ANÁLISIS DE RIESGOS DE EXPLOSIONES Y FUEGO …PROYECTO FIN DE CARRERA ANÁLISIS DE RIESGOS DE...

PROYECTO FIN DE CARRERA

ANÁLISIS DE RIESGOS DE EXPLOSIONES Y

FUEGO EN ZONAS EXTERIORES DE

CENTRALES TÉRMICAS

ROSA MARÍA CONDE DIEZ

MADRID, SEPTIEMBRE 2007

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)INGENIERO INDUSTRIAL

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 low-

risk 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


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.


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


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.


2.1.2 Caldera de recuperación


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.


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


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.


2.1.3 Turbina de vapor


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.


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.


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


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.


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.


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.


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.


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.


• 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.


2.1.6 Sistema de agua de alimentación


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.


• 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.


A continuación se describen algunos de los elementos fundamentales del sistema

de condensado:


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.


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


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.


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).


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


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.


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


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.


• 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


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.


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.


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.


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.


− 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.


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


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.


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.


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


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.


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


· 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,


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.


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.


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.


- 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


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.


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:


— 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.


- 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.


- 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.


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.


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.


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.


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.


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


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


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


• 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:


− 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


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


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.


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


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.


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.


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


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.


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.


Tabla 3.3 Distancias mínimas transformadores

Litros de aceite del

transformador

Separación mínima sin

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:


Tabla 4.1 Características de las sustancias inflamables

Sustancia

inflamable LIE Volatilidad

Nº Nombre

Punto

inflamabilidad

ºC

Kg/m3 Vol%

Tensión

de vapor

a 20ºC

[Kpa]

Punto de

ebullición

ºC

Densidad

relativa

del gas

Tª

ignición

ºC

1 Gas

natural -220 0,035 5 Gas -162 0,59 537

2 Hidrógeno 3,4E-

3 4 Gas -253 0,07 560

3 Gasoleo C >60 0,021 0,5 6 260 3,5 338

4 Aceite 215

5 Amoniaco 0,106 15 861 -33,5 0,59 630

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:


• 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:


Tabla 4.2 Composición del gas natural

Composición % Molar

CH4 - Metano 83,379

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)


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.


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.


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



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.


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


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.


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:


Tabla 4.4 Características gasoleo C

Características Unidades Gasoleo C

Densidad a 15ºC kg/l 0,900

Viscosidad cinemática (40 ºC) mm2/S 7,0

Punto de Inflamación, mínimo. ºC Superior a 60

Poder calorífico superior mín.

Poder calorífico inferior mín

kJ/kg

kJ/kg

43132

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 UNE-

EN 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


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



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


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.


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


• 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.


- 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.


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.


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.


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.


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

Rigidez Dieléctrica (kV), sin tratar, mín. ºC 30

Factor de pérdidas dieléctricas a 90ºC, máx. - 0,005

Tensión interfacial, mín. mN/m 40

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.


− 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.


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.


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.


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.


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


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.


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).


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


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


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.


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.


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:

s pb K Cρ=

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.


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 3,1

3,2 30 15 3,2

4,1 30 20 30 10 4,1

4,2 30 20 30 10 4,2

5 30 15 30 10 30 10 5

6 30 45 15 30 10 30 6

7 20 45 15 30 10 20

8 20 45 15 45 15 20 20

9 20 45 15 60 20 20

10 30 50 30 90 30 40

Los tipos de instalaciones que se consideran en esta ITC son las siguientes:

1. Unidad de proceso.

2. Estado de bombeo.


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.


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:

Coeficiente de reducción

Nivel Cantidad

0 - 1,00

1 Una 0,75

1 Dos o más 0,50

2 Una o más 0,50


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

Tipos de recipientes sobre los que se aplica la distancia Distancia mínima

Mismo cubeto 0,5 D (mín. 1,5 m)

B

A recipientes con productos de

clase B, C ó D: 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.


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.


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: , , ,. .tot net i c i i tot netQ M H Qi

= =Ψ∑ ∑

Para la mayoría de los cálculos, se utiliza la densidad de carga de fuego, definida

por la ecuación: , ,1

tot nettot

tot netQAq =

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.


Si el edificio presenta varios sectores de incendio, la densidad de carga de fuego

total del edificio viene dada por:

, , ,

,

,

1

1

.cf net i cf i

tot net

tot i

i

i

q A

Aq ∑

∑=

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.

, ,21. . . .tot d tot netqq nm qq δ δ δ=

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)


- 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.


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.


. .1

i i i

s a

iG q C

Q 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.


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

Densidad de carga de fuego ponderada y corregida Nivel de riesgo

intrínseco Mcal/m² MJ/m²

1 QS <= 100 QS <= 425 BAJO

2 100 < QS <= 200 425 < QS <= 850

3 200 < QS <= 300 850 < QS <= 1275

4 300 < QS <= 400 1275 < QS <= 1700 MEDIO

5 400 < QS <= 800 1700 < QS <= 3400

6 8005 < QS <= 1600 3400 < QS <= 6800

7 1600 < QS <= 3200 6800 < QS <= 13600 ALTO

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:

a. De riesgo intrínseco alto, en configuraciones de tipo A.

b. De riesgo intrínseco medio, en planta bajo rasante, en configuraciones de

tipo A.


c. 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.


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:

6( ) .10tHRR t tα⎛ ⎞⎜ ⎟⎜ ⎟⎜ ⎟⎝ ⎠

=


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:

,.( ) f effcfHRR t A HRR=

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:


,61, 4.10f eff w wHRR A H=

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:

,( ) 0,7. tot d cfHRR t q A=∫

, ( )0fi end

f tott HRR t dt Aq=∫

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


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


- 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.


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


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


- 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.


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.


Cubeto: 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


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

Combustible Tig [ºC]

ρ [Kg/m3]

Hc [KJ/Kg]

Hv [KJ/Kg]

Max.tasa comb. [Kg/m2s]

Cp [KJ/KgK]

Ks [W/mK]

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.


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

* * ( )v v pL b aH H C T T= + − Tb > Ta

*v vH H= 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.


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

05000

10000150002000025000300003500040000

0 2 4 6 8 10

tiempo (s)

HRR kW

Fig. 7.1. Heat Release Rate


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.


concentración O2 y CO2

-0,050,000,050,100,150,200,25

0 2 4 6 8 10

tiempo (s)

X_O2 mol/mol X_CO2 mol/mol

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



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:


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.

max venteo gases(dG/dt) = A . v .3,5 aireρ

max-4 2 3(dG/dt) = 25.10 .0,057 / .3,5.1, 204 /m m s Kg m

max-4(dG/dt) = 6,005.10 /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:

maxmin

(dG/dt)(dV/dt) = .k.LIE 293

T

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)


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

min

-46,005.10 Kg/s 293K(dV/dt) = .3 293K0,25.0,021Kg/m

Siendo (dV/dt)min = 11,438.10-2 .

El hipotético volumen Vz, de potencial atmósfera explosiva, puede ser calculado

según la formula:

min(dV/dt)Vz= 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:

minf .(dV/dt)Vz= 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


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 3Vz= 3,8127m . 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

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

0 5 10 15 20 25 30

tiempo (s)

HRR kW

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.


temperaturas interior tanque peq.

050

100150200250300350400

0 10 20 30 40 50 60 70

tiempo (s)

temp superficie líquido ºC

temp 1 metro por encima ºC

temp 2 metros por encima ºC

temp 3 metros por encima ºC

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

0

50

100

150

200

0 20 40 60 80

tiempo (s)

temp superficie líquido ºC

temp 1 metro por encimaºC

temp 2 metros por encimaºC

temp 3 metros por encimaºC C

Fig. 7.5. Temperatura interior tanque grande


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.


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:


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.

temperatura exterior pared lateral 2 ºC

19,50

20,00

20,50

21,00

21,50

22,00

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

tiempo (s)


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

0,00E+001,00E-042,00E-043,00E-044,00E-045,00E-046,00E-047,00E-04

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

tiempo(s)

[co2] a 11,6m X_CO2 mol/mol [co2] a 12,6m X_CO2 mol/mol [co2] a 13,6m X_CO2 mol/mol

Fig. 7.10. Concentración de CO2

La concentración de oxigeno varía, como es lógico de manera opuesta a la de CO2.

Fig. 7.11. Concentración de oxígeno

concentración de oxigeno

0,20520,20540,20560,20580,20600,20620,20640,2066

0 20 40 60 80 100

tiempo (s)

X_O2 mol/molX_O2 mol/mol

X_O2 mol/mol


Evolución de la temperatura alrededor del tanque pequeño:

4,41 segundos Fig. 7.12. 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.



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.

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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 Gas-Oil

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 = 'GASOLEO_C' TMPIGN = 338 DENSITY = 900 HEAT_OF_COMBUSTION = 40201 HEAT_OF_VAPORIZATION = 338.9 BURNING_RATE_MAX = 0.055 PHASE = 'LIQUID' C_P = 2.72 KS = 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 = 'STEEL' RGB = 0.20,0.20,0.20 C_DELTA_RHO = 20. DELTA = 0.005 / &REAC ID='GASOLEO_C'

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 XB= 0.0, 40.5, 0.0, 0.5, 0.0, 2.6 / PARED1 &OBST XB= 0.0, 40.5, 24.5, 25.0, 0.0, 2.6 / PARED2 &OBST XB= 0.0, 0.5, 0.0, 25.0, 0.0, 2.6 / PAREDL1 &OBST XB= 40.0, 40.5, 0.0, 25.0, 0.0, 2.6 / PAREDL2 &OBST XB= 0.0, 40.5, 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= 6.0, 14.5, 8.25, 16.75, 10.3,10.5, SURF_ID='STEEL'/ TAPA &OBST XB= 6.0, 14.5, 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, 0.7, 10.6, SURF_ID='GASOLEO_C'/ tanque grande &OBST XB= 20.5, 34.5, 5.5, 5.7, 0.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/PARED1 &OBST XB= 20.5, 34.5, 19.3, 19.5, 0.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/PARED2 &OBST XB= 20.5, 34.5, 5.5, 19.5, 10.8, 11.0, SURF_ID='STEEL'/ TAPA &OBST XB= 20.5, 34.5, 5.5, 19.5, 0.5, 0.7, SURF_ID='STEEL'/ BASE &OBST XB= 34.3, 34.5, 5.7, 12.45, 0.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/ PAREDL2 &OBST XB= 34.3, 34.5, 12.50, 19.3, 0.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/ PAREDL2 &OBST XB= 34.3, 34.5, 12.45, 12.50, 0.7, 10.65, SURF_ID='STEEL'/ PAREDL2

Anexo B 173

&OBST XB= 34.3, 34.5, 12.45, 12.50, 10.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/ PAREDL2 &OBST XB= 20.5, 20.7, 5.7, 19.3, 0.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/ PAREDL1 >>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>>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, QUANTITY='carbon dioxide',LABEL='co2_CENT_1p' / &THCP XYZ= 10.25, 12.5, 11.8, QUANTITY='carbon dioxide',LABEL='co2_CENT_2p' / &THCP XYZ= 10.25, 12.5, 12.8, QUANTITY='carbon dioxide',LABEL='co2_CENT_3p' / &THCP XYZ= 10.25, 12.5, 10.8, QUANTITY='carbon monoxide',LABEL='co_CENT_1p' / &THCP XYZ= 10.25, 12.5, 11.8, QUANTITY='carbon monoxide',LABEL='co_CENT_2p' / &THCP XYZ= 10.25, 12.5, 12.8, QUANTITY='carbon monoxide',LABEL='co_CENT_3p' / &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 XYZ= 10.5, 0.5, 2.6, MAKE='K-25', ORIENTATION=0,1,0 / &SPRK XYZ= 10.5, 24.5, 2.6, MAKE='K-25', ORIENTATION=0,-1,0/ &SPRK XYZ= 27.5, 0.5, 2.6, MAKE='K-25', ORIENTATION=0.1,0/ &SPRK XYZ= 27.5, 24.5, 2.6, MAKE='K-25', ORIENTATION=0,-1,0/ &SPRK XYZ= 0.5, 12.5, 2.6, MAKE='K-25', ORIENTATION= 1,0,0/ &SPRK XYZ= 40.0, 12.5, 2.6, MAKE='K-25', 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= 6.0, 14.5, 8.25, 16.75, 10.3,10.5, SURF_ID='STEEL'/ TAPA &OBST XB= 6.0, 14.5, 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, 0.7, 10.6, SURF_ID='GASOLEO_C'/ tanque grande &OBST XB= 20.5, 34.5, 5.5, 5.7, 0.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/PARED1 &OBST XB= 20.5, 34.5, 19.3, 19.5, 0.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/PARED2 &OBST XB= 20.5, 34.5, 5.5, 19.5, 10.8, 11.0, SURF_ID='STEEL'/ TAPA &OBST XB= 20.5, 34.5, 5.5, 19.5, 0.5, 0.7, SURF_ID='STEEL'/ BASE &OBST XB= 34.3, 34.5, 5.7, 12.45, 0.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/ PAREDL2 &OBST XB= 34.3, 34.5, 12.50, 19.3, 0.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/ PAREDL2 &OBST XB= 34.3, 34.5, 12.45, 12.50, 0.7, 10.65, SURF_ID='STEEL'/ PAREDL2

Anexo B 177

&OBST XB= 34.3, 34.5, 12.45, 12.50, 10.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/ PAREDL2 &OBST XB= 20.5, 20.7, 5.7, 19.3, 0.7, 10.8, SURF_ID='STEEL'/ PAREDL1

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 162 Cells in the Y Direction 100 Cells in the Z Direction 54 Physical Dimensions, Mesh 1 Length (m) 40.500 Width (m) 25.000 Height (m) 14.000 Initial Time Step (s) 0.107 Miscellaneous Parameters Simulation Time (s) 90.000 LES Calculation Smagorinsky Constant (LES) 0.20 Turb. Prandtl Number 0.50 Turb. Schmidt Number 0.50 Ambient Temperature (C) 20.00 Mixture Fraction State Relationships Molecular Weight, Fuel (g/mol) 198.00 Stoich. Coeff., Fuel 1.00 Stoich. Coeff., Oxygen 20.76 Stoich. Coeff., CO_2 13.22 Stoich. Coeff., H2O 15.00 Soot Yield 0.042 CO Yield 0.012 Stoichiometric Value of Z 0.064 Heat of Combustion (kJ/kg) 42620.

Surface Conditions 0 CONCRETE (DEFAULT) Thermally Thick Material Thickness (m) 0.100 Density (kg/m3) 2.10E+03 Specific Heat (kJ/kg/K) 8.80E-01 Conductivity (W/m K) 1.0000 Ignition Temperature (C) 5000.0 1 INERT Wall or Vent Temperature (C) 20.0 2 GASOLEO_C Thermally Thick Material Thickness (m) 0.100 Density (kg/m3) 9.00E+02 Specific Heat (kJ/kg/K) 2.72E+00 Conductivity (W/m K) 0.1000 Ignition Temperature (C) 338.0 3 STEEL Thermally Thin Material C_Delta_Rho (kJ/K-m**2) 20.00 Ignition Temperature (C) 5000.0 Backing to void 4 OPEN Passive Vent to Atmosphere 5 MIRROR Symmetry Plane Vent Information, Mesh 1 1 Nodes: 0 162 0 100 54 54, Surface ID: 4 2 Nodes: 0 162 0 0 10 54, Surface ID: 4 3 Nodes: 0 162 100 100 10 54, Surface ID: 4 4 Nodes: 0 0 0 100 10 54, Surface ID: 4 5 Nodes: 162 162 0 100 10 54, Surface ID: 4 PLOT3D Information Sampling Interval (s) 1.000 1 Quantity: TEMPERATURE 2 Quantity: U-VELOCITY 3 Quantity: V-VELOCITY 4 Quantity: W-VELOCITY 5 Quantity: HRRPUV Thermocouple Information Sampling Interval (s) 0.090 1 Coords: 10.250 12.500 9.800, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: WALL_T1_SURF

2 Coords: 10.250 12.500 10.800, Quantity: TEMPERATURE, Label: T_CENT_1 3 Coords: 10.250 12.500 11.800, Quantity: TEMPERATURE, Label: T_CENT_2 4 Coords: 10.250 12.150 12.800, Quantity: TEMPERATURE, Label: T_CENT_3 5 Coords: 10.250 12.500 10.800, Quantity: VELOCITY, Label: V_CENT_1 6 Coords: 10.250 12.500 11.800, Quantity: VELOCITY, Label: V_CENT_2 7 Coords: 10.250 12.500 12.800, Quantity: VELOCITY, Label: V_CENT_3 8 Coords: 10.250 12.500 10.800, Quantity: oxygen, Label: OX_CENT_1 9 Coords: 10.250 12.500 11.800, Quantity: oxygen, Label: OX_CENT_2 10 Coords: 10.250 12.500 12.800, Quantity: oxygen, Label: OX_CENT_3 11 Coords: 10.250 12.500 10.800, Quantity: carbon dioxide, Label: co2_CENT_1 12 Coords: 10.250 12.500 11.800, Quantity: carbon dioxide, Label: co2_CENT_2 13 Coords: 10.250 12.500 12.800, Quantity: carbon dioxide, Label: co2_CENT_3 14 Coords: 10.250 12.500 10.800, Quantity: carbon monoxide, Label: co_CENT_1 15 Coords: 10.250 12.500 11.800, Quantity: carbon monoxide, Label: co_CENT_2 16 Coords: 10.250 12.500 12.800, Quantity: carbon monoxide, Label: co_CENT_3 17 Coords: 14.500 12.500 9.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: T_EXT_PAREDL2 18 Coords: 14.500 12.500 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL2 19 Coords: 14.500 12.500 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL2 20 Coords: 14.500 12.500 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL2 21 Coords: 6.000 12.500 9.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: T_EXT_PAREDL1 22 Coords: 6.000 12.500 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL1 23 Coords: 6.000 12.500 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL1 24 Coords: 6.000 12.500 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL1 25 Coords: 10.250 16.750 9.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: T_EXT_PARED2 26 Coords: 10.250 16.750 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED2 27 Coords: 10.250 16.750 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED2 28 Coords: 10.250 16.750 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED2 29 Coords: 10.250 8.250 9.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: T_EXT_PARED1 30 Coords: 10.250 8.250 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED1 31 Coords: 10.250 8.250 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED1

32 Coords: 10.250 8.250 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED1 33 Coords: 27.500 12.500 10.600, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: WALL_T1_SURF 34 Coords: 27.500 12.500 11.600, Quantity: TEMPERATURE, Label: T_CENT_1 35 Coords: 27.500 12.500 12.600, Quantity: TEMPERATURE, Label: T_CENT_2 36 Coords: 27.500 12.500 13.600, Quantity: TEMPERATURE, Label: T_CENT_3 37 Coords: 27.500 12.500 11.600, Quantity: VELOCITY, Label: V_CENT_1 38 Coords: 27.500 12.500 12.600, Quantity: VELOCITY, Label: V_CENT_2 39 Coords: 27.500 12.500 13.600, Quantity: VELOCITY, Label: V_CENT_3 40 Coords: 27.500 12.500 11.600, Quantity: oxygen, Label: OX_CENT_1 41 Coords: 27.500 12.500 12.600, Quantity: oxygen, Label: OX_CENT_2 42 Coords: 27.500 12.500 13.600, Quantity: oxygen, Label: OX_CENT_3 43 Coords: 27.500 12.500 11.600, Quantity: carbon dioxide, Label: co2_CENT_1 44 Coords: 27.500 12.500 12.600, Quantity: carbon dioxide, Label: co2_CENT_2 45 Coords: 27.500 12.500 13.600, Quantity: carbon dioxide, Label: co2_CENT_3 46 Coords: 27.500 12.500 11.600, Quantity: carbon monoxide, Label: co_CENT_1 47 Coords: 27.500 12.500 12.600, Quantity: carbon monoxide, Label: co_CENT_2 48 Coords: 27.500 12.500 13.600, Quantity: carbon monoxide, Label: co_CENT_3 49 Coords: 34.500 12.500 10.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: T_EXT_PAREDL2 50 Coords: 34.500 12.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL2 51 Coords: 34.500 12.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL2 52 Coords: 34.500 12.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL2 53 Coords: 20.500 12.500 10.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: T_EXT_PAREDL1 54 Coords: 20.500 12.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL1 55 Coords: 20.500 12.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL1 56 Coords: 20.500 12.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL1 57 Coords: 27.500 5.500 10.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: T_EXT_PARED2 58 Coords: 27.500 5.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED2 59 Coords: 27.500 5.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED2 60 Coords: 27.500 5.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 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 VALUE(S): 0.064 2 Quantity: HRRPUV VALUE(S): 114.286 Slice File Information, Mesh 1 Sampling Interval (s) 0.090 1 Nodes: 0 162 50 50 0 54, Quantity: TEMPERATURE 2 Nodes: 0 162 50 50 0 54, Quantity: U-VELOCITY 3 Nodes: 0 162 50 50 0 54, Quantity: V-VELOCITY 4 Nodes: 0 162 50 50 0 54, Quantity: W-VELOCITY 5 Nodes: 42 42 0 100 0 54, Quantity: TEMPERATURE 6 Nodes: 42 42 0 100 0 54, Quantity: U-VELOCITY 7 Nodes: 42 42 0 100 0 54, Quantity: V-VELOCITY 8 Nodes: 42 42 0 100 0 54, Quantity: W-VELOCITY 9 Nodes: 110 110 0 100 0 54, Quantity: TEMPERATURE 10 Nodes: 110 110 0 100 0 54, Quantity: U-VELOCITY 11 Nodes: 110 110 0 100 0 54, Quantity: V-VELOCITY 12 Nodes: 110 110 0 100 0 54, Quantity: W-VELOCITY 13 Nodes: 0 162 50 50 0 54, Quantity: VELOCITY 14 Nodes: 0 162 50 50 0 54, Quantity: U-VELOCITY 15 Nodes: 0 162 50 50 0 54, Quantity: V-VELOCITY 16 Nodes: 0 162 50 50 0 54, Quantity: W-VELOCITY 17 Nodes: 42 42 0 100 0 54, Quantity: VELOCITY 18 Nodes: 42 42 0 100 0 54, Quantity: U-VELOCITY 19 Nodes: 42 42 0 100 0 54, Quantity: V-VELOCITY 20 Nodes: 42 42 0 100 0 54, Quantity: W-VELOCITY 21 Nodes: 110 110 0 100 0 54, Quantity: VELOCITY 22 Nodes: 110 110 0 100 0 54, Quantity: U-VELOCITY 23 Nodes: 110 110 0 100 0 54, Quantity: V-VELOCITY 24 Nodes: 110 110 0 100 0 54, Quantity: 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 15 time steps Number of control angles 104 Theta band N_phi Solid angle

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 200 Cells in the Y Direction 125

Cells in the Z Direction 72 Physical Dimensions, Mesh 1 Length (m) 40.500 Width (m) 25.000 Height (m) 14.000 Initial Time Step (s) 0.084 Miscellaneous Parameters Simulation Time (s) 90.000 LES Calculation Smagorinsky Constant (LES) 0.20 Turb. Prandtl Number 0.50 Turb. Schmidt Number 0.50 Ambient Temperature (C) 20.00 Species Information WATER VAPOR Molecular Weight (g/mol) 18.00 Initial Mass Fraction 0.002 Mixture Fraction State Relationships Molecular Weight, Fuel (g/mol) 198.00 Stoich. Coeff., Fuel 1.00 Stoich. Coeff., Oxygen 20.76 Stoich. Coeff., CO_2 13.22 Stoich. Coeff., H2O 15.00 Soot Yield 0.042 CO Yield 0.012 Stoichiometric Value of Z 0.064 Heat of Combustion (kJ/kg) 42620. Surface Conditions 0 CONCRETE (DEFAULT) Thermally Thick Material Thickness (m) 0.100 Density (kg/m3) 2.10E+03 Specific Heat (kJ/kg/K) 8.80E-01 Conductivity (W/m K) 1.0000 Ignition Temperature (C) 5000.0 1 INERT Wall or Vent Temperature (C) 20.0 2 GASOLEO_C Thermally Thick Material Thickness (m) 0.100 Density (kg/m3) 9.00E+02 Specific Heat (kJ/kg/K) 2.72E+00 Conductivity (W/m K) 0.1000

Ignition Temperature (C) 338.0 3 STEEL Thermally Thin Material C_Delta_Rho (kJ/K-m**2) 20.00 Ignition Temperature (C) 5000.0 Backing to void 4 OPEN Passive Vent to Atmosphere 5 MIRROR Symmetry Plane Vent Information, Mesh 1 1 Nodes: 0 200 0 125 72 72, Surface ID: 4 2 Nodes: 0 200 0 0 13 72, Surface ID: 4 3 Nodes: 0 200 125 125 13 72, Surface ID: 4 4 Nodes: 0 0 0 125 13 72, Surface ID: 4 5 Nodes: 200 200 0 125 13 72, Surface ID: 4 Sprinkler Types 1 K-25 RTI (m-s)^1/2 50.0 C-Factor (m/s)^1/2 0.3 K-Factor (L/min/bar^1/2) 363.0 Activation Temperature (C) 135.0 Operating Pressure (bar) 1.300 Median Droplet Diam. (mu-m) 1300.0 Sprinkler Information 1 Coords: 10.500 0.500 2.600, Make: K-25, Label: SPRK0001 2 Coords: 10.500 24.500 2.600, Make: K-25, Label: SPRK0002 3 Coords: 27.500 0.500 2.600, Make: K-25, Label: SPRK0003 4 Coords: 27.500 24.500 2.600, Make: K-25, Label: SPRK0004 5 Coords: 0.500 12.500 2.600, Make: K-25, Label: SPRK0005 6 Coords: 40.000 12.500 2.600, Make: K-25, Label: SPRK0006 PLOT3D Information Sampling Interval (s) 1.000 1 Quantity: TEMPERATURE 2 Quantity: U-VELOCITY 3 Quantity: V-VELOCITY 4 Quantity: W-VELOCITY 5 Quantity: HRRPUV Thermocouple Information Sampling Interval (s) 0.090

1 Coords: 10.250 12.500 9.800, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: WALL_T1_SURFp 2 Coords: 10.250 12.500 10.800, Quantity: TEMPERATURE, Label: T_CENT_1p 3 Coords: 10.250 12.500 11.800, Quantity: TEMPERATURE, Label: T_CENT_2p 4 Coords: 10.250 12.150 12.800, Quantity: TEMPERATURE, Label: T_CENT_3p 5 Coords: 10.250 12.500 10.800, Quantity: VELOCITY, Label: V_CENT_1p 6 Coords: 10.250 12.500 11.800, Quantity: VELOCITY, Label: V_CENT_2p 7 Coords: 10.250 12.500 12.800, Quantity: VELOCITY, Label: V_CENT_3p 8 Coords: 10.250 12.500 10.800, Quantity: oxygen, Label: OX_CENT_1p 9 Coords: 10.250 12.500 11.800, Quantity: oxygen, Label: OX_CENT_2p 10 Coords: 10.250 12.500 12.800, Quantity: oxygen, Label: OX_CENT_3p 11 Coords: 10.250 12.500 10.800, Quantity: carbon dioxide, Label: co2_CENT_1p 12 Coords: 10.250 12.500 11.800, Quantity: carbon dioxide, Label: co2_CENT_2p 13 Coords: 10.250 12.500 12.800, Quantity: carbon dioxide, Label: co2_CENT_3p 14 Coords: 10.250 12.500 10.800, Quantity: carbon monoxide, Label: co_CENT_1p 15 Coords: 10.250 12.500 11.800, Quantity: carbon monoxide, Label: co_CENT_2p 16 Coords: 10.250 12.500 12.800, Quantity: carbon monoxide, Label: co_CENT_3p 17 Coords: 14.500 12.500 9.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: T_EXT_PAREDL2p 18 Coords: 14.500 12.500 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL2p 19 Coords: 14.500 12.500 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL2p 20 Coords: 14.500 12.500 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL2p 21 Coords: 6.000 12.500 9.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: T_EXT_PAREDL1p 22 Coords: 6.000 12.500 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL1p 23 Coords: 6.000 12.500 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL1p 24 Coords: 6.000 12.500 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL1p 25 Coords: 10.250 16.750 9.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: T_EXT_PARED2p 26 Coords: 10.250 16.750 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED2p 27 Coords: 10.250 16.750 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED2p 28 Coords: 10.250 16.750 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED2p 29 Coords: 10.250 8.250 9.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: T_EXT_PARED1p 30 Coords: 10.250 8.250 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED1p

31 Coords: 10.250 8.250 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED1p 32 Coords: 10.250 8.250 9.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED1p 33 Coords: 27.500 12.500 10.600, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: WALL_T1_SURF 34 Coords: 27.500 12.500 11.600, Quantity: TEMPERATURE, Label: T_CENT_1 35 Coords: 27.500 12.500 12.600, Quantity: TEMPERATURE, Label: T_CENT_2 36 Coords: 27.500 12.500 13.600, Quantity: TEMPERATURE, Label: T_CENT_3 37 Coords: 27.500 12.500 11.600, Quantity: VELOCITY, Label: V_CENT_1 38 Coords: 27.500 12.500 12.600, Quantity: VELOCITY, Label: V_CENT_2 39 Coords: 27.500 12.500 13.600, Quantity: VELOCITY, Label: V_CENT_3 40 Coords: 27.500 12.500 11.600, Quantity: oxygen, Label: OX_CENT_1 41 Coords: 27.500 12.500 12.600, Quantity: oxygen, Label: OX_CENT_2 42 Coords: 27.500 12.500 13.600, Quantity: oxygen, Label: OX_CENT_3 43 Coords: 27.500 12.500 11.600, Quantity: carbon dioxide, Label: co2_CENT_1 44 Coords: 27.500 12.500 12.600, Quantity: carbon dioxide, Label: co2_CENT_2 45 Coords: 27.500 12.500 13.600, Quantity: carbon dioxide, Label: co2_CENT_3 46 Coords: 27.500 12.500 11.600, Quantity: carbon monoxide, Label: co_CENT_1 47 Coords: 27.500 12.500 12.600, Quantity: carbon monoxide, Label: co_CENT_2 48 Coords: 27.500 12.500 13.600, Quantity: carbon monoxide, Label: co_CENT_3 49 Coords: 34.500 12.500 10.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: T_EXT_PAREDL2 50 Coords: 34.500 12.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL2 51 Coords: 34.500 12.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL2 52 Coords: 34.500 12.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL2 53 Coords: 20.500 12.500 10.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: T_EXT_PAREDL1 54 Coords: 20.500 12.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL1 55 Coords: 20.500 12.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL1 56 Coords: 20.500 12.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PAREDL1 57 Coords: 27.500 5.500 10.500, Quantity: WALL_TEMPERATURE, Label: T_EXT_PARED2 58 Coords: 27.500 5.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED2 59 Coords: 27.500 5.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: T_INT_PARED2 60 Coords: 27.500 5.500 10.500, Quantity: INSIDE_WALL_TEMPERATURE, Label: 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 VALUE(S): 0.064 2 Quantity: HRRPUV VALUE(S): 141.093 Slice File Information, Mesh 1 Sampling Interval (s) 0.090 1 Nodes: 0 200 63 63 0 72, Quantity: TEMPERATURE 2 Nodes: 0 200 63 63 0 72, Quantity: U-VELOCITY 3 Nodes: 0 200 63 63 0 72, Quantity: V-VELOCITY 4 Nodes: 0 200 63 63 0 72, Quantity: W-VELOCITY 5 Nodes: 52 52 0 125 0 72, Quantity: TEMPERATURE 6 Nodes: 52 52 0 125 0 72, Quantity: U-VELOCITY 7 Nodes: 52 52 0 125 0 72, Quantity: V-VELOCITY 8 Nodes: 52 52 0 125 0 72, Quantity: W-VELOCITY 9 Nodes: 136 136 0 125 0 72, Quantity: TEMPERATURE 10 Nodes: 136 136 0 125 0 72, Quantity: U-VELOCITY 11 Nodes: 136 136 0 125 0 72, Quantity: V-VELOCITY 12 Nodes: 136 136 0 125 0 72, Quantity: W-VELOCITY 13 Nodes: 0 200 63 63 0 72, Quantity: VELOCITY 14 Nodes: 0 200 63 63 0 72, Quantity: U-VELOCITY 15 Nodes: 0 200 63 63 0 72, Quantity: V-VELOCITY 16 Nodes: 0 200 63 63 0 72, Quantity: W-VELOCITY 17 Nodes: 52 52 0 125 0 72, Quantity: VELOCITY 18 Nodes: 52 52 0 125 0 72, Quantity: U-VELOCITY 19 Nodes: 52 52 0 125 0 72, Quantity: V-VELOCITY 20 Nodes: 52 52 0 125 0 72, Quantity: W-VELOCITY 21 Nodes: 136 136 0 125 0 72, Quantity: VELOCITY 22 Nodes: 136 136 0 125 0 72, Quantity: U-VELOCITY 23 Nodes: 136 136 0 125 0 72, Quantity: V-VELOCITY 24 Nodes: 136 136 0 125 0 72, Quantity: 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 15 time steps Number of control angles 104 Theta band N_phi Solid angle

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, 63, 52) Max divergence: 0.11E+01 at (171, 63, 5) Min divergence: -.25E-13 at (137, 73, 58) Fire Resolution Index: 0.815 Total Heat Release Rate: 86248.931 kW Radiation Loss to Boundaries: 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

ANÁLISIS DE RIESGOS DE EXPLOSIONES Y FUEGO …PROYECTO FIN DE CARRERA ANÁLISIS DE RIESGOS DE...

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