienda a
personas competentes en el campo de prevención de explosiones.
4.3 Aparatos instalables en zonas clasificadas
Siempre que sea posible, los equipos susceptibles de presentar focos de ignición
han de localizarse fuera de zonas clasificadas por riesgo de explosión. El riesgo de
presentar focos de ignición es mucho mayor en equipos eléctricos que en equipos
mecánicos por lo que se presta especial atención a la ubicación de materiales eléctricos.
Evaluación de riesgos exteriores por formación de atmósferas explosivas
101
Cuando no ha sido posible cumplir el criterio anterior, se colocan aparatos y
sistemas de protección cualificados para evitar el riesgo de explosión, conforme al
riesgo de la zona donde se instalan.
En la central, no existen equipos mecánicos con fuentes propias de ignición
adicionales a las chispas electrostáticas dentro de áreas clasificadas por riesgo potencial
de explosión.
De acuerdo con la Directiva 94/99/CE, los aparatos se clasifican en dos grupos
cuyas características se describen en el apartado 3.1.4.
4.3.1 Criterio de elección de aparatos
Los aparatos para uso en atmósferas potencialmente explosivas en una central de
ciclo combinado como la descrita corresponden al Grupo de aparatos II. La clasificación
por categorías en función de la zona en la que se instalen será coherente con lo
requerido en el R.D. 681/2003; es decir:
• en las zonas 0, los aparatos de grupo II categoría 1
• en las zonas 1, los aparatos de grupo II categoría 1 y 2
• en las zonas 2, los aparatos de grupo II categoría 1, 2 y 3
Todos ellos deberán cumplir los requisitos esenciales de seguridad y salud que
figuran en el Anexo II de la Directiva 94/4/CE, llevar el marcado obligatorio y la
documentación que debe acompañar a los aparatos, sistemas de protección y
dispositivos para uso en atmósferas explosivas.
5
Evaluación de riesgos
exteriores por formación
de incendios
Evaluación de riesgos exteriores por formación de incendios
103
5 EVALUACIÓN DE RIESGOS EXTERIORES POR
FORMACIÓN DE INCENDIOS
5.1 Análisis por zonas
Existen ciertas zonas exteriores que se pueden clasificar como focos potenciales
de riesgo de incendios. A continuación se estudian las principales en detalle:
5.1.1 Transformadores principales y auxiliares
Transformadores diseñados para una vida útil de al menos 25 años, funcionando
la central a plena carga durante 8000 horas equivalentes por año, excluyendo
componentes que por su naturaleza tengan un periodo de reemplazo más corto y sean de
fácil sustitución.
Cada transformador debe ser capaz de soportar, sin sufrir daños, los efectos
térmicos y dinámicos producidos por las intensidades de cortocircuito externo.
Estos transformadores estarán directamente expuestos al sol. El calentamiento
máximo en el cobre con la potencia asignada, medido por variación de resistencia, es
de 60ºC. El calentamiento máximo de la capa superior del aceite con la potencia
asignada, medido por termómetro, 55 ºC.
El aceite, que actúa como refrigerante o dieléctrico, es ligero de naturaleza
nafténica y especialmente apto para su uso como fluido aislante. Tiene un alto poder
dieléctrico, gran capacidad para evacuar el calor, elevada estabilidad a la oxidación,
muy escasa pérdida dieléctrica (Tg), ausencia de humedad y sólidos en suspensión,
mínima formación de lodos y barros durante el servicio.
Evaluación de riesgos exteriores por formación de incendios
104
Tabla 5.1 Propiedades del aceite
Viscosidad cinemática a 40 ºC
cSt
9,6
Densidad a 20ºC
g/ml
0,871
Poder calorífico a 25ºC
KJ/Kg
1,9
Punto de inflamación, mín.
ºC
135
Punto de congelación, máx.
ºC
-40
ºC
30
-
0,005
mN/m
40
Rigidez Dieléctrica (kV), sin
tratar, mín.
Factor de pérdidas dieléctricas a
90ºC, máx.
Tensión interfacial, mín.
Los trafos cuentan con un dispositivo de supervisión e imagen térmica.
Dispositivo digital, programable, para control y monitorización de temperaturas y para
el control del sistema de refrigeración. Éste comunica con el Sistema de Control
Distribuido (SCD).
La detección para los sistemas de protección de transformadores será de tipo
termovelocimétrico, con un número de detectores suficiente y de tal manera colocados
que controlen cualquier parte del equipo a proteger. Los detectores tendrán el punto de
actuación aproximado a los 85ºC de temperatura y un gradiente de temperatura de
8ºC/minuto. La actuación será por activación de dos detectores.
Las señales de entrada al dispositivo de supervisión e imagen térmica serán las
siguientes:
− Señal de intensidad de cada una de las fases del arrollamiento de alta tensión
− Temperatura del aceite superior de la cuba del transformador.
− Nivel de aceite del transformador.
− Nivel de aceite del cambiador de tomas en carga.
Evaluación de riesgos exteriores por formación de incendios
105
− Consumo total de los motoventiladores.
En caso de incendio y como medida de protección, estos transformadores
cuentan con sistemas automáticos de agua pulverizada con una densidad de carga según
la norma UNE 23503. En el caso de los transformadores principales y auxiliares 10
lpm/m2. Como medidas complementarias se debe contar en la zona con extintores y
carros de polvo.
Los transformadores deben contar también con medidas de protección pasiva:
cubetos de retención y muros RF-120 (capaces de resistir al fuego durante 120 minutos).
5.1.1.1 Transformador principal
La instalación cuenta con un transformador principal en cada grupo, que eleva la
tensión de generación, 19 KV, a 400 kV y se conecta por su lado de alta tensión
mediante cable aislado a una subestación de 400 kV, blindada en SF6.
Los transformadores principales son trifásicos, en baño de aceite, de dos
arrollamientos, 330 MVA con refrigeración ONAN, 440 MVA ONAF, 550 MVA
OFAF.
5.1.1.2 Transformador auxiliar
Los dos transformadores trifásicos son de dos arrollamientos, en baño de aceite,
para instalación intemperie, exposición directa al sol y funcionamiento continuo.
Relación de transformación 19 ±8 x 1,25% / 6,9 kV. Cada uno de dos arrollamientos,
con refrigeración ONAN/ONAF, 35 MVA y 28 MVA respectivamente.
5.1.2 Tanques de gasoil y área de tratamiento y trasiego
El sistema de gasoil está compuesto por una estación de descarga de camiones
cisterna, un tanque de almacenamiento de gasoil sin tratar, una estación de trasiego, una
planta de tratamiento de gasoil, un tanque de almacenamiento de gasoil tratado y dos
estaciones de transferencia del combustible hasta las turbinas de gas.
Evaluación de riesgos exteriores por formación de incendios
106
Cada tanque dispone de medidores de nivel, venteo con rejilla apagallamas,
rebose, conexión para espuma de protección contra incendios, anillo con boquillas
pulverizadoras para protección contra incendios y, para que la superficie del tanque no
supere los 40 ºC, un anillo de rociado con agua de servicios independiente del anillo de
protección contra incendios.
En cuanto a la seguridad y el sistema de PCI (protección contra incendios), el
sistema de gasoil se diseña de acuerdo a la ITC MIE-APQ-001 sobre almacenamiento
de líquidos inflamables y combustibles y la ITC MI IP-03 sobre instalaciones
petrolíferas de uso propio. Éstas fijan los criterios de diseño de los tanques y equipos y
las distancias mínimas a las que debe situarse el tanque y las estaciones de descarga y
trasiego del resto de instalaciones de la central, así como las protecciones adicionales
incluidas para reducir dichas distancias.
5.1.2.1 Medidas de protección contra incendios
Las medidas de protección contra incendios son las siguientes:
-Detección
de
tipo
termovelocimétrica:
Detector
térmico,
analógico
direccionable, con microprocesador para la comunicación con la central, combina la
detección termoestática, con la detección termovelocimétrica. El microprocesador,
informa a la central de su posición y de los parámetros del ambiente, para poder tomar
decisiones, variar el nivel de sensibilidad, retardar la alarma, disparo de extinción,...etc.
Los detectores tendrán el punto de actuación aproximado a los 135ºC de
temperatura y un gradiente de temperatura de 8ºC/minuto. La actuación de al menos dos
detectores de uno de los tanques de gasóleo provocará la apertura de los sistemas de
agua pulverizada de los dos tanques de gasoil.
-Extinción principal mediante sistemas fijos de agua pulverizada para
refrigeración de las paredes de los tanques. Aplicada mediante boquillas conectadas
permanentemente a la red de incendios, con detección y accionamiento automático.
-Sistemas fijos de espuma para la inundación del depósito con detección y
accionamiento automático.
Evaluación de riesgos exteriores por formación de incendios
107
Este sistema dispone de un depósito atmosférico de espuma y un sistema de
dosificación de espumógeno mediante proporcionador tipo Venturi.
Una vez aspirada la espuma a través del proporcionador, por la acción del agua,
la mezcla es conducida por medio de una instalación fija de tuberías hasta la cámara de
espuma situada en la parte superior de cada tanque, desde donde se producirá la
descarga de espuma hacia el interior.
El depósito de líquido espumógeno se dimensiona con la capacidad mínima
necesaria para la alimentación de los tanques de gasóleo durante una hora más un
porcentaje de seguridad del 20%.
El disparo automático de los sistemas de espuma se realizará mediante señal de
detectores térmicos interiores a los depósitos con punto de tarado de 135ºC.
-Extinción de apoyo mediante hidrantes, un carro de polvo químico de 25 kg y 3
extintores de polvo químico de 6 kg (2 de ellos dentro del cubeto).
-Adicionalmente se dispone de un anillo de rociado de agua de servicios para
evitar que la temperatura superficial del tanque supere los 40ºC.
5.1.3 Torres de refrigeración
El sistema de agua de circulación está constituido por un circuito en el que dos
bombas captan el agua acumulada en la balsa de la torre de refrigeración y la impulsan a
través de los tubos del condensador, para ser después conducida de nuevo a la torre de
refrigeración donde se realiza su enfriamiento.
Para reponer las pérdidas por evaporación y arrastre en la torre, se realiza el
aporte necesario de agua de mar a la balsa de la torre.
La torre de refrigeración es de tiro inducido por 8 ventiladores (uno por celda).
Cada celda tiene unas dimensiones de 13x16 metros en planta y una altura total de 24.8
metros. Cada una es capaz de reducir 9,5ºC la temperatura del agua circundante.
Evaluación de riesgos exteriores por formación de incendios
108
El agua llega a las celdas de la torre a través de unas tuberías verticales
denominadas risers, que conectan cada distribuidor del agua de circulación con un canal
de distribución de agua en la parte alta de la torre.
En la torre el reparto del agua caliente se efectúa por un canal abierto a cada
celda. De dicho canal parten ramales secundarios, realizados en PVC. La dispersión del
agua se consigue por medio de platillos especiales de plástico, en los cuales se pulveriza
el chorro de agua, convirtiéndose en finísima lluvia y asegurando un reparto uniforme
del agua en el relleno de la celda.
El agua se distribuye sobre toda la superficie de las láminas en una fina película
y el calor es transferido al aire que pasa a través de la torre, principalmente por
evaporación.
El aire entra a través de las entradas de aire existentes en la parte inferior de la
torre inducido por ventiladores axiales que están situados en la parte de arriba de la
torre, por donde sale el aire. Este aire sube a través del relleno contra la corriente de
agua. Finalmente es descargado a la atmósfera.
5.1.3.1 Características del combustible
El material del relleno de la celda, pulverizadores y láminas, es un plástico capaz
de soportar temperaturas de hasta 60ºC sin daños ni deformación permanente.
Los plásticos son materiales poco resistentes al calor y frente a él se comportan
según este orden:
1º Reblandecen
2º Deforman
3º Descomponen con o sin combustión.
El grado de combustibilidad depende de la estructura (C-H o C-H-0) y de sus
aditivos. Durante su combustión: generan gases tóxicos. gran volumen de humos
densos, funden y escurren.
Evaluación de riesgos exteriores por formación de incendios
109
Propiedades físico-químicas:
1º Baja conductividad.
2º Baja densidad (0,8-2,3).
3º Flexibilidad y baja resistencia a la tracción.
4º Alta resistencia al desgaste y a la corrosión.
5º No suelen resistir más de 100 º C.
6º Los termoplásticos resisten a los ácidos y los termoestables a los disolventes.
7º Elevada velocidad de propagación de llama.
8º Fusibilidad por debajo de 350ºC.
9º Elevado poder calorífico (4.000 a 11.000 Cal/gr.).
Extinción principal: extintores portátiles de polvo químico. Extinción de apoyo:
hidrante.
Fig. 5.1. Disposición de extintores en la torre de refrigeración
Evaluación de riesgos exteriores por formación de incendios
110
5.1.4 Calentadores de gas y gasoil
En la zona de los calentadores de gas y gasoil, descrita en el apartado 4.1.1 y que
corresponde con el número 25 del plano del anexo A, se establecen las siguientes
medidas de protección contra incendios:
- Extinción principal: hidrantes de columna seca.
- Extinción de apoyo: extintores de polvo químico y carros de polvo químico.
Fig. 5.2. Disposición de extintores en la zona de calentadores
5.2 Medidas de protección contra incendios
El sistema de PCI (protección contra incendios) tiene las siguientes funciones:
a) Procurar detección temprana en las zonas donde se considera riesgo de
producirse un incendio
b) Procurar los medios de detección de fuga de gases que pudieran dar lugar a
atmósferas explosivas.
c) Procurar los medios de alarma local en caso de incendio.
d) Procurar los medios de almacenamiento, bombeo y distribución de agua
contra incendios
e) Procurar los medios de extinción, mediante sistemas fijos, bocas de incendio
equipadas, hidrantes y extintores.
Evaluación de riesgos exteriores por formación de incendios
111
f) Procurar el Control de los Sistemas mediante Centros de Señalización y
Control (CSC), con capacidad de alimentación eléctrica a los circuitos de alarma,
detección y control, así como la transmisión de alarmas al Panel Central de PCI.
Para ello han de instalarse una serie de subsistemas o equipos que se describen a
continuación:
5.2.1 Sistemas de detección de incendios y atmósferas
explosivas
Constituido por los siguientes componentes:
5.2.1.1 Paneles
Centros Locales de Señalización y Control (CLSCs): Estos centros locales
intercambiarán señales con los detectores y demás instrumentación para control y
disparo de los sistemas de PCI en su área de alcance. En este caso colocaríamos:
- un CLSC para cada turbina de gas
- uno para cada isla de potencia (edificio de turbinas, edificio eléctrico,
transformadores y edificios auxiliares)
- uno para el área del edificio de oficinas y administración y taller, almacén y
vestuarios
- uno para el edificio de toma y vertido
- uno para la subestación GIS, área de almacenamiento y trasiego de gasoil y
ERM (situado en sala de control de la subestación GIS).
Además tendrá que haber un panel central de alarmas y señalización, que
centralice la información de todos componentes del sistema de protección contra
incendios de la central y tenga capacidad de actuación sobre todos ellos. También
realiza las funciones de control de los edificios auxiliares que queden fuera del alcance
de otros paneles. Está situado en la sala de control (número 6 del plano del anexo A).
Evaluación de riesgos exteriores por formación de incendios
112
5.2.1.2 Detectores de incendios
El tipo de detector se elige en base a:
- productos de combustión previstos
- desarrollo previsible del incendio
- disposición del riesgo
- características de la ventilación
- congestión de la zona
- geometría de la zona
- actividades previsibles en la zona
- características ambientales de la zona
- clasificación por riesgo de explosión de la zona
5.2.1.3 Pulsadores de alarma de incendios
Pulsadores de alarma del tipo “rómpase en caso de incendio” se deben colocar
en todos los edificios de la central y, en exteriores, en el área de transformadores y área
de almacenamiento de gasoil.
5.2.1.4 Detección de atmósferas explosivas
Se debe instalar detectores de gas en los puntos en los que se prevea la
formación de atmósferas potencialmente explosivas. Estos detectores sirven para cortar
el caudal de gas, activar los sistemas de ventilación y los sistemas de alarma. En la
central de estudio serán de tipo catalítico para dos sustancias: detectores de hidrógeno y
de gas natural.
El sistema de detección señaliza dos niveles de detección: prealarma por
concentraciones de gas en el rango 10-25 % del límite inferior de inflamabilidad del gas
Evaluación de riesgos exteriores por formación de incendios
113
detectado y alarma por concentraciones de gas superiores a 25% del límite inferior de
inflamabilidad.
5.2.1.5 Sistema de alarma
Para aviso al personal de situaciones de peligro, organización de la lucha contra
incendios y evacuación de la planta es necesario instalar un sistema de alarma extendido
a toda la planta.
5.2.2 Sistema de almacenamiento de agua de PCI
Tanque con una reserva de agua suficiente para satisfacer la demanda del
sistema de PCI durante dos horas (3 horas para el sistema de agua pulverizada del
tanque de gasoil). El sistema de llenado del tanque deberá tener capacidad para reponer
la reserva de agua en menos de 8 horas.
Además, se dispondrá de una conexión a un segundo tanque, para
abastecimiento de agua contra incendios en caso de emergencia.
5.2.3 Sistema de bombeo
Dos bombas principales del 100% de capacidad, una de ellas con motor eléctrico
y otra con motor diesel.
En el panel contra incendios de la sala de control y de la sala de bombas de PCI
se reflejará de forma específica la alarma por "fallo de arranque" y, de forma
globalizada, los siguientes fallos, que harán actuar una alarma óptica y otra acústica:
- Alta temperatura de aceite
- Baja presión de aceite
- Alta temperatura de agua de refrigeración
- Paro por sobrevelocidad del motor diesel
- Controlador del cargador de baterías desconectado
Evaluación de riesgos exteriores por formación de incendios
114
5.2.4 Sistema de distribución
El anillo exterior de distribución de agua de PCI se conecta al sistema de
bombeo de PCI mediante dos ramales separados con válvulas de aislamiento. Esto
impide que la rotura de un tramo del anillo, en cualquier punto, deje sin suministrote
agua al sistema de extinción.
La tubería del anillo, de polietileno de alta densidad, discurrirá enterrada, salvo
en el tramo comprendido entre las islas de potencia. Los tramos aéreos de tubería y los
enterrados a una profundidad inferior a 900 mm son de acero al carbono.
Desde el anillo parten las acometidas para los hidrantes (exteriores), sistemas
fijos y bocas de incendio equipadas (dentro de los edificios). Estos ramales discurren
enterrados, haciéndose aéreos lo más cerca posible de los edificios y/o servicios.
A lo largo del anillo exterior se instalarán válvulas alojadas en arquetas, que
permiten aislar zonas del circuito en caso de rotura, mantenimiento, pruebas, etc.
5.2.5 Sistemas fijos de extinción
Rociadores, sistemas automáticos de agua pulverizada, sistemas automáticos de
agua-espuma, sistemas automáticos de rociadores de preacción, sistemas automáticos de
CO2 de baja presión, sistemas automáticos de polvo químico y sistemas automáticos de
FM200 según los requerimientos de cada zona.
5.2.6 Red de hidrantes
Se instalan hidrantes/monitores en número suficiente para garantizar la cobertura
de todas las áreas de la Central. La distribución se realizará separando los hidrantes
entre 5 y 15 m del área protegida por el mismo.
5.2.7 Red de puestos de manguera
Donde exista riesgo de incendio por líquidos inflamables, los puestos de
manguera contaran con la posibilidad de descarga de agua-espuma.
Evaluación de riesgos exteriores por formación de incendios
115
5.2.8 Extintores
Se instalarán carros extintores de polvo químico y de CO2 y extintores portátiles
de polvo químico y CO2 en distintas zonas.
5.2.9 Medidas complementarias
- Señalización de todos los extintores, bocas de incendio y pulsadores de alarma
con carteles fotoluminiscentes de posición para su fácil localización.
- Equipos de respiración autónoma.
- Red de iluminación de emergencia y señalización para las rutas de evacuación.
- Estabilidad al fuego de los edificios: viene definida por el Reglamento de
Seguridad contra incendios en establecimientos industriales, NFPA 850 y Código
técnico de la edificación (CTE).
En este caso la norma pide una estabilidad de 30 minutos en el edificio de
turbinas, 120 minutos para el edificio eléctrico, edificio de servicios eléctricos auxiliares
y subestación GIS y 60 minutos para el edificio de oficinas y administración y edificio
de control, no siendo necesaria estabilidad al fuego para el resto de los edificios.
- Se diseñan como áreas de fuego separadas del resto de instalaciones de la
planta por distancia o mediante barreras resistentes al fuego de 2h, los siguientes
recintos: salas de cables, salas de control, salas de baterías eléctricas, salas
electrónicas/eléctricas, sala de bomba diesel de protección contra incendios, sala de
generador diesel de emergencia, edificio de calderas auxiliares, sala de tanque de aceite
de lubricación de turbina, almacenamientos de combustible, edificio de oficinas,
administración y lo transformadores.
El Reglamento de seguridad contra incendios en los establecimientos
industriales, en el anexo III, estable donde han de colocarse estas medidas de
protección.
6
Descripción del modelo
desarrollado en la
simulación de incendios
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
117
6 DESCRIPCIÓN DEL MODELO
DESARROLLADO EN LA SIMULACIÓN DE
INCENDIOS
6.1 Diseño y cálculo de un fuego natural
El fuego es un fenómeno muy complejo dependiente de una gran variedad de
parámetros.
La especificación de un escenario de incendio real, apropiado y realista es un
aspecto crucial en este estudio. En la mayoría de los edificios industriales, el número de
escenarios posibles es casi infinito y se necesita reducirlo, hasta llegar a un escenario
único representando el caso más desfavorable referido a los riesgos reales presentes en
el edificio.
6.1.1 Escenarios de cálculo de incendios
6.1.1.1 Características del edificio
La primera fase de la determinación de un escenario de incendio consiste en
recopilar información sobre la instalación. Es importante conocer la distribución en
planta y la geometría, incluyendo sus dimensiones exteriores, la subdivisión en
compartimientos y las dimensiones de éstos.
Para el análisis deberán señalarse los materiales empleados en la construcción de
los elementos estructurales y limites del recinto. También deben definirse las
características térmicas de los revestimientos, las dimensiones y localización del
cerramiento.
Es importante también que sean definidas todas las medidas activas de
seguridad. Así mismo deberá tenerse en cuenta la proximidad y la disponibilidad de
medios del cuerpo de bomberos esperados.
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
118
La temperatura ambiente antes del incendio se considera normalmente de 20º,
pero puede ser modificada si las actividades que se lleven a cabo dan lugar a aumentos
significados en algunas partes del recinto o simplemente por motivos climáticos si la
instalación es exterior.
Para los límites del recinto, los tres parámetros que caracterizan sus propiedades
térmicas son los siguientes:
- El calor especifico cp [J/kg·K]
- La densidad [kg/m3]
- La conductividad térmica [W/m·K ]
Estos parámetros permiten introducir el concepto de inercia térmica, presente en
los modelos simplificados bajo la forma del factor b definido como:
b=
K sρ C p
La instalación a estudiar será el almacenamiento principal de gasoil situado al
noroeste del plano de la central.
El gasoil será utilizado como combustible de reserva, alimentando también a las
calderas auxiliares que se utilizan para disminuir el tiempo de arranque de la planta.
Éste es también el combustible para el generador diesel de emergencia, pero este
equipo dispone de su correspondiente tanque de alimentación y por lo tanto no se tendrá
en cuenta su consumo.
El sistema de gasoil aportará a estos servicios los siguientes caudales:
Turbinas de gas
:
133,28 m3/h
Calderas auxiliares
:
7 m3/h
Un tanque de 1850 m3 cubrirá estos consumos durante doce horas de
funcionamiento con las dos turbinas de gas en carga base.
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
119
El gasoleo no tratado será almacenado en un tanque de 600 m3 de capacidad.
Las distancias mínimas entre las paredes de los tanques de almacenamiento y de
los elementos exteriores a ellos cumplen las distancias calculadas de acuerdo al capítulo
III de la MI-IP-03.
El procedimiento de cálculo para el dimensionamiento de la zona es el siguiente:
A. En el cuadro I de la MI-IP-03 se obtiene la distancia a considerar
Distancia en metros entre instalaciones fijas de superficie en almacenamientos
con capacidad superior a 50.000 metros cúbicos.
Tabla 6.1 Distancias mínimas
1
2
20
2
3,1
30
15
3,2
30
15
4,1
30
20
30
10
4,2
30
20
30
10
5
30
15
30
10
30
10
5
6
30
45
15
30
10
30
7
20
45
15
30
10
20
8
20
45
15
45
15
20
9
20
45
15
60
20
20
10
30
50
30
90
30
40
3,1
3,2
4,1
4,2
6
20
Los tipos de instalaciones que se consideran en esta ITC son las siguientes:
1. Unidad de proceso.
2. Estado de bombeo.
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
120
3.1 Depósito-almacenamiento clase B (paredes del depósito).
3.2 Depósito almacenamiento clases C y D (paredes del depósito).
4.1 Estaciones de carga clase B.
4.2 Estaciones de carga clases C y D.
5. Balsas separadoras.
6. Hornos, calderas, incineradores.
7. Edificios administrativos y sociales, laboratorios, talleres, almacenes y otros edificios
independientes.
8. Estaciones de bombeo de agua contra incendios.
9. Límites de propiedades exteriores en las que puedan edificarse y vías de
comunicación pública.
10. Locales y establecimientos de pública concurrencia.
Evaluamos la distancia de la pared del depósito de almacenamiento clases C a
una estación de carga de clase C. Esta será la distancia que mínima que tendrá que haber
entre las paredes del tanque y las del cubeto. Según la tabla 10m.
B. En el cuadro II de la MI-IP-03 se obtiene el coeficiente de reducción por
capacidad de almacenaje.
En este caso, según la tabla 6.2, el coeficiente será 0,70.
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
121
Tabla 6.2 Reducción según la capacidad
Capacidad total m3.
Coeficiente reducción.
Q =50.000
1,00
50.000 > Q > 20.000
0,95
20.000 > Q 1 >0.000
0,90
10.000 > Q >7.500
0,85
7.500 > Q >5.000
0,80
5.000 > Q >2.500
0,75
2.500 > Q >1.000
0,70
1.000 > Q >500
0,65
500 > Q >250
0,50
250 > Q >100
0,35
100 > Q >50
0,20
50 > Q >5
0,10
5>Q
0,05
C. En el cuadro III se aplica un coeficiente de reducción dependiendo de las
medidas o sistemas de protección adoptados. En este caso el coeficiente es 0,5 ya que hay
dos sistemas de protección de nivel 2.
Tabla 6.3 Reducción según medidas de protección
Medidas o sistemas de protección
adoptados:
Nivel
Coeficiente de
reducción
Cantidad
0
-
1,00
1
Una
0,75
1
Dos o más
0,50
2
Una o más
0,50
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
122
En este caso el coeficiente es 0,5 ya que existen sistemas de protección de nivel
2 (Sistemas fijos de extinción de incendios de accionamiento automático).
10 x 0,7 x 0.5 = 3,5 m. Esta es la distancia mínima que debería existir entre las
paredes de los tanques y las del cubeto que los contiene. Si los sistemas de protección
adoptados no fuesen automáticos esta distancia ascendería a 5,25m. En este caso
situaremos las paredes del tanque de 1850m3 a 5,5m de los límites del cubeto ya que
hay espacio suficiente y el sobredimensionado del cubeto no supone gastos importantes.
La distancia entre los dos tanques de almacenamiento se obtiene del cuadro IV
de la MI-IP-03.
Tabla 6.4 Distancia entre tanques
Clase de
producto
B
Tipos de recipientes sobre los que
se aplica la distancia
A
recipientes con
productos de
clase B, C ó D:
Distancia mínima
Mismo
cubeto
0,5 D (mín. 1,5 m)
Cubeto
diferente
0,8 D (mín. 2 m)
C
A recipientes para productos
de clase C ó D
0,2 D (mín. 0,5 m)
D
A recipientes para productos
de clase D
0,1 D (mín. 0,5 m)
Uno de los tanques de gasoleo, considerado por esta publicación como producto
de clase C, debe distar del otro una distancia igual a 0,2*D, siendo D el diámetro del
tanque.
En la tabla 6.5 se aplica un coeficiente de reducción dependiendo de las medidas
o sistemas de protección adoptados.
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
123
Tabla 6.6 Reducción por medidas de protección
Medidas o sistemas de protección
adoptados:
Coeficiente de
reducción
Nivel
cantidad
0
-
1
1
Una
0,9
1
Dos o más
0,8
2
Una
0,8
2
Dos o más
0,7
En este caso el coeficiente es 0,7.
Distancia entre tanques >= 0,2 x D x 0,7 = 2,1 m. Por motivos constructivos, la
distancia final en plano será de seis metros.
Las dimensiones de los tanques de 600m3 y 1850 m3 estarán de acuerdo con lo
establecido en el código API650. En este caso, los diámetros y las alturas de dichos
depósitos serán de Ø9 x 9,5m y Ø15 x 10.5m respectivamente.
Para calcular la altura del cubeto:
Según la ITC MI-IP-03, Cuando varios depósitos se agrupen en un mismo
cubeto, la capacidad de éste será, al menos, igual al mayor de los siguientes valores:
a) El 10 por 100 de la capacidad global de los depósitos, considerando que no
existe ningún recipiente en su interior. 60 m3 + 185 m3 = 245 m3
b) El 100 por 100 del depósito mayor, considerando que no existe éste, pero sí
los demás; es decir descontando del volumen total del cubeto vacío el volumen de la
parte de cada recipiente que quedarla sumergido bajo el nivel del liquido, excepto el del
mayor.
Superficie del cubeto: 42m x 26m= 1092 m2.
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
124
Superficie del tanque de 600 m3: π x 4,52 = 63,62 m2.
Diferencia: 1092 m2- 63,62 m2= 1028,38 m2.
Altura del cubeto: 1850 m3 + 750 m3 (volumen de PCI) / 1028,38 m2 = 2,53 m.
Consideramos una altura de 2, 6m.
Dimensiones del cubeto:
Alto: 2,6 m
Largo: 42 m
Ancho: 26m
Para la simulación de incendios con el programa FDS, las bases de los tanques
han de ser cuadradas o rectangulares, por lo que aproximares los cilindros por
paralelepípedos de igual volumen. Se modificarán ligeramente las dimensiones del
cubeto de manera que sigan cumpliendo las exigencias en cuanto a distancias mínimas.
6.1.1.2 Carga de fuego
La carga de fuego se determina sumando el producto de la masa por el poder
calorífico neto de todos elementes combustibles presentes en la instalación, según la
ecuación:
Qtot , net = ∑ Mi.Hc, i.Ψi = ∑ Qtot , net
i
Para la mayoría de los cálculos, se utiliza la densidad de carga de fuego, definida
por la ecuación:
q = A1
tot , net
Qtot, net
tot
El Reglamento sobre seguridad contra incendios en instalaciones industriales da,
en su Anexo1, unas tablas con las densidades de cargas de fuego en zonas industriales
considerando su actividad.
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
125
Si el edificio presenta varios sectores de incendio, la densidad de carga de fuego
total del edificio viene dada por:
q
tot , net
=
i
∑1 qcf , net, i.Acf , i
i
∑1 Atot, i
Donde:
- Mi es la masa del combustible i [Kg]
- Hc,i es el potencial calorífico neto del producto i`[KJ/Kg]
- Ψi es el coeficiente opcional que caracteriza las cargas protegidas
- Atot es la superficie del suelo del sector de incendio
- Acf es la superficie ocupada por la carfa de fuego
Se consideran como protegidas las cargas de fuego en contenedores que
presenten una cierta resistencia al fuego.
La densidad de carga efectiva se puede ponderar con diferentes coeficientes para
obtener la densidad de carga de fuego de diseño, que tiene en cuenta la influencia del
tamaño del recinto, del tipo de edificio y de las diferentes medidas de protección activa.
La densidad de carga de fuego de cálculo, es la que se debe utilizar con las
herramientas del concepto de modelos de incendios reales para calcular la curva de
generación de calor.
q
tot , d
= m.δ q1.δ q2.δ n.qtot, net
Donde:
- δq1 es un coeficiente que tiene en cuenta el riesgo de ignición debido al tamaño
del sector. (Tabla 6.7)
- δq2 es un coeficiente que tiene en cuenta el riesgo de ignición debido a la
actividad. (Tabla 6.8)
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
126
- δn es el producto de diferentes factores di que tienen en cuenta las diferentes
medidas activas de lucha contra incendio. (Tabla 6.9)
Tabla 6.7 Coeficiente según tamaño
Tabla 6.8 Coeficiente según actividad
Tabla 6.9 Coeficiente según las medidas de PCI
Tablas de la normativa UNE-UN-1991 Anexo E.
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
127
En el apartado siguiente, 6.1.1.3 se lleva a cabo el cálculo de la carga de fuego
como paso previo para hallar el nivel de riesgo de la instalación.
6.1.1.3 Caracterización del establecimiento industrial por su nivel de riesgo
Según el “Reglamento de seguridad contra incendios en los establecimientos
industriales”, aprobado por el Real Decreto 2267/2004, éstos se caracterizarán por:
- Su configuración y ubicación con relación a su entorno.
- Su nivel de riesgo intrínseco.
Al aplicar este reglamento a la central de estudio, debemos hacerlo de forma
diferenciada a cada una de sus zonas de riesgo, ya que en el establecimiento industrial
coexisten distintas configuraciones.
En el caso del almacenamiento de gasoil:
A - Características de los establecimientos industriales por su configuración y
ubicación con relación a su entorno
Los tanques de gasoil y el área tratamiento y trasiego podían aproximarse a una
instalación TIPO E. El establecimiento industrial ocupa un espacio abierto que puede
estar parcialmente cubierto (hasta un 50 % de su superficie), alguna de cuyas fachadas
en la parte cubierta carece totalmente de cerramiento lateral.
B - Caracterización de los establecimientos industriales por su nivel de riesgo
intrínseco
En el caso E se considera que la superficie que ocupan los tanques constituye un
área de incendio abierta definida solamente por su perímetro.
El nivel de riesgo intrínseco del sector o área de incendio se evalúa calculando la
siguiente expresión, que determina la densidad de carga de fuego, ponderada y
corregida, de dicho sector.
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
128
i
∑ G .q .C
i
Qs = 1
i
A
i
Ra
Donde:
QS = densidad de carga de fuego, ponderada y corregida, del sector o área de
incendio, en MJ/m² o Mcal/m².
Gi = masa, en kg, de cada uno de los combustibles (i) que existen en el sector o
área de incendio (incluidos los materiales constructivos combustibles).
qi = poder calorífico, en MJ/kg o Mcal/kg, de cada uno de los combustibles (i)
que existen en el sector de incendio.
Ci = coeficiente adimensional que pondera el grado de peligrosidad (por la
combustibilidad) de cada uno de los combustibles (i) que existen en el sector de
incendio. Valores tabulados en el Reglamento de seguridad contra incendios en los
establecimientos industriales.
Ra = coeficiente adimensional que corrige el grado de peligrosidad (por la
activación) inherente a la actividad industrial que se desarrolla en el sector de incendio,
producción, montaje, transformación, reparación, almacenamiento, etc. Valores
tabulados en el Reglamento de seguridad contra incendios en los establecimientos
industriales.
A = superficie construida del sector de incendio o superficie ocupada del área de
incendio, en m².
Suponiendo que ambos tanques estén llenos:
G = 900 Kg/m3 (1.850+600)=2.205 toneladas de gasoleo C
q = 40,201 MJ/Kg
C = 1,30 El gasoleo se clasifica como líquido de clase C en la ITC MIE-APQ1,
Reglamento de almacenamiento de productos químicos.
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
129
Ra = 2 Depósitos de hidrocarburos.
A = 1092 m2 superficie del cubeto de contención.
La densidad de carga de fuego para el área de almacenamiento de gasoil será
QS = 86,145 MJ/ m2
Evaluada la densidad de carga de fuego, el nivel de riesgo intrínseco del sector
se extrae de la siguiente tabla:
Tabla 6.10 Nivel de riesgo intrínseco
Nivel de riesgo
Densidad de carga de fuego ponderada y corregida
intrínseco
BAJO
MEDIO
ALTO
Mcal/m²
MJ/m²
1
QS <= 100
QS <= 425
2
100 < QS <= 200
425 < QS <= 850
3
200 < QS <= 300
850 < QS <= 1275
4
300 < QS <= 400
1275 < QS <= 1700
5
400 < QS <= 800
1700 < QS <= 3400
6
8005 < QS <= 1600
3400 < QS <= 6800
7
1600 < QS <= 3200
6800 < QS <= 13600
8
3200 < QS
13600 < QS
Nivel de riesgo intrínseco de la instalación E-1, BAJO.
La siguiente lista muestra el conjunto de ubicaciones no permitidas de sectores
de incendio con actividades industriales:
tipo A.
a.
De riesgo intrínseco alto, en configuraciones de tipo A.
b.
De riesgo intrínseco medio, en planta bajo rasante, en configuraciones de
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
c.
130
De riesgo intrínseco, medio, en configuraciones de tipo A, cuando la
longitud de su fachada accesible sea inferior a cinco m.
d.
De riesgo intrínseco medio o bajo, en planta sobre rasante cuya altura de
evacuación sea superior a 15 m, en configuraciones de tipo A.
e.
De riesgo intrínseco alto, cuando la altura de evacuación del sector en
sentido descendente sea superior a 15 m, en configuración de tipo B.
f.
De riesgo intrínseco medio o alto, en configuraciones de tipo B, cuando
la longitud de su fachada accesible sea inferior a cinco m.
g.
De cualquier riesgo, en segunda planta bajo rasante en configuraciones
de tipo A, de tipo B y de tipo C.
h.
De riesgo intrínseco alto A-8, en configuraciones de tipo B.
i.
De riesgo intrínseco medio o alto, a menos de 25 m de masa forestal, con
franja perimetral permanentemente libre de vegetación baja arbustiva.
6.1.1.4 Selección de escenarios de incendio de cálculo
Un punto muy importante en la selección de escenarios es la identificación de
las localizaciones críticas de incendio. La combustión de la misma carga de fuego puede
tener circunstancias muy diferentes según que el incendio sea localizado en el centro del
recinto, contra una pared o en una esquina.
Los diferentes escenarios pueden estar también influenciados por el uso o no de
las salidas de emergencia. Si el incendio ocurre mientras que el edificio esta vació,
puede ser que no se utilizan estas puertas y que el fuego sea privado de estas fuentes de
aire. En recintos pequeños este parámetro puede influir mucho sobre la aparición del
flash over. En el caso de estudio esto no es aplicable ya que no se prevé ocupación del
recinto.
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
131
6.1.2 Fuego de cálculo
Para acabar de definir el escenario, hace faltar dimensionar el fuego de calculo,
es decir determinar la velocidad de generación de calor en función del tiempo, así como
otros parámetros importantes como la evolución de la superficie del fuego o el ratio de
pirolisis.
6.1.2.1 Método “Natural Fire Safety Concept”
Este método fue desarrollado en el proyecto de investigación “Competitive Steel
Structures through Natural Fire Safety Concept” (NFSC1, 1999 & Schleich, 2001).
Uno de los objetivos principales de este proyecto fue determinar de manera
científica y razonable la forma de la curva de liberación de calor. Los resultados son
accesibles tras proyectos de valoración como el “Concepto de Seguridad frente a
Incendio Real” que consiste en un resumen y una traducción al castellano de este
proyecto europeo.
También se encuentra una presentación de los resultados en el Anexo E del
Eurocódigo UNE-EN1991-1-2, 2004.
Para la fase de ignición, el NFSC propone un tratamiento probabilístico del
problema. El objetivo es calcular la probabilidad de aparición utilizando coeficientes
determinados a partir de estudios estadísticos. En este proyecto, se considera que la
ignición ya tuvo lugar y por tanto, no se desarrolla esta parte.
La generación de calor esta descrita por varios parámetros definidos como sigue:
La carga de fuego se define como en la ecuación antes citada, para tener en
cuenta la influencia del recinto, de la actividad y de las medidas activas de seguridad.
La fase de crecimiento de la generación de calor, que se define como:
⎛
⎞
HRR(t) = ⎜⎜ t ⎟⎟.106
⎜ tα ⎟
⎝
⎠
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
132
donde:
- HRR(t) es la generación de calor durante la fase de crecimiento [W]. Heat
release rate.
- t es el tiempo (s)
- tα es la constante de tiempo
Esta forma de curva de crecimiento es utilizada en muchos modelos. En esta
modelización se considera que el fuego libera un flujo de calor constante y que la
superficie de fuego crece radialmente desde el punto de ignición a velocidad constante.
La constante de tiempo es el tiempo necesario para que la liberación de calor
alcance 1 MW. El calor máximo liberado por unidad de superficie, HRRf,eff, es la
cantidad máxima de calor liberada por el fuego por cada unidad de superficie,
considerando que la combustión no sea limitada por el oxigeno. Esta cantidad tiene en
cuenta el fenómeno de combustión incompleta y se considera constante durante todo el
incendio.
La superficie máxima de fuego Acf es la superficie efectiva del suelo que lleva
combustible. La fase constante del fuego empieza cuando el fuego alcanza esta
superficie máxima.
Durante esta fase HRR (t) se calcula según la ecuación:
HRR(t) = Acf .HRRf , eff
Esta fase constante puede ser limitada por:
- Las características de material combustible, el incendio esta controlado por
combustible. La velocidad máxima de generación de calor esta dada por el valor en
condiciones de combustión libre.
- El suministro de oxigeno limitado por la ventilación, el incendio esta
controlado por ventilación. En este caso, HRRf,eff se puede evaluar con la formula
siguiente:
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
133
HRRf , eff = 1, 4.106 Aw Hw
Siendo:
- Aw el área de las aperturas [m2]
- Hw la altura media de las aperturas verticales [m]
La fase de descrecimiento empieza cuando 70% de la carga total de fuego se ha
quemado, ecuación (E6-10). Se supone que presenta un comportamiento lineal del HRR
(t).
El tiempo de apagamiento espontáneo del incendio se determina con la siguiente
ecuación:
∫ HRR(t ) = 0,7.q
Acf
tot , d
tfi , end
∫0 HRR(t )dt = Aqf tot
Así se obtiene la curva de generación de calor enseñada en la figura siguiente:
Fig. 6.1. Curva de generación de calor obtenida con el método NFSC
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
134
La curva de la superficie de fuego AF (t) tiene la misma forma.
La velocidad de pirolisis se puede deducir con la fórmula siguiente:
Esta curva representa la curva de fuego obtenida dadas las características de la
carga de fuego, sin considerar la eventualidad del flash-over. A la hora de aplicarla a la
simulación de un escenario dado, hay que comprobar si ocurre este fenómeno, lo que
modificaría la curva de generación de calor.
El Flash-over es la transición entre un fuego localizado y la generalización del
fuego a todas las superficies combustibles presentes en el recinto. Este fenómeno ocurre
cuando la temperatura en el recinto alcanza la temperatura de ignición del combustible.
En este momento el HRR alcanza de manera casi instantánea su valor máximo.
6.2 Criterios para la modelización
El Modelado y la Simulación de incendios han jugado un papel muy importante
en la investigación de los aspectos científicos y tecnológicos de los incendios y ha
permitido adentrarse en las leyes que lo rigen.
Así mismo, el desarrollo de los Modelos de Incendios ha permitido la aparición
de nuevos métodos de diseño para los Sistemas de Protección contra Incendios de las
edificaciones.
En el momento de proceder al análisis de un incendio real, que se desarrolla
según un escenario predeterminado, hay que elegir la herramienta, o conjunto de
herramientas más adaptado al caso considerado. Cada herramienta se caracteriza por:
- Su naturaleza – es decir, si es un modelo analítico o numérico
- Su nivel de complejidad – se considera el número de parámetros tenidos en
cuenta, la forma de los resultados obtenidos, el tiempo de cálculo para los modelos
numéricos
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
135
- Su campo de utilización – seguramente la más importante de las características,
considerando que fuera de este campo los resultados obtenidos no se pueden considerar
como representativos de la realidad.
6.2.1 Modelos numéricos
Hoy en día existe una gran variedad de modelos numéricos desarrollados por y
para la ingeniería del fuego; modelos con campos de aplicaciones diferentes: modelos
por zonas, mecánica computacional de fluidos, resistencia de estructuras, simulación de
evacuación, etc.
Los dos principales tipos de Modelos de Simulación Computacional de
Incendios son los modelos de zona y los modelos de campo (o modelos de dinámica de
fluidos computacional, CFD).
Los modelos CFD dividen dominio computacional del recinto estudiado en un
gran número de volúmenes elementales de control, dependiendo de las capacidades
informáticas disponibles. Éstos resuelven ecuaciones diferenciales de Navier- Stokes
dependientes del tiempo para cada volumen de control, de forma que el análisis es más
detallado, complejo y con mayores costes de cómputo. Variables como la temperatura,
las concentraciones de especies químicas o la velocidad del flujo de aire, son dadas en
todos los nodos de la rejilla. Son modelos que hacen muy pocas simplificaciones a
priori respecto a los procesos de transferencia de masa y de calor.
6.2.1.1 Fire Dynamics Simulator
En este proyecto, para simular las características del almacenamiento de gasoleo
se utilizara el programa: FDS “Fire Dynamics Simulator” y Smokeview, desarrollados
por “Building and Fire Research Laboratory. National Institute of Standards and
Technology (NIST).
El FDS constituye una de las herramientas más avanzadas en ingeniería de
protección contra incendios. Se basa en un modelo de dinámica de fluidos
computacional especializado para el cálculo de flujos generados por fuego.
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
136
Se apoya en la resolución de una forma de las ecuaciones de Navier-Stokes
apropiada para velocidades bajas. La velocidad de los gases en un incendio es del orden
de unos 10-20m/s, lo que esta muy lejos de la velocidad del sonido en el aire.
Esta formulación está adaptada a los flujos creados por efectos térmicos y
movimientos de humos, de hecho se eliminan directamente los efectos de compresión
de los gases que crean fenómenos como ondas acústicas u ondas de choque.
La siguiente figura representa un esquema simplificado de un fuego en su fase
pre-flash-over, extracto de la “Guía de diseño para la seguridad ante incendio en
edificios industriales”:
Fig. 6.2: Elementos principales de un fuego real
El flujo de calor de la llama y del entorno inmediato del fuego da lugar a la
descomposición y/o evaporación del combustible sólido, produciendo gases
combustibles. Este fenómeno se llama pirolisis. La reacción de estos gases con el
oxigeno produce gases de combustión y calor. Este calor permite sostener el fenómeno.
Otra parte muy importante es el modelo utilizado para tratar las turbulencias que
se encuentran en la zona de pirolisis, al límite entre la llama y el aire. En el FDS, las
turbulencias son tratadas por el modelo de Large Eddy Simulación (LES).
La eficacia del FDS es, por parte, debida a la elección de una geometría muy
sencilla de los elementos. Cada plano del espacio (XY, XZ y YZ) tiene que ser dividido
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
137
en una rejilla, produciendo una red de elementos en forma de paralelepípedos. Esto
permite utilizar métodos simplificados y directos para la resolución del campo de
presión. Esto puede ser una limitación para tratar geometrías complejas, pero con
rejillas suficientemente finas se podría aproximar cualquier geometría.
El tamaño de la rejilla es un punto fundamental para la precisión de los
resultados. Para mayor homogeneidad, está mejor tener elementos de geometría cercana
a un cubo, con sus tres dimensiones más o menos iguales. En general, cuanto más fina
es la rejilla, mejor es la resolución numérica de las ecuaciones. Dividiendo el tamaño de
cada celda por dos, el error de discretización se divide por cuatro mientras que el tiempo
de cálculo es multiplicado por 24.
Algunos estudios sobre la influencia del tamaño de rejilla han sido realizados.
Los resultados enseñan que la precisión del análisis es función del ratio del diámetro
característico del fuego D* dividido por el tamaño de una celda. En estos estudios, la
mejor precisión no siempre esta obtenida con la rejilla la mas pequeña.
Desgraciadamente, los resultados de estos estudios son poco aplicables a otros
escenarios y la mejor manera de encontrar el tamaño óptimo de rejilla es de hacer una
serie de test propia al caso estudiado.
Las celdas así definidas permiten caracterizar toda la geometría del problema.
En cada una de ellas las propiedades son consideradas homogéneas.
Para elementos “vacíos”, es decir que no forman parte de un objeto, por lo tanto
estarán llenos de gas o aire, el programa calcula para cada intervalo de tiempo los
parámetros siguientes:
- Temperatura del gas
- Velocidad del gas
- Concentración de las especies químicas
- Concentración de humos y factor de visibilidad
- Presión
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
138
- RHR por volumen unitario, si en él hay combustible.
- Densidad del gas
Para los elementos llenos de material sólido, cuyas propiedades han sido
descritas por el usuario, el programa calcula las variables siguientes:
- Temperatura de los límites y en el interior
- Flujo de calor, convectivo y radiativo
- Velocidad de combustión
Y finalmente, para todo el sistema, el programa devuelve:
- El RHR total
- Los tiempos de activación de los detectores de calor y humos
- Los flujos de masa y energía a través de las aberturas y límites
Estos datos son registrados en distintos archivos. Gracias al Smokeview,
visualizador del programa FDS, los resultados pueden observarse en forma de planos
coloreados y con animación. Entre otras cosas muestra la dinámica del fuego y del
humo en un escenario determinado.
Según sus creadores, el campo de utilización de este programa sigue siendo los
estudios de diseño con fuego predeterminado, es decir con HRRf,eff conocido.
Aunque el FDS permite la definición de muchas características térmicas o
químicas de los materiales, sigue siendo muy difícil desarrollar un escenario de fuego
realista. Faltan muchos datos y la modelización de la propagación del fuego sigue
siendo un problema mal resuelto. Implica un gran número de fenómenos complejos
como desplazamientos de flujos multi-fase, mezclas turbulentas, aerodinámica de baja
velocidad, transferencias de calor, etc. La caracterización de los flujos de calor dentro
de los materiales esta bastante bien dominada, pero los datos sobre la combustión y la
pirolisis de los materiales todavía no. Este campo de la ingeniería del fuego esta todavía
en su inicio.
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
139
La guía de referencia técnica de FDS provee una información más completa
sobre la teoría de base y las hipótesis del modelo.
El FDS es un programa de Fortran 90 y su desarrollo empezó hace 25 años para
llegar a una primera version pública en 2000. Para su uso, hay que redactar un archivo
de datos en un editor de texto. Este archivo debe proveer todos los parámetros a tener en
cuenta para desarrollar el escenario. También se precisa en el archivo de datos todo lo
que concierna a los puntos de medidas.
Estos parámetros se organizan en grupos. Existen al total 24 grupos para
describir familias de datos. Por ejemplo, el grupo OBST permite crear obstrucciones, el
grupo VENT permite definir las aberturas, el grupo THCP los puntos de medida, etc.
Desde el principio de la simulación, los resultados dados bajo la forma de planos
animados o coloreados, o de vectores, pueden consultarse en el SmokeView mientras
que ésta se sigue procesando. Durante la simulación se escribe también un archivo de
texto .OUT en el cual se registran todas las informaciones relativas a ésta (lista de los
datos, tiempo de computación, errores, etc.)
6.3 Simulación del escenario elegido
6.3.1 Descripción de la geometría
Los tanques, de geometría cilíndrica, serán asimilados a paralelepípedos con la
misma capacidad para realizar la simulación.
Tanque pequeño:
Base cuadrada de 8,5m x 8,5m con una altura muy próxima a la
real, 10 m.
Tanque grande:
Base cuadrada de 14m x 14m conservando la altura real, 10,5m.
Las dimensiones del cubeto se modifican ligeramente respecto a las del apartado
6.1.1 para seguir cumpliendo los requisitos impuestos, respecto a las distancias
mínimas, por el reglamento MI-IP-03.
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
Cubeto:
140
Base rectangular de 40,5m x 25m conservando la altura real,
2,6m.
Los tanques están hechos de acero al carbono, el cubeto de hormigón. En la tabla
siguiente se especifican las propiedades térmicas de los límites del recinto y de los
tanques, que son datos imprescindibles para la simulación del incendio.
Tabla 6.11 Propiedades térmicas del acero y hormigón
Material
Cp [KJ/KgK]
ρ [Kg/m3]
Ks [W/mK]
Hormigón
0,88
2100
1
Acero
0,46
7840
50
FDS es un modelo concebido de para reproducir el fenómeno del incendio en
recintos cerrados. Para poder simular nuestra situación real, es decir unos tanques
exteriores con cubeto de retención, definiremos una habitación de altura próxima a la
del tanque más alto con aberturas en techo y paredes. En las paredes estas aberturas irán
desde la altura real del cubeto, 2,6m, hasta el techo.
Fig. 6.3: Recinto de estudio, tanques de gasoil en cubeto
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
141
Los tanques de gasoil tiene pequeños venteos, que aunque no son apreciables
también han sido descritos en el código fuente del programa.
Como ya hemos visto en el apartado 6.1.1, según el Reglamento de seguridad
contra incendios en los establecimientos industriales, la actividad que se lleva a cabo en
el recinto de estudio dará lugar a cargas de fuego muy diferentes, entendiendo ésta
como la energía total cedida en caso de incendio.
En este caso la actividad es clara, el almacenamiento. Lo que podría variar es el
contenido de los tanques: gasoil, aceite, etc.
6.3.2 Descripción del combustible
Los tanques contienen gasoleo C. Las propiedades térmicas del combustible, que
necesitamos conocer para simular el fuego, se resumen en la siguiente tabla:
Tabla 6.12 Propiedades del gasóleo
Max.tasa
Hc
Hv
Tig ρ
Cp
Ks
Combustible
comb.
[ºC] [Kg/m3] [KJ/Kg] [KJ/Kg]
[KJ/KgK]
[W/mK]
[Kg/m2s]
Gasóleo C
338
900
40201
338,9
0,055
2,72
0,1
Ignición: La ignición requiere la unión de tres elementos: combustible
inflamable, calor de ignición y oxígeno. La fase de ignición marca el inicio del fuego
(Temperatura de ignición).
El riesgo de ignición depende de los materiales presentes, de los procesos y
actividades que tengan lugar en la zona de estudio. Si minimizamos el potencial de
ignición reduciremos el riesgo de incendio.
En este estudio se considera que la ignición ha tenido lugar y por tanto se
analizan los fuegos después de esta fase.
Calor de combustión: energía liberada por este proceso por una unidad másica
de combustible.
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
142
Calor de vaporización: calor necesario para que un Kg de combustible pase al
estado gaseoso.
Máxima tasa de combustión: valor máximo al cual se quema el combustible.
El valor fijado para la máxima tasa de combustión, mmax, se toma de Burgess y
Hertzberg según la fórmula:
mmax = 10-3 x Hc/Hv
Donde mmax se expresa en kg/sm2 y
+ H *v =+ H *v + CpL (Tb − Ta )
Tb > Ta
+H *v =+Hv
Ta > Tb
ΔHc es el calor de combustión, ΔHv* es el calor modificado de vaporización,
ΔHv es el calor de vaporización, Cp es el calor específico líquido, Tb es la temperatura
del punto de ebullición y Ta es la temperatura atmosférica.
Conductividad térmica: propiedad física de los materiales que mide su capacidad
de conducción de calor.
En el código adjunto, en el anexo B, aparecen también los coeficientes
estequiométricos de la reacción que tiene lugar.
6.3.3 Detectores y sistemas de protección
Se han instalado detectores termovelocimétricos en el centro de los dos tanques
a una altura de 1m, 2m y 3m por encima de la superficie del líquido. A estas alturas se
podrá obtener también la cantidad de oxigeno, dióxido de carbono y monóxido de
carbono en la mezcla gaseosa.
Se han instalado medidores de temperatura en la superficie del líquido. Se
medirá también el perfil de temperaturas en las paredes de acero de ambos tanques.
Descripción del modelo desarrollado en la simulación de incendios
143
Se instalan sistemas fijos de agua pulverizada en las paredes de los tanques para
la refrigeración exterior de las mismas. Estos están diseñados según la norma MI-IP-03
con una densidad de descarga de 15 lpm/m de perímetro.
Los sistemas automáticos de agua-espuma no se pueden instalar ya que el
programa no contempla esta opción.
7
Análisis de resultados
Análisis de resultados
145
7 ANÁLISIS DE RESULTADOS
7.1 Resultados del caso de partida
Una vez determinada mediante normativa la carga de fuego, es decir la energía
total potencialmente cedida por el incendio, 86,145 MJ/ m2 se debería estudiar como se
libera esta energía.
La curva de generación de calor, HRR del inglés Heat Release Rate, representa
la potencia del fuego en función del tiempo. Este parámetro es posiblemente uno de los
más importantes a la hora de definir un fuego.
El HRR influye mucho en la fase de crecimiento del fuego, controlando en cierta
medida fenómenos como el tamaño de la zona de pirolisis, el flujo de gases caliente, la
temperatura de la zona caliente etc.
El HRR depende sobre todo del tipo y de la cantidad de combustible, de la
cantidad de oxigeno disponible, pero también de muchos otros factores como el tamaño
del recinto y las propiedades térmicas de sus límites.
La única manera de estimar el HRR(t) es la experimentación. En la figura se
representa la curva de generación de calor total correspondiente a la carga de fuego del
caso estudiado.
desarrollo del incendio
40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
HRR kW
0
2
4
6
8
tiempo (s)
Fig. 7.1. Heat Release Rate
10
Análisis de resultados
146
El desarrollo del fuego se produce según las siguientes fases:
1- la fase de ignición, marca el inicio del fuego.
2- la fase de propagación o crecimiento.
El combustible se quema creando gases calientes que forman un penacho de
humo y suben hasta el techo, dividiendo la zona en parte alta, de humos calientes, y
parte baja y más fría, de gases de combustión.
3- Después esta de esta fase de crecimiento, el fuego esta desarrollado y quema
con una liberación de calor constante.
4- Decrecimiento o enfriamiento. Durante esta fase la temperatura puede seguir
siendo bastante elevada y afectar a la estructura.
Como observamos en la figura 7.1, el calor liberado por el incendio se acerca a
cero prácticamente 5 segundos después de la ignición. La fase en la que el fuego está
desarrollado apenas dura unas décimas de segundo.
Esto quiere decir que en condiciones normales, ausencia de fugas u otras
irregularidades, aunque el combustible arda dentro del tanque no existe oxigeno
suficiente para que esta combustión sea sostenible y se produzcan consecuencias que
impliquen riesgo alguno para la seguridad de los trabajadores o de las instalaciones
colindantes.
Esto se puede apreciar también en la figura 7.2, en la que se representa la
concentración de oxigeno y dióxido de carbono en función del tiempo. La medida esta
tomada 20 cm por encima de la superficie del líquido en el tanque grande.
Análisis de resultados
147
concentración O2 y CO2
X_O2 mol/mol
X_CO2 mol/mol
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
-0,05 0
2
4
6
8
10
tiempo (s)
Fig. 7.2. [O2] y [CO2] en el interior del tanque grande
En relación al análisis de atmósferas explosivas, si la temperatura fuese
suficiente, el líquido podría evaporarse lentamente ocupando el interior del tanque y
pasar al exterior a través del venteo. Dentro y fuera del tanque se produce una atmósfera
potencialmente explosiva.
Esta situación se produce con temperaturas del líquido por debajo del punto de
ebullición, 260ºC y por encima del punto de inflamación 86ºC. La cuantía de vapor
dependerá principalmente de:
− La temperatura
− Tensión de vapor y temperatura superficial del líquido
− Tamaño de la superficie de evaporación
Midiendo la velocidad de los gases en la superficie del líquido y a través del
venteo podríamos calcular la tasa de escape.
En el caso estudiado, la temperatura media ambiente son 20 ºC y no está
previsto el calentamiento de la superficie libre del líquido en los tanques por encima de
40ºC, y por tanto la formación de atmósferas explosivas tampoco.
Sin embargo, en el instante previo a la combustión, cuando todavía no ha
disminuido la concentración de oxigeno en el venteo y la de CO2 sigue siendo nula, la
simulación del caso de partida ofrece un resultado para la velocidad de los gases (aire y
vapores del gasoil) en el venteo de:
Análisis de resultados
148
Tabla 7.1 Medidas en el venteo
temp
vel
X_O2
X_CO2
ºC
m/s
mol/mol
mol/mol
20,000
0,002
0,207
0,000
20,000
0,029
0,207
0,000
20,000
0,057
0,207
0,000
Si se toma este dato como velocidad máxima de los gases a través del
venteo sin que se produzca la combustión, se podría hacer una aproximación del
máximo tamaño de la atmósfera explosiva que se formaría alrededor de este punto y
compararlo con el que aparece en la norma API 505.
En primer lugar se calcula la máxima tasa de escape en Kg/s, (dG/dt)max.
(dG/dt)max= Aventeo. vgases.3,5ρ aire
(dG/dt)max= 25.10-4 m2 .0, 057 m / s.3,5.1, 204 Kg / m3
(dG/dt)max= 6,005.10-4 Kg / s
La máxima tasa de escape permite estimar la mínima tasa de ventilación
requerida para prevenir el riesgo de atmósfera explosiva.
La mínima tasa de ventilación requerida para diluir el escape de un material
inflamable, conocida su tasa de escape, se calcula según la siguiente formula:
(dV/dt)min=
(dG/dt)max T
.
k.LIE 293
donde:
(dV/dt)min es la mínima tasa de ventilación de aire fresco (m3/s)
(dG/dt)max es la máxima tasa de escape desde la fuente de escape (Kg/s)
LIE: límite inferior de explosión (Kg/m3)
Análisis de resultados
149
k es el factor de seguridad aplicado al LIE, k=0,25 en el caso de grados de
escape continuo y primario.
T es la temperatura ambiente en Kelvin
(dV/dt)min=
6,005.10-4Kg/s 293K
.
3
0,25.0,021Kg/m 293K
Siendo (dV/dt)min = 11,438.10-2 .
El hipotético volumen Vz, de potencial atmósfera explosiva, puede ser calculado
según la formula:
Vz=
(dV/dt)min
C
Donde C es el número de cambios de aire por unidad de tiempo (s-1). Este factor
C se sostiene para condiciones ideales de flujo de aire, que normalmente no se dan
debido a posibles obstáculos, mala ventilación etc. Por tanto la C real será más pequeña
que la expresada en la formula anterior.
Para tener en cuenta esto se introduce un factor de corrección “f” resultando la
expresión final:
Vz=
f .(dV/dt)min
C
Donde f denota la eficiencia de la ventilación en términos de su efectividad a la
hora de diluir la atmosfera explosiva. f varía entre 1, situación ideal y 5, flujo de aire
impedido. En exteriores sin obstáculos se toma f=1.
El volumen Vz representa el volumen dentro del cual la concentración de gas o
vapor inflamable será 0,25 x LIE.
En instalaciones al aire libre, incluso velocidades del viento pequeñas dan lugar
a un elevado número de cambios de aire. Vientos de 0,5 m/s dan lugar a una tasa de
Análisis de resultados
150
intercambio de aire mayor a 100/h. De manera conservativa tomaremos esta velocidad
del viento para el cálculo de Vz. De esta forma C=0,03/s.
Finalmente el valor estimado es Vz= 3,8127m3 . Esto equivale a una esfera de
radio 0,9691m. Valor ligeramente inferior, pero muy aproximado, al que da la
normativa, 1 metro.
Si los tanques no están completamente llenos, sino solo hasta la mitad de su
capacidad, la gráfica del HRR tendría la siguiente forma:
desarrollo del incendio
60000
50000
40000
30000
HRR kW
20000
10000
0
0
5
10
15
20
25
30
tiempo (s)
Fig. 7.3. Heat Release Rate
El siguiente gráfico muestra la evolución de las temperaturas 1m, dos y tres
metros por encima de la superficie del líquido. En este caso, los gases dentro del tanque
pequeño alcanzan picos de temperatura mayores de 350 grados. Fuera de los tanques,
como ocurría en el caso anterior la variación de temperatura no es apreciable ya que el
fuego se vuelve a extinguir rápidamente por falta de oxigeno.
Análisis de resultados
151
temperaturas interior tanque peq.
400
350
300
temp superficie líquido ºC
250
temp 1 metro por encima ºC
200
temp 2 metros por encima ºC
150
temp 3 metros por encima ºC
100
50
0
0
10
20
30
40
50
60
70
tiempo (s)
Fig. 7.4. Temperatura interior tanque pequeño
En los primeros segundos, la zona cercana a la superficie del líquido, 1 metro de
altura, alcanza la temperatura mayor. Sin embargo, a medida que pasan los segundos,
las temperaturas se igualan. Incluso se aprecia como segundos después del tiempo de
simulación estará más caliente el área cercana a la tapa del tanque. Esto se debe al
penacho de humo que asciende, quedándose en esa zona hasta que se produce el escape
por el venteo.
temperaturas interior tanque grande
200
temp superficie líquido ºC
150
temp 1 metro por encima
ºC
100
temp 2 metros por encima
ºC
50
temp 3 metros por encima
ºC C
0
0
20
40
60
80
tiempo (s)
Fig. 7.5. Temperatura interior tanque grande
Análisis de resultados
152
En el caso del tanque grande la evolución de temperaturas es la misma, sin
embargo la temperatura máxima alcanzada en el interior es mucho menor, no llega a los
200ºC. Esto se debe a que en este caso hay mayor presencia de oxigeno en la reacción.
Tener este tanque a la mitad supone tener unos 950 m3 de aire en el interior. En el caso
del pequeño tan solo hay 300 m3.
7.2 Fuga en los tanques
En el caso de que existiese una fuga en alguno de los tanques, o en los dos, el
combustible líquido comenzaría a formar un charco en el cubeto de retención.
Suponiendo que esta situación se produce y la altura del líquido en el cubeto
alcanza los 20 cm, se analiza lo que pasa tras la ignición del combustible.
Fig. 7.6 Situación del caso 7.2
En la figura 7.4 se muestra como, en la fase de crecimiento, el penacho de humo
va ascendiendo marcando la diferencia entra la denominada zona caliente y la zona fría.
Análisis de resultados
153
Fig. 7.7. Ascenso del penacho de humo
La potencia generada en tiempo real por unidad de volumen se muestra a
continuación:
Fig. 7.8. HRRPUV
Respecto a la temperatura en el acero del tanque, está experimenta un aumento
que se refleja en la siguiente gráfica:
Análisis de resultados
154
temperatura exterior pared lateral 2 ºC
22,00
21,50
21,00
20,50
20,00
19,50
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
tiempo (s)
Fig. 7.9. Temperatura del exterior de la pared lateral del tanque pequeño
Las medidas han sido tomadas a 9,5 m de altura. Esta gráfica refleja el aumento
de temperatura en la cara este del tanque pequeño, es decir la más cercana al tanque
grande. La pared lateral exterior, la cara oeste, solo aumenta 0,8ºC su temperatura
durante el tiempo de simulación, justo la mitad.
El incremento de temperatura en la cara norte y sur son 1,1ºC y 1,3ºC
respectivamente. Esta diferencia se puede deber a las dimensiones del mallado, ya que
como el recinto es simétrico respecto del plano y=12,5 debería aumentar la misma
cantidad.
En el caso del tanque grande la cara norte y sur sí que alcanzan la misma
temperatura, 20,7ºC. La cara cercana al tanque pequeño aumenta su temperatura hasta
valores muy parecidos a los de éste.
Durante el minuto y medio que dura la simulación del incendio no se produce
aumento en la temperatura interior de las paredes del tanque. Para observar efectos a
largo plazo se requiere mayor capacidad de cómputo.
Análisis de resultados
155
Según estos gradientes térmicos, y dadas las propiedades del acero al carbono,
no se deben tomar precauciones remarcables en cuanto a este material.
La concentración de CO2 en las proximidades de los tanques alcanza un máximo
de 0,00061 moles por mol de aire. Esta presencia se puede apreciar unos 20 segundos
tras la ignición, tiempo que tardan los humos y los gases de combustión en ascender
hasta los 11,6 metros.
concentración de CO2
[co2] a 11,6m X_CO2 mol/mol
[co2] a 12,6m X_CO2 mol/mol
[co2] a 13,6m X_CO2 mol/mol
7,00E-04
6,00E-04
5,00E-04
4,00E-04
3,00E-04
2,00E-04
1,00E-04
0,00E+00
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
tiempo(s)
Fig. 7.10. Concentración de CO2
La concentración de oxigeno varía, como es lógico de manera opuesta a la de CO2.
concentración de oxigeno
0,2066
0,2064
0,2062
0,2060
X_O2 mol/mol
X_O2 mol/mol
0,2058
X_O2 mol/mol
0,2056
0,2054
0,2052
0
20
40
60
80
tiempo (s)
Fig. 7.11. Concentración de oxígeno
100
Análisis de resultados
156
Evolución de la temperatura alrededor del tanque pequeño:
4,41 segundos
Fig. 7.12. Temperatura en x=10.0
7,5 segundos
Fig. 7.13. Temperatura en x=10.0
La superficie del líquido experimenta cambios bruscos de temperatura, en tan
solo tres segundos ésta desciende 30 ºC. Los gases calientes ascienden rápidamente.
13,14 segundos
Fig. 7.14. Temperatura en x=10.0
Análisis de resultados
157
Si representamos la temperatura en el plano y =12,5m, observamos que la
disponibilidad y el grado de la ventilación (tanques al aire libre) frena el aumento de
temperatura, originando focos calientes cercanos al combustible y alrededor de los
venteos.
Fig. 7.15. Temperatura en y=12.5
8
Conclusiones
Conclusiones
159
8 CONCLUSIONES
En este proyecto se ha realizado un análisis de los riesgos de incendio y
explosiones en las instalaciones exteriores de centrales térmicas.
La normativa vigente establece los requisitos mínimos que se han de cumplir en
relación a la protección y prevención de estos riesgos.
En el caso de las atmósferas explosivas, destacan publicaciones europeas como
las Directivas 94/9/CE y 1999/92/CE o internacionales, como la API 505, práctica
recomendada para la clasificación de áreas en instalaciones petrolíferas.
La Directiva 94/9/CE establece los Requisitos Esenciales de Seguridad y Salud
relativos, por un lado, al material no eléctrico y sistemas de protección destinados a
utilizarse en atmósferas potencialmente explosivas y, por otro, a los dispositivos
destinados a ser utilizados fuera de atmósferas explosivas, pero necesarios para el
funcionamiento seguro de los aparatos que están dentro de las áreas clasificadas.
La Directiva 1999/92/CE establece las disposiciones mínimas para la protección
de la seguridad y la salud de los trabajadores que pudiesen verse expuestos a riesgos
derivados de la presencia de atmósferas explosivas.
La norma API 505 establece una clasificación de las áreas de riesgo en zonas
según el estudio de diversos parámetros: tipo de sustancia inflamable o combustible,
fuente de escape, tasa de escape, grado de escape y ventilación de la zona.
En el caso de riesgo de incendio, la norma americana NFPA 850, de uso
generalizado, establece las medidas de protección y prevención que se deben tomar en
instalaciones de centrales de generación eléctrica.
Aplicando las recomendaciones de ésta última se han señalado como principales
zonas exteriores con riesgo de incendio:
Conclusiones
160
- Transformadores en baño de aceite a la intemperie
Los transformadores se protegen mediante detectores termovelocimétricos,
sistemas automáticos de agua pulverizada según normativa y muros RF-120.
- Torres de refrigeración
En las torres de refrigeración el material de relleno de las celdas, pulverizadores
y láminas son de plástico. Debido a la presencia de agua la protección mediante
extintores portátiles de polvo químico e hidrantes resulta suficiente.
- Tanques de gasoil
La zona de almacenamiento de gasoil se protege mediante detectores
termovelocimétricos, sistemas fijos de agua pulverizada para refrigeración de las
paredes de los tanques, sistemas fijos de espuma para la inundación del depósito,
hidrantes y extintores de polvo químico.
El análisis de sustancias inflamables presentes en esta instalación, y su
ubicación, permite señalar áreas exteriores donde éstas podrían ser capaces de formar
atmósferas explosivas. En este sentido el gas natural y el hidrógeno son las sustancias
más peligrosas.
En el sistema de gas es objeto de estudio la zona de calentadores (calentador
eléctrico y calentador de agua gas) cuya función es aumentar la temperatura del gas para
mejorar el rendimiento del ciclo combinado.
Se considera un grado de escape secundario en los posibles puntos de fuga de los
calentadores. Con este dato y teniendo en cuenta que la ventilación propia de una
instalación exterior será buena, se clasifica el área como zona 2, según lo establecido
por la tabla que propone la norma API 505 respecto a la influencia de la ventilación.
Las botellas de hidrogeno se almacenan en el exterior de la central. Éste tiene un
límite de inflamabilidad muy amplio, pero debido a su baja densidad y a la ventilación
la zona que rodea el colector se clasifica como zona 2.
Conclusiones
161
El amoniaco, empleado para eliminar el óxido de las tuberías del circuito de
agua, se disipa muy rápido en el ambiente. Se considera despreciable la extensión del
área en caso de escape.
Respecto al aceite, su temperatura máxima de manipulación no llega al punto de
inflamabilidad, por lo que no es previsible el escape en forma de niebla.
En el caso del gasoil se clasifica el interior de los tanques de almacenamiento
como zona 0 y el venteo de éstos como zona 1. Según esto, los aparatos de medida
colocados en el interior del tanque deberían pertenecer al grupo II categoría 1 y asegurar
el nivel de protección requerido incluso en caso de avería.
Para comprobar este dato y evaluar las consecuencias de un incendio en los
tanques de gasoil, instalación elegida como caso de estudio para la simulación, se ha
utilizado el programa Fire Dynamics Simulator (FDS).
Si se incendia el gasoleo en el interior de los tanques cuando éstos están llenos,
la curva del HRR, potencia calorífica generada por el fuego, se acerca a cero cinco
segundos después de la ignición.
Esto quiere decir que en condiciones normales, ausencia de fugas u otras
irregularidades, no existe oxigeno suficiente dentro del tanque para que la combustión
sea sostenible.
El fuego en este caso se apaga solo y no produce consecuencias que impliquen
riesgo para los trabajadores o las instalaciones colindantes.
Si los tanques estuviesen llenos solamente hasta la mitad de su capacidad, el
incendio vuelve a extinguirse solo, pero esta vez tarda 4 veces más en hacerlo.
Para el caso de partida, tanques llenos y sin fugas, se ha medido la velocidad de
los gases en el venteo instantes antes de que se produzca la combustión. Para asegurarse
que ésta no ha ocurrido se colocan medidores de concentración de O2 y CO2 tanto en el
venteo como en la superficie del líquido.
Conclusiones
162
Estos gases son vapores que provienen de la superficie libre del líquido debido
al aumento de temperatura de éste hasta valores cercanos o superiores a su punto de
inflamación y escapan al exterior formando una atmósfera explosiva alrededor del
venteo.
Con la velocidad obtenida en la simulación se calcula el valor del radio de este
volumen esférico. El resultado, 0,96 metros, es muy similar a lo establecido por la
norma API 505. Ésta define que alrededor de los venteos de tanques con líquidos
combustibles de clase IIIA, caso del gasoil, se forma una atmósfera explosiva de un
metro de radio.
También se ha simulado el caso de existencia de fuga en alguno de los tanques.
Esto da lugar a la formación de un charco en el cubeto, postulándose que en el instante
en que se produce el fuego tiene ya una altura de 20 cm. Con está simulación sí
podemos observar el desarrollo del incendio, como el penacho de humo asciende
formando una zona caliente en la parte superior y una más fría o de gases de combustión
en la parte inferior.
Se concluye además, que tras producirse este incendio, el mayor incremento de
temperatura en las caras exteriores de los tanques de acero al cabo de 90 segundos, es de
1,6ºC y se produce en las paredes laterales más próximas entre ambos tanques. Aunque
la temperatura alrededor de los tanques alcance valores muy altos, la escasa altura del
cubeto y la buena ventilación hace que estas subidas sean solo puntuales.
El tiempo reducido de simulación viene impuesto por la limitación en la
capacidad de cómputo del ordenador. Con este procedimiento y mayores tiempos de
desarrollo del incendio se elevarán las temperaturas generadas en los puntos de estudio
introducidos en el modelo.
9
Bibliografía
Bibliografía
164
9 BIBLIOGRAFÍA
1. [REAL03] Real Decreto 681/2003, “Directiva del Parlamento Europeo y del
Consejo 1999/92/CE”, 16 Diciembre 1999.
2. [REAL96] Real Decreto 400/1996, “Directiva del Parlamento Europeo y del
Consejo 94/9/CE”, 1 Marzo 1994.
3. [REAL99] Real Decreto1523/1999, “Reglamento de Instalaciones Petrolíferas para
uso propio IT MI-IP 03”, 1 Octubre 1999.
4. [AMER97] American Petroleum Institute, “API 505: Recommended Practice for
Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities
Classified as Class 1, Zone 0, Zone 1 and Zone 2”, First Edition November 1997.
5. [REAL93] Real Decreto 1942/1993, “Reglamento de Instalaciones de Protección
contra Incendios”, 5 Noviembre 1993.
6. [REAL04] Real Decreto 2267/2004, “Reglamento de Seguridad contra incendios en
instalaciones industriales”, 3 Diciembre 2004.
7. [MEHA02] Mehaffey, J., Joyeux, D., Franssen, J.M., Horasan, M.B., “Guía de
diseño para la seguridad ante incendio en edificios industriales”, LABEIN, 2002.
8. [SCHL01] Schleich, J.B., “Proyecto de valoración: Concepto de seguridad frente a
fuego real”, 2001.
9. [MCGR06] McGrattan, K., “Fire Dynamic Simulator (version 4) – Technical
Reference Guide”, NIST special edition 1018, March 2006.
10. [MCGR06] McGrattan, K., “Fire Dynamic Simulator (version 4) – User´s Guide”,
NIST special edition 1019, March 2006.
11. [THEK07] Theknos, “Saber como actúa el fuego para evitarlo”, Reportaje número
106, Febrero 2007.
Bibliografía
165
12. [CAPO07] Capote Abreu, J.A., Alvear Portilla, D., Herrera del Campo, G.,
“Limitaciones de la simulación computacional en la protección contra incendios en
la edificación”, GIDAI Universidad de Cantabria, Enero 2007.
13. [CAPO07] Capote Abreu, J.A., Alvear Portilla, D., Lázaro Urrutia, M., “Dinámica
del incendio en edificios mediante modelado y simulación computacional: CFAST,
OZONE, FDS”, GIDAI Universidad de Cantabria, Enero 2007.
14. [MCGR05] McGrattan, K., “Informational slides form FDS/Smokeview users”,
Marzo 2005.
15. [JUNT06] Junta de Extremadura, “Plan especial de protección civil sobre
transportes de mercancías peligrosas por carretera y ferrocarril”, Abril 2006.
16. [REVI06] Revista técnica de la asociación de profesionales de ingeniería de
protección contra incendios. “Los sistemas de agua, columna vertebral de la PCI”,
Febrero 2006.
Anexos
A
Disposición general de
la central
Anexo A
168
Anexo A: DISPOSICIÓN GENERAL DE LA
CENTRAL DE CICLO COMBINADO
CÓDIGO
ELEMENTO
1
Edificio de turbinas
2
Edificio eléctrico
3
Caldera de recuperación de calor
4
Chimenea
5
Edificio de bombas de agua de alimentación
6
Edificio sala de control
7
Rack de tuberías
8
Tanque de condensado
9
Almacén de botellas de H2
10
Transformadores principales
11
Cable enterrado de 400 Kv
12
Subestación eléctrica G.I.S.
13
Generador Diesel
14
Edificio servicios eléctricos auxiliares
15
Planta trat. agua torres de refrigeración
16
Torres de refrigeración
17
Casa de bombas de agua de circulación
18
Tuberías agua de circulación
19
Punto terminal gaseoducto
20
Estación de regulación y medida de gas
21
Bombas de descarga de Gas-Oil
22
Tanque de Gas-Oil sin tratar
23
Planta tratamiento y bombeo de Gas-Oil
24
Tanque de Gas-Oil limpio
25
Calentadores de gas y gasóleo
26
Calderas auxiliares
27
Planta aguas negras
Anexo A
169
28
Vestuarios
29
Almacenes y talleres
30
Edificio de oficinas y administración
31
Edificio de control de accesos
32
Barrera
33
Almacén de residuos peligrosos
34
Alamcén de grasas y gases
35
Edificio de tratamiento de agua y laboratorio
36
Tanque de agua desmineralizada
37
Tanques de agua desalada y de P.C.I.
38
Tanque de agua potable
39
Casa de bombas de P.C.I. y servicios generales
40
Balsa de recogida de efluentes
41
Balsa control de vertidos
42
Canalización de toma y vertido de agua de mar
43
Aparcamiento interno
44
Aparcamiento externo
45
Valla perimetral planta de ciclo combinado
46
Límite de propiedad
47
Línea de M.T. (Fecsa)
48
Tubería C.A.T. (Consorcio de Aguas de
Tarragona)
49
Línea de 400 Kv: REE
50
Separador API de aceites de transformadores
51
Arqueta canalizaciones eléctricas
52
Red de pluviales
53
Rack de tuberías auxiliares
54
Rack de tuberías auxiliares
55
Torres eléctricas salida líneas de 400 Kv
56
Almacenamiento de botellas N2
57
Edificio servicios eléctricos auxiliares zona GasOil
B
Código de modelización
del almacenamiento de
gasoil
Anexo B
171
Anexo B: CÓDIGO DE MODELIZACIÓN DEL
ALMACENAMIENTO DE GASOIL
B.1 Código del caso de partida: tanques de gasoil llenos
&HEAD CHID='simulacion8', TITLE='Incendio en tanques de gasoleo C' /
&GRID IBAR=200, JBAR=125, KBAR=72, / Numero de cuadriculas en la
direccion x, y, z respectivamente
&PDIM XBAR=40.5, YBAR=25, ZBAR=14 / Coordenadas del dominio de calculo
(en metros). XBAR, YBAR, and ZBAR indican el maximo valor de x, y,
and z. XBAR0, YBAR0, and ZBAR0 indican el minimo valor de x, y, and z
values, se asume que son cero.
&TIME TWFIN=90.0 / Time when finished (duracion de la simulacion)
&MISC SURF_DEFAULT='CONCRETE',
DATABASE='C:\nist\fds\database4\database4.data'
REACTION='GASOLEO_C' /
Establece que las caracteristicas de la superficie por defecto son las
del hormigon, indica la localizacion de los archivos que contienen
dichas caracteristicas. En la reaccion interviene el gasoleo C, cuyas
caracteristicas se describen a continuación junto con la
estequiometria de la reaccion.
&SURF ID
TMPIGN
DENSITY
HEAT_OF_COMBUSTION
HEAT_OF_VAPORIZATION
BURNING_RATE_MAX
PHASE
C_P
KS
=
=
=
=
=
=
=
=
=
'GASOLEO_C'
338
900
40201
338.9
0.055
'LIQUID'
2.72
0.1/
&SURF ID
= 'CONCRETE'
FYI
= 'Quintiere, Fire Behavior'
RGB
= 0.66,0.66,0.66
C_P
= 0.88
DENSITY=2100.
KS
= 1.0
DELTA = 0.1 /
&SURF ID
RGB
C_DELTA_RHO
DELTA
&REAC ID='GASOLEO_C'
=
=
=
=
'STEEL'
0.20,0.20,0.20
20.
0.005 /
Anexo B
172
MW_FUEL=198.0
NU_O2=21.5
NU_CO2=14.0
NU_H2O=15.0
EPUMO2=12700.
CO_YIELD=0.012
SOOT_YIELD=0.042 /
>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>CUBETO<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<
&OBST
&OBST
&OBST
&OBST
&OBST
XB= 0.0, 40.5,
XB= 0.0, 40.5,
XB= 0.0, 0.5,
XB= 40.0, 40.5,
XB= 0.0, 40.5,
0.0, 0.5,
0.0, 2.6 / PARED1
24.5, 25.0, 0.0, 2.6 / PARED2
0.0, 25.0, 0.0, 2.6 / PAREDL1
0.0, 25.0, 0.0, 2.6 / PAREDL2
0.0, 25.0, 0.0,0.5 / BASE
>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>FUENTE FUEGO<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<
&OBST XB= 6.2, 14.3, 8.45, 16.55, 0.7, 9.8, SURF_ID='GASOLEO_C'/
tanque peq
&OBST XB= 6.0, 14.5, 8.25, 8.45, 0.7, 10.3, SURF_ID='STEEL'/
PARED1
&OBST XB= 6.0, 14.5, 16.55, 16.75, 0.7, 10.3, SURF_ID='STEEL'/
PARED2
&OBST XB=
&OBST XB=
6.0, 14.5,
6.0, 14.5,
8.25, 16.75, 10.3,10.5, SURF_ID='STEEL'/ TAPA
8.25, 16.75, 0.5,0.7, SURF_ID='STEEL'/ BASE
&OBST XB= 6.0, 6.2, 8.45, 12.45, 0.7, 10.3, SURF_ID='STEEL'/
PAREDL1
&OBST XB= 6.0, 6.2, 12.5, 16.55, 0.7, 10.3, SURF_ID='STEEL'/
PAREDL1
&OBST XB= 6.0, 6.2, 12.45, 12.50, 0.7, 10.0, SURF_ID='STEEL'/
PAREDL1
&OBST XB= 6.0, 6.2, 12.45, 12.50, 10.05, 10.3,
SURF_ID='STEEL'/PAREDL1
&OBST XB= 14.3, 14.5, 8.45, 16.55, 0.7, 10.3, SURF_ID='STEEL'/
PAREDL2
&OBST XB= 20.7, 34.5,
5.7, 19.5,
SURF_ID='GASOLEO_C'/ tanque grande
&OBST XB= 20.5, 34.5,
5.5, 5.7,
SURF_ID='STEEL'/PARED1
&OBST XB= 20.5, 34.5,
19.3, 19.5,
SURF_ID='STEEL'/PARED2
0.7, 10.6,
&OBST XB=
TAPA
&OBST XB=
BASE
20.5, 34.5,
5.5, 19.5,
10.8, 11.0, SURF_ID='STEEL'/
20.5, 34.5,
5.5, 19.5,
0.5, 0.7, SURF_ID='STEEL'/
&OBST XB=
PAREDL2
&OBST XB=
PAREDL2
&OBST XB=
PAREDL2
34.3, 34.5,
5.7, 12.45,
0.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/
34.3, 34.5,
12.50, 19.3,
0.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/
34.3, 34.5,
12.45, 12.50,
0.7, 10.65, SURF_ID='STEEL'/
0.7, 10.8,
0.7, 10.8,
Anexo B
&OBST XB=
PAREDL2
&OBST XB=
PAREDL1
173
34.3, 34.5,
12.45, 12.50,
10.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/
20.5, 20.7,
5.7, 19.3,
0.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/
>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>SENSORES TANQUE 1<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<
&THCP XYZ= 10.25,12.5,9.8,
QUANTITY='WALL_TEMPERATURE',IOR=3,LABEL='WALL_T1_SURFp'/
&THCP XYZ= 10.25, 12.5, 10.8,
QUANTITY='TEMPERATURE',LABEL='T_CENT_1p'/
&THCP XYZ= 10.25, 12.5, 11.8,
QUANTITY='TEMPERATURE',LABEL='T_CENT_2p'/
&THCP XYZ= 10.25, 12.15, 12.8,
QUANTITY='TEMPERATURE',LABEL='T_CENT_3p'/
&THCP XYZ= 10.25, 12.5, 10.8, QUANTITY='VELOCITY',LABEL='V_CENT_1p'/
&THCP XYZ= 10.25, 12.5, 11.8, QUANTITY='VELOCITY',LABEL='V_CENT_2p'/
&THCP XYZ= 10.25, 12.5, 12.8, QUANTITY='VELOCITY',LABEL='V_CENT_3p'/
&THCP XYZ= 10.25, 12.5, 10.8, QUANTITY='oxygen',LABEL='OX_CENT_1p'/
&THCP XYZ= 10.25, 12.5, 11.8, QUANTITY='oxygen',LABEL='OX_CENT_2p'/
&THCP XYZ= 10.25, 12.5, 12.8, QUANTITY='oxygen',LABEL='OX_CENT_3p'/
&THCP XYZ= 10.25, 12.5, 10.8,
dioxide',LABEL='co2_CENT_1p'
&THCP XYZ= 10.25, 12.5, 11.8,
dioxide',LABEL='co2_CENT_2p'
&THCP XYZ= 10.25, 12.5, 12.8,
dioxide',LABEL='co2_CENT_3p'
QUANTITY='carbon
/
QUANTITY='carbon
/
QUANTITY='carbon
/
&THCP XYZ= 10.25, 12.5, 10.8,
monoxide',LABEL='co_CENT_1p'
&THCP XYZ= 10.25, 12.5, 11.8,
monoxide',LABEL='co_CENT_2p'
&THCP XYZ= 10.25, 12.5, 12.8,
monoxide',LABEL='co_CENT_3p'
QUANTITY='carbon
/
QUANTITY='carbon
/
QUANTITY='carbon
/
&THCP XYZ= 14.5, 12.5, 9.5, QUANTITY='WALL_TEMPERATURE', IOR=1,
LABEL='T_EXT_PAREDL2p'/
&THCP XYZ= 14.5, 12.5, 9.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=1,
DEPTH=0.05, LABEL='T_INT_PAREDL2p'/
&THCP XYZ= 14.5, 12.5, 9.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=1,
DEPTH=0.10, LABEL='T_INT_PAREDL2p'/
&THCP XYZ= 14.5, 12.5, 9.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=1,
DEPTH=0.15, LABEL='T_INT_PAREDL2p'/
&THCP XYZ= 6.0, 12.5, 9.5, QUANTITY='WALL_TEMPERATURE', IOR=-1,
LABEL='T_EXT_PAREDL1p'/
&THCP XYZ= 6.0, 12.5, 9.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=-1,
DEPTH=0.05, LABEL='T_INT_PAREDL1p'/
&THCP XYZ= 6.0, 12.5, 9.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=-1,
DEPTH=0.10, LABEL='T_INT_PAREDL1p'/
&THCP XYZ= 6.0, 12.5, 9.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=-1,
DEPTH=0.15, LABEL='T_INT_PAREDL1p'/
&THCP XYZ= 10.25, 16.75, 9.5, QUANTITY='WALL_TEMPERATURE', IOR=2,
LABEL='T_EXT_PARED2p' /
Anexo B
174
&THCP XYZ= 10.25, 16.75, 9.5,
QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=2, DEPTH=0.05,
LABEL='T_INT_PARED2p'/
&THCP XYZ= 10.25, 16.75, 9.5,
QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=2, DEPTH=0.10,
LABEL='T_INT_PARED2p'/
&THCP XYZ= 10.25, 16.75, 9.5,
QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=2, DEPTH=0.15,
LABEL='T_INT_PARED2p'/
&THCP XYZ= 10.25, 8.25, 9.5, QUANTITY='WALL_TEMPERATURE', IOR=-2,
LABEL='T_EXT_PARED1p' /
&THCP XYZ= 10.25, 8.25, 9.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=2, DEPTH=0.05, LABEL='T_INT_PARED1p'/
&THCP XYZ= 10.25, 8.25, 9.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=2, DEPTH=0.10, LABEL='T_INT_PARED1p'/
&THCP XYZ= 10.25, 8.25, 9.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=2, DEPTH=0.15, LABEL='T_INT_PARED1p'/
>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>SENSORES TANQUE 2<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<
&THCP XYZ= 27.5, 12.5, 10.6
,QUANTITY='WALL_TEMPERATURE',IOR=3,LABEL='WALL_T1_SURF' /
&THCP XYZ= 27.5, 12.5, 11.6, QUANTITY='TEMPERATURE',LABEL='T_CENT_1' /
&THCP XYZ= 27.5, 12.5, 12.6, QUANTITY='TEMPERATURE',LABEL='T_CENT_2' /
&THCP XYZ= 27.5, 12.5, 13.6, QUANTITY='TEMPERATURE',LABEL='T_CENT_3' /
&THCP XYZ= 27.5, 12.5, 11.6, QUANTITY='VELOCITY',LABEL='V_CENT_1' /
&THCP XYZ= 27.5, 12.5, 12.6, QUANTITY='VELOCITY',LABEL='V_CENT_2' /
&THCP XYZ= 27.5, 12.5, 13.6, QUANTITY='VELOCITY',LABEL='V_CENT_3' /
&THCP XYZ= 27.5, 12.5, 11.6, QUANTITY='oxygen',LABEL='OX_CENT_1' /
&THCP XYZ= 27.5, 12.5, 12.6, QUANTITY='oxygen',LABEL='OX_CENT_2' /
&THCP XYZ= 27.5, 12.5, 13.6, QUANTITY='oxygen',LABEL='OX_CENT_3' /
&THCP XYZ= 27.5, 12.5, 11.6, QUANTITY='carbon
dioxide',LABEL='co2_CENT_1'/
&THCP XYZ= 27.5, 12.5, 12.6, QUANTITY='carbon
dioxide',LABEL='co2_CENT_2'/
&THCP XYZ= 27.5, 12.5, 13.6, QUANTITY='carbon
dioxide',LABEL='co2_CENT_3'/
&THCP XYZ= 27.5, 12.5, 11.6, QUANTITY='carbon
monoxide',LABEL='co_CENT_1'/
&THCP XYZ= 27.5, 12.5, 12.6, QUANTITY='carbon
monoxide',LABEL='co_CENT_2'/
&THCP XYZ= 27.5, 12.5, 13.6, QUANTITY='carbon
monoxide',LABEL='co_CENT_3'/
&THCP XYZ= 34.5, 12.5, 10.5, QUANTITY='WALL_TEMPERATURE', IOR=1,
LABEL='T_EXT_PAREDL2'/
&THCP XYZ= 34.5, 12.5, 10.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=1,
DEPTH=0.05, LABEL='T_INT_PAREDL2'/
&THCP XYZ= 34.5, 12.5, 10.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=1,
DEPTH=0.10, LABEL='T_INT_PAREDL2'/
&THCP XYZ= 34.5, 12.5, 10.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=1,
DEPTH=0.15, LABEL='T_INT_PAREDL2'/
Anexo B
175
&THCP XYZ= 20.5, 12.5, 10.5, QUANTITY='WALL_TEMPERATURE', IOR=-1,
LABEL='T_EXT_PAREDL1' /
&THCP XYZ= 20.5, 12.5, 10.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=1, DEPTH=0.05, LABEL='T_INT_PAREDL1'/
&THCP XYZ= 20.5, 12.5, 10.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=1, DEPTH=0.10, LABEL='T_INT_PAREDL1'/
&THCP XYZ= 20.5, 12.5, 10.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=1, DEPTH=0.15, LABEL='T_INT_PAREDL1'/
&THCP XYZ= 27.5, 5.5, 10.5, QUANTITY='WALL_TEMPERATURE', IOR=-2,
LABEL='T_EXT_PARED2' /
&THCP XYZ= 27.5, 5.5, 10.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=-2,
DEPTH=0.05, LABEL='T_INT_PARED2'/
&THCP XYZ= 27.5, 5.5, 10.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=-2,
DEPTH=0.10, LABEL='T_INT_PARED2'/
&THCP XYZ= 27.5, 5.5, 10.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=-2,
DEPTH=0.15, LABEL='T_INT_PARED2'/
&THCP XYZ= 27.5, 19.5, 10.5, QUANTITY='WALL_TEMPERATURE', IOR=2,
LABEL='T_EXT_PARED1' /
&THCP XYZ= 27.5, 19.5, 10.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=2,
DEPTH=0.05, LABEL='T_INT_PARED1'/
&THCP XYZ= 27.5, 19.5, 10.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=2,
DEPTH=0.10, LABEL='T_INT_PARED1'/
&THCP XYZ= 27.5, 19.5, 10.5, QUANTITY='INSIDE_WALL_TEMPERATURE',IOR=2,
DEPTH=0.15, LABEL='T_INT_PARED1'/
>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>ROCIADORES<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<
&SPRK
&SPRK
&SPRK
&SPRK
&SPRK
&SPRK
XYZ=
XYZ=
XYZ=
XYZ=
XYZ=
XYZ=
10.5, 0.5, 2.6, MAKE='K-25',
10.5, 24.5, 2.6, MAKE='K-25',
27.5, 0.5, 2.6, MAKE='K-25',
27.5, 24.5, 2.6, MAKE='K-25',
0.5, 12.5, 2.6, MAKE='K-25',
40.0, 12.5, 2.6, MAKE='K-25',
ORIENTATION=0,1,0 /
ORIENTATION=0,-1,0/
ORIENTATION=0.1,0/
ORIENTATION=0,-1,0/
ORIENTATION= 1,0,0/
ORIENTATION=-1,0,0/
>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>vectores<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<
&SLCF PBY=12.5, QUANTITY='TEMPERATURE', VECTOR=.TRUE. /
&SLCF PBX=10.50, QUANTITY='TEMPERATURE', VECTOR=.TRUE. /
&SLCF PBX=27.5, QUANTITY='TEMPERATURE', VECTOR=.TRUE. /
&SLCF PBY=12.5, QUANTITY='VELOCITY', VECTOR=.TRUE. /
&SLCF PBX=10.50, QUANTITY='VELOCITY', VECTOR=.TRUE. /
&SLCF PBX=27.5, QUANTITY='VELOCITY', VECTOR=.TRUE. /
*********************************APERTURA*****************************
&VENT XB= 0.00, 40.5, 0.0, 25.0, 14.0, 14.0,
OUTLINE=.TRUE.,SURF_ID='OPEN',T_OPEN=0.0/
&VENT XB= 0.00, 40.5, 0.0, 0.0, 2.6 , 14.0,
OUTLINE=.TRUE.,SURF_ID='OPEN',T_OPEN=0.0/
&VENT XB= 0.00, 40.5, 25.0, 25.0, 2.6, 14.0,
OUTLINE=.TRUE.,SURF_ID='OPEN',T_OPEN=0.0/
&VENT XB= 0.00, 0.0, 0.0, 25.0, 2.6, 14.0,
OUTLINE=.TRUE.,SURF_ID='OPEN',T_OPEN=0.0/
Anexo B
176
&VENT XB= 40.5, 40.5, 0.0, 25.0, 2.6, 14.0,
OUTLINE=.TRUE.,SURF_ID='OPEN',T_OPEN=0.0/
>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>BNDF,condiciones de contorno<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<
&BNDF QUANTITY='WALL_TEMPERATURE' /
&BNDF QUANTITY='HEAT_FLUX' /
&BNDF QUANTITY='BURNING_RATE' /
>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>PL3D<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<
&PL3D DTSAM=1. / FDS creara un dibujo en 3D cada DTSAM segundos.
B.2 Modificaciones del código para tanques que contienen la
mitad de su capacidad
&OBST XB= 6.2, 14.3, 8.45, 16.55, 0.7, 9.8, SURF_ID='GASOLEO_C'/
tanque peq
&OBST XB= 6.0, 14.5, 8.25, 8.45, 0.7, 10.3, SURF_ID='STEEL'/
PARED1
&OBST XB= 6.0, 14.5, 16.55, 16.75, 0.7, 10.3, SURF_ID='STEEL'/
PARED2
&OBST XB=
&OBST XB=
6.0, 14.5,
6.0, 14.5,
8.25, 16.75, 10.3,10.5, SURF_ID='STEEL'/ TAPA
8.25, 16.75, 0.5,0.7, SURF_ID='STEEL'/ BASE
&OBST XB= 6.0, 6.2, 8.45, 12.45, 0.7, 10.3, SURF_ID='STEEL'/
PAREDL1
&OBST XB= 6.0, 6.2, 12.5, 16.55, 0.7, 10.3, SURF_ID='STEEL'/
PAREDL1
&OBST XB= 6.0, 6.2, 12.45, 12.50, 0.7, 10.0, SURF_ID='STEEL'/
PAREDL1
&OBST XB= 6.0, 6.2, 12.45, 12.50, 10.05, 10.3,
SURF_ID='STEEL'/PAREDL1
&OBST XB= 14.3, 14.5, 8.45, 16.55, 0.7, 10.3, SURF_ID='STEEL'/
PAREDL2
&OBST XB= 20.7, 34.5,
5.7, 19.5,
SURF_ID='GASOLEO_C'/ tanque grande
&OBST XB= 20.5, 34.5,
5.5, 5.7,
SURF_ID='STEEL'/PARED1
&OBST XB= 20.5, 34.5,
19.3, 19.5,
SURF_ID='STEEL'/PARED2
0.7, 10.6,
&OBST XB=
TAPA
&OBST XB=
BASE
20.5, 34.5,
5.5, 19.5,
10.8, 11.0, SURF_ID='STEEL'/
20.5, 34.5,
5.5, 19.5,
0.5, 0.7, SURF_ID='STEEL'/
&OBST XB=
PAREDL2
&OBST XB=
PAREDL2
&OBST XB=
PAREDL2
34.3, 34.5,
5.7, 12.45,
0.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/
34.3, 34.5,
12.50, 19.3,
0.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/
34.3, 34.5,
12.45, 12.50,
0.7, 10.65, SURF_ID='STEEL'/
0.7, 10.8,
0.7, 10.8,
Anexo B
&OBST XB=
PAREDL2
&OBST XB=
PAREDL1
177
34.3, 34.5,
12.45, 12.50,
10.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/
20.5, 20.7,
5.7, 19.3,
0.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/
B.2 Modificaciones del código en el caso de fuga en los
tanques
Charco de gasoil en el cubeto
&OBST XB= 0.5, 6.0,0.5, 24.5,0.5, 0.70, SURF_ID='GASOLEO_C'/ gasoleo
derramado en el suelo
&OBST XB= 14.5, 20.5,0.5, 24.5,0.5, 0.70, SURF_ID='GASOLEO_C'/
gasoleo derramado en el suelo
&OBST XB= 34.5, 40.0,0.5, 24.5,0.5, 0.70, SURF_ID='GASOLEO_C'/
gasoleo derramado en el suelo
&OBST XB= 6.0, 14.5, 0.5, 8.25, 0.5, 0.70, SURF_ID='GASOLEO_C'/
gasoleo derramado en el suelo
&OBST XB= 20.5, 34.5, 0.5, 5.5, 0.5, 0.70, SURF_ID='GASOLEO_C'/
gasoleo derramado en el suelo
&OBST XB= 6.0, 14.5,16.75, 24.5, 0.5, 0.70, SURF_ID='GASOLEO_C'/
gasoleo derramado en el suelo
&OBST XB= 20.0, 35.5, 19.5, 24.5, 0.5, 0.70,
SURF_ID='GASOLEO_C'/gasoleo derramado en el suelo
C
Archivos FDS .out
Anexo C: ARCHIVOS FDS .out
Este anexo presenta un extracto del archivo .out que informa al usuario del
desarrollo de la simulación.
C.1 Caso de partida
NIST Fire Dynamics Simulator
Compilation Date: March 10, 2006
Version Number : 4.07
Job TITLE
: Incendio en tanques de gasoleo C
Job ID string: simulacion5
Grid Dimensions, Mesh
1
Cells in the X Direction
Cells in the Y Direction
Cells in the Z Direction
Physical Dimensions, Mesh
162
100
54
1
Length (m)
Width (m)
Height (m)
Initial Time Step (s)
40.500
25.000
14.000
0.107
Miscellaneous Parameters
Simulation Time (s)
LES Calculation
Smagorinsky Constant (LES)
Turb. Prandtl Number
Turb. Schmidt Number
Ambient Temperature (C)
90.000
0.20
0.50
0.50
20.00
Mixture Fraction State Relationships
Molecular Weight, Fuel (g/mol)
Stoich. Coeff., Fuel
Stoich. Coeff., Oxygen
Stoich. Coeff., CO_2
Stoich. Coeff., H2O
Soot Yield
CO Yield
Stoichiometric Value of Z
Heat of Combustion (kJ/kg)
198.00
1.00
20.76
13.22
15.00
0.042
0.012
0.064
42620.
Surface Conditions
0 CONCRETE
Thermally Thick Material
Thickness (m)
Density (kg/m3)
Specific Heat (kJ/kg/K)
Conductivity (W/m K)
Ignition Temperature (C)
(DEFAULT)
0.100
2.10E+03
8.80E-01
1.0000
5000.0
1 INERT
Wall or Vent Temperature (C)
2 GASOLEO_C
Thermally Thick Material
Thickness (m)
Density (kg/m3)
Specific Heat (kJ/kg/K)
Conductivity (W/m K)
Ignition Temperature (C)
20.0
0.100
9.00E+02
2.72E+00
0.1000
338.0
3 STEEL
Thermally Thin Material
C_Delta_Rho (kJ/K-m**2)
Ignition Temperature (C)
Backing to void
20.00
5000.0
4 OPEN
Passive Vent to Atmosphere
5 MIRROR
Symmetry Plane
Vent Information, Mesh
1
2
3
4
5
Nodes:
0
Nodes:
0
Nodes:
0
Nodes:
0
Nodes: 162
1
162
0 100
162
0
0
162 100 100
0
0 100
162
0 100
54
10
10
10
10
54,
54,
54,
54,
54,
Surface
Surface
Surface
Surface
Surface
ID:
ID:
ID:
ID:
ID:
4
4
4
4
4
PLOT3D Information
Sampling Interval (s)
1
2
3
4
5
Quantity:
Quantity:
Quantity:
Quantity:
Quantity:
1.000
TEMPERATURE
U-VELOCITY
V-VELOCITY
W-VELOCITY
HRRPUV
Thermocouple Information
Sampling Interval (s)
1 Coords:
10.250
Label: WALL_T1_SURF
12.500
0.090
9.800, Quantity: WALL_TEMPERATURE,
2 Coords:
10.250
12.500
T_CENT_1
3 Coords:
10.250
12.500
T_CENT_2
4 Coords:
10.250
12.150
T_CENT_3
5 Coords:
10.250
12.500
V_CENT_1
6 Coords:
10.250
12.500
V_CENT_2
7 Coords:
10.250
12.500
V_CENT_3
8 Coords:
10.250
12.500
OX_CENT_1
9 Coords:
10.250
12.500
OX_CENT_2
10 Coords:
10.250
12.500
OX_CENT_3
11 Coords:
10.250
12.500
Label: co2_CENT_1
12 Coords:
10.250
12.500
Label: co2_CENT_2
13 Coords:
10.250
12.500
Label: co2_CENT_3
14 Coords:
10.250
12.500
Label: co_CENT_1
15 Coords:
10.250
12.500
Label: co_CENT_2
16 Coords:
10.250
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10.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE,
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10.500, Quantity:
T_INT_PAREDL2
10.500, Quantity:
T_INT_PAREDL2
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T_INT_PAREDL1
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T_INT_PAREDL1
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T_INT_PARED2
10.500, Quantity:
T_INT_PARED2
10.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE,
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19.500
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64 Coords:
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19.500
10.500, Quantity:
INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED1
Isosurface File Information
Sampling Interval (s)
0.090
1 Quantity: MIXTURE_FRACTION
2 Quantity: HRRPUV
Slice File Information, Mesh
VALUE(S):
0.064
VALUE(S): 114.286
1
Sampling Interval (s)
1
2
3
4
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24
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TEMPERATURE
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TEMPERATURE
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U-VELOCITY
V-VELOCITY
W-VELOCITY
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U-VELOCITY
V-VELOCITY
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VELOCITY
U-VELOCITY
V-VELOCITY
W-VELOCITY
Boundary File Information
Sampling Interval (s)
0.180
1 Quantity: WALL_TEMPERATURE
2 Quantity: HEAT_FLUX
3 Quantity: BURNING_RATE
Radiation Model Information
Radiative heat flux fully updated in
Number of control angles 104
Theta band N_phi
Solid angle
15 time steps
1:
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16 0.13
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12 0.11
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Using gray gas absorption.
Mean beam length is 2.645 m
Run Time Diagnostics
Iteration
1
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0.11 s
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Iteration
2
September 3, 2007 02:04:17
---------------------------------------------CPU/step:
6.149 s, Total CPU:
25.80 s
Time step: 0.10693 s, Total time:
0.21 s
Max CFL number: 0.81E-02 at ( 32, 13, 23)
Max divergence: 0.23E+00 at ( 51, 47, 39)
Min divergence: -.43E-14 at (108, 58, 43)
Fire Resolution Index:
0.944
Total Heat Release Rate:
7933.940 kW
Radiation Loss to Boundaries:
2776.879 kW
Iteration
3
September 3, 2007 02:04:23
---------------------------------------------CPU/step:
5.908 s, Total CPU:
31.71 s
Time step: 0.10693 s, Total time:
0.32 s
Max CFL number: 0.35E-01 at (112, 46, 43)
Max divergence: 0.43E+00 at ( 43, 44, 39)
Min divergence: -.75E-14 at (121, 40, 43)
Fire Resolution Index:
0.893
Total Heat Release Rate:
14472.998 kW
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5065.549 kW
Iteration
4
September 3, 2007 02:04:31
---------------------------------------------CPU/step:
8.743 s, Total CPU:
40.45 s
Time step: 0.10693 s, Total time:
0.43 s
Max CFL number: 0.55E-01 at (109, 77, 43)
Max divergence: 0.57E+00 at ( 33, 57, 39)
Min divergence: -.77E-14 at (123, 61, 43)
Fire Resolution Index:
0.848
Total Heat Release Rate:
19353.660 kW
Radiation Loss to Boundaries:
6773.646 kW
Iteration
5
September 3, 2007 02:04:37
---------------------------------------------CPU/step:
5.929 s, Total CPU:
46.38 s
Time step: 0.10693 s, Total time:
0.53 s
Max CFL number: 0.69E-01 at (109, 77, 43)
Max divergence: 0.69E+00 at ( 39, 56, 39)
Min divergence: -.90E-14 at (107, 63, 47)
Fire Resolution Index:
0.807
Total Heat Release Rate:
23446.257 kW
Radiation Loss to Boundaries:
8205.749 kW
>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>CORTE<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<
Iteration
800
September 3, 2007 03:44:53
---------------------------------------------CPU/step:
7.079 s, Total CPU:
1.58 hr
Time step: 0.10693 s, Total time:
85.55 s
Max CFL number: 0.96E-01 at ( 41, 50, 39)
Max divergence: 0.28E-03 at ( 53, 39, 39)
Min divergence: -.40E-02 at ( 26, 66, 40)
Radiation Loss to Boundaries:
18.125 kW
Iteration
843
September 3, 2007 03:50:08
---------------------------------------------CPU/step:
7.076 s, Total CPU:
1.66 hr
Time step: 0.10693 s, Total time:
90.14 s
Max CFL number: 0.99E-01 at ( 42, 38, 40)
Max divergence: 0.32E-03 at ( 36, 53, 39)
Min divergence: -.36E-02 at ( 57, 36, 40)
Radiation Loss to Boundaries:
16.215 kW
CPU Time Usage, Mesh
1
CPU s
%
-----------------------MAIN
5996.32
100.00
DIVG
688.55
11.48
MASS
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14.60
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1494.57
24.92
PRES
745.31
12.43
PART
0.00
0.00
DUMP
1033.12
17.23
SPRK
0.79
0.01
RADI
996.02
16.61
COMB
153.52
2.56
COMM
0.00
0.00
C.2 Fuga en los tanques
NIST Fire Dynamics Simulator
Compilation Date: March 10, 2006
Version Number : 4.07
Job TITLE
: Incendio en tanques de gasoleo C
Job ID string: simulacion8
Grid Dimensions, Mesh
1
Cells in the X Direction
Cells in the Y Direction
200
125
Cells in the Z Direction
Physical Dimensions, Mesh
72
1
Length (m)
Width (m)
Height (m)
Initial Time Step (s)
40.500
25.000
14.000
0.084
Miscellaneous Parameters
Simulation Time (s)
LES Calculation
Smagorinsky Constant (LES)
Turb. Prandtl Number
Turb. Schmidt Number
Ambient Temperature (C)
90.000
0.20
0.50
0.50
20.00
Species Information
WATER VAPOR
Molecular Weight (g/mol)
Initial Mass Fraction
18.00
0.002
Mixture Fraction State Relationships
Molecular Weight, Fuel (g/mol)
Stoich. Coeff., Fuel
Stoich. Coeff., Oxygen
Stoich. Coeff., CO_2
Stoich. Coeff., H2O
Soot Yield
CO Yield
Stoichiometric Value of Z
Heat of Combustion (kJ/kg)
198.00
1.00
20.76
13.22
15.00
0.042
0.012
0.064
42620.
Surface Conditions
0 CONCRETE
Thermally Thick Material
Thickness (m)
Density (kg/m3)
Specific Heat (kJ/kg/K)
Conductivity (W/m K)
Ignition Temperature (C)
(DEFAULT)
0.100
2.10E+03
8.80E-01
1.0000
5000.0
1 INERT
Wall or Vent Temperature (C)
2 GASOLEO_C
Thermally Thick Material
Thickness (m)
Density (kg/m3)
Specific Heat (kJ/kg/K)
Conductivity (W/m K)
20.0
0.100
9.00E+02
2.72E+00
0.1000
Ignition Temperature (C)
338.0
3 STEEL
Thermally Thin Material
C_Delta_Rho (kJ/K-m**2)
Ignition Temperature (C)
Backing to void
20.00
5000.0
4 OPEN
Passive Vent to Atmosphere
5 MIRROR
Symmetry Plane
Vent Information, Mesh
1
2
3
4
5
Nodes:
0
Nodes:
0
Nodes:
0
Nodes:
0
Nodes: 200
1
200
0 125
200
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0
200 125 125
0
0 125
200
0 125
72
13
13
13
13
72,
72,
72,
72,
72,
Surface
Surface
Surface
Surface
Surface
ID:
ID:
ID:
ID:
ID:
4
4
4
4
4
Sprinkler Types
1 K-25
RTI (m-s)^1/2
C-Factor (m/s)^1/2
K-Factor (L/min/bar^1/2)
Activation Temperature (C)
Operating Pressure (bar)
Median Droplet Diam. (mu-m)
50.0
0.3
363.0
135.0
1.300
1300.0
Sprinkler Information
1
2
3
4
5
6
Coords:
Coords:
Coords:
Coords:
Coords:
Coords:
10.500
10.500
27.500
27.500
0.500
40.000
0.500
24.500
0.500
24.500
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12.500
2.600,
2.600,
2.600,
2.600,
2.600,
2.600,
Make:
Make:
Make:
Make:
Make:
Make:
PLOT3D Information
Sampling Interval (s)
1
2
3
4
5
Quantity:
Quantity:
Quantity:
Quantity:
Quantity:
1.000
TEMPERATURE
U-VELOCITY
V-VELOCITY
W-VELOCITY
HRRPUV
Thermocouple Information
Sampling Interval (s)
0.090
K-25,
K-25,
K-25,
K-25,
K-25,
K-25,
Label:
Label:
Label:
Label:
Label:
Label:
SPRK0001
SPRK0002
SPRK0003
SPRK0004
SPRK0005
SPRK0006
1 Coords:
10.250
12.500
Label: WALL_T1_SURFp
2 Coords:
10.250
12.500
T_CENT_1p
3 Coords:
10.250
12.500
T_CENT_2p
4 Coords:
10.250
12.150
T_CENT_3p
5 Coords:
10.250
12.500
V_CENT_1p
6 Coords:
10.250
12.500
V_CENT_2p
7 Coords:
10.250
12.500
V_CENT_3p
8 Coords:
10.250
12.500
OX_CENT_1p
9 Coords:
10.250
12.500
OX_CENT_2p
10 Coords:
10.250
12.500
OX_CENT_3p
11 Coords:
10.250
12.500
Label: co2_CENT_1p
12 Coords:
10.250
12.500
Label: co2_CENT_2p
13 Coords:
10.250
12.500
Label: co2_CENT_3p
14 Coords:
10.250
12.500
Label: co_CENT_1p
15 Coords:
10.250
12.500
Label: co_CENT_2p
16 Coords:
10.250
12.500
Label: co_CENT_3p
17 Coords:
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12.500
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55 Coords:
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INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label:
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5.500
INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label:
60 Coords:
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INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label:
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9.500, Quantity:
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10.500, Quantity:
T_INT_PAREDL2
10.500, Quantity:
T_INT_PAREDL2
10.500, Quantity:
T_INT_PAREDL2
10.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE,
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T_INT_PAREDL1
10.500, Quantity:
T_INT_PAREDL1
10.500, Quantity:
T_INT_PAREDL1
10.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE,
10.500, Quantity:
T_INT_PARED2
10.500, Quantity:
T_INT_PARED2
10.500, Quantity:
T_INT_PARED2
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Label: T_EXT_PARED1
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INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED1
63 Coords:
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INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED1
64 Coords:
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19.500
10.500, Quantity:
INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED1
Isosurface File Information
Sampling Interval (s)
0.090
1 Quantity: MIXTURE_FRACTION
2 Quantity: HRRPUV
Slice File Information, Mesh
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Sampling Interval (s)
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Boundary File Information
Sampling Interval (s)
0.180
1 Quantity: WALL_TEMPERATURE
2 Quantity: HEAT_FLUX
3 Quantity: BURNING_RATE
Radiation Model Information
Radiative heat flux fully updated in
Number of control angles 104
Theta band N_phi
Solid angle
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Using gray gas absorption.
Mean beam length is 2.645 m
Absorption and scattering by water droplets (Mie theory).
Run Time Diagnostics
Iteration
1
September 5, 2007 00:08:17
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Iteration
2
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0.17 s
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Radiation Loss to Boundaries:
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3
September 5, 2007 00:09:18
---------------------------------------------CPU/step:
14.661 s, Total CPU:
1.22 min
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Iteration
4
September 5, 2007 00:09:52
---------------------------------------------CPU/step:
19.989 s, Total CPU:
1.56 min
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0.34 s
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0.854
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Iteration
5
September 5, 2007 00:10:10
---------------------------------------------CPU/step:
14.671 s, Total CPU:
1.80 min
Time step: 0.08407 s, Total time:
0.42 s
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63, 5)
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>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>CORTE<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<
Iteration
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September 5, 2007 15:53:24
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3200
September 5, 2007 16:21:14
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0.502
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Radiation Loss to Boundaries:
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Iteration
3228
September 5, 2007 16:28:47
---------------------------------------------CPU/step:
15.208 s, Total CPU:
13.60 hr
Time step: 0.03199 s, Total time:
90.04 s
Max CFL number: 0.90E+00 at ( 99, 61, 62)
Max divergence: 0.16E+01 at ( 20, 85, 5)
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Fire Resolution Index:
0.502
Total Heat Release Rate:
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CPU Time Usage, Mesh
1
CPU s
%
-----------------------MAIN
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100.00
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0.00
DUMP
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0.01
RADI
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COMB
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COMM
0.00
0.00