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 12.500 Label: co_CENT_3 17 Coords: 14.500 12.500 Label: T_EXT_PAREDL2 18 Coords: 14.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 19 Coords: 14.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 20 Coords: 14.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 21 Coords: 6.000 12.500 Label: T_EXT_PAREDL1 22 Coords: 6.000 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 23 Coords: 6.000 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 24 Coords: 6.000 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 25 Coords: 10.250 16.750 Label: T_EXT_PARED2 26 Coords: 10.250 16.750 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 27 Coords: 10.250 16.750 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 28 Coords: 10.250 16.750 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 29 Coords: 10.250 8.250 Label: T_EXT_PARED1 30 Coords: 10.250 8.250 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 31 Coords: 10.250 8.250 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 10.800, Quantity: TEMPERATURE, Label: 11.800, Quantity: TEMPERATURE, Label: 12.800, Quantity: TEMPERATURE, Label: 10.800, Quantity: VELOCITY, Label: 11.800, Quantity: VELOCITY, Label: 12.800, Quantity: VELOCITY, Label: 10.800, Quantity: oxygen, Label: 11.800, Quantity: oxygen, Label: 12.800, Quantity: oxygen, Label: 10.800, Quantity: carbon dioxide, 11.800, Quantity: carbon dioxide, 12.800, Quantity: carbon dioxide, 10.800, Quantity: carbon monoxide, 11.800, Quantity: carbon monoxide, 12.800, Quantity: carbon monoxide, 9.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, 9.500, Quantity: T_INT_PAREDL2 9.500, Quantity: T_INT_PAREDL2 9.500, Quantity: T_INT_PAREDL2 9.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, 9.500, Quantity: T_INT_PAREDL1 9.500, Quantity: T_INT_PAREDL1 9.500, Quantity: T_INT_PAREDL1 9.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, 9.500, Quantity: T_INT_PARED2 9.500, Quantity: T_INT_PARED2 9.500, Quantity: T_INT_PARED2 9.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, 9.500, Quantity: T_INT_PARED1 9.500, Quantity: T_INT_PARED1 32 Coords: 10.250 8.250 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 33 Coords: 27.500 12.500 Label: WALL_T1_SURF 34 Coords: 27.500 12.500 T_CENT_1 35 Coords: 27.500 12.500 T_CENT_2 36 Coords: 27.500 12.500 T_CENT_3 37 Coords: 27.500 12.500 V_CENT_1 38 Coords: 27.500 12.500 V_CENT_2 39 Coords: 27.500 12.500 V_CENT_3 40 Coords: 27.500 12.500 OX_CENT_1 41 Coords: 27.500 12.500 OX_CENT_2 42 Coords: 27.500 12.500 OX_CENT_3 43 Coords: 27.500 12.500 Label: co2_CENT_1 44 Coords: 27.500 12.500 Label: co2_CENT_2 45 Coords: 27.500 12.500 Label: co2_CENT_3 46 Coords: 27.500 12.500 Label: co_CENT_1 47 Coords: 27.500 12.500 Label: co_CENT_2 48 Coords: 27.500 12.500 Label: co_CENT_3 49 Coords: 34.500 12.500 Label: T_EXT_PAREDL2 50 Coords: 34.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 51 Coords: 34.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 52 Coords: 34.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 53 Coords: 20.500 12.500 Label: T_EXT_PAREDL1 54 Coords: 20.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 55 Coords: 20.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 56 Coords: 20.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 57 Coords: 27.500 5.500 Label: T_EXT_PARED2 58 Coords: 27.500 5.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 59 Coords: 27.500 5.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 60 Coords: 27.500 5.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 61 Coords: 27.500 19.500 Label: T_EXT_PARED1 9.500, Quantity: T_INT_PARED1 10.600, Quantity: WALL_TEMPERATURE, 11.600, Quantity: TEMPERATURE, Label: 12.600, Quantity: TEMPERATURE, Label: 13.600, Quantity: TEMPERATURE, Label: 11.600, Quantity: VELOCITY, Label: 12.600, Quantity: VELOCITY, Label: 13.600, Quantity: VELOCITY, Label: 11.600, Quantity: oxygen, Label: 12.600, Quantity: oxygen, Label: 13.600, Quantity: oxygen, Label: 11.600, Quantity: carbon dioxide, 12.600, Quantity: carbon dioxide, 13.600, Quantity: carbon dioxide, 11.600, Quantity: carbon monoxide, 12.600, Quantity: carbon monoxide, 13.600, Quantity: carbon monoxide, 10.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, 10.500, Quantity: T_INT_PAREDL2 10.500, Quantity: T_INT_PAREDL2 10.500, Quantity: T_INT_PAREDL2 10.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, 10.500, Quantity: 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 10.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, 62 Coords: 27.500 19.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED1 63 Coords: 27.500 19.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED1 64 Coords: 27.500 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 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: 0 0 0 0 42 42 42 42 110 110 110 110 0 0 0 0 42 42 42 42 110 110 110 110 162 162 162 162 42 42 42 42 110 110 110 110 162 162 162 162 42 42 42 42 110 110 110 110 50 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0 50 50 50 50 0 0 0 0 0 0 0 0 50 50 50 50 100 100 100 100 100 100 100 100 50 50 50 50 100 100 100 100 100 100 100 100 0.090 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, 54, Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: TEMPERATURE U-VELOCITY V-VELOCITY W-VELOCITY TEMPERATURE U-VELOCITY V-VELOCITY W-VELOCITY TEMPERATURE U-VELOCITY V-VELOCITY W-VELOCITY VELOCITY U-VELOCITY V-VELOCITY W-VELOCITY VELOCITY U-VELOCITY V-VELOCITY W-VELOCITY 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: 4 0.12 2: 12 0.11 3: 16 0.13 4: 20 0.12 5: 20 0.12 6: 16 0.13 7: 12 0.11 8: 4 0.12 Using gray gas absorption. Mean beam length is 2.645 m Run Time Diagnostics Iteration 1 September 3, 2007 02:04:10 ---------------------------------------------CPU/step: 19.648 s, Total CPU: 19.65 s Time step: 0.10693 s, Total time: 0.11 s Max CFL number: 0.81E-02 at ( 32, 13, 23) Max divergence: 0.56E-16 at ( 76, 51, 30) Min divergence: -.49E-16 at ( 59, 86, 51) 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 Radiation Loss to Boundaries: 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 875.33 14.60 VELO 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 0 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 12.500 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: 14.500 12.500 Label: T_EXT_PAREDL2p 18 Coords: 14.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 19 Coords: 14.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 20 Coords: 14.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 21 Coords: 6.000 12.500 Label: T_EXT_PAREDL1p 22 Coords: 6.000 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 23 Coords: 6.000 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 24 Coords: 6.000 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 25 Coords: 10.250 16.750 Label: T_EXT_PARED2p 26 Coords: 10.250 16.750 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 27 Coords: 10.250 16.750 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 28 Coords: 10.250 16.750 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 29 Coords: 10.250 8.250 Label: T_EXT_PARED1p 30 Coords: 10.250 8.250 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 9.800, Quantity: WALL_TEMPERATURE, 10.800, Quantity: TEMPERATURE, Label: 11.800, Quantity: TEMPERATURE, Label: 12.800, Quantity: TEMPERATURE, Label: 10.800, Quantity: VELOCITY, Label: 11.800, Quantity: VELOCITY, Label: 12.800, Quantity: VELOCITY, Label: 10.800, Quantity: oxygen, Label: 11.800, Quantity: oxygen, Label: 12.800, Quantity: oxygen, Label: 10.800, Quantity: carbon dioxide, 11.800, Quantity: carbon dioxide, 12.800, Quantity: carbon dioxide, 10.800, Quantity: carbon monoxide, 11.800, Quantity: carbon monoxide, 12.800, Quantity: carbon monoxide, 9.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, 9.500, Quantity: T_INT_PAREDL2p 9.500, Quantity: T_INT_PAREDL2p 9.500, Quantity: T_INT_PAREDL2p 9.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, 9.500, Quantity: T_INT_PAREDL1p 9.500, Quantity: T_INT_PAREDL1p 9.500, Quantity: T_INT_PAREDL1p 9.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, 9.500, Quantity: T_INT_PARED2p 9.500, Quantity: T_INT_PARED2p 9.500, Quantity: T_INT_PARED2p 9.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, 9.500, Quantity: T_INT_PARED1p 31 Coords: 10.250 8.250 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 32 Coords: 10.250 8.250 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 33 Coords: 27.500 12.500 Label: WALL_T1_SURF 34 Coords: 27.500 12.500 T_CENT_1 35 Coords: 27.500 12.500 T_CENT_2 36 Coords: 27.500 12.500 T_CENT_3 37 Coords: 27.500 12.500 V_CENT_1 38 Coords: 27.500 12.500 V_CENT_2 39 Coords: 27.500 12.500 V_CENT_3 40 Coords: 27.500 12.500 OX_CENT_1 41 Coords: 27.500 12.500 OX_CENT_2 42 Coords: 27.500 12.500 OX_CENT_3 43 Coords: 27.500 12.500 Label: co2_CENT_1 44 Coords: 27.500 12.500 Label: co2_CENT_2 45 Coords: 27.500 12.500 Label: co2_CENT_3 46 Coords: 27.500 12.500 Label: co_CENT_1 47 Coords: 27.500 12.500 Label: co_CENT_2 48 Coords: 27.500 12.500 Label: co_CENT_3 49 Coords: 34.500 12.500 Label: T_EXT_PAREDL2 50 Coords: 34.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 51 Coords: 34.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 52 Coords: 34.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 53 Coords: 20.500 12.500 Label: T_EXT_PAREDL1 54 Coords: 20.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 55 Coords: 20.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 56 Coords: 20.500 12.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 57 Coords: 27.500 5.500 Label: T_EXT_PARED2 58 Coords: 27.500 5.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 59 Coords: 27.500 5.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 60 Coords: 27.500 5.500 INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 9.500, Quantity: T_INT_PARED1p 9.500, Quantity: T_INT_PARED1p 10.600, Quantity: WALL_TEMPERATURE, 11.600, Quantity: TEMPERATURE, Label: 12.600, Quantity: TEMPERATURE, Label: 13.600, Quantity: TEMPERATURE, Label: 11.600, Quantity: VELOCITY, Label: 12.600, Quantity: VELOCITY, Label: 13.600, Quantity: VELOCITY, Label: 11.600, Quantity: oxygen, Label: 12.600, Quantity: oxygen, Label: 13.600, Quantity: oxygen, Label: 11.600, Quantity: carbon dioxide, 12.600, Quantity: carbon dioxide, 13.600, Quantity: carbon dioxide, 11.600, Quantity: carbon monoxide, 12.600, Quantity: carbon monoxide, 13.600, Quantity: carbon monoxide, 10.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, 10.500, Quantity: T_INT_PAREDL2 10.500, Quantity: T_INT_PAREDL2 10.500, Quantity: T_INT_PAREDL2 10.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, 10.500, Quantity: 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 61 Coords: 27.500 19.500 10.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: T_EXT_PARED1 62 Coords: 27.500 19.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED1 63 Coords: 27.500 19.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED1 64 Coords: 27.500 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): 141.093 1 Sampling Interval (s) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: Nodes: 0 0 0 0 52 52 52 52 136 136 136 136 0 0 0 0 52 52 52 52 136 136 136 136 200 200 200 200 52 52 52 52 136 136 136 136 200 200 200 200 52 52 52 52 136 136 136 136 63 63 63 63 0 0 0 0 0 0 0 0 63 63 63 63 0 0 0 0 0 0 0 0 63 63 63 63 125 125 125 125 125 125 125 125 63 63 63 63 125 125 125 125 125 125 125 125 0.090 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, 72, Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: Quantity: TEMPERATURE U-VELOCITY V-VELOCITY W-VELOCITY TEMPERATURE U-VELOCITY V-VELOCITY W-VELOCITY TEMPERATURE U-VELOCITY V-VELOCITY W-VELOCITY VELOCITY U-VELOCITY V-VELOCITY W-VELOCITY VELOCITY U-VELOCITY V-VELOCITY W-VELOCITY 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: 4 0.12 2: 12 0.11 3: 16 0.13 4: 20 0.12 5: 20 0.12 6: 16 0.13 7: 12 0.11 8: 4 0.12 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 ---------------------------------------------CPU/step: 43.663 s, Total CPU: 43.66 s Time step: 0.08407 s, Total time: 0.08 s Max CFL number: 0.85E-02 at ( 74, 66, 28) Max divergence: 0.69E-16 at ( 95, 61, 50) Min divergence: -.83E-16 at ( 93, 97, 37) Iteration 2 September 5, 2007 00:08:59 ---------------------------------------------CPU/step: 15.052 s, Total CPU: 58.71 s Time step: 0.08407 s, Total time: 0.17 s Max CFL number: 0.85E-02 at ( 74, 66, 28) Max divergence: 0.37E+00 at (171, 63, 5) Min divergence: -.29E-13 at ( 83, 65, 8) Fire Resolution Index: 0.946 Total Heat Release Rate: 29698.971 kW Radiation Loss to Boundaries: 10394.640 kW Iteration 3 September 5, 2007 00:09:18 ---------------------------------------------CPU/step: 14.661 s, Total CPU: 1.22 min Time step: 0.08407 s, Total time: 0.25 s Max CFL number: 0.66E-01 at ( 82,124, 14) Max divergence: 0.67E+00 at (171, 63, 5) Min divergence: -.42E-13 at ( 86, 73, 8) Fire Resolution Index: 0.897 Total Heat Release Rate: 53240.080 kW Radiation Loss to Boundaries: 18634.028 kW Iteration 4 September 5, 2007 00:09:52 ---------------------------------------------CPU/step: 19.989 s, Total CPU: 1.56 min Time step: 0.08407 s, Total time: 0.34 s Max CFL number: 0.15E+00 at ( 31, 63, 52) Max divergence: 0.90E+00 at (171, 63, 5) Min divergence: -.19E-13 at (139, 76, 60) Fire Resolution Index: 0.854 Total Heat Release Rate: 71697.057 kW Radiation Loss to Boundaries: 25086.430 kW 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 Max CFL number: 0.32E+00 at ( 31, Max divergence: 0.11E+01 at (171, Min divergence: -.25E-13 at (137, Fire Resolution Index: Total Heat Release Rate: Radiation Loss to Boundaries: 63, 52) 63, 5) 73, 58) 0.815 86248.931 kW 30175.534 Kw >>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>CORTE<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<<< Iteration 3100 September 5, 2007 15:53:24 ---------------------------------------------CPU/step: 15.628 s, Total CPU: 13.05 hr Time step: 0.03984 s, Total time: 85.74 s Max CFL number: 0.95E+00 at ( 66, 37, 50) Max divergence: 0.16E+01 at ( 35, 22, 5) Min divergence: -.99E+00 at ( 31,112, 7) Fire Resolution Index: 0.502 Total Heat Release Rate: 12648.053 kW Radiation Loss to Boundaries: 4150.886 kW Iteration 3200 September 5, 2007 16:21:14 ---------------------------------------------CPU/step: 15.379 s, Total CPU: 13.48 hr Time step: 0.03199 s, Total time: 89.14 s Max CFL number: 0.90E+00 at ( 96, 59, 49) Max divergence: 0.15E+01 at ( 86, 46, 5) Min divergence: -.79E+00 at (123, 16, 9) Fire Resolution Index: 0.502 Total Heat Release Rate: 11522.921 kW Radiation Loss to Boundaries: 3745.693 kW 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) Min divergence: -.82E+00 at (120, 17, 6) Fire Resolution Index: 0.502 Total Heat Release Rate: 10878.669 kW Radiation Loss to Boundaries: 3537.103 kW CPU Time Usage, Mesh 1 CPU s % -----------------------MAIN 48997.01 100.00 DIVG 7144.53 14.58 MASS 10963.52 22.38 VELO 12073.75 24.64 PRES 5674.46 11.58 PART 0.00 0.00 DUMP 3704.99 7.56 SPRK 3.52 0.01 RADI 7901.70 16.13 COMB 1487.91 3.04 COMM 0.00 0.00