850-10E-PDF

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NFPA® 850 Práctica Recomendada para Protección contra Incendios para Plantas de Generación Eléctrica y Estaciones de Conversión de Corriente Directa de Alto Voltaje Edición 2010 NFPA, 1 Batterymarch Park, PO Box 9101, Quincy, MA 02269-9101 Una organización internacional de códigos y normas

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Traducido y editado en español bajo licencia de la NFPA, por la Organización Iberoamericana de Protección contra Incendios

Acuerdo de licencia de la NFPA

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DESCARGOS DE RESPONSABILIDAD AVISO Y DESCARGO DE RESPONSABILIDAD CONCERNIENTE AL USO DE DOCUMENTOS NFPA Los códigos, normas, prácticas recomendadas, y guías de la NFPA® (“Documentos NFPA”) son desarrollados a través del proceso de desarrollo de normas por consenso aprobado por el American National Standards Institute (Instituto Nacional Americano de Normas). Este proceso reúne a voluntarios que representan diferentes puntos de vista e intereses para lograr el consenso en temas de incendios y seguridad. Mientras que NFPA administra el proceso y establece reglas para promover la equidad en el desarrollo del consenso, no prueba de manera independiente, ni evalúa, ni verifica la precisión de cualquier información o la validez de cualquiera de los juicios contenidos en los Documentos NFPA. La NFPA niega responsabilidad por cualquier daño personal, a propiedades u otros daños de cualquier naturaleza, ya sean especiales, indirectos, en consecuencia o compensatorios, resultado directo o indirecto de la publicación, su uso, o dependencia en los Documentos NFPA. La NFPA tampoco garantiza la precisión o que la información aquí publicada esté completa. Al expedir y poner los Documentos NFPA a la disposición del público, la NFPA no se responsabiliza a prestar servicios profesionales o de alguna otra índole a nombre de cualquier otra persona o entidad. Tampoco se responsabiliza la NFPA de llevar a cabo cualquier obligación por parte de cualquier persona o entidad a alguien más. Cualquier persona que utilice este documento deberá confiar en su propio juicio independiente o como sería apropiado, buscar el consejo de un profesional competente para determinar el ejercicio razonable en cualquier circunstancia dada. La NFPA no tiene poder, ni responsabilidad, para vigilar o hacer cumplir los contenidos de los Documentos NFPA. Tampoco la NFPA lista, certifica, prueba o inspecciona productos, diseños o instalaciones en cumplimiento con este documento. Cualquier certificación u otra declaración de cumplimiento con los requerimientos de este documento no deberán ser atribuibles a la NFPA y es únicamente responsabilidad del certificador o la persona o entidad que hace la declaración.

NFPA no se hace responsable por la exactitud y veracidad de esta traducción al español. En el caso de algún conflicto entre las ediciones en idioma inglés y español, el idioma inglés prevalecerá.

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Actualización de documentos NFPA Los usuarios de los códigos, normas, prácticas recomendadas, y guías, de la NFPA (“Documentos NFPA”) deberán estar conscientes de que este documento puede reemplazarse en cualquier momento a través de la emisión de nuevas ediciones o puede ser enmendado de vez en cuando a través de la emisión de Enmiendas Interinas Tentativas. Un Documento oficial de la NFPA en cualquier momento consiste de la edición actual del documento junto con cualquier Enmienda Interina Tentativa y cualquier Errata en efecto en ese momento. Para poder determinar si un documento es la edición actual y si ha sido enmendado a través de la emisión de Enmiendas Interinas Tentativas o corregido a través de la emisión de Erratas, consulte publicaciones adecuadas de la NFPA tales como el National Fire Codes® Subscription Service (Servicio de Suscripción a los Códigos Nacionales contra Incendios), visite el sitio Web de la NFPA en www.nfpa.org, o contáctese con la NFPA en la dirección a continuación. Interpretaciones de documentos NFPA Una declaración, escrita u oral, que no es procesada de acuerdo con la Sección 6 de la Regulaciones que Gobiernan los Proyectos de Comités no deberán ser consideradas una posición oficial de la NFPA o de cualquiera de sus Comités y no deberá ser considerada como, ni utilizada como, una Interpretación Oficial. Patentes La NFPA no toma ninguna postura respecto de la validez de ningún derecho de patentes referenciado en, relacionado con, o declarado en conexión con un Documento de la NFPA. Los usuarios de los Documentos de la NFPA son los únicos responsables tanto de determinar la validez de cualquier derecho de patentes, como de determinar el riesgo de infringir tales derechos, y la NFPA no se hará responsable de la violación de ningún derecho de patentes que resulte del uso o de la confianza depositada en los Documentos de la NFPA. La NFPA adhiere a la política del Instituto Nacional de Normalización Estadounidense (ANSI) en relación con la inclusión de patentes en Normas Nacionales Estadounidenses (“la Política de Patentes del ANSI”), y por este medio notifica de conformidad con dicha política: AVISO: Se solicita al usuario que ponga atención a la posibilidad de que el cumplimiento de un Documento NFPA pueda requerir el uso de alguna invención cubierta por derechos de patentes. La NFPA no toma ninguna postura en cuanto a la validez de tales derechos de patentes o en cuanto a si tales derechos de patentes constituyen o incluyen reclamos de patentes esenciales bajo la Política de patentes del ANSI. Si, en relación con la Política de Patentes del ANSI, el tenedor de una patente hubiera declarado su voluntad de otorgar licencias bajo estos derechos en términos y condiciones razonables y no discriminatorios a solicitantes que desean obtener dicha licencia, pueden obtenerse de la NFPA, copias de tales declaraciones presentadas, a pedido . Para mayor información, contactar a la NFPA en la dirección indicada abajo. Leyes y Regulaciones Los usuarios de los Documentos NFPA deberán consultar las leyes y regulaciones federales, estatales y locales aplicables. NFPA no pretende, al publicar sus códigos, normas, prácticas recomendadas, y guías, impulsar acciones que no cumplan con las leyes aplicables y estos documentos no deben interpretarse como infractor de la ley. Derechos de autor Los Documentos NFPA son propiedad literaria y tienen derechos reservados a favor de la NFPA. Están puestos a disposición para una amplia variedad de usos ambos públicos y privados. Esto incluye ambos uso, por referencia, en leyes y regulaciones, y uso en autoregulación privada, normalización, y la promoción de prácticas y métodos seguros. Al poner estos documentos a disposición para uso y adopción por parte de autoridades públicas y usuarios privados, la NFPA no renuncia ningún derecho de autor de este documento. Uso de Documentos NFPA para propósitos regulatorios debería llevarse a cabo a través de la adopción por referencia. El término “adopción por referencia” significa el citar el título, edición, e información sobre la publicación únicamente. Cualquier supresión, adición y cambios deseados por la autoridad que lo adopta deberán anotarse por separado. Para ayudar a la NFPA en dar seguimiento a los usos de sus documentos, se requiere que las autoridades que adopten normas NFPA notifiquen a la NFPA (Atención: Secretaría, Consejo de Normas) por escrito de tal uso. Para obtener asistencia técnica o si tiene preguntas concernientes a la adopción de Documentos NFPA, contáctese con la NFPA en la dirección a continuación. Mayor información Todas las preguntas u otras comunicaciones relacionadas con los Documentos NFPA y todos los pedidos para información sobre los procedimientos que gobiernan su proceso de desarrollo de códigos y normas, incluyendo información sobre los procedimiento de cómo solicitar Interpretaciones Oficiales, para proponer Enmiendas Interinas Tentativas, y para proponer revisiones de documentos NFPA durante ciclos de revisión regulares, deben ser enviado a la sede de la NFPA, dirigido a: NFPA Headquarters Attn: Secretary, Standards Council 1 Batterymarch Park P.O. Box 9101 Quincy, MA 02269-9101 [email protected]

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Derechos de autor © 2009 National Fire Protection Association, Todos los Derechos Reservados

NFPA 850 Práctica Recomendada para

Protección Contra Incendios para Plantas de Generación Eléctrica y Estaciones de Conversión de Corriente Directa de Alto Voltaje Edición 2010 Esta edición de NFPA 850, Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and High Voltaje Direct Current Converter Stations, (Práctica recomendada para protección de incendios para plantas de generación eléctrica y estaciones de conversión de corriente directa de alto voltaje). Fue preparada por el Comité Técnico sobre Plantas de Generación Eléctrica. Fue publicada por el Consejo de Normas en Diciembre 15 del 2009, con una fecha efectiva de Enero 4 del 2010 y reemplaza todas las ediciones previas. Esta edición de NFPA 850 fue aprobada como una Norma Nacional Americana en Enero 4 de 2010.

Origen y Desarrollo de NFPA 850 El Comité sobre Plantas de Generación de Energía No-Nucleares fue organizado en 1979 para tener responsabilidad primaria por documentos sobre protección de incendios para plantas de generación eléctrica no-nucleares. Iniciado a principios de 1980, la primera edición de NFPA 850 fue publicada oficialmente en 1986 como la Recommended Practice for Fire Protection for Fossil Fueled Steam Electric Generating Plants. La segunda edición de NFPA 850 fue publicada en 1990 bajo el título revisado de Recommended Practice for Fire Protection for Fossil Fueled Steam and Combustión Turbine Electric Generating Plants. Esta segunda edición incorporó un nuevo capítulo 6 sobre la identificación y protección de peligros para turbinas de combustión. En 1991 el comité cambió su nombre al de Comité Técnico sobre Plantas de Generación Eléctrica. Este nombre simplificado fue hecho al reflexionar sobre el alcance del comité para cubrir todos los tipos de plantas de generación eléctrica excepto las nucleares. La edición de NFPA 850 de 1992 incorporó un nuevo Capítulo 7 sobre plantas de generación eléctricas de combustibles alternativos. Como parte de estos cambios, el título del documento fue revisado al de Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants, También fueron hechos varios otros cambios técnicos y editoriales. La edición de 1996 de la norma agregó un nuevo Capítulo 8 sobre protección de incendios para alto voltaje de corriente directa (HVDC) de estaciones de conversión. Adicionalmente, el título fue cambiado a Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and High Voltaje Direct Current Converter Stations, para incorporar el Nuevo capítulo. La edición 2000 revisó la aplicación del documento para aplicarlo a instalaciones existentes, como sucede en la buena práctica industrial. El Capítulo 2 fue reorganizado para ser específico en un programa de control del riesgo de incendio. El documento también clarificó que un solo tanque de agua no es un suministro confiable de agua, el espaciamiento de hidrantes, el cierre de cinco sistemas de supresión, y fueron agregados requerimientos adicionales para sistemas de supresión de incendios de neblina de agua. La edición 2005 de NFPA 850 ha sido sometida a una revisión completa para cumplir con el Manual de Estilo para los documentos del Comité Técnico de NFPA. Ahora, el Capítulo 2 contiene referencias mandatorias y el Capítulo 3 definiciones, y los capítulos subsecuentes han sido re-numerados.

Edición 2010

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

Los cambios adicionales incluyen la revisión de las figuras en el Capítulo 5 que intenta una más amplia clarificación de los requisitos existentes y la adición de nuevo material anexo sobre requisitos de protección de incendios. La edición 2010 de NFPA 850 ahora incluye un capítulo conteniendo recomendaciones para un proceso de diseño en protección de incendios y documentación base para diseñar la protección contra el fuego (nuevo Capítulo 4). El capítulo sobre el programa de control del riesgo de incendio ha sido movido al Capítulo 16. Han sido agregados nuevos capítulos sobre facilidades de generación de turbinas de viento, generación de energía térmica solar, plantas de energía geotérmica y facilidades de generación de ciclo combinado de gasificación integrada (GCGI) (Capítulos 10-13). El uso de sistemas comprimidos aire-espuma y sistemas de despresurización rápida ha sido reorganizado e incluidas recomendaciones para el uso de estos sistemas.

Edición 2010

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Título Original: NFPA 850 Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and High Voltage Direct Current Converter Stations 2010 Edition

Título en Español: NFPA 850 Práctica Recomendada para Protección Contra Incendios para Plantas de Generación Eléctrica y Estaciones de Conversión de Corriente Directa de Alto Voltaje Edición 2010

Editado por: Organización Iberoamericana de Protección Contra Incendios OPCI Traducido por: Alfredo Fajardo R. / Mauricio Fajardo R. Revisión Técnica: José Manuel Maya G. Corrector de estilo Aneth Calderón R. Diagramación: Stella Garcés Impresión: PVP Gráficos S.A.S.

Todos los Derechos Reservados son de propiedad de NFPA NFPA no se hace responsable por la exactitud y veracidad de esta traducción al español. En el caso de algún conflicto entre las ediciones en idioma inglés y español, el idioma inglés prevalecerá.

Organización Iberoamericana de Protección Contra Incendios Calle 85 No. 19-B-22 Oficina 601 Teléfonos 611 0754 – 611 0981 Telefax 616 3669 E-Mail: [email protected] web: opcicolombia.org Bogotá, D.C. - Colombia

Edición 2010

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

Comité Técnico sobre Plantas de Generación Eléctrica William D. Snell, Presidente TXU Power, TX [U] Don Drewry, Secretario HSB Professional Lost Control, NJ [I] Steven M. Behrens, XL Global Asset Protection Services, CT [I] Daryl C. Bessa, F.E. Moran, Inc., IL (IM) Donald C. Birchler, FP&C Consultants Inc., MO [SE] Bernhard G. Bischoff, Chemetron Fire Systems, IL [M] Rep Fire Suppression Systems Association Harold D. Brandes, Jr., Waxhaw, NC [SE] Stanley J. Chingo, NISYS Corporation, GA [SE] William P. Collins, UTC Power/Fuel Cells, CT[M] Harry M. Corson, IV, Siemens Fire Safety; NJ [M] Rep National Electrical Manufacturers Association Phillip A. Davis, Allianz Global Risk, IL [I] Kenneth W. Dungan, Risk Technologies, LLC, TN [SE] Laurie B. Florence, Underwriters Laboratories Inc., IL [RT] Ismail M. Gosla, Fluor Corporation, CA [SE] Richard M. Hansen, Richard M. Hansen & Associates Inc., IL [SE] Rickey L. Johnson, One Beacon Energy Group, NY [I] David E. Kipley, AREVA NP, Inc., IL [SE]

John W. Koester, Marsh Risk Consulting, MD [I] Roland Lafontaine, The Viking Corporation, MI [M] Rep National Fire Sprinkler Association Amjad M. Mian, Manitoba Hydro, Canada [U] Thomas P. O’Connor, American Electric Power Service Corporation, OH [U] Rep. Edison Electric Institute Scot Pruett, Black & Veatch Corporation, KS [SE] Ronald Rispoli, Entergy Corporation, AR [U] Clifford C. Roberts, Global Marine and Energy, FL [I] Norman C. Rockwell, Tennessee Vallery Authority, TN [U] Daniel J. Sheridan, Sheridan Engineering Inc., MI [SE] Andrew Skok, Fuel Cells Energy, CT [M] Todd E. Stinchfield, FM Global, RI [I] Todd Strothers, CSA International, NC [RT] Robert Vincent, Shambaugh & Son. LP., IN [IM] Rep National Fire Sprinkler Association Robert P. Wichert, US Fuel Cell Council, CA [U] William A. Wood, Starr Technical Risk Agency, Inc., GA [I]

Suplentes Hugh D. Castles, Entergy Services, Inc., MS [U] (Suplente de R. Rispoli) Russell A. Deubler, HSB Professional Loss Control, NH [I] (Suplente de D. Drewry) Daniel D. Groff, Global Marine and Energy, PA [I] (Suplente de C.C. Roberts)

Kelvin Hecht, UTC Fuel Cells, CT [M] (Suplente de W.P. Collins) Gary T Heller, Salt River Project, AZ [U] (Suplente de T.P. O´Connor) W. Gene McAlester, F.E. Moran, Inc., IL [IM] (Suplente de D.C. Bessa)

Sin Voto Thomas C. Clayton, Overland Park, KS [SE] (Miembro Emérito)

Leonard R. Hathaway, The Villages, Fl [I] (Miembro Emérito)

Jason Gamache, Enlace NFPA

Esta lista representa los miembros en el momento en que el Comité votó el texto final de esta edición. Desde entonces, pueden haber ocurrido cambios de membresía. Una clave para clasificaciones se encuentra al respaldo de este documento. Nota: La membresía en un comité no constituye en si misma un respaldo de la Asociación a cualquier documento desarrollado por el comité en el cual sirven los miembros. Alcance del Comité: Este Comité tendrá responsabilidad primaria con documentos sobre plantas de generación eléctrica y estaciones convertidoras de corriente directa de alto voltaje (HVDC), excepto para plantas de generación eléctrica que usan combustible nuclear.

Edición 2010

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CONTENIDO

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Contenido Capítulo 1 Administración ............................... 1.1 Alcance .................................................... 1.2 Propósito .................................................. 1.3 Aplicación ................................................ 1.4 Equivalencia ............................................ 1.5 Unidades ..................................................

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7 7 7 8 8 8

Capítulo 2. Publicaciones de Referencia ......... 2.1 General ..................................................... 2.2 Publicaciones NFPA ................................ 2.3 Otras publicaciones ................................. 2.4 Referencias para extractos en secciones de recomendaciones .................................

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8 8 8 11

Capítulo 3. Definiciones .................................... 3.1 General ..................................................... 3.2 Definiciones oficiales NFPA ................... 3.3 Definiciones generales .............................

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Capítulo 4. Proceso de Diseño de Protección de Incendio ..................................... 4.1 General ..................................................... 4.2 Interesados ............................................... 4.3 Entrada a los procesos de diseño ............. 4.4 Proceso base del diseño de protección de incendios ............................................. 4.5 Documento base del diseño de Protección de incendio (disponibles) ...... Capítulo 5. Diseño General de Planta .............. 5.1 Disposición de la planta .......................... 5.2 Seguridad de la vida ................................ 5.3 Materiales de construcción de edificios .. 5.4 Venteo del humo y calor, calefacción, ventilación y acondicionamiento de aire ......................................................... 5.5 Contención y drenaje ............................... 5.6 Iluminación de emergencia ...................... 5.7 Protección de la iluminación ................... Capítulo 6. Sistemas y Equipo de Protección General contra Incendios .............. 6.1 General ..................................................... 6.2 Suministro de agua .................................. 6.3 Supervisión de válvulas ........................... 6.4 Tuberías principales, hidrantes, y tubería vertical de edificios .................. 6.5 Extintores portátiles de incendio ............. 6.6 Sistemas y equipo de supresión de incendios – Requerimientos generales .... 6.7 Sistemas de señalización de incendios ....

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Capítulo 7 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 7.7 7.8 7.9

Capítulo 8

8.1 8.2 8.3

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15 15 15 15

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Identificación y Protección contra Peligros ............................... General ..................................................... Manejo de combustible – gas .................. Manejo de combustible – aceite .............. Manejo de combustible – carbón ............ Generador de vapor ................................. Conductor de gas ..................................... Turbina - generador ................................. Equipo eléctrico ....................................... Equipo auxiliar y otras estructuras ..........

8.4 8.5 8.6 8.7

Identificación y Protección de Peligros para Turbinas de Combustión y Máquinas de Combustión Interna ...................... General ..................................................... Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 ..................................................... Diseño general y disposición del equipo ................................................ Instalaciones no atendidas ....................... Turbinas de combustión y máquinas Generadoras de combustión interna ........ Equipo eléctrico ....................................... Unidades de ciclo combinado .................

Capítulo 9. Combustibles Alternativos ............ 9.1 General ..................................................... 9.2 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 ..................................................... 9.3 Combustibles de masa que arde .............. 9.4 Combustibles derivados de desecho (RDF) ....................................................... 9.5 Combustibles de biomasa ........................ 9.6 Llantas de caucho .................................... 9.7 Otros combustibles y procesos alternativos ............................................... Capítulo 10. Identificación y Protección de Peligros para Instalaciones de Generación con Turbina de Viento ......................................... 10.1 General ..................................................... 10.2 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 ..................................................... 10.3 Diseño general y disposición de equipo .. 10.4 Instalaciones no atendidas ....................... 10.5 Instalaciones de generación con viento ... 10.6 Cuartos de equipo eléctrico y edificios ................................................

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

Capítulo 11 Generación con Energía Térmica Solar ................................................ 11.1 General ..................................................... 11.2 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 ..................................................... 11.3 Consideraciones del riesgo ...................... 11.4 Fluido de transferencia de calor (HTF) ... 11.5 Protección de incendios ........................... Capítulo 12 Plantas de Energía Geotérmica .... 12.1 General ..................................................... 12.2 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 ..................................................... 12.3 Plantas binarias ........................................ 12.4 Protección de incendios ........................... Capítulo 13 Identificación y Protección de Peligros para Instalaciones de Generación de Ciclo Combinado de Gasificación Integrada ........................................ 13.1 General ..................................................... 13.2 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 ..................................................... 13.3 Diseño general y disposición de equipo ................................................. 13.4 Respuesta en emergencia ......................... 13.5 Instalaciones de generación IGCC .......... 13.6 Estructuras ............................................... 13.7 Encerramientos y edificios de equipo de control/eléctrico .................................. 13.8 Syngas gas de síntesis (Syngas) dentro de edificios y cuartos ............................... 13.9 Prevención de explosiones internas en turbinas de combustión ..........................

14.3 Estaciones convertidoras HVDC ............. 850– 63 850– 54 850– 54 850– 850– 850– 850–

55 55 55 56

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59 60 60 62

Capítulo 15 Protección de Incendios para el Sitio de Construcción ........................ 15.1 Introducción ............................................. 15.2 Administración ........................................ 15.3 Limpieza del sitio y equipo de construcción ........................................ 15.4 Construcción de depósitos, almacenes y oficinas .................................................. 15.5 Áreas de cimentación en el sitio de construcción ........................................ 15.6 Materiales de construcción temporal....... 15.7 Líneas principales subterráneas, Hidrantes y suministros de agua .............. 15.8 Equipo manual de combate de incendios ............................................. Capítulo 16 Programa de Control de Riesgo de Incendio ..................................... 16.1 General ..................................................... 16.2 Políticas de administración y dirección ... 16.3 Programa de control del riesgo de incendio ............................................... 16.4 Programa de protección de incendios ..... 16.5 Identificación del peligro de incendio de los materiales ......................................

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850– 69 850– 69 850– 69 850– 69 850– 69 850– 72

Anexo A Material Aclaratorio ........................... 850– 72

850– 62

Anexo B Modelo de Reporte de Incendio ........ 850– 91

850– 62

Anexo C Pruebas de Incendio ........................... 850– 91

850– 63

Anexo D Experiencia en Pérdidas ..................... 850– 97

Capítulo 14 Estaciones Convertidoras de Corriente Directa de Alto Voltaje (HVDC) .............................. 850– 63 14.1 General ..................................................... 850– 63 14.2 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 ..................................................... 850– 63

Anexo E Documento Base del Diseño de Protección de Incendios ..................... 850– 103 Anexo F Referencias Informacionales ............ 850– 103 Índice

........................................................ 850– 105

Edición 2010

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ADMINISTRACIÓN

Práctica Recomendada para

Protección Contra Incendios para Plantas de Generación Eléctrica y Estaciones de Conversión de Corriente Directa de Alto Voltaje

1.2 Propósito.

Edición 2010

1.2.1 Este documento esta preparado para guiar a aquellos encargados del diseño, construcción, operación y protección de plantas de generación eléctrica y estaciones convertidoras de corriente directa de alto voltaje que están cubiertas por el alcance de este documento.

NOTA IMPORTANTE: Este documento NFPA está disponible para uso sujeto a importantes noticias y renuncias legales. Estas noticias y renuncias aparecen en todas las publicaciones que contiene este documento y pueden encontrarse bajo el encabezado «Noticias Importantes y Renuncias Concernientes a los Documentos NFPA» Ellas también pueden obtenerse sobre pedido a NFPA o visitando a www.nfpa.org/disclaimers.

Otros cambos distintos de los editoriales están indicados por una línea vertical al lado del parágrafo, tabla o figura en la cual el cambio ocurrió. Estas líneas están incluidas como una ayuda para el usuario en la identificación de cambios de la edición previa. Donde uno o más parágrafos completos han sido borrados, tal eliminación ha sido indicada por un punto (•) entre los parágrafos que permanecen. Una referencia entre corchetes [ ] enseguida de una sección o parágrafo indica material que ha sido extraído de otro documento NFPA. Como una ayuda para el usuario, el título completo y edición de los documentos fuente para extractos en las secciones de recomendaciones de este documento son dados en el Capítulo 2 y aquellos para extractos en las secciones informativas están dados en el Anexo F. El texto extraído puede ser editado para consistencia y estilo y puede incluir la revisión de referencias de parágrafos internos y otras referencias según resulte apropiado. Las solicitudes para interpretaciones o revisiones del texto extraído deben enviarse al comité técnico responsable del documento fuente. Información sobre publicaciones de referencia puede encontrarse en el Capítulo 2 y Anexo F.

Capítulo 1 Administración 1.1 Alcance. Este documento provee recomendaciones para la prevención y la protección contra incendios en plantas de

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generación eléctrica y en estaciones de conversión de corriente directa de alto voltaje, excepto las siguientes: Plantas de energía nuclear están incluidas en NFPA 805, PerformanceBased Standard for Fire Protection for Light Water Reactor Electric Generation Plants; Plantas hidroeléctricas están incluidas en NFPA 851, Recommended Practice for Fire Protection for Hydroelectric Generating Plants y Celdas de combustible están indicadas en NFPA 853, Standard for the Installation of Stationary Fuel Cell Power Systems.

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NOTICIA: Un asterisco (*) enseguida del número o letra que designa un parágrafo indica que puede encontrarse material aclaratorio en el Anexo A.

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1.2.2 Este documento provee recomendaciones para el control de peligros de incendio para la seguridad de la construcción y el personal de operación, la integridad física de los componentes de la planta y la continuidad de las operaciones de planta. Cuanto concierne específicamente está generalizado y categorizado como se muestra en 1.2.2.1 hasta 1.2.2.4.

• 1.2.2.1 Protección del personal de planta. El riesgo de lesión y de la pérdida de la vida en el evento de incendio debería ser controlado,. Deberían establecerse criterios específicos para los medios de salida. Cuando por razones de seguridad de la planta y respuesta a emergencias no es posible evacuar inmediatamente, deberán establecerse criterios específicos para asegurar la integridad hasta que sea posible evacuar y moverse con seguridad por las rutas de salida. 1.2.2.2. Protección de los bienes. Los grandes costos en capital de las estructuras, sistemas y componentes de las instalaciones incluidas en esta práctica recomendada crean riesgos financieros para los propietarios, inversores y financieros. Deberán establecerse criterios específicos para la reducción de los riesgos por exposición de los bienes a los incendios. 1.2.2.3. Interrupción de negocios. La capacidad de estas instalaciones para generar y transmitir electricidad es importante, no solo para los propietarios de las instalaciones sino también para los consumidores de esa energía, incluyendo el público. Deberán desarrollarse criterios específicos para manejar los efectos del fuego sobre la capacidad de generar y trasmitir energía, con base en consideraciones económicas y sociales. 1.2.2.4 Protección ambiental. Los incendios en estas instalaciones tienen el potencial de crear un impacto ambiental, por daño a los sistemas y componentes del control de la polución y por la posibilidad de liberaciones no deseadas al am-

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

biente como resultado del incendio y las actividades de supresión del fuego. Deberán establecerse criterios específicos para controlar el impacto del fuego y de las actividades de combate del incendio sobre el ambiente. 1.3. Aplicación. 1.3.1 Este documento está planeado para ser usado por personas con conocimientos en la aplicación de la protección contra incendios para plantas de generación eléctrica y estaciones de conversión de corriente directa de alto voltaje.

mendada y deberían considerarse parte de las recomendaciones de este documento. 2.2 Publicaciones NFPA. National Fire Protection Association, 1 Batterymarch Park, Quincy, MA 02169-7471. NFPA 1, Fire Code, 2009 edition. (Código de Seguridad contra Incendios, edición 2009) NFPA 10, Standard for Portable Fire Extinguishers, 2010 edition. (Norma para extintores de incendio portátiles, edición 2010).

1.3.2 Las recomendaciones contenidas en este documento son hechas a propósito para nuevas instalaciones, dado que la aplicación para instalaciones existentes puede no ser práctica. Sin embargo, las recomendaciones contenidas en este documento representan la buena práctica industrial y deberían ser consideradas para instalaciones existentes.

NFPA 11, Standard for Low, Medium, and High-Expansión Foam, 2010 edition. (Norma para espuma de baja, media y alta expansión, edición 2010).

1.3.3 Debería reconocerse que no existe una rígida uniformidad de diseño y procedimientos de operación para las estaciones de generación y que cada instalación tendrá sus propias condiciones especiales que impactan sobre la naturaleza de la instalación. Muchas de las recomendaciones específicas consignadas aquí pueden requerir posteriores modificaciones debido a la consideración de todos los factores locales involucrados. Estas modificaciones debieran ser hechas solo después de seguir la metodología descrita en el Capítulo 4 y documentada en las bases del diseño de la protección de incendios.

NFPA 12 A, Standard on Halon 1301 Fire Extinguishing Systems, 2009 edition. (Norma sobre sistemas de extinción de incendios de halón 1301, edición 2009).

1.4 Equivalencia. Nada en esta práctica recomendada intenta evitar el uso de sistemas, métodos o dispositivos equivalentes o de superior calidad, solidez, resistencia al fuego, efectividad, durabilidad y seguridad por sobre aquellas prescritas por esta práctica recomendada. 1.4.1 La equivalencia debería demostrarse siguiendo la metodología descrita en el Capítulo 4 y documentada en las bases del diseño de la protección de incendios.

• 1.5 Unidades. Las unidades métricas de medida en este documento están en concordancia con el Sistema Internacional de Unidades, el cual está oficialmente abreviado (SI) en todos los idiomas. Para una completa explicación, vea ASTM 10, Standard for Use of the International System of Units (SI); The Modern Metric System.

Capítulo 2 Publicaciones de Referencia 2.1 General. Los documentos o partes de ellos listados en este capítulo están referenciados dentro de esta práctica reco-

NFPA 12, Standard on Carbon Dioxide Extinguishing Systems, 2008 edition. (Norma sobre sistemas de extinción de dióxido de carbono, edición 2008).

NFPA 13, Standard for the Installation of Sprinklers Systems, 2010 edition. (Norma para la instalación de sistemas rociadores, edición 2010). NFPA 14, Standard for the Installation of Standpipe and Hose Systems, 2010 edition. (Norma para la instalación de hidrantes y sistemas de manguera, edición 2010). NFPA 15, Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection, 2007 edition. (Norma para sistemas fijos de aspersión de agua para protección de incendios, edición 2007). NFPA 16, Standard for the Installation of Foam-Water Sprinkler and Foam-Water Spray Systems. 2007 edition. (Norma para la instalación de sistemas rociadores agua-espuma y aspersión de agua-espuma, edición 2007). NFPA 17, Standard for Dry Chemical Extinguishing Systems, 2009 edition. (Norma para sistemas de extinción de químico seco, edición 2009). NFPA 20, Standard for the Installation of Stationary Pumps for Fire Protection, 2010 edition. (Norma para la instalación de bombas estacionarias para protección contra incendios, edición 2010). NFPA 22, Standard for Water Tanks for Private Fire Protection, 2008 edition. (Norma para tanques de agua para protección privada contra incendios, edición 2008). NFPA 24, Standard for the Installation of Private Fire Service Mains and Their Appurtenances, 2010 edition. (Norma para la instalación de los servicios principales contra incendios privados y sus accesorios, edición 2010).

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PUBLICACIONES DE REFERENCIA

NFPA 25, Standard for the Inspection, Testing, and Maintenance of Water-Based Fire Protection Systems, 2008 edition. (Norma para la inspección, prueba y mantenimiento de sistemas de protección de incendios base-agua, edición 2008). NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code, 2008 edition. (Código de Líquidos Inflamables y Combustibles, edición 2008).

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NFPA 70, National Electrical Code, 2008 edition. (Código Eléctrico Nacional, edición 2008). NFPA 72, National Fire Alarm and Signaling Code, 2010 edition. (Código Nacional de Alarma de Incendio y Señales, edición 2010). NFPA 75, Standard for the Protection of Information Technology Equipment, 2009 edition. (Norma para la protección de equipo de información tecnológica, edición 2009).

NFPA 30 A, Code for Motor Fuel Dispensing Facilities and Repair Garages, 2008 edition.. (Código para Instalaciones Dispensadoras de Combustible Motor y Talleres de Reparación, edición 2008).

NFPA 77, Recommended Practice on Static Electricity, 2007 edition. (Práctica recomendada sobre electricidad estática, edición 2007).

NFPA 31, Standard for the Installation of Oil-Burning Equipment, 2006 edition. (Norma para la instalación de equipo quemador de aceite, edición 2006).

NFPA 80, Standard for Fire Doors and Other Opening Protectives, 2010 edition. (Norma para puertas cortafuego y otras protecciones de aperturas, edición 2010).

NFPA 37, Standard for the Installation and Use of Stationary Combustion Engines and Gas Turbines, 2010 edition. (Norma para la instalación y uso de máquinas estacionarias de combustión y turbinas a gas, edición 2010).

NFPA 80 A, Recommended Practice for Protection of Buildings from Exterior Fire Exposures, 2007 edition. (Práctica recomendada para protección de edificios de exposiciones de incendios exteriores, edición 2007).

NFPA 51B, Standard for Fire Prevention During Welding, Cutting, and Other Hot Work, 2009 edition. (Norma para la prevención de incendios durante la soldadura, corte y otro trabajo en caliente, edición 2009).

NFPA 85, Boiler and Combustion Systems Hazards Code, 2007 edition. (Código de Peligros en Calderas y Sistemas de Combustión, edición 2007).

NFPA 54, National Fuel Gas Code, 2009 edition. (Código Nacional de Gas Combustible, edición 2009). NFPA 55, Compressed Gases and Cryogenic Fluids Code, 2010 edition. (Código de Gases Comprimidos y Fluídos Criogénicos, edición 2010). NFPA 58, Liquefied Petroleum Gas Code, 2008 edition. (Código de Gas Licuado del Petróleo, edición 2008). NFPA 59, Utility LP-Gas Plant Code, 2008 edition. (Código para Plantas que utilizan Gas-LP, edición 2008). NFPA 59A, Standard for the Production, Storage and Handling of Liquefied Natural Gas (LNG), 2009 edition. (Norma para la producción, almacenaje y manejo de gas natural licuado (LNG), edición 2009). NFPA 61, Standard for the Prevention of Fires and Dust Explosions in Agricultural and Food Processing Facilities, 2008 edition. (Norma para la prevención de incendios y explosiones de polvos en instalaciones agrícolas y de procesamiento de comida, edición 2008). NFPA 68, Standard on Explosion Protection by Deflagrations Venting, 2007 edition. (Norma sobre protección de explosiones por venteo de deflagraciones, edición 2007). NFPA 69, Standard on Explosion Prevention Systems, 2008 edition. (Norma sobre sistemas de prevención de explosiones, edición 2007).

NFPA 86, Standard for Ovens and Furnaces, 2007 edition. (Norma para hornos y calentadores, edición 2007) NFPA 90 A, Standard for the Installation of AirConditioning and Ventilating Systems, 2009 edition. (Norma para la instalación de sistemas de acondicionamiento de aire y ventilación, edición 2009). NFPA 90 B, Standard for the Installation of Warm AirHeating and Air- Conditioning Systems, 2009 edition. (Norma para la instalación de sistemas de aire caliente confortable y acondicionamiento de aire, edición 2009). NFPA 91, Standard for Exhaust Systems for Air Conveying of Vapors, Gases, Mists and noncombustible Particulate Solids, 2010 edition. (Norma para sistemas de extracción para transporte aéreo de vapores, gases, neblinas y sólidos particulados no combustibles, edición 2010). NFPA 92 A, Recommended Practice for Smoke-Control Systems Utilizing Barriers and Pressure Differences, 2009 edition. (Práctica recomendada para barreras que utilizan sistemas de control de humo y diferencia de presiones, edición 2009). NFPA 101, Life Safety Code, 2009 edition. (Código de Seguridad humana, edición 2009). NFPA 110, Standard for Emergency and Standby Power Systems, 2010 edition. (Norma para sistemas de energía de emergencia y de reserva, edición 2010).

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

NFPA 204, Standard for Smoke and Heat Venting, 2007 edition. (Norma para venteo de humo y calor), edición 2007.

guridad en prevención de pérdidas por incendios, edición 2010).

NFPA 214, Standard on Water-Cooling Towers, 2007 edition. (Norma sobre torres de enfriamiento de agua, edición 2007).

NFPA 654, Standard for the Prevention of Fire and Dust Explosions from the Manufacturing, Processing, and Handling of Combustible Particulate Solids, 2006 edition. (Norma para la prevención de incendios y explosiones de polvo en la fabricación, procesamiento, y manejo de sólidos particulados combustibles, edición 2006).

NFPA 220, Standard on Types of Building Construction, 2009 edition. (Norma sobre tipos de construcción de edificios, edición 2009). NFPA 241, Standard for Safeguarding Construction, Alteration, and Demolition Operations, 2009 edition. (Norma para salvaguarda de operaciones de construcción, alteración y demolición, edición 2004). NFPA 251, Standard Methods of Test of Fire Resistance of Building Construction and Materials, 2006 edition. (Métodos normalizados de prueba de resistencia al fuego de edificios y materiales de construcción, edición 2006). NFPA 252, Standard Methods of Fire Tests of Doors Assemblies, 2008 edition. (Métodos normalizados de pruebas de incendios de montajes de puertas, edición 2008).

•

NFPA 253, Standard Methods of Test for Critical Radiant Flux of Floor Covering Systems Using a Radiant Heat Energy Source, 2006 edition. (Métodos normalizados de prueba para flujo radiante crítico de sistemas de cubrimiento de pisos que usan una fuente de energía de calor radiante), edición 2006. NFPA 257, Standard on Fire Test for Window and Glass Block Assemblies. 2007 edition, (Norma sobre pruebas de incendio para montajes de ventana y bloques de vidrio, edición 2007). NFPA 259, Standard Test Method for Potential Heat of Building Materials, 2008 edition. (Método de prueba normalizado para calor potencial de materiales de edificios, edición 2008). NFPA 497, Recommended Practice for the Classification of Flammable Liquids, Gases, or Vapors and of Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas, 2008 edition. (Practica recomendada para la clasificación de líquidos inflamables, gases, o vapores y de lugares peligrosos (clasificados) para instalaciones eléctricas en áreas de proceso químico, edición 2008). NFPA 551, Guide for the Evaluation of Fire Risk Assessments, 2010 edition. (Guía para la evaluación de las valoraciones del riesgo de incendios, edición 2010). NFPA 600, Standard on Industrial Fire Brigades, 2010 edition. (Norma sobre brigadas industriales de incendio, edición 2010). NFPA 601, Standard for Security Services in Fire Loss Prevention, 2010 edition. (Norma para servicios de se-

NFPA 664, Standard for the Prevention of Fires and Explosions in Wood Processing and Woodworking Facilities, 2007 edition. (Norma para la prevención de incendios y explosiones en el procesamiento de madera e instalaciones para trabajo con madera, edición 2007). NFPA 701, Standard Methods of Fire Test for Flame Propagation of Textiles and Films, 2010 edition. (Métodos normalizados de prueba de incendios para propagación de llama de textiles y películas, edición 2010). NFPA 704, Standard System for the Identification of de Hazards of Materials for Emergency Response, 2007 edition (Sistema normalizado para la identificación de los peligros de materiales para respuesta de emergencia, edición 2007). NFPA 750, Standard on Water Mist Fire Protection Systems, 2010 edition. (Norma sobre sistemas de protección de incendios con agua pulverizada , edición 2010). NFPA 780, Standard for the Installation of Lightning Protection Systems, 2008 edition. (Norma para la instalación de sistemas de protección de iluminación, edición 2008). NFPA 805, Performance-Based Standard for Fire Protection for Light Water Reactor Electric Generating Plants, 2010 edition. (Norma basada en el desempeño para la protección de incendios de reactores de agua liviana para plantas de generación eléctrica, edición 2010). NFPA 851, Recommended Practice for Fire Protection for Hydroelectric Generating Plants, 2010 edition. (Práctica recomendada de protección de incendios para plantas de generación hidroeléctrica, edición 2010). NFPA 853, Standard for the Installation of Stationary Fuel Cell Power Systems, 2010 edition. (Norma para la instalación de sistemas de energía de celda estacionaria de combustible, edición 2010). NFPA 1143, Standard for Wildland Fire Management, 2009 edition. (Norma para la administración de incendios en el campo, edición 2009). NFPA 1144, Standard for Reducing Structures Ignition Hazards from Wildland fire, 2008 edition. (Norma para reducción del peligro de ignición en estructuras en el campo, edición 2008).

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PUBLICACIONES DE REFERENCIA

NFPA 1221, Standard for the Installation, Maintenance and Use of Emergency Service Communications Systems, 2010 edition. (Norma para la instalación, mantenimiento y uso de sistemas de comunicaciones para servicio de emergencia, edición 2010). NFPA 1962, Standard for the Inspection, Care, and Use of Fire Hose, Couplings, and Nozzles and the Service Testing of Fire Hose, 2008 edition. (Norma para la inspección, cuidado, y uso de mangueras para incendio, acoples y boquillas y el servicio de prueba de mangueras de incendio, edición 2008). NFPA 1971, Standard on Protective Ensemble for Structural Fire Fighting and Proximity Fire Fighting, 2007 edition. (Norma sobre protección total para combate de incendios estructurales y combate de incendios cercanos, edición 2007). NFPA 2001, Standard on Clean Agent Fire Extinguishing Systems, 2008 edition. (Norma sobre Sistemas de Extinción con Agentes Limpios, edición 2008).

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API RP 521, Guide for Pressure Relieving and Depressurizing Systems, 2007. API RP 941, Steels for Hydrogen Service at Elevated Temperatures and Pressures in Petroleum Refineries and Petrochemicals Plants, 2004. 2.3.3 Publicaciones ASME. American Society of Mechanical Engineers, Three Park Avenue, New York, NY 10016-5990. ASME B 31-1, Power Piping, 1998. ASME B 31-3, Process Piping, 2002. 2.3.4 Publicaciones ASTM. American Society for Testing and Materials, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, PA 19428-2959. ASTM D 92, Standard Test Method for Flash and Fire Points by Cleveland Open Cup Tester, 2003. ASTM D 448, Standard Classification for Sizes of Aggregate for Road and Bridge Construction, 2003.

NFPA, Fire Protection Handbook, 2008, 20th edition. (Manual de Protección de Incendios, edición 20th, 2008).

ASTM E 84, Standard Test Method for Surface Burning Characteristics of Building Materials, 2009.

SFPE, Engineering Guide to Fire Risk Assessment, 2006 edition. (Guía de ingeniería para la valoración del riesgo de incendio, edición 2006).

ASTM E 108, Standard Test Methods for Fire Test of Roof Governings, 2007a.

SFPE, Handbook of Fire Protection Engineering, 2008, 4th edition. (Manual de ingeniería de protección de incendios, 4th edición, 2008).

ASTM E 136, Standard Test Method for Behavior of Materials in a Vertical Tube Furnace at 750° C, 1994. ASTM E 814, Standard Test Method for Fire Test of Penetration Firestop Systems, 2009.

2.3 Otras publicaciones.

ASTM E 1248, Standard Practice for Shredder Explosion Protection.

2.3.1 Publicaciones ANSI. American National Standard Institute, Inc., 25 West 43rd Street, 4th floor, New York, NY 10036.

ASTM SI 10, Standard for Use of the International System of Units (SI), the Modern Metric System, 1997.

ANSI C2, National Electric Safety Code, 1981. 2.3.2 Publicaciones API. American Petroleum Institute, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005-4070. API 500, Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Division I and Division II, 2002. API 505, Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Zone 0 and Zone 2, 1997 API 537,Flare Details for General Refinery and Petrochemical Service, 2008. API 2218,Fireproofing Practices in Petroleum and Petrochemical Processing Plants, 1999.

2.3.5 Publicaciones IEC. International ElectroTechnical Commission, 3, rue de Varembé, P.O. Box 131, CH-1211 Geneva 20, Switzerland. IEC TR 61400-24, Wind Turbine Generator Systems, 2002. 2.3.6 Publicaciones IEEE. Institute of Electrical and Electronics Engineers, Three Park Avenue, 17 th Floor, New York, NY 10016-5997. IEEE C37.20.7, Guide for Testing Metal-Enclosed Switchgear Rated Uo to 38 kV for International Arcing Faults, 2007. IEEE 383, Standard for Type Test of Class IE Electric Cables, Field Splices, and Connections for Nuclear Power Generating Stations, 1974.

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

IEEE 484, Recommended Practice for Installation Design and Installation of Large Lead Storage Batteries for Generating Stations and Substations, 1987.

NFPA 5000®, Building Construction and Safety Code®, 2009 edition. (Construcción de edificios y Código de Seguridad, edición 2009).

IEEE 634, Testing of Fire Rated Penetration Seals, 1978. IEEE 1202, Standard for Flame-PropagationTesting of Wire and Cable, 2006. 2.3.7 Publicaciones UL. Underwriters Laboratories Inc., 333 Pfingsten Road, Northbrook, IL 60062-2096. ANSI/UL 723, Test for Surface Burning Characteristics of Buildings Materials, 2008. ANSI/UL 900, Standard for Safety Test Performance of Air Filters, 2004, Revisada en 2007. ANSI/UL 1479, Standard for Fire Test of ThroughPenetration Firestops, 2003, Revisada en 2008. UL 790, Test for Fire Resistance of Roof Covering Materials, 2004. UL 1709, Standard for Rapid Rise Fire Test of Protection Materials for Structural Steel, 2005. 2.3.8 Publicaciones gubernamentales U.S. U.S. Government Printing Office, Washington, DC 20402. Title 29, Code of Federal Regulations, Part 1910.156, «Fire Brigades» 1986. 2.3.9 Otras publicaciones. Merriam-Webster´s Collegiate Dictionary, 11th edition, Merriam-Webster, Inc., Springfield, MA, 2003. 2.4 Referencias para extractos en secciones de recomendaciones. NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code, 2008 edition. (Código de Líquidos Inflamables y Combustibles, edición 2008) NFPA 101®, Life Safety Code®, 2009 edition. (Código de Seguridad humana, edición 2009). NFPA 220, Standard on Types of Building Construction, 2009 edition. (Norma sobre tipos de construcción de edificios, edición 2009). NFPA 801, Standard for Fire Protection for Facilities Handling Radioactive Materials, 2008 edition. (Norma sobre protección de incendios para instalaciones que manejan materiales radioactivos, edición 2008). NFPA 851, Recommended Practice for Fire Protection for Hydroelectric Generating Plants, 2010 edition. (Práctica recomendada para protección de incendios en plantas de generación hidroeléctrica, edición 2010).

Capítulo 3 Definiciones 3.1 General. Las definiciones contenidas en este capítulo aplican a los términos usados en esta práctica recomendada. Donde los términos no están definidos en este o cualquier otro capítulo, ellos deben definirse usando sus significados ordinariamente aceptados dentro del contexto en el cual ellos son usados. El diccionario Merriam-Webster’s Collegiate, 11th edition, puede ser la fuente para los significados ordinariamente aceptados. 3.2 Definiciones oficiales de NFPA. 3.2.1.* Aprobado. Aceptable para la autoridad competente. 3.2.2* Autoridad competente (AHJ). Una organización, oficina, o individuo responsable por hacer cumplir los requerimientos de un código o norma, o por la aprobación del equipo, materiales, una instalación, o un procedimiento. 3.2.3 Etiquetado. Equipo o materiales a los cuales les ha sido fijado un marbete, símbolo u otra marca de identificación de una organización que es aceptada por la autoridad competente y relacionada con la evaluación de productos, que mantiene inspecciones periódicas de producción de equipo o materiales etiquetados y mediante los cuales el fabricante indica cumplimiento de normas apropiadas o desempeño de una manera específica. 3.2.4* Listado. Equipo, materiales o servicios incluidos en una lista publicada por una organización que es aceptable para la autoridad competente e interesada en la evaluación de productos o servicios, que mantienen inspección periódica de la producción de equipo o materiales de lista o la evaluación periódica de servicios y cuyos listados establecen que tanto el equipo, material o servicio reúne normas de diseño apropiadas o ha sido probado y encontrado satisfactorio para un propósito especificado. 3.2.5 Práctica recomendada. Un documento que es similar en contenido y estructura a un código o norma pero que contiene solo previsiones no mandatorias usando la palabra «debería» para indicar recomendaciones en el cuerpo del texto. 3.2.6 Debería. Indica una recomendación que es aconsejada pero no requerida. 3.3

Definiciones generales.

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DEFINICIONES

3.3.1 Combustibles alternativos. Combustibles sólidos tales como desperdicios sólidos municipales (MSW), combustible derivado de desecho (RDF), biomasa, llantas de caucho y otros combustibles que son usados en vez de combustibles fósiles (gas, aceite o carbón) en una caldera para producir vapor para la generación de energía eléctrica. 3.3.2 Biomasa. Un combustible de calderas fabricado mediante un proceso que incluye almacenaje, trituración, clasificación, y transporte de sub-productos forestales y agrícolas (ej: astillas de madera, cascarilla de arroz, caña de azúcar). 3.3.3 Material combustible. Un material que, en la forma en la cual es usado y bajo condiciones anticipadas, puede encenderse y quemar; un material que no cumple con la definición de no combustible o de combustión limitada. 3.3.4 Espuma aire comprimido (CAF). Una espuma homogénea producida por una combinación de agua, concentrado de espuma y aire o nitrógeno bajo presión. 3.3.5 Sistema de despresurización rápida. Un sistema mecánico pasivo diseñado para despresurizar el transformador unos pocos milisegundos después de la ocurrencia de una falla eléctrica. 3.3.6 Área de incendio. Un área que está separada físicamente de otras áreas por espacio, barreras, muros, u otros medios en orden a contener el incendio dentro de esa área. 3.3.7 Barrera de incendios. Una membrana continua o discontinua creada para proteger aberturas, diseñada y construida con una tasa específica de resistencia al fuego para limitar la propagación del incendio, a la vez que restringe el movimiento del humo. [101,2009). 3.3.8 Carga del incendio. La cantidad de combustible presente en un área dada, expresada en Btu/pie2 (kJ/m2), [851, 2010]. 3.3.9 Punto de inflamación. La temperatura más baja a la cual un líquido se incenderá y alcanzará una combustión sostenida cuando sea expuesto a la prueba de llama en concordancia con ASTM D 92, Standard Test Method for Flash and Fire Points by Cleveland Open Cup Tester. [30, 2008] 3.3.10 Prevención de incendios. Medidas dirigidas con relación a evitar el inicio del incendio. [801, 2008] 3.3.11 Protección de incendios. Métodos para proveer el control del incendio o la extinción del fuego. [801, 2008] 3.3.12 Sello clasificado de penetración del fuego . Una abertura en una barrera contra incendios para el paso de tubería,

cable, ductos, y similares, que ha sido sellada para mantener la clasificación de resistencia de la barrera. [851, 2010] 3.3.13 Evaluación del riesgo de incendio. Una evaluación de las consideraciones específicas de planta relacionadas con diseño, distribución y requisitos anticipados de operación. La evaluación debería resultar en un listado de las recomendaciones en prevención de incendios a ser provistas con base en unos medios aceptables de separación o control de peligros comunes y especiales, el control o eliminación de fuentes de ignición y la supresión de incendios. 3.3.14 Fluído. 3.3.14.1 Fluído resistente al fuego. Un fluído hidráulico listado o lubricante que es difícil de prender debido a su elevado punto de ignición y temperatura de auto-ignición y que no sostiene la combustión debido a su bajo calor de combustión. 3.3.14.2 Fluído no inflamable. Un fluido dieléctrico no inflamable que no tiene un punto de inflamación y no es inflamable en aire. 3.3.15. Combustible fósil. Combustible que contiene energía química, la cual ha sido formada de materia animal y vegetal después de muchos años (ej: aceite, carbón, y gas natural) que es usado en una caldera para producir vapor para la generación de energía eléctrica. 3.3.16 Estación de conversión de corriente directa de alto voltaje (HVCD). Una instalación que funciona como un rectificador eléctrico (ac-dc) o un inversor (dc-ac) para controlar y transmitir energía en una red de alto voltaje. Hay dos tipos de válvulas HVCD – la válvula de arco de mercurio y la válvula Tiristor de elemento electrónico en estado sólido de tecnología actual. Ambos tipos de válvula presentan un riesgo de incendio debido al equipo de alto voltaje que consiste de transformadores convertidores llenos de aceite, cojinetes de muro, y capacitores en adición con varios componentes poliméricos. 3.3.17. Acabado interior. Las superficies expuestas de muros, cielos rasos y pisos dentro de edificios. [5000, 2009] 3.3.17.1 Acabado interior clase A. Materiales que tienen un índice de propagación de llama de 0-25, y un índice de desarrollo de humo de 0-450 cuando son probados en concordancia con ASTM E 84, Standard Test Method for Surface Burning Characteristics of Building Materials, o ANSI/UL 723, Test for Surface Burning Characteristics of Building Materials. Incluye cualquier material con un índice de propagación de llama de 25 o menor y con un índice de desarrollo de humo de 450 o menos cuando cualquier

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

elemento de estos, al ser probado, no continúa la propagación del fuego. 3.3.17.2. Acabado interior clase B. Materiales que tienen un índice de propagación de llama de 26-75, un índice de desarrollo de humo de 0-450 cuando son probados en concordancia con ASTM E 84, Standard Test Method for Surface Burning Characteristics of Building Materials, o ANSI/UL 723, Test for Surface Burning Characteristics of Building Materials. Incluye cualquier material con un índice de propagación de llama de -26 o mayor pero de no más de 75 y con un índice de desarrollo de humo de 450 o menor. 3.3.18. Combustible limitado. Un material de construcción de edificios no cumple con la definición de material no combustible hasta que, en la forma en la que es usado, tenga un valor de calentamiento potencial que no exceda 8141 kJ/ kg (3500 Btu/lb), cuando es probado en concordancia con NFPA 259, Standard Test Method for Potencial Heat of Building Materials, y cumpla con (a) o (b): (a) materiales que tienen una base estructural de material no combustible, con un revestimiento que no exceda un espesor de 3.2 mm (0.127 pulg.) que tenga un índice de propagación de llama no mayor de 50; y (b) materiales, en la forma y espesor usados, distintos a los descritos en (a), que ninguno tenga un índice de propagación de llama mayor de 25 ni evidencia de continuar una combustión progresiva y de tal composición que esas superficies que podrían estar expuestas por corte a través del material sobre cualquier plano no podrán tener un índice de propagación de llama mayor de 25 ni evidencia de continuar una combustión progresiva. (Los materiales sujetos a incremento en combustibilidad o un índice de propagación de llama más allá de los límites aquí establecidos a través de los efectos de la edad, humedad u otra condición atmosférica deben considerarse combustibles). 3.3.19. Líquido. 3.3.19.1 Líquido combustible. Cualquier líquido que tiene un punto de inflamación de copa cerrada de o superior a 37.8°C (100° F). (Ver NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code). 3.3.19.2 Líquido inflamable. Un líquido que tiene un punto de inflamación de copa cerrada que está por debajo de 37.8°C (100° F) y una presión de vapor máxima de 40 psia (2068 mm Hg) a 37.8°C (100° F). 3.3.19.3 Líquido con punto de incendio alto. Un combustible líquido dieléctrico listado que tiene un punto de ignición no menor de 572° F (300° C). 3.3.19.4 Líquido menos inflamable. Un combustible líquido dieléctrico listado que tiene un punto de ignición no menor de 572° F (300° C).

3.3.20 Masa que arde. Un proceso en el cual los desperdicios sólidos municipales son transportados directamente a un piso de descarga o foso de almacenaje para entonces ser usados como un combustible para caldera sin un procesamiento especial. 3.3.21 Desperdicios sólidos municipales (MSW). Materiales sólidos de desperdicio que consisten en basuras residenciales que comúnmente se generan y residuos comerciales ligeros. 3.3.22 No combustible. Un material que, en la forma en la cual es usado, y bajo las condiciones anticipadas, no ayudará a la combustión o agregará apreciable calor a un fuego ambiental. Materiales que cuando son probados en concordancia con ASTM E 136, Standard Test Method for Behavior of Materials in a Vertical Tube Furnace at 750° C, y conforme los criterios contenidos en la Sección 7 de la norma referenciada son considerados no combustibles. 3.3.23 Tasa. 3.3.23.1 Tasa de protección de incendios. El tiempo, en minutos u horas, que los materiales o montajes usados como protección de aberturas tienen de resistencia a la exposición al incendio como ha sido establecido en concordancia con los procedimientos de prueba de NFPA 252, Standard Methods of Fire Tests of Door Assemblies, y NFPA 257, Standard on Fire Test for Windows and Glass Block Assemblies, como sea aplicable. 3.3.23.2 Tasa de resistencia al fuego. El tiempo, en minutos u horas, que los materiales o montajes tienen de resistencia a una exposición de incendio como ha sido establecido en concordancia con los procedimientos de prueba de NFPA 251, Standard Methods of Tests of Fire Endurance of Building Construction and Materials. [220, 2009] 3.3.24 Combustible derivado de desechos (RDF). Un combustible de calderas fabricado por medio de un proceso que incluye almacenaje, trituración, clasificación, y transporte de desperdicios sólidos municipales. 3.3.25 Interesado. Un individuo, o grupo de individuos, o una organización que es percibida como que afecta o es afectada por los peligros de incendio asociados con la instalación que está siendo evaluada. El interesado incluye a todos aquellos que tienen un interés financiero, de seguridad personal, seguridad pública, o de regulación en el riesgo de incendio, tales como el público (ej: vecinos, grupos comunitarios, primeros respondedores), empleados, propietario / inversor (s), operador, asegurador, regulador (s) y equipo de diseño.

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PROCESO DE DISEÑO DE PROTECCIÓN DE INCENDIO

Capítulo 4 Proceso de Diseño de Protección de Incendio 4.1 General. 4.1.1 El proceso de diseño de protección de incendio debería ser iniciado bajo la dirección de alguien experimentado en el área de ingeniería de protección de incendios y que tenga un amplio conocimiento y experiencia en operación de plantas de energía del tipo que esté bajo consideración. 4.1.2 La creación de las bases de diseño de protección de incendios debería iniciarse tan temprano en el proceso de diseño de la planta como sea práctico para asegurar que la prevención de incendios y las recomendaciones sobre protección contra el fuego como están descritas en este documento han sido evaluadas en vista de las consideraciones específicas de la planta, incluyendo diseño, disposición, y requisitos operacionales anticipados. 4.1.3 Deberían considerarse técnicas de administración de proceso de seguridad (PSM). 4.1.4 El propósito del documento base de diseño de protección de incendios (DBD) es proveer un registro del proceso de decisiones hecho en la determinación de la prevención y protección contra incendios para riesgos específicos. 4.1.5 El DBD debería ser un documento activo que continuará desarrollándose, en la medida en que el diseño de planta sea refinado y será mantenido y revisado durante la vida de la instalación. 4.2 Interesados. 4.2.1 Las las personas con un iteres en el alcance y aplicabilidad del diseño de protección de incendio deberían estar identificados desde el inicio del proceso. 4.2.2 Los interesados establecen metas y objetivos y evalúan si las recomendaciones de NFPA 850 son adecuadas para cumplir tales metas y objetivos. Los criterios de aceptabilidad a nivel de protección de incendio deberían considerar la perspectiva de los distintos interesados. 4.3 Entradas al proceso de diseño. 4.3.1 Entradas generales. En adición a los lineamientos guía de este documento, la lista siguiente debería ser revisada para su aplicabilidad: (1) Códigos (a) Códigos de edificios – estatales y locales (b) Códigos de incendio – estatales y locales

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(2) Normas (a) Normas industriales (b) Normas de compañías de servicios públicos (c) Requerimientos de seguros (d) Documentos NFPA aplicables (Ver Capítulo 2) (3) Regulaciones (a) Ambientales (b) OSHA (4) Otras referencias (a) SFPE Handbook of Fire Protection Engineering and SFPE journal (b) SFPE Engineering Guide to Fire Risk Assessment (Capítulos 14 y 15) (c) Mejores prácticas: EEI, EPRI, IEEE (d) NFPA Fire Protection Handbook (e) NFPA 805 (Performance-Based Criteria in Chapter 4) (5) Documentos de diseño. (6) Entradas de interesados. 4.3.2 Entradas específicas del proyecto. Cada instalación tendrá sus propias condiciones especiales que impactan sobre su naturaleza. Muchos de los criterios específicos aquí expuestos pueden requerir modificación, debido a la consideración de todos los factores específicos del proyecto involucrados. Las entradas específicas del proyecto utilizadas en el proceso base de diseño incluyen pero no están limitadas a lo siguiente: (1) Carga base/máxima por unidad. (2) Niveles de personal (a) No atendido (b) Bajo nivel de ocupación (c) Alto nivel de ocupación (3) Tipos de combustible y volatilidad (4) Disposición de planta y ubicación geográfica (5) Disponibilidad de equipo/redundancia (6) Disponibilidad de suministro de agua (7) Capacidad de respuesta en emergencia (8) Configuración del almacenaje (término corto y término largo) (9) Información histórica de pérdidas /lecciones aprendidas/ reportes de incendio (Ver anexo B y Anexo D) 4.4 Proceso base del diseño de protección de incendio. 4.4.1 El interesado establece metas y objetivos y evalúa si las recomendaciones de NFPA 850 son adecuadas para cumplir tales metas y objetivos. Los criterios de aceptabilidad a nivel de protección de incendio deberían considerar la perspectiva de los distintos interesados. 4.4.2 La disposición general y trazado de planta debería ser previstos para reflejar con claridad la separación de los peli-

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

gros. Si el trazado no es aceptable, debería ser desarrollada una evaluación del riesgo para asegurar los objetivos y metas y entonces retornar al proceso de revisión.

4.5 Documento base de diseño de protección de incendios (Disponibles). 4.5.1 El alcance del DBD es establecer los criterios de diseño de protección de incendio para la instalación. El desarrollo del DBD será un proceso iterativo. El DBD debería ser revisado en la medida que el diseño progresa, basado en el diálogo entre los interesados. EL DBD debería delinear las bases del diseño de protección/prevención de incendios para alcanzar los objetivos de control de agresión de los peligros sobre los interesados, incluidos los siguientes:

4.4.3 Cada área de peligro es revisada contra las metas y objetivos y NFPA 850. Si el control de peligros no es aceptable, entonces una evaluación del riesgo de incendio debería ser desarrollada para asegurar que los objetivos son satisfechos y entonces regresar al proceso de revisión. 4.4.4 Es desarrollado un DBD. 4.4.5 Así como el proyecto evoluciona, el DBD debería ser revisado y actualizado según sea necesario para incorporar cambios y revisiones, (Ver Figura 4.4.5).

(1) Identificar hipótesis (incluidos los ítems en 4.3.2). (2) Identificar los documentos fuente. (3) Identificar cada peligro, determinando cuales características de prevención/ protección de incendios deben ser provistas u omitidas, y considerar el proceso de toma de decisiones. (4) Identificar donde los controles operacionales y administrativos son asumidos en el sitio para mitigar la necesidad de las características de protección del incendio.

Inicio

4.5.2 Durante los varios escenarios de diseño desarrollados y la realización del DBD, las hipótesis deberían hacerse cuando haya información disponible insuficiente o inadecuada. Estas hipótesis deberían ser claramente identificadas y documentadas en concordancia con la Sección 4.5. Cuando la información adicional comience a estar disponible, las hipótesis deberían ser actualizadas o reemplazadas con información actual de diseño y el DBD debería ser corregido en la medida en que sea necesario para reflejar la información más definitiva.

Metas AoC Objetivos Evaluación del Riesgo de Incendio

Entrada a procesos e hipótesis

B

¿Disposición general y trazado aceptable?

Escenarios

4.5.3 El proceso identificado en 4.5.1 y 4.5.2 debería ser documentado. El formato del documento es una declaración sobre la filosofía general de la protección contra el fuego para la instalación y una comparación de sus características de protección de incendios con los lineamientos guía en el diseño de los capítulos; por ejemplo, la protección de los peligros del aceite y también los referentes a contención y drenaje. Una tabla modelo de contenidos para el DBD aparece en el Anexo E.

Criterios de diseño A No ¿Objetivos cumplidos?

Si

No

Si D

¿Control de peligros aceptable?

C No

BoD

Capítulo 5 Diseño General de Planta Si

• 5.1. Disposición de planta.

Documento base de diseño

FIGURA 4.4.5 Carta de flujo del proceso base de diseño de protección de incendios.

5.1.1 Determinación del área de incendio. 5.1.1.1 La planta de generación eléctrica y la estación de conversión de corriente directa de alto voltaje deberían ser subdivididas en áreas de incendio separadas como sea determinado

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DISEÑO GENERAL DE PLANTA

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por las bases de diseño de protección de incendios con el propósito de limitar la propagación del fuego, proteger al personal, y limitar el daño consecuencial resultante para la planta. Las áreas de incendio deberían estar separadas una de otra por barreras contra incendio aprobadas, separación espacial u otros medios aprobados.

(16) Entre la casa de calderas y las áreas del sistema de manejo de carbón sobre el recipiente, carbonera o silo.

5.1.1.2 La determinación de delimitar el área de incendios debería estar basada sobre la consideración de lo siguiente:

5.1.1.5 Si un área de incendios es definida como una estructura independiente, debería estar separada de otras estructuras por una distancia apropiada como lo determina la evaluación de NFPA 80 A, Recommended Practice for Protection of Buildings From Exterior Fire Exposures.

(1) Tipos, cantidad, densidad y ubicación del material combustible. (2) Ubicación y configuración del equipo de planta. (3) Consecuencias de perder el equipo de planta. (4) Ubicación de los sistemas de detección y supresión de incendios. 5.1.1.3* A menos que la consideración de los factores de 5.1.1.2, indique algo diferente, o si es provista una adecuada separación espacial como está permitido en 5.1.1.5, es recomendable que la delimitación de las áreas de incendio sea provista para separar lo siguiente: (1) Cuartos de cables y túneles de cables y barrajes de conducción de alto voltaje de áreas adyacentes. (2) Cuarto de control, sala de computadores, o sala combinada de control / computadores, de áreas adyacentes. (3) Cuartos con concentración de equipo eléctrico, tales como el cuarto de mecanismos de control y relevo, de áreas adyacentes. (4) Cuartos de baterías de equipo de cargadores asociado de baterías y áreas adyacentes. (5) Almacén (s) de mantenimiento, de áreas adyacentes. (6) Bombas principales de incendio de la bombas de reserva de incendio, donde éstas proveen la única fuente de agua para protección contra incendios. (7) Bombas de incendio, de áreas adyacentes. (8) Almacenes, de áreas adyacentes. (9) Entre generadores de emergencia y de áreas adyacentes. (10) Caldera (s) auxiliar de encendido por combustible fósil, de áreas adyacentes. (11) Bombeo de aceite combustible, instalaciones de calentamiento de aceite combustible, o ambas, usadas para encendido continuo de la caldera, de áreas adyacentes. (12) Áreas de almacenaje para tanques y contenedores de líquidos inflamables y combustibles, de áreas adyacentes. (13) Edificios de oficinas, de áreas adyacentes. (14) Cuartos de telecomunicaciones, cuartos de control supervisor, cuartos de adquisición de información (SCADA) y cuartos de unidades terminales remotas (RTU) de áreas adyacentes. (15) Generadores de turbina adyacentes por debajo de la superficie inferior del piso de operación.

5.1.1.4 Las barreras para fuego que separan áreas de incendio deberían tener una tasa mínima de resistencia al fuego de 2 horas.

5.1.2 Aberturas en barreras de incendio. 5.1.2.1* Todas las aberturas en barreras de incendio deberían proveerse con instalaciones de puertas contra incendio, dampers cortafuegos, sellos de penetración (fire stop), u otros medios aprobados que tengan una tasa de resistencia al fuego consistente con la tasa de resistencia al fuego de diseño de la barrera. Las ventanas en barreras de incendio (ej: cuartos de control o cuartos de computadoras) deberían proveerse con una persiana resistente al fuego o una cortina automática de agua. Los sellos de penetración para aberturas eléctricas y de tubería deberían ser listados o reunir los requerimientos de una tasa «F» cuando sean probados en concordancia con ASTM E 814, Standard Test Method for Fire Test of Penetration Firestop Systems. Está permitido que otros métodos de prueba para calificación de sellos de penetración, tales como IEEE 634, Testing of Fire Rated Penetration Seals, o ANSI / UL 1479, Standard for Fire Tests of Through-Penetration Firestops, sean considerados para esta aplicación. 5.1.2.2 Los montajes de puertas de incendio, dampers y persianas de incendio usados en barreras de incendio de una tasa de 2 horas deberían estar listados y aprobados para una tasa mínima de resistencia al fuego de 1 1/2 horas. (Vea NFPA 80, Standard for Fire Doors and Other Opening Protectives). 5.1.3 Almacenaje de hidrógeno. Las instalaciones de almacenaje de hidrógeno deberían separarse de áreas adyacentes. (Vea NFPA 55, Compressed Gases and Cryogenic Fluids Code). 5.1.4 Transformadores exteriores aislados en aceite. 5.1.4.1 Los transformadores exteriores aislados en aceite debieran separarse de las estructuras adyacentes y de otros transformadores por muros contra incendio, separación espacial u otros medios aprobados, con el propósito de limitar el daño y la eventual propagación del incendio desde un transformador que falla. 5.1.4.2 La determinación del tipo de separación física debería basarse sobre consideraciones de lo siguiente:

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

(1) Tipo y cantidad de aceite en el transformador. (2) Tamaño de un supuesto vertimiento de aceite (área superficial y profundidad) (3) Tipo de construcción de las estructuras adyacentes. (4) Tipo y cantidad de equipo expuesto, incluidas estructuras de línea elevada, equipo del centro de control de motores (MCC), interruptores, otros transformadores, etc. (5) Tasa de potencia del transformador. (6) Sistemas de supresión de incendio provistos. (7) Tipo de protección eléctrica de relevo provista. (8) Disponibilidad de transformadores de reemplazo (por largo tiempo). (9)* La existencia de sistemas de despresurización rápida.

centes por un muro contra incendios de una tasa de resistencia al fuego de 2 horas o por separación espacial en concordancia con la Tabla 5.1.4.3. Donde un muro de incendios es provisto entre las estructuras y un transformador, debería extenderse vertical y horizontalmente como se indica en la Figura 5.1.4.3. Tabla 5.1.4.3 Criterios de separación de transformadores exteriores aislados en aceite Capacidad de aceite del transformador Gal L

5.1.4.3* A menos que la consideración de los factores en 5.1.4.2 indique otra cosa, es recomendado que cualquier transformador aislado en aceite que contenga 500 galones (1890 L) o más de aceite esté separado de estructuras adya-

5,000

18,925

Separación mínima sin muro contra incendios Pies

m

Vea 5.2.4.2 25 50

7.6 15

DISEÑO GENERAL DE PLANTA

Transformador

Edificio

Muro Cortafuego

Tanque Conservador

Edificio Muro Cortafuego

Contención de Aceite

1 pie (0.3048 m)

Transformador Ejemplo 1 Muro Cortafuego

Muro Cortafuego

Transformador Edificio

Edificio

Contención de Aceite Transformador Ejemplo 2 Vista en Planta

Vista en Sección

X: Distancia de separación mínima de Tabla 5.1.4.2 * Ver A.5.2.4.3

FIGURA 5.1.4.3 Ilustración de recomendaciones de separación de transformadores aislados en aceite.

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DISEÑO GENERAL DE PLANTA

5.1.4.4 A menos que la consideración de los factores en 5.1.4.2 indique otra cosa, es recomendado que los transformadores aislados en aceite adyacentes que contengan 500 galones (1890 L) o más de aceite estén separados uno del otro por un muro contra incendios de una tasa de resistencia al fuego de 2 horas o por separación espacial en concordancia con la Tabla 5.1.4.3. Donde un muro de incendios es provisto entre transformadores, debería extenderse al menos 1 pie (0.31m) por sobre la cima de la cubierta del transformador y tanque de conservación de aceite y al menos 2 pies (0.61m) más allá del ancho del transformador y radiadores de enfriamiento. (Ver Figura 5.1.4.4 para una ilustración de las dimensiones recomendadas para un muro contra incendio). 5.1.4.5* Donde es provisto un muro contra incendios, debería diseñarse para resistir los efectos de proyectiles de la explosiones de los manguitos aisladores del transformador o de los pararrayos. 5.1.4.6 Para transformadores de menos de menos de 500 gal. (1890 L) de aceite y donde no es provisto un muro de incendios, el borde del supuesto vertimiento de aceite (ej: vasija de contención, si es provista) debería estar separada por un mínimo de 5 pies (1.5 m) de la estructura expuesta para evitar el choque directo de la llama sobre la estructura. 5.1.4.7 Los transformadores exteriores aislados con un líquido menos inflamable deberían separarse uno del otro y de estructuras adyacentes que son críticas para la generación de energía por muros contra incendio o separación espacial con base en la consideración de los factores en 5.1.4.2 y 5.1.4.5. 5.1.5 Transformadores interiores. 5.1.5.1 Los transformadores tipo seco son preferidos para instalaciones interiores.

5.1.5.2* Los transformadores aislados en aceite de más de 100 galones (379 L) de capacidad de aceite instalados en interiores, deberían estar separados de las áreas adyacentes por barreras de incendio de una tasa de resistencia al fuego de 3 horas. 5.1.5.3 Los transformadores que tengan una clasificación mayor de 35 kV, aislados con un líquido menos inflamable o fluido no inflamable e instalados en interiores, deberían estar separados de áreas adyacentes por barreras de incendio de una tasa de resistencia al fuego de 3 horas. 5.1.5.4 Donde los transformadores están protegidos por un sistema de supresión de incendios automático, la tasa de resistencia al fuego de la barrera de incendios puede reducirse a 1 hora. 5.2 Seguridad de la vida. 5.2.1 Para consideraciones de seguridad humana en plantas de generación eléctrica incluidas en el alcance de este documento, vea NFPA 101, Life Safety Code. 5.2.2* Las estructuras deberían clasificarse como sigue, según lo definido en NFPA 101, Life Safety Code. (1) Las áreas generales deberían considerarse como ocupaciones industriales de propósito especial. (2) Las estructuras abiertas y las estructuras subterráneas (ej: túneles) deberían considerarse como ocupaciones en estructuras especiales. (3) Las estructuras de oficinas generales deberían considerarse como ocupaciones de negocios. (4) Las bodegas deberían considerarse como ocupaciones de almacenaje.

Contención de aceite

Tanque conservador

1 pie (0.3048 m)

Transformador

Transformador

Muro Cortafuego Vista en Planta

Transformador

Muro cortafuego

Transformador

Vista en Sección

X: Distancia de separación mínima de Tabla 5.2.4.2

FIGURA 5.1.4.4 Criterios de separación de transformadores exteriores aislados en aceite.

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

(5) Las instalaciones de preparación y manejo de carbón (ej: casas de molienda cerrados, casas de transferencia, y bandas transportadoras) deberían considerarse ocupaciones industriales de propósito especial. (6) Los edificios de lavado deberían considerarse ocupaciones industriales de propósito especial.

Fire Test of Roof Coverings o UL 790, Test for Fire Resistance of Roof Covering Materials. La construcción de techos de cubierta metálica, donde es usada, deberían ser «Clase I» o «clasificada para incendios».

5.2.3 En el evento de un incendio en la planta, la salida de ocupantes de las instalaciones de control puede demorarse debido a los procedimientos de parada de emergencia. (Vea NFPA 101, Life Safety Code, 40.2.5.1.2, Ancillary Facilities with Delayed Evacuation). Las instalaciones de control deberían tener unos medios de salida separados de otras áreas de la planta para facilitar una salida demorada.

5.3.5.1 Los materiales celulares o de espuma plástica (como está definido en el Anexo A de NFPA 101, Life Safety Code) no deberían usarse como acabado interior.

5.3.5 Acabado interior.

5.3.5.2 El acabado interior en edificios críticos para generación o conversión de energía debería ser Clase A. 5.3.5.3 El acabado interior en edificios no críticos para generación o conversión de energía debería ser Clase A o Clase B.

5.3 Materiales de construcción de edificios. 5.3.1 Los materiales de construcción considerados para plantas de generación eléctrica y estaciones de conversión de corriente directa de alto voltaje deberían ser seleccionados apoyándose en las bases del diseño de protección de incendios y sobre la consideración de las siguientes normas NFPA:

•

(1) NFPA 220, Standard on Types of Building Construction. (2) NFPA 251, Standard Methods of Tests of Fire Resistance of Building Construction and Materials. (3) NFPA 253, Standard Method of Test for Critical Radiant Flux of Floor Covering Systems Using a Radiant Heat Energy Source. (4) NFPA 259, Standard Test Method for Potential Heat of Building Materials. 5.3.2 Los materiales de construcción usados en los edificios de calderas, máquinas, o turbo-generadores u otros edificios críticos para generación o conversión de energía deberían cumplir con la definición de no combustible o de combustión limitada, excepto para los siguientes: (1) Cubiertas de techos, las cuales deberían ser como está indicado en 5.3.3. (2) Uso limitado de paneles traslúcidos plásticos reforzados como es permitido por las bases de diseño de protección de incendios 5.3.3 El uso de material que no cumple con la definición de no combustible o de combustión limitada, tales como paneles traslúcidos plásticos reforzados, es permitido en aplicaciones limitadas si las bases de diseño de protección de incendios y/ o la evaluación del riesgo de incendio demuestran que el material es aceptable. 5.3.4 Los revestimientos de techos deberían ser Clase A en concordancia con ASTM E 108, Standard Test Methods for

5.4 Venteo de humo y calor, calefacción, ventilación y acondicionamiento de aire. 5.4.1 Venteo de humo y calor. 5.4.1.1 General. 5.4.1.1.1 Los venteos de humo y calor no son substitutos para los sistemas de ventilación normal a menos que estén diseñados para una doble función y no deberían usarse para asistir tales sistemas en ventilación de confort. 5.4.1.1.2 Los venteos de humo y calor no deberían dejarse abiertos donde puedan sufrir daño en condiciones de viento fuerte. 4.4.1.1.3 Los venteos de humo y calor deberían incluirse en programas de mantenimiento preventivo o vigilancia para asegurar su disponibilidad en situaciones de emergencia. 5.4.1.2 Venteos de calor. 5.4.1.2.1 Los venteos de calor deberían estar provistos para áreas identificadas por las bases de diseño de protección de incendios. Donde son provistos venteos de temperatura, el calor generado bajo condiciones de incendio deberían ventearse desde sus lugares de origen directamente al exterior. 5.4.1.2.2 El venteo de calor en edificios de calderas y turbinas está permitido que sean provistos a través del uso de desfogues automáticos de calor o ventanas en la línea del alero del techo. Los venteos de calor en áreas de alta carga combustible pueden reducir el daño a los componentes estructurales. (Ver NFPA 204, Standard for Smoke and Heat Venting). 5.4.1.3 Venteos de humo. 5.4.1.3.1 Los venteos de humo deberían proveerse para áreas identificadas por las bases de diseño de protección de incen-

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DISEÑO GENERAL DE PLANTA

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dios. Donde son provistos venteos de humo, éste debería hacerse desde sus lugares de origen de tal manera que no interfiera con la operación de la planta.

5.4.2.2 El acondicionamiento de aire para el cuarto de control debería proveer un medio presurizado para impedir la entrada de humo en el evento de un incendio exterior.

5.4.1.3.2* Son preferidos los sistemas de manejo de humo o de ventilación separados; sin embargo, el venteo del humo puede ser integrado dentro de los sistemas de ventilación normal usando dampers posicionados automática o manualmente y control de velocidad del motor. (Ver NFPA 90 A, Standard for the Installation of Air-Conditioning and Ventilation Systems; NFPA 92 A, Standard for Smoke-Control Systems Utilizing Barriers and Pressure Differences; y NFPA 204, Standard for Smoke and Heat Venting). También es permitido que el venteo de humo sea ejecutado a través del uso de eyectores portátiles. Un sistema de manejo del humo debería utilizarse para mitigar los efectos del humo y calor durante los estadios iniciales de un incendio.

5.4.2.3 Para sistemas de ventilación no deberían usarse ductos plásticos, incluidos los tipos retardadores de llama listados. Puede permitirse el uso de ductos plásticos retardadores de llama listados, con protección apropiada de incendios en áreas con atmósferas corrosivas.

5.4.1.3.3 Debería considerarse el venteo de humo para las siguientes áreas: cuarto de control, cuarto (s) de distribución de cables, cuarto de mecanismos de control y cuartos de equipo electrónico sensible.

5.4.2.5 Donde son instalados los dampers de humo, deberían colocarse en concordancia con NFPA 90 A, Standard for the Installation of Air-Conditioning and Ventilation Systems.

5.4.1.3.4 En las áreas con sistemas de extinción de incendios con gas, el sistema de ventilación de humo debería estar apropiadamente enclavado para asegurar la operación efectiva del sistema de extinción de incendios con gas. 5.4.1.3.5 Los dampers del sistema de remoción de humo deberán ser instalados de tal manera que sean normalmente operables solo desde un área inmediatamente exterior a, o inmediatamente dentro del área de incendio atendida puesto que es deseable tenerlos a la entrada, e inspeccionar el área de incendios con personal de combate de incendios antes de restaurar la ventilación mecánica al área del incendio. Puede permitirse que los dampers del sistema de remoción de humo sean operables desde el cuarto de control si han sido tomadas las previsiones para evitar su operación prematura, lo cual puede efectuarse usando enclavamientos térmicos o controles administrativos. 5.4.1.3.6 El cableado de suministro de energía al ventilador y controles para extracción de humo debería ubicarse externamente al área de incendios atendida por el ventilador o instalarse en concordancia con las bases de diseño de protección de incendios. 5.4.2 Sistemas de calefacción normal, ventilación, y acondicionamiento de aire. 5.4.2.1 Para sistemas de calefacción normal, ventilación y acondicionamiento de aire, ver NFPA 90 A, Standard for the Installation of Air-Conditioning and Ventilation Systems, o NFPA 90 B, Standard for the Installation of Warm Air Heating and Air-Conditioning Systems, como sea apropiado.

5.4.2.4 Los dampers contra incendio (puertas), compatibles con la tasa de la barrera deberían proveerse para las penetraciones del ducto de acuerdo con NFPA 90 A, Standard for the Installation of Air-Conditioning and Ventilating Systems, a menos que el ducto esté protegido en toda su longitud por una barrera de incendios con una tasa igual a la requerida por la penetración de la barrera (s) de incendios (Ver Sección 5.1).

5.4.2.6 El suministro de aire fresco para todas las áreas debería ubicarse de tal manera que minimice la posibilidad de arrastre de productos de la combustión dentro de la planta, o estar provisto de un cerramiento automático por detección de humo. La separación de las salidas de aire de extracción, el venteo de humo de otras áreas, y los peligros de incendio exteriores deben ser todos considerados 5.5 Contención y drenaje. 5.5.1 Deberían hacerse las previsiones en todas las áreas de incendio de la planta para drenar los líquidos directamente a áreas seguras o para contención en el área de incendio sin inundar el equipo y sin poner en peligro otras áreas. (Ver Anexo A de NFPA 15, Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection). El drenaje y prevención de inundación del equipo debería ser ejecutado con uno o más de lo siguiente: (1) (2) (3) (4) (5) (6)

Drenajes de piso. Zanjas en el piso. Entradas abiertas u otras aberturas en muros. Bordillos para contención de drenajes dirigidos. Pedestales en los equipos. Pozos, sumideros, y bombas de sumidero.

5.5.2* Las previsiones para drenaje y cualquier instalación asociada al drenaje debería dimensionarse para acomodarse a todo lo siguiente: (1) El vertimiento del contenedor individual más grande de cualesquiera de los líquidos inflamables o combustibles en el área.

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

(2) El número máximo esperado de líneas de manguera de incendio operando mínimo 10 minutos. (3) La descarga máxima de diseño de los sistemas fijos de supresión de incendios operando mínimo 10 minutos. Independientemente de lo anterior, los sistemas de drenaje deberían considerar el máximo de agua introducida por los sistemas de limpieza. Si esta cantidad excede el drenaje requerido para protección de incendios, este debería regular el tamaño del sistema de drenaje. Precauciones adicionales debieran tomarse para áreas inferiores para evitar el daño de los equipos debido al agua acumulada. 5.5.3 El sistema de drenaje para calderas de combustión continua calentadas por petróleo consiste de bordes y cunetas debería estar dispuesto para confinar el área de descarga potencial de aceite combustible. También debe darse consideración a proveer las mismas medidas para calderas calentadas de carbón de ignición con aceite. Las superficies para caminar en la vecindad de los quemadores deberían hacerse impermeables a las fugas de líquidos con el uso de una placa de acero antideslizante, hojas metálicas colectoras de goteo u otros medios. Los bordillos en los pasadizos deben tener rampas o escalones o estar construidos de tal manera para no presenten obstáculos al tráfico peatonal. Las cunetas de salida de tubería y todos los otros drenajes deberían tener trampas para evitar el paso de llama y permitir el flujo de aceite. Es requerido un espacio libre entre el frente de la caldera y la estructura de caminar para el movimiento diferencial donde la caldera caliente se dilata. Este espacio libre en la vecindad de los quemadores debe ser laminado y contra-laminado con hojas de metal u otro tipo de disposición para permitir el movimiento y la re-orientación del aceite de goteo, el cual puede chocar contra el frente de la caldera. 5.5.4 El drenaje de pisos de áreas que contienen líquidos combustibles o inflamables debería ser atrapado para evitar la propagación de líquidos ardiendo más allá del área incendiada. 5.5.5 Donde están instalados sistemas gaseosos de supresión de incendios, deberían proveerse sellos adecuados en drenajes de piso, o el sistema de supresión de incendios debería dimensionarse para compensar la pérdida del agente de supresión del fuego a través de los drenajes. 5.5.6 Deberían proveerse instalaciones de drenaje para transformadores exteriores aislados en aceite, o el piso tener el desnivel de manera que los vertimientos de aceite puedan fluir lejos de edificios, estructuras, y transformadores adyacentes. A menos que el drenaje de vertimientos de aceite sea arreglado por desnivel del terreno alrededor de los transformadores lejos de estructuras o equipo adyacente, debe considerarse la provisión de áreas con bordillos o fosos alrededor de los trans-

formadores. El foso o sistema de drenaje o ambos deberían dimensionarse en concordancia con 5.5.2. Si una capa de piedra uniformemente clasificada es provista en el fondo del área o foso, como un medio de minimizar incendios en la tierra, debe atenderse a lo siguiente: (1) El tamaño de foso debería tener capacidad para el volumen de la piedra, manteniendo el nivel de aceite más alto por debajo de la cima de la piedra. (2) El diseño debería considerar la posible acumulación de sedimento o finos en la piedra. (3) El sobre-flujo del foso de contención y/o bordillo debería ser considerado en la revisión de la ruta de drenaje que esté lejos de estructuras críticas. Deberían evitarse los fosos de contención comunes para múltiples transformadores. 5.5.6.1 Fosos llenos de roca. Donde son usados fosos llenos de roca, éstas deberían ser periódicamente aflojadas y volteadas como sea necesario para evitar el llenado de los espacios vacíos por suciedad, polvo o sedimento. La frecuencia depende del área, del país y la ubicación cerca de instalaciones manufactureras que generan polvo o cenizas en suspensión. 5.5.6.2 Fosos abiertos. Donde es usado un foso abierto, debería proveerse una de las siguientes formas de protección: (1) Una protección de rociadores automáticos o aspersión de agua diseñada con una densidad de descarga de 0.15 gal/min-pie2 (6 mm / min) sobre el área del foso. (2) Una capa de roca de 12 pulgadas (30 cm.) de espesor ubicada entre una reja de acero debería proveerse en la cima del foso. La roca usada debería tener 1.5 pulgadas (3.8 cm.) o estar minuciosamente lavada y uniformemente dimensionada (tamaño No 2, ASTM D448 Standard Classification for Sizes of Aggregate for Road and Bridge Construction). 5.5.7 Para instalaciones que constan de más de una unidad generadora que no están separadas por una barrera de incendio, [ver 5.1.1.3(15)], previsiones tales como un piso a desnivel, bordillo o zanja de drenaje deberían proveerse sobre pisos sólidos donde existe potencial para un vertimiento de aceite, de manera que el aceite liberado de un incidente sobre una unidad no exponga una unidad adyacente. 5.5.8 Por razones ambientales, pueden tener que tratarse las descargas de líquidos resultantes de vertimientos de aceite u operación de un sistema de supresión de incendios (ej: separación de aceite). 5.6 Iluminación de emergencia. 5.6.1 Debería proveerse iluminación de emergencia para los medios de salida. (Ver NFPA 101, Life Safety Code).

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SISTEMAS Y EQUIPO DE PROTECCIÓN GENERAL CONTRA INCENDIOS

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5.6.2 Debería proveerse iluminación de emergencia para las áreas críticas de operación de la planta.

(5) Consecuencias de una pérdida, en términos de propiedad y generación.

5.7 Protección de la iluminación. Debiera proveerse protección de la iluminación, para aquellas estructuras que tienen un índice de riesgo (R) de 4 o mayor cuando son evaluadas en concordancia con NFPA 780, Standard for the Installation of Lightning Protection Systems.

6.2.2.1 Las fuentes potenciales a ser consideradas pueden incluir tanques, estanques, ríos, suministros municipales, y contenciones de torres de enfriamiento.

Capítulo 6 Sistemas y Equipo de Protección General Contra Incendios 6.1 General. Todos los sistemas de protección contra incendios, equipo e instalaciones, deberían estar dedicados a propósitos de protección contra el fuego. 6.2

Suministro de agua.

6.2.1* El suministro de agua para la instalación permanente de protección contra incendios debería basarse en la provisión de 2 horas de un suministro para todo lo siguiente: (1) Cualquiera de siguiente, el que sea más grande: (a) La mayor demanda del sistema fijo de supresión de incendios. (b) Cualquier demanda del sistema fijo de supresión de incendios que podría razonablemente ser esperada para operar simultáneamente durante un solo evento [ej: protección de la turbina bajo el piso en conjunto con otro (s) sistema de protección de incendios en el área de la turbina; protección de la banda transportadora de carbón en conjunto con protección para las estructuras de manejo de carbón relacionadas durante un incendio de la banda, transformadores adyacentes no adecuadamente separados en concordancia con 5.1.4]. (2) La demanda de chorros de manguera de no menos de 500 gpm (1890 L/min). (3) Uso incidental de agua para propósitos distintos de la protección de incendios. 6.2.2 Debería proveerse un suministro de agua confiable. Las bases de diseño de protección de incendios deberían identificar la necesidad de fuentes múltiples de suministro. Los factores a considerar deberían incluir lo siguiente: (1) Confiabilidad de la fuente. (2) Capacidad de la fuente. (3) Confianza en los sistemas de protección de incendios base-agua. (4) Disponibilidad de fuentes alternas y de respaldo.

6.2.3 Cada suministro de agua debería conectarse al principal por conexiones separadas, dispuestas y controladas por válvulas para minimizar la posibilidad de que suministros múltiples sean inhabilitados simultáneamente. 6.2.4 La consideración de la calidad del agua puede evitar problemas a largo plazo relativos al suministro de agua de protección contra incendios. Por ejemplo, en algunos ríos y tributarios, la existencia de micro-organismos limita el uso de agua cruda sin tratamiento para protección contra incendios. El agua desmineralizada y el agua con ceniza no deberían considerarse para uso como una fuente de agua de protección de incendios debido a su excesiva corrosión y erosión características. 6.2.5 Bombas de incendio. 6.2.5.1 Donde son requeridas múltiples bombas por las bases de diseño de protección de incendios, las bombas no debieran estar sujetas a una falla común, eléctrica o mecánica, y deberían ser de capacidad suficiente para cumplir los requisitos de flujo de incendios determinados por 6.2.1 con la bomba más grande fuera de servicio. 6.2.5.2 Las bombas de incendio deberían ser de arranque automático con parada manual, excepto como está permitido en NFPA 20, Standard for the Installation of Stationary Pumps for Fire Protection. La parada manual debe ser con los controladores de las bombas solamente. (Ver NFPA 20). 6.2.6 Tanques de suministro de agua. 6.2.6.1 Si los tanques son de uso para propósito dual, debe proveerse una tubería principal o disposición similar para dedicar la cantidad determinada por 6.2.1 para usos en protección de incendios solamente. (Vea NFPA 22, Standard for Water Tanks for Private Fire Protection). 6.2.6.2 Donde son usados tanques, ellos deberían ser llenados desde una fuente capaz de reponer el suministro de 2 horas para los requerimientos de protección de incendios en un período de 8 horas. Puede permitirse la extensión del requerimiento de 8 horas (tiempo) para re-llenado si el suministro inicial excede los requerimientos mínimos de almacenaje sobre una base de relación volumen por tiempo. Normalmente es preferido que la operación de re-llenado sea realizada sobre una base automática.

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

6.3 Supervisión de válvulas. Todas las válvulas de control del sistema de suministro de agua de incendios deberían estar bajo un programa periódico de inspecciones (Vea el Capítulo 16) supervisado por uno de los métodos siguientes: (1) Supervisión eléctrica con señales audibles y visuales en el cuarto de control principal u otra instalación constantemente atendida. (2) Aseguramiento de válvulas en posición abierta. Las llaves deberían estar disponibles solo para personal autorizado. (3) Sellado de válvulas en posición abierta. Esta opción debería seguirse solo cuando las válvulas están dentro de vallas de cerramiento bajo el control del propietario de la propiedad. 6.4 Tuberías principales, hidrantes, y tubería vertical de edificios. 6.4.1 Tuberías principales e hidrantes. 6.4.1.1 Las tuberías principales e hidrantes de incendio exteriores deberían instalarse sobre el sitio en la planta. (Vea NFPA 24, Standard for the Installation of Private Fire Services Mains and Their Appurtenances). El espaciamiento de hidrantes en las áreas principales de planta debería tener un máximo de 300 pies (91.4 m). El espaciamiento de hidrantes en áreas remotas tales como almacenajes de carbón a largo plazo debe tener un máximo de 500 pies (152.5 m). 6.4.1.2 Las instalaciones relacionadas con la planta con ubicación remota deberían revisarse sobre una base individual para determinar la necesidad de protección de incendios. Si son necesarias largas extensiones de tubería subterránea principal para la protección contra incendios de estas ubicaciones, es permitido suplir esta necesidad desde un servicio principal disponible en el área inmediata. Donde son provistas tuberías de suministro comunes para servicio de agua y suministro de agua para protección de incendios, éstas deberían dimensionarse para acomodar el servicio de agua y las demandas de protección de incendios.

6.4.1.5 Cada hidrante debería equiparse con una válvula de cierre separada ubicada sobre la conexión del ramal principal de suministro. 6.4.1.6 Los lazos interiores de protección de incendios son considerados una extensión del lazo principal y deberían proveerse con al menos dos conexiones de válvula para el lazo principal con válvulas de control seccional apropiadas en el lazo interior. 6.4.2

Sistemas de tubería vertical y de mangueras.

6.4.2.1 Debería instalarse sistemas de tubería vertical y de manguera en edificios y estructuras donde sean considerados necesarios por las bases de diseño de protección de incendios. (Ver NFPA 14, Standard for the Installation of Standpipe and Hose Systems.) La tubería vertical y el sistema de manguera es una extensión del lazo principal de incendios sistema de hidrantes. Las estaciones de manguera deberían estar en capacidad de entregar la demanda de las mangueras para los dieferentes peligros en los edificios. 6.4.2.2 Las conexiones principales de incendios para tuberías verticales debería disponerse de modo que la rotura de una línea principal pueda ser aislada sin interrumpir simultáneamente el servicio a la protección fija y a las conexiones de manguera que protegen el mismo peligro o área. La escogencia de sistemas Clase I, Clase II, o Clase III debería ser determinada por las Bases de Diseño de Protección de Incendios. (Ver NFPA 14, Standard for the Installation of Standpipe and Hose Systems). 6.4.2.3 La tubería vertical debería estar en capacidad de proveer el volumen y presión mínimos para las estaciones de manguera más altas. 6.4.2.4 Debido a la disposición abierta de estas plantas, la ubicación de estaciones de manguera debería tomar en cuenta la salida segura para el personal que opera las líneas de manguera. 6.4.3 Boquillas de manguera. Boquillas aspersoras que tengan capacidad de cierre y estén listadas para uso en equipo eléctrico deberían proveerse en las mangueras ubicadas en áreas cercanas a equipo eléctrico energizado.

6.4.1.3 Los suministros principales deberían enlazarse alrededor del bloque de energía principal y ser de tamaño suficiente para suplir los requerimientos de flujo determinados por 6.2.1 a cualquier punto en el lazo considerando que la ruta más directa esté fuera de servicio. Los tamaños de tubería deberían diseñarse para abarcar cualquier expansión anticipada y futuras demandas de agua.

6.4.4 Roscas de manguera. Las roscas de manguera en sistemas de hidrantes y tubería vertical deberían ser compatibles con las mangueras de incendio usadas por el correspondiente cuerpo de bomberos.

6.4.1.4 Deberían instalarsen válvulas indicadores de de control para proveer control seccional adecuado del lazo principal para minimizar deterioros en la protección de la planta.

6.5 Extintores portátiles de incendio. Deberían proveerse extintores de incendio portátiles. (Vea NFPA 10, Standard for Portable Fire Extinguishers).

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6.6 Sistemas y equipo de supresión de incendios – Requerimientos generales. 6.6.1 Deberían proveerse sistemas y equipo de supresión de incendios en todas las áreas de la planta tal como está identificado en los Capítulos 7 al 14 o como sea determinado por las Bases de Diseño de Protección de Incendios. Los sistemas de supresión fijos deberían diseñarse en concordancia con los códigos y normas siguientes a menos que esté específicamente indicado algo diferente: (1) NFPA 11, Standard for Low, Medium, and High-Expansión Foam. (2) NFPA 12, Standard on Carbon Dioxide Extinguishing Systems.. (3) NFPA 13, Standard for the Installation of Sprinklers Systems. (4) NFPA 15, Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection. (5) NFPA 16, Standard for the Installation of Foam-Water Sprinkler and Foam-Water Spray Systems. . (6) NFPA 17, Standard for Dry Chemical Extinguishing Systems. (7) NFPA 750, Standard on Water Mist Fire Protection Systems. (8) NFPA 2001, Standard on Clean Agent Fire Extinguishing Systems. 6.6.2 La selección de un agente de extinción o de una combinación de agentes extintores debería basarse en lo siguiente: (1) El tipo de peligro. (2) El efecto de la descarga del agente sobre el equipo. (3) Los riesgos para la salud 6.6.3 Consideraciones de seguridad para sistemas de supresión de incendios. 6.6.3.1 Es imperativo que a la seguridad en el uso de cualquier sistema de supresión de incendios le sea dada una consideración apropiada y que sea hecha la planeación adecuada para asegurar la seguridad del personal. 6.6.3.2 Peligros potenciales de seguridad podrían incluir el choque de descargas de alta velocidad sobre el personal, pérdida de visibilidad, perturbaciones del oído, niveles reducidos de oxígeno que podrían no soportar la respiración, efectos tóxicos del agente de extinción, falla de los productos del agente de extinción, y conductividad eléctrica de los agentes baseagua. 6.6.3.3 Cuando se trabaja en áreas (ej: compartimientos de turbinas de combustión) donde la activación del sistema de

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protección de incendios podría afectar la seguridad del personal, éste debería ser bloqueado para evitar descargas del sistema. Debería proveerse una indicación de alerta cuando el sistema esté bloqueado. 6.6.3.4 Las normas NFPA para los sistemas de extinción usados deberían ser cuidadosamente estudiadas y seguidas las previsiones sobre la seguridad del personal. (Ver NFPA 12, Standard on Carbon Dioxide Extinguishing Systems). 6.6.3.4.1 La evacuación de un área protegida es recomendada antes de cualquier descarga de un sistema especial de extinción. 6.6.3.4.2 Los sistemas de alarma que son audibles por encima del ruido de fondo de la maquinaria o que son visuales u olfativos o una combinación de ellos debieran usarse donde sea apropiado. 6.6.3.4.3 Las señales de alerta del personal deberían ser usadas según sea necesario. 6.6.3.4.4 Los requisitos retroactivos para incrementar la seguridad de los sistemas de CO2 existentes están detallados en NFPA 12, Standard on Carbon Dioxide Extinguishing Systems, parágrafos 4.3.2 (señales de seguridad), 4.3.3.6 y 4.3.6.6.1 (válvulas de cierre), y 4.5.6.1 (retardadores neumáticos de tiempo y alarmas neumáticas de pre-descarga). 6.7 Sistemas de señalización de incendios. 6.7.1 El tipo de sistemas de señalización de protección para cada instalación y área debería ser determinado por las bases de diseño de protección de incendios en consideración a los peligros, disposición, y sistemas de supresión de incendios. Los sistemas de detección y de supresión fija automática de incendios deberían equiparse con señales locales audibles y visuales con anunciación en una instalación constantemente atendida como el cuarto principal de control. Las alarmas audibles de incendio deberían distinguirse de otros sistemas de alarma de la planta. (Ver NFPA 72, National Fire Alarm and Signaling Code). 6.7.2 Los detectores automáticos de incendio deberían instalarse en concordancia con NFPA 72, National Fire Alarm and Signaling Code. 6.7.3 Los sistemas de señalización de incendios o los sistemas de comunicación de planta deberían proveer lo siguiente: (1) Dispositivos manuales de alarma de incendio (ej: cajas de accionamiento manual o estaciones de grupos de botones) instalados en todos los edificios ocupados. Dispo-

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

sitivos manuales de alarma de incendios deberían instalarse para peligros en lugares remotos tal como fue identificado por las Bases de Diseño de Protección de Incendios. (2) Alarma de incendio audible a lo ancho de la planta o sistemas de comunicación de voz, o ambos, para propósitos de evacuación del personal y alerta de la organización de emergencia de planta. El sistema de notificación pública de la planta, si ha sido provisto, debería estar disponible sobre una base prioritaria. (3) Comunicaciones de doble vía para la organización de emergencia de la planta durante las operaciones de emergencia. (4) Medios de notificación al departamento de bomberos públicos.

Capítulo 7 Identificación y Protección Contra los Peligros 7.1 General. La identificación y selección de los sistemas de protección de incendios deberían fundamentarse en las bases de diseño de protección de incendios. Este capítulo identifica peligros de incendio y explosión en estaciones de generación eléctrica de combustible fósil y especifica los criterios de protección recomendados a menos que las bases de diseño de protección de incendios indiquen otra cosa. 7.1.1 Operación de protección de incendios. Con pocas excepciones, los sistemas de protección de incendios deberían ser de activación automática para asegurar su operación apropiada. Los sistemas activados manualmente pueden causar demoras en los tiempos de respuesta, inaceptables para la mayoría de los peligros. 7.2.

Manejo del combustible – gas.

7.2.1 El almacenaje y los sistemas de tubería asociados para gases en estado líquido o gaseoso deberían cumplir con NFPA 54, National Fuel Gas Code, NFPA 55, Compressed Gases and Cryogenic Fluids Code, NFPA 58, Liquefied Petroleum Gas Code, y ASME B31.1, Power Piping. 7.2.2 La planta principal y la válvula de cierre de gas natural de ignición deben localizarse cerca de un muro exterior. La válvula debería ser provista localmente de capacidad de cierre automática y manual, y capacidad de cierre remoto desde el cuarto de control. La válvula debería estar dispuesta para fallar el cierre con la pérdida de energía o de control neumático. 7.2.3 El equipo eléctrico en áreas con atmósferas potencialmente peligrosas debería diseñarse e instalarse en cumplimien-

to de los artículos 500 y 501 de NFPA 70, National Electrical Code, y ANSI C2, National Electrical Safety Code. 7.3 Manejo del combustible – aceite. 7.3.1 El almacenaje de aceite combustible, las instalaciones de bombas, y la tubería asociada deberían cumplir con NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code, NFPA 31, Standard for the Installation of Oil-Burning Equipment; y ASME B31.1, Power Piping. 7.3.2 Los calentadores internos de tanques para mantener la potencialidad de bombeo del aceite necesitan estar equipados con dispositivos sensores de temperatura que den la alarma en un área constantemente atendida antes del sobrecalentamiento del aceite. 7.3.3 Los calentadores externos de tanques deberían estar enclavados con un interruptor de flujo para cortar el calentamiento si el flujo de aceite es interrumpido. 7.3.4 Las operaciones de llenado de tanques deberían ser monitoreadas para evitar el sobrellenado. 7.3.5 Mientras las operaciones de descarga de aceite están en progreso, el área de descarga debería ser manejada por personal apropiadamente entrenado en la operación del equipo de bombeo, válvulas y seguridad de incendios. 7.3.6 Las instalaciones de las bombas no deberían ubicarse dentro de los diques de los tanques. 7.3.7 El equipo eléctrico en áreas con atmósferas potencialmente peligrosas debería diseñarse e instalarse en cumplimiento con NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code, Artículos 500 y 501 de NFPA 70, National Electrical Code, y ANSI C2, National Electrical Safety Code. 7.3.8 Para evitar acumulaciones peligrosas de vapores inflamables, la ventilación para las instalaciones interiores de bombeo de líquidos inflamables o líquidos combustibles en, o sobre su punto de inflamación, debería proveer al menos 1 pie cúbico minuto de aire de extracción por pie2 de área de piso (0.30 m3/min/m2), pero no menos de 150 pies3/min (0.071 m3/ seg.). La ventilación debería realizarse por ventilación mecánica o natural exhaustiva dispuesta de manera que incluya la totalidad de las áreas de piso o fosos donde los vapores inflamables puedan depositarse. La descarga de la ventilación exhaustiva debe hacerse a una instalación segura fuera del edificio. 7.3.9 Protección de incendios. 7.3.9.1 El bombeo interior de aceite combustible o las instalaciones de calentamiento, o ambos, deberían protegerse con

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rociadores automáticos, aspersión de agua, sistemas de neblina de agua, rociadores agua-espuma, sistemas comprimidos aire espuma o sistema (s) gaseoso de inundación total. Es permitido el uso de sistemas de polvo químicos secos de aplicación local en áreas que normalmente no tienen fuentes de re-ignición, tales como líneas de vapor o superficies calientes de calderas. 7.3.9.2 Debería considerarse la provisión de sistemas de espuma para tanques exteriores de almacenaje en las bases de diseño de protección de incendios. Las bases de diseño de protección de incendios deberían considerar la exposición de otros tanques de almacenaje y estructuras importantes, productos valiosos, y la capacidad de re-suministro, así como la respuesta anticipada y la capacidad de la brigada local de incendios. 7.3.9.3 El manejo de aceite combustible en exteriores y las áreas de almacenaje deberían proveerse con la protección de hidrantes en concordancia con la Sección 6.4. 7.4 Manejo de combustibles – carbón. 7.4.1 Almacenaje. 7.4.1.1* Las pilas de almacenaje de carbón están sujetas a incendios causados por calentamiento espontáneo del carbón. Los carbones más susceptibles al auto-calentamiento son aquellos con alto contenido de pirita, humedad intrínseca y contenido de oxígeno alto, tales como los carbones de rango-bajo. La mezcla de carbones de pirita alta con carbones de humedad y oxígeno altos incrementa el auto-calentamiento. 7.4.1.2 Hay medidas que pueden tomarse para disminuir la probabilidad de incendios en pilas de carbón. Estas medidas son dependientes del tipo y rango del carbón. Algunas de las más importantes son las siguientes: (1) La corta duración, actividad, o la «vida» de las pilas de almacenaje debería ser trabajada para evitar bolsillos muertos de carbón, una fuente potencial de calentamiento espontáneo. (2) Las pilas de carbón no deberían ubicarse sobre fuentes de calor, tales como líneas de vapor, o fuentes de aire, tales como orificios de inspección. (3) El carbón colocado en almacenajes a largo plazo debería estar apilado en capas, apropiadamente dispersado, y compactado antes de la adición de capas consecuentes para reducir el movimiento del aire y minimizar la infiltración de agua al interior de la pila. (4) Diferentes tipos de carbón que no son químicamente compatibles no deberían guardarse por largo plazo en pilas de almacenaje.

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(5) El acceso a las pilas de almacenaje de carbón debería ser previsto para operaciones de combate de incendios y para eliminar los bolsillos calientes de carbón. Donde son usados cubiertas o domos de almacenaje de carbón para encerrar pilas de almacenaje, el diseño de la estructura debería incluir espacio dedicado para permitir el acceso de pequeños vehículos a todas las áreas de la pila de carbón. El diseño debería evitar que el carbón almacenado sobrepase el espacio dedicado. 7.4.1.3 Donde son usados cubiertas o domos de almacenaje de carbón para encerrar pilas de almacenaje, debería considerarse la detección de incendios, la protección contra el fuego, la alarma de incendios, la recolección y supresión de polvo, y las recomendaciones sobre limpieza general contenidas aquí para áreas y estructuras de manejo de carbón. Las características especificas de planta previstas para la cubierta/domo de carbón deberían determinarse durante el proceso de diseño de protección de incendio. (Ver Capítulo 4). 7.4.2 Recipientes, carboneras, y silos. Las recomendaciones de 7.4.2 deberían considerarse para reducir la probabilidad de un incendio serio. (Ver NFPA 85, Boiler and Combustión Systems Hazards Code). 7.4.2.1* Las estructuras de almacenaje deberían ser de construcción no combustible y diseñadas para minimizar esquinas, superficies horizontales o bolsillos que causan que el carbón quede atrapado y presente un potencial para la combustión espontánea. Los recipientes, carboneras y silos deberían diseñarse con puertas de acceso para permitir las actividades manuales de combate de incendios tales como el uso de una línea de mano con una varilla penetrante para liberación de los agentes para combatir incendios con agua. Deberían proveerse puertas de acceso alrededor de la carbonera o silo para permitir el ataque directo sobre el fuego utilizando la varilla penetrante. Los silos mayores de 50 pies (15.2 m) de altura deberían proveerse con puertas de acceso en múltiples elevaciones. 7.4.2.2* Durante paradas planeadas, los recipientes, carboneras o silos deberían ser vaciados hasta una medida práctica. 7.4.2.3* El período de parada requerido para el vaciado de los recipientes depende de las características de calentamiento espontáneo del carbón. El calentamiento espontáneo puede reducirse minimizando el flujo de aire a través de los recipientes por medios de la inertización o llenado de los recipientes con espuma de alta expansión, o sellando la superficie del carbón con un sellante aglutinante diseñado con este propósito. 7.4.2.4* Durante períodos de inactividad, deberían monitorearse los niveles de gas inflamable, los niveles de CO y las temperaturas.

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

7.4.2.5 Una vez desarrollado el calentamiento espontáneo en la etapa de incendio, se torna muy difícil extinguir el fuego con nada menos que el vaciado del recipiente, carbonera o silo. Por consiguiente, debería hacerse previsiones para el vaciado de la carbonera. Este proceso de vaciado puede hacerse mediante transportadores que descargan a un apilamiento exterior. Otro método podría usar aberturas embridadas para remover el carbón si han sido previstos una adecuada planeación y el equipo necesario. La remoción de carbón caliente o ardiendo puede conducir a una explosión de polvo si se forman nubes de éste. Debería desarrollarse un preplaneamiento adecuado para evitar una nube de polvo, tal como el cubrimiento de éste con un manto de espuma de alta expansión, neblina de agua, aspersión de agua con aditivos contra incendio, supresión de polvo o recolección de este. 7.4.2.6* Si ocurre un incendio en un silo es necesario iniciar acciones manuales para su supresión y extinción. Las estrategias siguientes para el combate del incendio han sido exitosamente empleadas (dependiendo de las circunstancias específicas y tipo de carbón usado): (1) Uso de aditivos para combatir el fuego tales como espumas Clase A, penetrantes, o agentes que encapsulan. (2) Inyección de gas inerte. (3) Vaciado del silo a través de la tubería de alimentación a una instalación segura (dentro o fuera de la central eléctrica) y acarreo alejado de los desperdicios. 7.4.2.6.1 Deberían tomarse en consideración las estrategias de combate de incendios siguientes: (1) El agua ha sido exitosamente usada para controlar incendios en carboneras y silos. Sin embargo, la posibilidad de una explosión existe bajo ciertas circunstancias si el agua alcanza el carbón en un punto caliente. En consecuencia, el agua no está recomendada como estrategia para combatir el fuego en este tipo de eventos de incendio. La cantidad de agua liberada en un silo por un chorro puede crear problemas de soporte estructural. Sin embargo, el uso de aditivos con agua en el combate de incendios puede ser altamente efectivo para incendios de carbón, especialmente incendios de carbón de la cuenca del río Podwer (PRB). Este uso de aditivos en el combate de incendios típicamente resulta en significativamente menos agua liberada dentro del silo debido al aumento de las propiedades de supresión de incendio del agente y el sub-secuente acortamiento del período de liberación. (2) La sofocación por vapor también ha sido usada para controlar incendios en carboneras y silos de embarcaciones marinas. Todas las aberturas necesitan ser selladas antes de la introducción de vapor, lo cual es raramente posible en plantas de generación eléctrica debido a la naturaleza relativamente porosa del equipo. El uso de vapor intro-

duce alta temperatura y humedad que podría incrementar la posibilidad de combustión espontánea. En consecuencia, esta estrategia no es recomendada. (3) La localización de los puntos calientes del silo y su extinción antes de que el carbón deje el silo es una práctica aceptada. Los puntos calientes de carbón son detectados y extinguidos. En la medida en que el carbón cae a través del silo, puntos calientes adicionales son detectados, el flujo de carbón puede ser detenido y los puntos calientes extinguidos. Si los puntos calientes están expuestos durante el descenso del carbón, el potencial para explosiones de polvo es incrementado. 7.4.2.7 Debería tenerse cuidado cuando se trabaje en áreas encerradas cerca de recipientes de carbón, carboneras o silos en áreas confinadas puesto que el calentamiento espontáneo del carbón puede generar gases que son tóxicos y explosivos. Debería proveerse monitoreo fijo o portátil del monóxido de carbono para detectar calentamiento espontáneo y condiciones peligrosas. 7.4.2.8 Debería proveerse barreras a prueba de polvo entre la casa de calderas y las áreas del sistema de manejo de carbón del recipiente, carbonera o silo. 7.4.3* Supresión y control de polvo. 7.4.3.1 El polvo de carbón generado, debido al manejo del mismo, constituye un peligro de incendio y explosión que debe controlarse por uno o más de los siguientes métodos: (1) (2) (3) (4)

Un sistema colector de polvo. Un sistema de supresión de polvo. Una construcción abierta. Características pasivas de diseño de las canales de la banda transportadora y campanas de polvo para minimizar su generación y vertimiento del carbón a los puntos de transferencia. (5) Rutina de limpieza de las áreas de manejo del carbón. La frecuencia de las actividades de limpieza es planteada basándola específicamente sobre las actividades de reaprovisionamiento del combustible, tipo de carbón, características espaciales de construcción, etc. La acumulación de polvo sobre vigas elevadas y viguetas contribuye significativamente a la subsiguiente nube de polvo. Otras superficies, tales como la parte superior de ductos y equipo de gran tamaño, pueden contribuir significativamente a la potencial nube de polvo. Debería darse consideración al polvo que se adhiere a los muros, aunque es fácilmente desalojable. Debería darse también atención y consideración a otras proyecciones tales como artefactos de iluminación, los cuales pueden proveer superficies para la acumulación de polvo.

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7.4.3.2* Donde los sistemas de recolección o supresión de polvo son instalados para evitar concentraciones peligrosas, deben proveerse enclavamientos eléctricos y mecánicos apropiados para evitar la operación de los sistemas de manejo de carbón antes que el arranque y operación plena del equipo de control de polvo.

para correas transportadoras retardadoras de llama de la U.S. Mine Safety and Health Administration y la Canadian Bureau of Mines Standards deberían usarse como una guía. Sin embargo, el material «retardador de llama» de las correas arderá y en consecuencia puede requerir protección adicional de incendios.

7.4.3.3 Los sistemas de supresión de polvo usualmente consisten de sistemas aspersores que usan agua, tensoactivos, aglutinantes o una combinación de estos para reducir la generación de polvo de carbón en las operaciones de manejo. La aspersión es normalmente aplicada en o cerca de aquellas ubicaciones donde el carbón es transferido de una banda transportadora a otra y en puntos de apilamiento.

7.4.4.2 Cada sistema de bandas transportadoras debería disponer de un mecanismo de corte de potencia en el evento de un retardo de las correa mayor del 20% o la pérdida del alineamiento de éstas. Adicionalmente, debería proveerse un sistema de parada completamente enclavado en la correa de modo que, si cualquier banda transportadora para, la energía que alimenta todos los sistemas de bandas transportadoras sea interrumpida automáticamente.

7.4.3.4 Los colectores de polvo deberían colocarse afuera. Para sistemas recolectores provistos para manejo de polvos combustibles, ver NFPA 654, Standard for the Prevention of Fire and Dust Explosions fron the Manufacturing Processing, and handling of Combustible Partuculate Solids. Otras recomendaciones para reducir la probabilidad de explosión e incendio del polvo de carbón son las siguientes: (1) Los ventiladores para colectores de polvo deberían instalarse aguas abajo de tales colectores para que ellos manejen solo aire limpio. (2) Para colectores de polvo venteados al exterior, vea NFPA 68, Guide for Standard on Explosion Protection by Deflagration Venting. Está permitido proveer sistemas de supresión de explosiones en los sistemas recolectores de polvo que no puedan ser venteados con seguridad hacia el exterior. (Ver NFPA 69, Standard on Explosion Prevention Systems). (3) Las tolvas de recolección de polvo deberían ser vaciadas antes del cierre de los sistemas de remoción de polvo para reducir la probabilidad de incendios en el colector originados por calentamiento espontáneo en la tolva de polvo. (4) Una detección de alto nivel con una alarma anunciadora debería proveerse para las tolvas de polvo. 7.4.3.5 Métodos de limpieza tales como un barrido vigoroso del polvo o retirado con vapor o aire comprimido no deberían usarse puesto que estos métodos pueden producir una atmósfera explosiva. Los métodos de limpieza preferidos usarían limpiadores apropiados por vacío portátiles o de tubería fija de un tipo aprobado para instalaciones de polvo peligrosas o boquillas y mangueras aspersoras de agua de baja velocidad. 7.4.4 Bandas transportadores de carbón. 7.4.4.1 Las correas transportadoras de carbón deberían ser de un material diseñado para resistir la ignición. Los materiales

7.4.4.3 Los sistemas hidráulicos deberían usar sólo fluidos hidráulicos listados retardadores de llama. Cuando deban usarse fluidos hidráulicos no listados, debería considerarse protección por un sistema de supresión de incendios. 7.4.4.4 Los materiales extraños plantean una amenaza para trituradores, pulverizadores, y alimentadores por interrupción del flujo de carbón o porque causan chispas capaces de incendiar la mezclas el polvo de carbón/ y aire. Los métodos de remoción de metales atrapados y otros materiales extraños incluyen separadores magnéticos, separadores neumáticos, y zarandas. Deberían proveerse medios para remover tales materiales extraños del proceso de manejo del carbón tan pronto como sea posible. 7.4.4.5 Antes de períodos extensos de inactividad, el sistema de bandas transportadoras debería ser limpiado del carbón. 7.4.5 Estructuras de transporte y manejo de carbón. 7.4.5.1 Las estructuras de transporte, manejo y soporte de carbón deberían ser de materiales incombustibles. 7.4.5.2 La acumulación de polvo de carbón en edificios encerrados puede ser reducida por un diseño tal de los elementos estructurales que su forma o método de instalación minimicen el área superficial donde el polvo puede asentarse. Debería considerarse la instalación de elementos estructurales exteriores al encerramiento. Debería proveerse acceso para facilitar la limpieza de todas las áreas. 7.4.5.3 Para el venteo de explosiones de estructuras encerradas, vea NFPA 68, Guide for Venting of Deflagrations. 7.4.5.4 Deberían tomarse previsiones para des-energizar los circuitos de iluminación y fuerza eléctricos sin que sea requerido que el personal entre a las secciones productoras de polvo de la planta durante emergencias.

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7.4.5.5 Las áreas de los sistemas de manejo de carbón que requieren calor deberían usar calentadores aprobados que sean apropiados para áreas peligrosas. El equipo de calentamiento debe mantenerse libre de polvo y diseñarse para mantener la temperatura superficial a 329° F (165° C). 7.4.5.6 El equipo eléctrico dentro de áreas de manejo de carbón debería estar aprobado para uso en instalaciones peligrosas Clase II, División 1 o División 2, Grupo F, (Vea Artículo 502 de NFPA 70, National Electrical Code) El equipo eléctrico sujeto a acumulaciones de gas metano o monóxido de carbono también debería estar listado e instalado, como sea apropiado, para uso en áreas peligrosas Clase I, División 2, Grupo D. (Vea Artículos 500 y 501 de NFPA 70, National Electrical Code, y la Sección 127 de ANSI C2, National Electrical Safety Code). 7.4.5.7 Los peligros de electricidad estática deberían minimizarse por el permanente empalme y aterrizado de todo el equipo conductivo, incluidos ductos de trabajo, poleas, carretes de compensación, acciones motorizadas, equipo de recolección de polvo, y equipo de limpieza por vacío. (Vea NFPA 77, Recommended Practice on Static Electricity). 7.4.6 Protección de incendios. 7.4.6.1 Deberían proveerse sistemas automáticos rociadores o de aspersión de agua para estructuras de manejo de carbón que son críticas para la generación continua de energía y están sujetas a la acumulación de carbón o polvo de carbón. Los sistemas rociadores deben diseñarse para una densidad mínima de 0.25 gpm / pie2 (10.2 mm /min) sobre un área de 2500 pies2 (232 m2). Si los sistemas de aspersión de agua son usados para proteger estructuras, deben usarse las mismas densidades. 7.4.6.2* Debería proveerse aspersión de agua automática o sistemas rociadores para transportadores de carbón que son críticos para la generación continua de energía. El cubrimiento del sistema debería incluir puntos de transferencia (campanas de arrastre de polvo y toboganes de cabeza). Los rociadores debieran diseñarse para una densidad mínima de 0.25 gpm / pie2 (10.2 mm /min) por encima de 2000 pies2 (186 m2) de área encerrada o lo más remoto de una estructura de transportador de 100 pies lineales (30 M) hasta 2000 pies2 (186 m2). Para criterios de diseño de aspersión de agua, ver NFPA 15, Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection. 7.4.6.2.1* Si un sistema de rociadores es usado para proteger el transportador de carbón, debería ejercerse particular cuidado en la ubicación cercana de las cabezas de los rociadores para que ellas puedan estar en la trayectoria de calor producido por el incendio y quedar todavía en posición para proveer

buen cubrimiento de todas las superficies de las correas a lo largo del transportador. Ver NFPA 15, Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection. La anchura del transportador y otras obstrucciones de rociador deberían ser consideradas en la protección de la correa de retorno y otro equipo a nivel de piso. Ver NFPA 13, Standard for the Installation of Sprinkler Systems, para posicionamiento de rociadores para evitar obstrucciones. Donde los rociadores no pueden proveer cubrimiento adecuado debido a obstrucciones, un sistema de aspersión de agua usando encima –y debajo– boquillas de correa, debería considerarse en lugar de un sistema rociador. 7.4.6.2.2 Los transportadores que están a bajo nivel o encerrados son extremadamente peligrosos para el personal de mantenimiento o de combate del fuego en el evento de un incendio. Deberían proveerse sistemas automáticos de aspersión o rociadores de agua para estos transportadores aún cuando ellos puedan no ser críticos para las operaciones de planta. 7.4.6.2.3 La activación de los sistemas de aspersión o rociadores de agua debería parar la correa transportadora involucrada y todas las correas de transportador que alimentan a la correa involucrada. 7.4.6.2.4 La válvula de control del sistema de agua o rociadores debería ubicarse en un área o encerramiento separado del peligro. 7.4.6.2.5 Los colectores de polvo y ventiladores pararán automáticamente conjuntamente con el otro equipo relacionado con la detección del incendio. 7.4.6.2.6 En las bases de diseño de protección de incendios deberían considerarse barreras de extracción instaladas al final y puntos medios de los transportadores encerrados y entre rociadores separados y sistemas aspersores de agua donde la longitud del transportador requiere múltiples sistemas. Las barreras de extracción mejorarán el tiempo de respuesta de los rociadores automáticos o sistemas de detección instalados y minimizarán los efectos chimenea en el evento de un incendio. 7.4.6.3 Los transportadores recuperadores-amontonadores y descargadores de barcazas/barcos presentan una preocupación única en protección de incendios. La protección del equipo y la seguridad del personal son más difíciles debido a las capacidades del equipo de moverse en el sitio y su movilidad y movimiento a lo largo de un sistema fijo de rieles. La provisión de hidrantes en el área puede no ser suficiente protección primaria debido a la extrema demora de la respuesta en caso de una emergencia por incendio y la dificultad en alcanzar todas las áreas involucradas por el fuego con equipo de mangueras sustentadas manualmente.

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7.4.6.4 Debería considerarse la instalación de un sistema automático de aspersión de agua o de rociadores sobre la correa del transportador y las áreas de percusión de la placa dentro del recuperador-amontonador. El suministro de agua debería ser de unos 3000 a 5000 gal (11355 a 18925 L) de capacidad del tanque presurizado ubicado a bordo. Debería proveerse una conexión para la bomba del cuerpo de bomberos de manera que la conexión pueda hacerse a los hidrantes de incendios en el área durante períodos inactivos o de reparaciones para proveer un más adecuado suministro de agua. Debería darse consideración a la protección de los gabinetes de control eléctrico cerrados mediante un sistema pre-construido fijo de supresión automática tipo gaseoso activado por un sistema fijo de detección de temperatura. 7.4.6.5* Los colectores de polvo de carbón tipo bolsa que están ubicados dentro de los edificios o estructuras deberían protegerse con sistemas automáticos de rociadores o de aspersión de agua dentro de los colectores. 7.4.6.5.1 Los rociadores para colectores de polvo tipo bolsa deberían diseñarse para sistemas de peligro ordinario. Los sistemas de rociadores y de aspersión de agua deberían diseñarse para una densidad de 0.20 gpm / pie2 (8.1mm/min) sobre el plano del área proyectada del colector de polvo. El uso de aditivos de combate de incendios debería ser considerado para colectores de polvo de carbón PRB.

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7.5.1.1 Las calderas-hornos con múltiples quemadores de encendido por aceite o que usan aceite para ignición deberían estar protegidas con rociadores automáticos, aspersión de agua, espuma, sistemas rociadores agua-espuma, o sistemas comprimidos aire espuma que cubran el peligro del aceite frente al quemador. 7.5.1.2 Los sistemas de protección de incendios para el frente de la caldera deberían diseñarse para cubrir los quemadores de aceite combustible, y dispositivos de encendido y tubería de aceite combustible adyacente y cable a 20 pies (6.1 m) de distancia desde el quemador y dispositivo de encendido, incluyendo los elementos estructurales y pasadizos a estos niveles. El cubrimiento adicional debería incluir áreas donde el aceite puede depositarse. Los sistemas rociadores y de aspersión de agua deberían diseñarse para una densidad de 0.25 gpm/pie2 (10.2 mm/min) sobre el área protegida. Los sistemas comprimidos aire espuma deberían diseñarse e instalarse en concordancia con NFPA 11, Standard for Low, Medium, and High-Expansion Foam, y su listado para los peligros específicos y objetivos de protección previstos en tal listado. 7.5.2 Pulverizadores. 7.5.2.1 Para sistemas de combustible pulverizado, vea NFPA 85, Boiler and Combustión Systems Hazards Code.

7.4.6.5.2 La protección dentro de los colectores de polvo debería incluir la limpieza plena del aire y la sección de la bolsa. Si la tolva está protegida de la descarga de agua, también deben proveerse rociadores en la sección de la tolva.

7.5.2.2 Los sistemas de detección de gas monóxido de carbono deberían considerarse para pulverizadores como una advertencia temprana por las condiciones de conducción en incendios y explosiones.

7.4.6.5.3 Debería considerarse proveer sistemas automáticos de rociadores para los colectores de polvo tipo bolsa ubicados exteriormente que hacen lo siguiente:

7.5.3 Bombas alimentadoras de calderas.

(1) Están en operación continua. (2) Procesan grandes cantidades de polvo de carbón. (3) Tienen acceso limitado para combate manual de incendios. (4) Son críticos para la operación de la planta. 7.4.6.5.3.1 Un ejemplo de acceso limitado podrían ser los colectores que tienen pasadizos angostos para acceso. 7.4.6.6 Debería darse consideración a proveer solo sistemas de detección sobre transportadores no críticos para facilitar una respuesta manual. 7.5 Generador de vapor. Para calderas-hornos, vea NFPA 85, Boiler and Combustión Systems Hazards Code. 7.5.1 Protección de incendios.

7.5.3.1 La protección de las bombas de alimentación de calderas a vapor debería incluir las líneas de lubricación de aceite, apoyos, y reservorios de aceite. La descarga de agua accidental sobre puntos de apoyo y partes calientes de la turbina debería considerarse. Si es necesario, es permitido que estas áreas sean protegidas por resguardos y cubiertas de aislamiento con revestimientos metálicos. Las bombas de alimentación de calderas que son accionadas eléctricamente, con peligros de lubricación o aceite hidráulico, pueden requerir protección dependiendo de la cantidad de aceite, presión del aceite, o exposición a otro equipo. 7.5.3.2 Los peligros hidráulicos y del aceite de lubricación asociados con las bombas de alimentación de calderas que son accionadas con turbinas de vapor deberían protegerse en concordancia con 7.7.4.1. El uso de un fluido lubricante e hidráulico listado y resistente al fuego puede eliminar la necesidad de sistemas de protección de incendios.

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7.5.3.3 Deberían proveerse bordillos o drenaje, o ambos, para los reservorios de aceite de las bombas de alimentación de calderas a vapor en concordancia con la Sección 5.5. 7.6 Conductor de gas. 7.6.1 Tiro forzado, tiro inducido, y conducto de los ventiladores de recirculación de gas. 7.6.1.1 El cubrimiento de los ventiladores accionados a vapor debería incluir las líneas de lubricación de aceite, cojinetes y reservorios de aceite. Debería considerarse la descarga de agua accidental sobre puntos de cojinetes y partes calientes de la turbina. Si es necesario, es permitido que estas áreas sean protegidas por resguardos y cubiertas de aislamiento con revestimientos metálicos. Los sistemas de aspersión de agua para ventiladores de tiro forzado y tiro inducido de turbinas accionadas a vapor deberían diseñarse para una densidad de 0.25 gpm/pie2 (10.2 mm/min) sobre la superficie del equipo de contención de aceite. Los sistemas de aspersión de agua deberían diseñarse para 0.25 gpm/pie2 (10.2 mm/min) para un mínimo de 20 pies (6.1 m) desde el peligro. Los sistemas comprimidos aire espuma deberían diseñarse e instalarse en concordancia con NFPA 11, Standard for Low, Medium, and HighExpansion Foam, y sus listados para los peligros específicos y objetivos de protección de tales listados. Los peligros del aceite combustible asociados con los ventiladores de tiro forzado e inducido accionados con turbinas a vapor deberían protegerse con rociadores automáticos, aspersión de agua, sistemas rociadores agua-espuma o sistemas comprimidos aire espuma. 7.6.1.2 Los ventiladores de tiro forzado, de tiro inducido, y de conducto de recirculación de gas deberían usar un fluido resistente al fuego listado para accionamiento hidráulico. Donde sean usados fluidos hidráulicos no aprobados, debería proveerse protección como la descrita en 7.6.1.1. 7.6.2 Calentadores de aire regenerativo. 7.6.2.1 Han ocurrido incendios en calentadores de aire después de la acumulación de apreciables cantidades de combustibles no encendidos sobre las cubiertas superficiales resultado de combustiones incompletas del combustible en la caldera. La combustión incompleta es más probable que ocurra durante el arranque. La combustión incompleta también puede ocurrir durante períodos de cargue, lapsos de baja tasa de encendido, u operación normal debido a encendido inestable o enriquecido. 7.6.2.2 La experiencia en pérdidas por incendio no presenta indicación de la necesidad de protección especial para calentadores de aire distintos de los del tipo regenerativo. Los in-

cendios en calentadores de aire tipo regenerativo han ocurrido al incendiarse todos los tipos de combustible. Más frecuentemente, los incendios han ocurrido por el encendido del aceite o inmediatamente después del cambio de aceite a carbón pulverizado. 7.6.2.3* Deberían proveerse sensores de temperatura en la entrada y salida de los ductos de aire y gas. Debería proveerse una alarma en el cuarto de control para alertar cuando la temperatura de los ductos de aire y gas excedan 50° F (28° C) por sobre las temperaturas normales de operación. Los sensores de temperatura por si solos pueden no ser adecuados para proporcionar la alerta temprana de un incendio en un calentador de aire. En los calentadores de aire grandes, las tasas de flujo de aire son lo suficientemente altas para que un incendio pueda desarrollarse bien antes de que la temperatura se incremente lo suficiente para producir la alarma y alertar al operador. El tiempo del cual dispone el operador para tomar una acción es grandemente reducido, y puede ocurrir un daño severo. La instalación de un sistema especial de detección puede permitir a los operadores el tiempo para detectar rápidamente un incendio, aislar el calentador de aire, abrir los drenajes y activar el sistema de aspersión de agua. 7.6.2.4 Debería proveerse al menos una lumbrera de observación en la entrada y/o salida de los ductos de aire y gas. Los calentadores grandes de aire pueden requerir más de una lumbrera de observación. Las lumbreras de observación deberían ubicarse de manera que ellas sean accesibles para inspeccionar la superficie del rotor o estator, 7.6.2.5 Debería proveerse un sistema de aspersión manual de agua para proteger el rotor o estator. El sistema de aspersión de agua debería ser capaz de ser activado desde el cuarto de control o desde el área del calentador de aire (la válvula de control debiera ser fácilmente accesible) o desde ambos. Cuando el rotor o estator es horizontal, la aspersión de agua aplicada a la superficie superior puede esperarse que fluya por gravedad hacia abajo sobre las superficies de las placas. Es recomendada una densidad mínima de 0.60 gpm /pie2 (24.4 mm / min). Donde en rotor o estator es vertical, la aspersión de agua debería aplicarse sobre ambos lados para obtener adecuada penetración. Es recomendada una densidad mínima de 0.30 gpm/pie2 (12.2 mm/min) sobre ambos lados. Los sistemas de lavado con agua pueden no ser adecuados para dar un cubrimiento total debido a fallas en el accionar del rotor. 7.6.2.6 Deberían proveerse compuertas para el uso de chorros de manguera. Las compuertas deberían diseñarse para un rápido acceso. Debería proveerse al menos una compuerta por cada 10 pies (3.0 m) del diámetro del rotor o estator. Para calentadores de tiro de aire horizontales, debería proveerse acceso sobre ambos lados del rotor o estator. Para unidades

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de tiro vertical, las compuertas de acceso deberían proveerse por encima del rotor o estator con una compuerta debajo para unidades de un diámetro menor de 20 pies (6.1 m) y dos compuertas debajo para unidades de 20 pies (6.1 m) de diámetro o mayores. 7.6.2.7 Debería proveerse drenaje para remover el agua de supresión de incendios a un área segura. Los drenajes de los calentadores de aire, ductos, o ambos, deberían ser accesibles o controlados por válvulas de operación remota. 7.6.2.8 Debería proveerse un suiche de velocidad cero con alarma en el cuarto de control sobre el del rotor o sobre la salida del eje del acople de fluido o reductor del engranaje. Una alarma de velocidad cero alerta la parada del rotor o las campanas de aire. Esta detención puede deberse a fallas en el motor o acople de accionamiento que resulta en sobre-calentamiento de una sección del rotor o estator, lo cual puede derivarse en un incendio. La detención también puede ser causada por las altas temperaturas generadas por un incendio que ha causado que el rotor se trabe contra el alojamiento o las campanas de aire se traben contra el estator. 7.6.3 Conductos colectores de polvo tipo bolsa de gas. 7.6.3.1 Los conductos colectores de polvo tipo bolsa de gas (también conocidos como filtros de fábrica) pueden ser dañados por sobre-calentamiento o incendio. Los filtros medios pueden ser dañados por gases del conducto que entran a una alta temperatura sobre la temperatura de operación de tales filtros medios. Los incendios han sido causados por combustión incompleta en la caldera resultado de pérdida de partículas ardiendo que incendian los filtros medios y por operaciones de mantenimiento tales como corte y soldadura. 7.6.3.2 Los colectores equipados con bolsas que tienen una temperatura límite de operación que excede 400° F (204° C) deberían estar subdivididos en compartimientos por particiones no combustibles. Las particiones se extenderán a través del área de la bolsa de gas del conducto. El área filtrante de la bolsa provista en cada compartimiento debe ser tal que los sistemas de filtro de fábrica no limitarán la carga de la caldera con un compartimiento totalmente aislado para reparar las bolsas de filtro dañadas. La caída de presión a través del sistema de filtros de fábrica no incrementará significativamente cuando un compartimiento esté aislado. 7.6.3.3 Los colectores equipados con otros tipos de bolsas deberían estar subdivididos en compartimientos por particiones de resistencia al fuego de 30 minutos si no ha sido provista protección de rociadores automáticos o por particiones no combustibles si los rociadores han sido provistos. Las particiones se extenderán desde la tolva, a través del área de bolsas, para la limpieza plena del aire. La protección dentro de

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los colectores de polvo debería incluir el área de bolsas. La densidad de diseño debería ser de 0.20 gpm / pie2 (8.1 mm / min) sobre el plano del área de los colectores de polvo. 7.6.3.4 Si es provista protección de rociadores automáticos, el diseño estructural del colector debería tener en consideración la carga máxima de agua. Puede ser provisto un método para drenaje de agua de las tolvas. 7.6.3.5 Cada compartimiento debería estar equipado con un sistema de detección de calor, dispuesto para alertar en un área constantemente atendida a una temperatura de 50° F (28° C) sobre la temperatura de operación normal. 7.6.3.6 Para evitar el daño de las bolsas de gas por altas temperaturas a la entrada del conducto de gas debería proveerse uno de los siguientes: (1) Donde esté permitido para condiciones de emergencia, una válvula de aislamiento automática y ducto de derivación para desviar los chorros de gas que entran alrededor del conducto del colector de bolsas de gas. (2) Un sistema de aspersión de agua para atemperar el conducto de gas en el ducto entre la caldera y el conducto del colector de bolsas de gas. 7.6.3.7 El equipo manual de combate de incendios debería estar disponible para el personal que desarrolla el mantenimiento sobre un colector. Debería proveerse un sistema de tubería vertical de manera que cada compartimiento quede accesible para al menos un sistema de mangueras. 7.6.3.8 Deberían proveerse puertas de acceso o compuertas para combate manual de incendios y revisión de lumbreras para todos los compartimientos. 7.6.4 Precipitadores electrostáticos. 7.6.4.1 Los precipitadotes electrostáticos pueden ser dañados por el calor de un incendio. Las altas temperaturas pueden alabear las placas colectoras, disminuyendo la eficiencia recolectora. Los combustibles pueden ser generados por sobreenriquecimiento del encendido del horno-caldera. Productos sólidos y líquidos de combustiones incompletas pueden recolectarse sobre la superficie de las placas. La ignición puede ocurrir por arco en el precipitador electrostático. 7.6.4.2* Deberían proveerse sensores de temperatura en el interior y exterior de los ductos. Deberían proveerse alarmas en el cuarto de control para indicar temperaturas anormales de operación. 7.6.4.3 El conjunto transformador-rectificador debería usar fluidos aislantes de un alto punto de encendido o ser del tipo

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

seco. Si son usados fluidos aislantes de aceite mineral, los hidrantes o la tubería vertical deberían ubicarse de modo que cada conjunto transformador-rectificador pueda ser alcanzado por al menos un chorro de manguera. Adicionalmente, debiera proveerse uno u otro de los siguientes:

de tiro, el área de operación puede ser reducida al área mayor subdividida por cortinas de tiro. (2) La cubierta del techo y acero de soporte debería protegerse con un revestimiento a prueba de fuego de una hora. Las columnas del edificio deberían protegerse con un revestimiento a prueba de fuego de dos horas desde el techo hasta 20 pies (6.1 m) bajo éste. Las columnas adyacentes a las aberturas del lavador deberían protegerse desde el techo hasta abajo de la abertura del lavador. Debería proveerse venteo del calor por activación automática o remota con un área de venteo de 1 pie2 (0.09 m2) por 50 pies2 (4.6 m2) de área de piso.

(1) Protección de rociadores automáticos o aspersión automática de agua. Los sistemas de protección de incendios por aspersión de agua provistos para conjuntos de transformador-rectificador deberían diseñarse para una densidad de 0.25 gpm / pie2 (10.2 mm /min) sobre la superficie expuesta de tales conjuntos. Los sistemas automáticos de rociadores deberían diseñarse para una densidad de 0.25 gpm / pie2 (10.2 mm /min) sobre 3500 pies2 (325 m2). El sistema de drenaje debería ser capaz de manejar vertimientos de aceite en exceso del más grande flujo de agua de diseño del sistema de protección de incendios. (2) Barrera (s) de incendios o separación espacial en concordancia con el Capítulo 5. (Ver 5.1.4 y 5.1.5).

7.6.5.2.3 Si no es usado un fluido menos inflamable listado, el equipo de aceite hidráulico y de lubricación debería protegerse como se describe en 7.7.4. 7.6.5.3 Lavadores. 7.6.5.3.1 Materiales de construcción. Los lavadores, tubería interna y ductos deberían construirse de materiales no combustibles o incorporarse las recomendaciones de 7.6.5.3.2 y 7.6.5.3.3. Todo el equipo revestido con material combustible debería estar identificado con avisos o placas de alerta.

7.6.5* Lavadores, edificios lavadores y ductos de extracción. 7.6.5.1 General. Los lavadores son el componente principal para los procesos de desulfurización del conducto de gas (DCG), los cuales son frecuentemente usados para mantener bajas emisiones de sulfuro. El equipo auxiliar asociado con el proceso DCG es a menudo encerrado en edificios lavadores construidos alrededor de las más bajas elevaciones del lavador. Algunos lavadores son completamente encerrados en el edificio lavador. Los ductos de escape proveen una ruta de flujo desde la salida del lavador hasta la salida del escape. Han ocurrido incendios en lavadores con revestimiento o empaquetadura combustible, o ambos. Los incendios ocurrieron durante paradas y fueron causados por corte y soldadura. Los intentos para combatir manualmente los incendios no fueron exitosos después de que el humo y el calor evitaron el acceso a los lavadores. Donde los lavadores fueron ubicados en edificios, hubo daños al edificio por humo y calor extensivos. Los incendios también pueden ocurrir en ductos de trabajo. 7.6.5.2 Edificios lavadores de gas. 7.6.5.2.1 Los edificios deberían construirse de materiales que reúnan los criterios delineados en la Sección 5.3. 7.6.5.2.2 Donde los lavadores tienen revestimientos combustibles, debería proveerse uno de los métodos siguientes de protección para el edificio: (1) Protección de rociadores automáticos a nivel del cielo raso, dimensionados para proveer 0.20 gpm /pie2 (8.1 mm/ min). El área de operación debería ser el área del edificio o 10.000 pies2 (930 m2). Donde sean provistas pantallas

7.6.5.3.2 Durante las paradas, debería hacerse todo lo siguiente:

•

(1) El corte, soldadura y otros trabajos en caliente son las causas más probables de ignición. Ver también NFPA 51B, Standard for Fire Prevention During Welding, Cutting, and Other Hot Work. Como mínimo, debieran imponerse estrictos controles de trabajo. La empaquetadura debiera ser cubierta con mantas resistentes al fuego sobre hojas de metal. Las mantas deberían mantenerse mojadas. Una manguera alimentada y un vigilante de incendios deberían ser provistos para el área de trabajo. (2) El reservorio del lavador debería mantenerse lleno si es posible o vuelto al servicio tan rápido como sea posible durante una parada. (3) La admisión del absorbedor y el amortiguador de salida deberían estar cerrados durante el corte, soldadura u otro trabajo en caliente para reducir el tiro inducido. Cuando el amortiguador de salida del lavador está abierto no debería ser permitido trabajar en caliente aguas abajo del ducto o tubo de escape. 7.6.5.3.3 Protección de incendios. Durante las paradas debería proveerse un sistema de protección de incendios para los recipientes absorbedores que contienen empaquetadura combustible o revestimiento y debería incluir lo siguiente: (1) El sistema de protección de incendios puede ser de aspersión diseñado para la operación normal del lavador o un

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IDENTIFICACIÓN Y PROTECCIÓN CONTRA LOS PELIGROS

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sistema de protección de incendios especialmente diseñado. Los sistemas de aspersión de agua deberían diseñarse de manera que los modelos de aspersión cubran el revestimiento y la empaquetadura. Donde los sistemas aspersores del lavador son usados para protección de incendios, los componentes del sistema interno para el lavador no deberían ser combustibles. El suministro de agua debería ser de una fuente confiable disponible durante la parada. Sistemas de ductos. Debería proveerse un sistema de protección de incendios durante las operaciones de mantenimiento. Es recomendado un sistema de protección fijo sobre el andamio. El sistema debería diseñarse para proteger la plataforma de trabajo y el doble del área que puede ser alcanzada por los trabajadores sobre la plataforma. Dadas las características únicas de diseño y operación de los lavadores, los diseñadores de la protección de incendios deberían consultar a los fabricantes de estos equipos sobre guías tales como selección de materiales para los sistemas internos de protección de incendios y características específicas de diseño de la protección. Deberían proveerse tuberías verticales de modo que estén disponibles mangueras de 1½ pulgadas (3.8 cm.) en los accesos a las compuertas de los lavadores que deberían estar abiertas durante las paradas. La introducción de materiales combustibles dentro del lavador debería limitarse y controlarse durante las paradas de mantenimiento e inspección.

7.6.6 Transportadores que manejan material no combustible. Los transportadores que manejan materiales no combustibles son componentes típicos de sistemas DCG y sistemas de caldera de cama fluidizada. Los materiales típicos incluyen piedra caliza y yeso. Estos transportadores deberían cumplir las recomendaciones de 7.4.4.1 hasta 7.4.4.3, 7.4.5.1, 7.4.6.1 hasta 7.4.6.4, y 7.4.6.6.

tema de protección fija instalado sobre el andamio es recomendado. El debería ser capaz de una operación manual o automática y estar diseñado para proteger la plataforma de trabajo y dos veces el área que pueda ser alcanzada por los trabajadores sobre la plataforma. 7.6.7.4 Deberían eliminarse las fuentes de ignición cuando se estén realizando trabajos sobre revestimientos combustibles. 7.6.7.5 Deberían considerarse andamios no combustibles para trabajar sobre revestimientos plásticos combustibles. 7.7 Generador de turbina. 7.7.1 Sistema de hidrógeno. 7.7.1.1 General. 7.7.1.1.1 Para sistemas de almacenaje de hidrógeno, ver NFPA 55, Compressed Gases and Cryogenic Fluids Code. 7.7.1.1.2 Los sistemas de hidrógeno al granel que suplen uno o más generadores deberían tener válvulas automáticas ubicadas en el suministro y operadas por controles tipo «hombre muerto» en el punto (s) de llenado del generador u operables desde el cuarto de control. Esto minimizará el potencial para una descarga mayor de hidrógeno en el evento de una fuga desde la tubería interna de la planta. Alternativamente, el venteo de protección de la tubería debe usarse en el edificio para protegerlo de fugas de la tubería de hidrógeno. 7.7.1.1.3 El tendido de la tubería de hidrógeno debería evitar áreas peligrosas y áreas que contienen equipo crítico. 7.7.1.1.4 El distribuidor de llenado y purga de los cilindros de hidrógeno y el generador de hidrógeno debería tener ubicación remota respecto de la turbina del generador.

7.6.7 Ductos de escape. 7.6.7.1 Deberían usarse revestimientos no combustibles donde sea práctico. (Ver Anexo C para pruebas de incendio). 7.6.7.2 Los combustibles no deberían almacenarse en tubos de escape a menos que el revestimiento esté adecuadamente protegido por una barrera de incendios. La barrera debería tener una resistencia al fuego de dos horas, o de una hora si está provista de protección de rociadores automáticos por encima del material combustible. 7.6.7.3 Debería proveerse un sistema de protección de incendios para las operaciones de mantenimiento dentro de los revestimientos combustibles de las tuberías de escape. Un sis-

7.7.1.1.5 Para equipo eléctrico en la vecindad del equipo de manejo de hidrógeno, vea el Artículo 500 de NFPA 70, National Electrical Code, y la Sección 127 de ANSI C2, National Electrical Safety Code. 7.7.1.2 Bombas de hidrógeno de sello de aceite. 7.7.1.2.1 Deberían proveerse bombas de aceite con sello de hidrógeno redundantes con suministros separados de energía para una adecuada confiabilidad del sello de suministro de aceite. 7.7.1.2.2 Donde sea factible, los circuitos eléctricos para las bombas redundantes deberían correr en ductos porta tubos en-

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

terrados o provistos de revestimiento retardante de llama si están expuestos en el área de la turbina del generador para minimizar la posibilidad de pérdida de ambas bombas como resultado de un incendio de la turbina del generador. 7.7.1.3 Deberían proveerse bordillos o drenaje, o ambos, para la unidad de aceite con sello de hidrógeno en concordancia con la Sección 5.6. 7.7.1.4 Debería proveerse una pieza de carrete con bridas o dispositivo equivalente para facilitar la separación del suministro de hidrógeno donde el generador es abierto para mantenimiento. 7.7.1.5 Para equipo eléctrico en la vecindad del equipo de manejo de hidrógeno, incluido el equipo de descarga, bombas de sello de aceite, válvulas, etc, vea el Artículo 500 de NFPA 70, National Electrical Code, y la Sección 127 de ANSI C2, National Electrical Safety Code. 7.7.1.6 Deberían proveerse alarmas en el cuarto de control para indicar presión de gas, temperatura, y porcentaje de hidrógeno anormales en el generador. 7.7.1.7 Las líneas de hidrógeno no deberían ser conducidas dentro del cuarto de control. 7.7.1.8 La válvula de descarga de hidrógeno del generador y el equipo de descarga de hidrógeno deberían disponerse para ventear directamente a una instalación exterior segura. La válvula de vacío debería ser operable remotamente desde el cuarto de control o desde un área accesible durante un incendio de maquinaria. 7.7.2 Sistema de control hidráulico. 7.7.2.1 El sistema de control hidráulico debería usar un fluido listado resistente al fuego. 7.7.2.2 Si no es usado un fluido resistente al fuego, el equipo de control hidráulico debería protegerse como se describe en 7.7.4. 7.7.2.3 Los sistemas de extinción de incendios, donde son requeridos para el equipo de control hidráulico, deberían incluir reservorios y válvulas de cierre, intercepción y recalentamiento. 7.7.3 Sistemas de aceite lubricante. 7.7.3.1 Debería considerarse el uso de un aceite lubricante resistente al fuego, listado (ej: menos peligroso o menos inflamable).

7.7.3.2 El almacenaje de aceite lubricante, instalaciones de bombeo, y tubería asociada deberían cumplir con NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code. 7.7.3.3 Los reservorios de aceite lubricante de turbinas deberían proveerse con un extractor de vapor, venteando a una instalación exterior segura. 7.7.3.4 Deberían proveerse bordillos o drenaje, o ambos, para el reservorio de aceite lubricante de la turbina en concordancia con la Sección 5.6. 7.7.3.5 Toda la tubería de aceite que sirve la turbina-generador debería diseñarse e instalarse para minimizar la posibilidad de un incendio de aceite en el evento de vibración severa de la turbina. (Vea NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code, Chapter 3, Piping Systems). 7.7.3.6* El diseño de tubería e instalaciones debería considerar las medidas de protección siguientes: (1) Construcción soldada. (2) Construcción de tubería protegida con la línea de alimentación a presión ubicada dentro de la línea de retorno o en una tubería protegida separada que drene al reservorio de aceite y dimensionada para manejar el flujo de todas las bombas de aceite operando al mismo tiempo. (3) Recorrido de la tubería de aceite despejado de o por debajo de la tubería de vapor o partes metálicas. (4) Aislamiento con envoltura impermeable para la tubería de vapor o partes metálicas calientes bajo o cerca de la tubería de aceite o cojinetes de soporte de la turbina. (5) Cubiertas no combustibles (protecciones de brida) alrededor de las bridas para reducir la probabilidad de aspersión de aceite sobre una superficie caliente. 7.7.3.7 Debería ser provista operación remota desde el cuarto de control de la válvula de corte de vacío del condensador y parada de las bombas de aceite de lubricación. El corte de vacío del condensador reduce marcadamente el tiempo de agotamiento de la máquina y así limita la descarga de aceite en el evento de una fuga. Vea el debate en 16.4.6.1 sobre planeamiento de emergencias de incendio que involucran fuegos de aceite lubricante de turbinas. 7.7.3.8 El cable para operación de bombas de aceite de lubricación debería protegerse de la exposición al fuego. La protección puede consistir en la separación del cable para las bombas de aceite ac y dc o una cubierta de resistencia al fuego de una hora (la reducción de la capacidad nominal del cable debería ser considerada). 7.7.4 Protección de incendios.

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7.7.4.1 Área del generador de turbina.

7.7.4.2* Cojinetes del generador de turbina.

7.7.4.1.1* Todas las áreas bajo del piso de operación de la turbina-generador que están sujetas a flujo, aspersión o acumulación de aceite deberían protegerse por un sistema rociador automático o rociador de agua-espuma. Este cubrimiento normalmente incluye todas las áreas bajo el piso de operación en el edificio de turbinas. El sistema de rociadores debajo de la turbina-generador debería tomar en consideración las obstrucciones de los elementos estructurales y la tubería y debería diseñarse para una densidad de 0.30 gpm / pie2 (12.2 mm / min) sobre una aplicación mínima de 5000 pies2 (464 m2).

7.7.4.2.1* Los cojinetes de la turbina-generador deberían protegerse con un sistema automático de rociadores de cabeza cerrada utilizando boquillas direccionales. La activación automática es más confiable que la manual. Los sistemas de protección de incendios para cojinetes de turbina-generador debieran diseñarse para una densidad de 0.25 gpm / pie2 (10.2 mm /min) sobre el área protegida de todos los cojinetes.

7.7.4.1.2 Las líneas de aceite de lubricación sobre el piso de operación de la turbina deberían protegerse con un sistema rociador automático que cubra aquellas áreas sujetas a acumulación de aceite incluyendo el área dentro del revestimiento de la turbina (contorno). El sistema rociador automático debería diseñarse para una densidad de 0.30 gpm / pie2 (12.2 mm /min). 7.7.4.1.3* Los reservorios de aceite lubricante y el equipo de manejo deberían protegerse en concordancia con 7.7.4.1.1. Si el equipo de aceite de lubricación está en un cuarto separado encerrado, debería proveerse protección con un sistema de extinción gaseoso de inundación total. 7.7.4.1.4* Puede proveerse protección para los generadores de turbina montados en pedestal sin piso de operación, por recomendaciones 7.7.4.1 hasta 7.7.4.3 y para contención y drenaje de vertimientos de aceite y provisión de sistemas de protección automática local para las áreas de contención. En este tipo de disposición, la aspersión de incendios de aceite lubricante y aceite del sello de hidrógeno del equipo de acondicionamiento y de control de los sistemas de aceite que usan aceite mineral, si son liberados, podrían exponer el acero del edificio o el equipo de generación crítica. Debería considerarse protección adicional tal como encerramiento del peligro, instalación de barreras no combustibles entre el peligro y el equipo crítico o el uso de sistemas de aspersión de agua sobre el peligro. 7.7.4.1.5* Los sistemas rociadores agua-espuma instalados en lugar de los rociadores automáticos descritos en el Capítulo 7 deberían diseñarse en concordancia con NFPA 16, Standard for the Installation of Foam-Water Sprinkler and Foam-Water Spray Systems, incluyendo el diseño de las densidades especificadas en el Capítulo 7. 7.7.4.1.6 El equipo eléctrico en el área cubierta por un sistema de agua o de agua-espuma debería ser de tipo encerrado y por otro lado estar protegido para minimizar el daño del agua en el evento de la operación del sistema.

7.7.4.2.2* Debería considerarse la descarga accidental de agua sobre los cojinetes de apoyo y partes calientes de la turbina. Si es necesario, es permitido que estas áreas sean protegidas por pantallas y encerradas con aislamiento de cubiertas metálicas. 7.7.4.3 Excitatriz. El área interior directamente conectada con el alojamiento de la excitatriz debería protegerse con un sistema automático de dióxido de carbono de inundación total. 7.7.4.4 Sello de aceite para hidrógeno. Las unidades de aceite de sello de hidrógeno deberían protegerse en concordancia con 7.7.4.1. 7.7.4.5 Áreas de almacenaje de aceite. Las áreas de almacenaje de aceite limpias o sucias debieran protegerse según las bases de diseño de protección de incendios. Esta área generalmente representa la concentración más grande de almacenaje de aceite en la planta. El diseñador debería considerar, como mínimo, la instalación de sistemas de protección de incendios fijos automáticos y los requerimientos de separación, ventilación y drenaje del Capítulo 5. 7.8 Equipo eléctrico. 7.8.1 Cuartos de control, computadores y comunicaciones. 7.8.1.1 Los cuartos de control, computadores y telecomunicaciones deben reunir los requerimientos aplicables de NFPA 75, Standard for the Protection of Information Technology Equipment. 7.8.1.2 Incluyendo las consolas tipo trasmisor-receptor, debería instalarse un sistema de detección de humo a través de estos cuartos, sobre los cielos rasos suspendidos donde son instalados combustibles y bajo pisos salientes. Donde los combustibles sobre el falso cielo raso son sólo cables en ductos porta cables y el espacio no es usado como un retorno pleno de aire, puede permitirse que los detectores de humo sean omitidos en esa área. 7.8.1.3 Debería considerarse en las bases de diseño de protección de incendios la protección de rociadores automáticos o

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

sistemas de protección de incendios de neblina de agua automáticos para los cuartos de computadores o telecomunicaciones. Puede usarse un sistema de pre-activación. Adicionalmente, deberían considerarse sistemas gaseosos de extinción de incendio por inundación total para áreas por debajo de pisos salientes que contienen cables o para áreas o encerramientos que contienen equipo de alto valor o que es crítico para la generación de energía. Podría considerarse equipo individual o armarios de protección en lugar de los sistemas de inundación total.

7.8.3.3 Las bases de diseño de protección de incendios deberían considerar la provisión de sistemas de supresión de incendios o recubrimientos de cable retardadores de llama, o ambos, para la protección de concentraciones de cables de la exposición a incendios. Debería ejercerse cuidado en la selección de los recubrimientos retardadores de llama para asegurar que es considerada la reducción de la capacidad nominal del cable. También debería darse consideración a la habilidad para agregar o retirar cables y para hacer reparaciones a cables protegidos con recubrimientos retardadores de llama.

7.8.1.4 Las canales de cableado que no terminan en el cuarto de control no deberían ser tendidas a través de éste.

7.8.4 Cuartos de mecanismos de control y relevadores. Los cuartos de mecanismos de control y relevadores deberían proveerse con sistemas de detección de humo.

7.8.1.5* Los sistemas de detección de incendios darán la alarma en un área constantemente atendida. 7.8.2 bles.

Cuarto de despliegue de cables y túneles de ca-

7.8.2.1 Los cuartos de despliegue y los túneles de cables debieran protegerse con rociadores automáticos, aspersión de agua, neblina de agua o sistemas automáticos de extinción gaseosa. Los sistemas rociadores automáticos deberían diseñarse para una densidad de 0.30 gpm//pie2 (12.2 mm/min) para más de 2500 pies2 (232 m2) o el más remoto túnel de cables de 100 pies lineales (30 m), hasta 2500 pies2 (232m2). 7.8.2.2 Los cuartos de despliegue de cables y los túneles de cables deberían ser provistos con un sistema de detección de incendios de alerta temprana. 7.8.3 Cables eléctricos agrupados. 7.8.3.1 Debería darse consideración al uso de aislamiento de cable retardante de llama tal como aquellos que pasan la prueba de propagación de llama del IEEE-1202, Standard for Flame-Propagation Testing of Wire and Cable. Los cables eléctricos agrupados deberían tenderse lejos de la exposición a peligros o protegerse como es requerido por las bases de diseño de protección de incendios. En particular, debería tenerse cuidado para evitar el tendido de bandejas de cables cerca de fuentes de ignición o de líquidos inflamables y combustibles. Cuando tal tendido es inevitable, las bandejas de cables deberían diseñarse y disponerse para prevenir la propagación del incendio. 7.8.3.2 Las bandejas de cables sujetas a acumulación de polvo de carbón y a la propagación de un vertimiento de aceite deberían cubrirse con hojas de metal. Donde el potencial de fugas de aceite es un problema, deben evitarse las bandejas de fondo sólido. Los cambios de elevación pueden evitar que el aceite viaje a lo largo de los cables en una bandeja.

7.8.5 Cuartos de baterías. Los cuartos de baterías deberían proveerse de ventilación para limitar las concentraciones de hidrógeno a 1% por volumen. Para mayor información, remítase a ANSI/IEEE 484, Recommended Practice for Installation Design and Installation of Large Lead Storage Batteries for Generating Stations and Substations. 7.8.6* Transformadores. Los transformadores principales, de estación de servicio y de puesta en marcha que no reúnan las recomendaciones de separación o barrera de incendios de 5.1.4 o como esté determinado por las bases de diseño de protección de incendios deberían protegerse con sistemas de aspersión automática de agua o de aspersión agua-espuma. 7.8.7* Subestaciones y patios de distribución. Las subestaciones y patios de distribución ubicados en la instalación de generación y que utilizan equipo llenado con aceite combustible deberían protegerse donde sea práctico con el sistema de hidrantes del patio. La separación espacial de los transformadores y otro equipo que contenga más de 500 gal (1890 L) de aceite debería hacerse en concordancia con 5.2.4. Debe darse consideración a la protección con aspersión de agua de los transformadores críticos para la transmisión de la energía generada. 7.9 Equipo auxiliar y otras estructuras. 7.9.1 Generadores de emergencia. 7.9.1.1 La instalación y operación de generadores de emergencia debería estar en concordancia con NFPA 37, Standard for the Installation and Use of Stationary Combustión Engines and Gas Turbines. 7.9.1.2 Protección de incendios. 7.9.1.2.1 Los generadores de emergencia ubicados dentro de las estructuras de la planta principal deberían protegerse con

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IDENTIFICACIÓN Y PROTECCIÓN DE PELIGROS PARA TURBINAS DE COMBUSTIÓN INTERNA

sistemas rociadores automáticos, de aspersión de agua, rociadores agua-espuma, aire espuma comprimidos o extinción de tipo gaseoso. Los sistemas de protección por rociadores y aspersión de agua deberían diseñarse para unos 0.25 gpm/ pie2 (12.2 mm/min) de densidad sobre el área de incendio. Los sistemas aire espuma comprimidos deberían ser diseñados e instalados en concordancia con NFPA 11, Standard for Low, Medium and High-Expansion Foam y sus listados para los peligros específicos y objetivos de protección consignados en tales listados. 7.9.1.2.2 Donde son usados sistemas de supresión gaseosos sobre máquinas de combustión, que pueden ser requeridas para operar durante la descarga de los sistemas, debería darse consideración al suministro de aire de combustión a la máquina y aire exterior para enfriamiento del equipo. 7.9.2 Cuartos de almacenaje, oficinas y almacenes. Deberían proveerse rociadores automáticos para los cuartos de almacenaje, oficinas y almacenes que contengan materiales combustibles que presentan una exposición para las áreas circundantes que es crítica para las operaciones de planta. (Para cuartos de almacenaje de aceite, ver 7.7.4.5). 7.9.3 Bodegas. Deberían proveerse rociadores automáticos para bodegas que contienen equipo de alto valor y materiales combustibles que son críticos para la generación de energía o que constituyen una exposición a incendios para otros edificios importantes. 7.9.4 Bombas de incendio. Los cuartos de alojamiento de bombas de incendio de accionamiento-diesel deberían protegerse con rociadores automáticos, aspersión de agua, rociadores agua espuma o sistemas aire espuma comprimidos. Si son provistos sistemas de protección por rociadores y aspersión de agua, ellos deberían diseñarse para una densidad de 0.25 gpm/ pie2 (10.2 mm/min) sobre el área de incendio. Los sistemas espuma aire comprimido deberían diseñarse e instalarse en concordancia con NFPA 11, Standard for Low, Medium and High-Expansion Foam y sus listados para los peligros específicos y objetivos de protección especificados en tales listados. 7.9.5 Torres de enfriamiento. Las torres de enfriamiento de construcción combustible que son esenciales para la continuidad de las operaciones de planta deberían protegerse por sistemas de rociadores automáticos o de aspersión de agua en concordancia con NFPA 214, Standard on Water-Cooling Towers.

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7.9.6.2 Las calderas auxiliares para aceite combustible instaladas dentro de las estructuras principales de planta deberían protegerse con sistemas rociadores automáticos, de aspersión de agua, rociadores agua-espuma o aire espuma comprimidos. Un sistema de rociadores es preferido a lo largo del cuarto auxiliar de la caldera a una densidad de 0.25 gpm/pie2 (10.2 mm/min). Como mínimo, debería proveerse protección de rociadores o aspersión de agua como está delineado en 7.5.1. Los sistemas aire espuma comprimidos deberían designarse e instalarse en concordancia con NFPA 11, Standard for Low, Medium and High-Expansion Foam y sus listados para los peligros específicos y objetivos de protección especificados en tales listados. 7.9.7 Las instalaciones para reparación de vehículos deberían reunir los requerimientos de NFPA 30 A, Code for Motor Fuel Dispensing Facilities and Repair Garages.

Capítulo 8 Identificación y Protección de Peligros para Turbinas de Combustión Interna 8.1 General. 8.1.1 El Capítulo 8 identifica peligros de incendio y explosión de turbinas de combustión (TC) y unidades de generación eléctrica de máquinas de combustión interna (MCI) y especifica criterios de protección recomendados. 8.1.2 Debería reconocerse que algunas instalaciones de generación TC consisten de módulos fabricados donde la construcción consiste en poner en posición estos módulos, proveerlos de suministro de combustible, servicios esenciales e interconexiones al sistema eléctrico, mientras otras instalaciones constan de edificios específicamente diseñados y construidos o modificados para el generador CT y sus auxiliares. Por consiguiente, algunas recomendaciones deberían ser más apropiadas para un tipo de planta que otras. 8.1.3* El equipo de generación MCI moderno está típicamente previsto como un paquete completo que requiere solo una fuente de combustible y conexiones eléctricas para el sistema a ser energizado. La instalación debería ser fija/permanente o instalada como una fuente de energía portátil/temporal. Las recomendaciones de este capítulo deberían aplicarse solo a instalaciones fijas no residenciales.

7.9.6 Calderas auxiliares. 7.9.6.1 Las calderas-hornos auxiliares, sus sistemas de combustión de combustible, sistemas de remoción de productos de combustión y equipo de control relacionado deberían diseñarse, instalarse y operarse en concordancia con la Sección 7.5.

8.2 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16. Las recomendaciones contenidas en los Capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 pueden aplicar a unidades de generación eléctrica de turbinas de combustión. Las bases de diseño de protección de incendio determinan cuales recomendaciones aplican para una unidad

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

de generación eléctrica específica CT y MCI. Esta determinación es hecha por evaluación de los peligros específicos que existen en la instalación y evaluación del nivel de riesgo aceptable para la instalación. Para unidades CT grandes o plantas de ciclo combinado, es de esperarse que la mayoría de las recomendaciones aplicarán, en tanto que para paquetes individuales de unidades CT y MCI, muchas de las recomendaciones no aplicarán en vista de que los peligros descritos pueden no existir (ej: las pequeñas unidades pueden no tener un cuarto de distribución de cables o un depósito). 8.3 Diseño general y disposición del equipo.

8.4.5 Si es provisto un sistema automático de espuma para los tanques de almacenaje de combustible, el sistema debería dispararse automáticamente cuando el suministro de concentrado de espuma esté agotado.

8.3.1 Debería proveerse separación adecuada, en concordancia con las bases de diseño de protección de incendios, entre las siguientes:

8.5 Turbinas de combustión y máquina generadoras de combustión interna.

(1) Unidades CT y MCI adyacentes. (2) Estructuras o exposiciones adyacentes. (3) Propiedades adyacentes (ej: tanques de granjas o instalaciones de gas natural que podrían presentar una exposición severa).

8.5.1 General.

8.3.2 Debería darse consideración a la disposición de equipo que está adyacente a CTs y MCIs y en línea con los planos de los discos de la turbina y compresor que tienen un alto potencial de daño por desechos que vuelan. 8.3.3 Los compresores y estaciones reguladoras instaladas en el sitio deben protegerse en concordancia con las recomendaciones del Capítulo 8. 8.4 Instalaciones no atendidas. Instalaciones que son operadas en forma no atendida, presentan protección especial respecto de incendios. 8.4.1 Debería darse consideración tanto a la demora en el tiempo de respuesta de la brigada de incendios o del personal de combate de incendios de los bomberos (la cual puede ser de varias horas) y a la falta de personal disponible para alertar a otros en una condición de incendio. 8.4.2 Las bases de diseño de protección de incendio deberían consignar la demora en la respuesta y la falta de comunicación. Este análisis puede establecer la necesidad de proveer medidas adicionales de protección de incendios para evitar una mayor propagación del fuego antes de la llegada del personal de combate de incendios.

•

8.4.4 Es importante que la respuesta de la brigada de emergencia o las fuerzas del cuerpo de bomberos estén familiarizados con el acceso, sistemas de protección de incendios de planta, iluminación de emergencia, peligros específicos, y métodos de control de incendios. Este esfuerzo de coordinación debería reflejarse en el plan de emergencia de incendios de la planta. (Ver Sección 16.4.)

8.4.3 La anunciación remota del panel de señalización de incendios para una o más instalaciones constantemente atendidas es crítica para la respuesta de emergencia. El panel de señalización de incendios debería ubicarse a la entrada de la planta no atendida.

8.5.1.1 La instalación y operación de generadores CT y MCI de combustión interna debería hacerse en concordancia con este capítulo y NFPA 37, Standard for the Installation and Use of Stationary Combustión Engines and Gas Turbines. 8.5.1.2 Consideraciones de diseño específicas del sitio o del diseño típico del fabricante regularán qué equipo tiene encerramientos o cuántos encerramientos separados deberían proveerse para los CTs o las MCIs. El generador CT es frecuentemente suministrado como un paquete completo de planta de energía con equipo montado sobre patines o camas y provisto con encerramientos metálicos formando un alojamiento para todos los climas. Adicional a que es a prueba de agua, el encerramiento está diseñado para proveer aislamiento térmico y acústico. Las plantas pequeñas MCI pueden involucrar encerramientos para equipo, pero más comúnmente las máquinas generadoras son instaladas en una fila en un cuarto abierto o vestíbulo. 8.5.1.3* Los peligros de incendio y explosión asociados con las unidades de generación eléctrica CT y MCI son como sigue: (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)

Combustibles inflamables y combustibles. Aceites hidráulicos y lubricantes. Equipo eléctrico y de control. Medio filtrante. Aislamiento combustible del encerramiento. Explosiones internas en CTs. Explosiones del cárter del cigüeñal en MCIs

8.5.1.4 En el evento de un problema con MCIs viejas, la parada podría ser difícil. Deberían ser provistos varios métodos diferentes, operando de manera independiente. Estos métodos pueden incluir disparadores centrífugos (condición de

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IDENTIFICACIÓN Y PROTECCIÓN DE PELIGROS PARA TURBINAS DE COMBUSTIÓN INTERNA

sobre velocidad) cierre del paso de combustible operado por cremallera de resorte, cierre del regulador de paso de combustible, cierre electro neumático del paso de combustible, o cierre de la entrada de aire tipo guillotina.

tener un dispositivo de seguro positivo para evitar el desenroscado. (4) Los tubos de instrumentación, tubería, y medidores debería protegerse del daño mecánico accidental. Los indicadores de nivel de líquidos deberían ser listados y protegidos contra impacto. (5) Donde sea práctico, las líneas de aceite lubricante deberían usar tubería de construcción protegida con la línea de presión de alimentación ubicada dentro de la línea de retorno. Si esto no es práctico, deberían usarse manguitos de tubería y/o entubado y guardas de brida para reducir la posibilidad de atomización del aceite con subsecuentes incendios por aspersión. (6) Cuando sea práctico, la tubería de fluidos no debería ser tendida sobre equipo eléctrico para impedir que el fluido escapado gotee sobre él.

8.5.2 Prevención de explosiones internas en turbinas de combustión. 8.5.2.1* Las turbinas de combustión deberían tener un sistema de detección de prueba de llama en la sección de combustión para detectar la detención de la llama durante la operación o falla de ignición durante el encendido. En caso de detención, el combustible debería ser cerrado rápidamente. Si la ignición no es alcanzada dentro del tiempo normal de arranque, entonces el sistema de control debería abortar el arranque y cerrar las válvulas de combustible.

•

8.5.2.2* Deberían usarse dos válvulas de cierre de seguridad en serie con la línea principal de combustible para minimizar la probabilidad de fugas de combustible dentro de la máquina. En los sistemas de gas debería proveerse un venteo automático a la atmósfera exterior entre las dos válvulas. 8.5.3 Prevención de incendios externos. 8.5.3.1 Los sistemas de tubería que suministran líquidos y gases inflamables y combustibles deberían diseñarse para minimizar las fallas de las tuberías de aceite y combustible como sigue: (1) Si es usada tubería de metal rígido, debería diseñarse con libertad para desviarse con la unidad, en cualquier dirección. Esta recomendación también debería aplicar a líneas hidráulicas que están conectadas a cajas accesorias de engranajes o actuadores montados directamente sobre la unidad. La manguera metálica apropiadamente diseñada es una alternativa para líneas de combustible, hidráulicas y de aceite lubricante en áreas de alta vibración, entre líneas de suministro de tubería rígida y distribuidores en y hacia los puntos de entrada a la interfase de la máquina. (2) La tubería rígida conectada directamente a la unidad debiera estar soportada de manera que las fallas no ocurran debido a la frecuencia natural de la tubería coincidiendo con la velocidad rotacional de la máquina. Debería tenerse cuidado en el diseño de los soportes de tubería para evitar vibraciones inducidas por otro equipo que puede excitar su frecuencia natural. (3) Las uniones soldadas de tubería deberían usarse donde sea práctico. Los acoples roscados y bridas dejadas fuera en la tubería de combustible y aceite deben ensamblarse usando una llave de torque para llevarlas al momento de torsión requerido por el fabricante. Los acoples deberían

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•

8.5.3.2* En muchas unidades el aceite de lubricación es usado para lubricar y como control hidráulico. Para sistemas combinados, debería considerarse un fluido resistente al fuego listado para el sistema de lubricación. Si son usados sistemas separados, el sistema de control hidráulico debería usar un fluido listado resistente al fuego, y un fluido resistente al fuego listado debería ser considerado para el sistema de lubricación. 8.5.3.3 Debería considerarse un detector (s) de gas combustible para los encerramientos de CT y MCL. 8.5.3.4 Para recomendaciones relacionadas con contención y drenaje de líquidos, vea la Sección 5.5. 8.5.3.5 En orden a evitar condiciones que podrían causar un incendio mientras la unidad está en operación, los paquetes de control deberían incluir el parámetro de monitoreo y las capacidades de parada descritas en el Capítulo 9 de NFPA 37, Standard for the Installation and Use of Stationary Combustion Engines and Gas Turbines. 8.5.4* Protección de incendios para turbinas de combustión y generadores eléctricos de combustión interna. 8.5.4.1 General. La determinación de la necesidad de supresión de incendios para las máquinas de turbina de combustión debería basarse en la consideración del valor de la unidad, consecuencias de su pérdida, y vulnerabilidad al daño de las estructuras y equipo adyacente. 8.5.4.2 Sistemas rociadores automáticos y de aspersión de agua. 8.5.4.2.1 Los sistemas rociadores automáticos y de aspersión de agua, donde sean provistos, deberían seguir las recomendaciones del Capítulo 7 y los criterios siguientes:

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

(1) Si es permitido por la configuración de la turbina, las boquillas de aspersión de agua provistas para proteger los alojamientos de los cojinetes de potencia de la turbina de combustión detrás del ducto de escape deberían basarse directamente en la geometría de la unidad para evitar posible daño por agua. (2) Debería proveerse protección de rociadores automáticos o de aspersión de agua para la tubería de aceite expuesta y áreas sobre el piso bajo la unidad donde pudieren depositarse fugas de aceite. (3) Deberían considerarse las descargas de agua accidentales sobre puntos de cojinetes y partes calientes de la turbina. Si es necesario, estas áreas pueden protegerse con pantallas y aislamiento encerrado con cubiertas de metal. (4)* Dependiendo de la disposición del paquete de la unidad, debería darse consideración al cierre automático de las válvulas de combustible sobre el flujo de agua. Esta acción no debería ser tomada para sistemas de suministro de energía de emergencia MCL (ej: energía de emergencia en hospitales). (5) Los turbo-cargadores en MCLs constituyen una parte del peligro y debería proveerse protección. 8.5.4.2.2 Los reservorios de aceite lubricante y el equipo de manejo deberían estar protegidos en concordancia con 7.7.3.3 y 7.7.4.1.3. Donde este equipo esté ubicado en áreas abiertas dentro de un edificio, tal edificio deberá ser dotado de rociadores en concordancia con 7.7.4.1.1. Donde los reservorios de aceite lubricante y el equipo de manejo estén instalados afuera, es apropiada una cobertura individual. 8.5.4.3* Sistemas gaseosos de inundación total. 8.5.4.3.1 Donde sean usados sistemas de agente gaseoso de inundación total, el sistema debería ser listado e instalado en concordancia con NFPA 12, Standard on Carbon Dioxide Extinguishing Systems, NFPA 12 A, Standard on Halón 1301 Fire Extinguishing Systems, o NFPA 2001, Standard on Clean Agents Fire Extinguishing Systems; así como con los procedimientos de instalación del fabricante.

tamente con la parada y, por consiguiente, debería ser considerado en el diseño del sistema de extinción. 8.5.4.3.3* Las concentraciones de gas de diseño deberían cumplirse ya que existen los peligros de las superficies de metal caliente más allá de la temperatura de auto-ignición y flujo incontrolado del líquido combustible. El tiempo mínimo de peligro que existe es una función de los tiempos de descarga y bajo enfriamiento de la turbina. Es de esperarse que los fabricantes valorarán y proveerán los tiempos de descarga y bajo enfriamiento de sus unidades. 8.5.4.3.4 La operación del sistema de incendio debería ser dispuesta para cerrar las válvulas de combustible excepto para sistemas de suministro de energía de emergencia MCL (ej: energía de emergencia en hospitales). 8.5.4.3.5 El mantenimiento de los sistemas de inundación total es particularmente crítico. Debería ser mantenida la integridad del encerramiento a ser inundado y los enclavamientos entre el sistema de incendios y equipo asociado, tales como los amortiguadores del sistema de ventilación. La integridad del encerramiento debería verificarse siempre que haya sido desensamblado o modificado. Esto puede ser hecho con una prueba de ventilador de puerta u otros medios calificados de detección de fugas. La prueba de fuga debería ser realizada al menos cada 5 años. El mantenimiento y prueba del sistema de protección de incendio debería realizarse como está definido en la norma de supresión aplicable. 8.5.4.3.6 Debería tomarse nota que los incendios profundos, tales como los de aislamiento empapado de aceite, pueden estar presentes y requerirán extinción manual después del tiempo de infiltración del sistema gaseoso. 8.5.4.3.7 Para CTs y MCLs ubicadas en interiores, deberían consignarse previsiones para la segura remoción del gas y productos de combustión potencialmente tóxicos del encerramiento de la turbina luego de la activación del sistema. 8.5.4.4

8.5.4.3.2 Donde sean usados sistemas gaseosos de inundación total, el encerramiento de la máquina debería ser dispuesto para fugas mínimas por parada automática de los ventiladores y cierre automático de puertas, amortiguadores de ventilación y otras aberturas. Los compartimientos CT o MCL están diseñados para ser capaces de un cierre nominalmente a prueba de aire. Durante la operación hay, sin embargo, la necesidad de substanciales cantidades de aire de enfriamiento secundario (ventilación compartimentada). Este aire puede ser movido a través de los compartimientos por ventiladores o acción venturi del aire CT o MCL. Este flujo de aire no se detiene inmedia-

Sistemas de neblina de agua de inundación total.

8.5.4.4.1 Donde son usados sistemas de neblina de agua de inundación total, tales sistemas deberían instalarse en concordancia con NFPA 750, Standard on Water Mist Fire Protection Systems, listados para la aplicación. El sistema debería instalarse en concordancia con los procedimientos de instalación del fabricante. 8.5.4.4.2 La turbina o encerramiento de la máquina debería disponerse para reducir las fugas por cierre automático de las puertas, amortiguadores de ventilación, otras aberturas y parada

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IDENTIFICACIÓN Y PROTECCIÓN DE PELIGROS PARA TURBINAS DE COMBUSTIÓN INTERNA

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automática de ventiladores. Las válvulas de combustible deberían disponerse para cerrar automáticamente a la activación del sistema.

bles siempre que sean prácticos. ANSI UL 900, Standard for Safety Test Performance of Air Filters, puede usarse a manera de guía.

8.5.4.4.3 El suministro de agua (y aire) debería dimensionarse para que sea capaz de proveer protección ya que existen los peligros de superficies de metal caliente más allá de la temperatura de auto-ignición y flujo incontrolado del líquido combustible (consultar al fabricante sobre tiempos de bajo enfriamiento). Este requerimiento puede ser satisfecho por una descarga cíclica de neblina siempre que ésta esté incluida en el listado y haya mostrado ser efectiva en pruebas de incendio.

8.5.5.2 El equipo manual de combate de incendios debería estar disponible para el personal que ejecuta el mantenimiento sobre los filtros de aire.

8.5.4.4.4 El sistema debería ser funcionalmente probado al completamiento de las actividades de servicio y cualquier tiempo de mantenimiento mayor conducido sobre el sistema, para verificar su integridad y flujo de las boquillas.

8.5.6.1 Los sistemas de hidrógeno deberían cumplir con las recomendaciones de 7.7.1 y 7.7.4.4.

8.5.4.5 Sistemas de extinción localizados.

8.5.5.3 Las puertas o compuertas de acceso deberían estar provistas para combate manual de incendios a lo largo de las estructuras de los filtros de aire. 8.5.6 Generadores.

8.5.6.2 Debería proveerse protección de incendios en concordancia con 8.5.4 para los apoyos del generador y la tubería de aceite o cualquier área donde el aceite pueda fluir, acumularse, o ser pulverizado.

8.5.4.5.1 Un sistema de extinción localizado puede ser apropiado donde las unidades no están encerradas y es deseable que un primer nivel de protección podrá operar antes que los rociadores o donde éstos no hayan sido instalados. Tal sistema debería ser de un tipo de aplicación local listado tal como neblina de agua, aire-espuma comprimidos, dióxido de carbono o químico seco.

8.5.6.3* Los generadores de aire-enfriado deben sellarse herméticamente contra la entrada de humedad en el evento de descarga (accidental o de otra naturaleza) de un sistema de aspersión de agua. El sellado debería ser positivo, tal como por un empaque o relleno expansivo, alrededor de todo el alojamiento del generador.

8.5.4.5.2 Las tasas y duración de la descarga deberían ser tales que el enfriamiento y la parada ocurran para evitar la reignición del incendio. El sistema de operación debería disponerse para cerrar las válvulas de combustible.

8.5.7 Equipo de arranque para CTs. Donde son usados MCLs o convertidores de torque, debería proveerse protección de incendios basada en la consideración de los factores en 8.5.4.1.

8.5.4.5.3 El posicionamiento de las boquillas de aplicación local debería ser tal que el acceso a la turbina o máquina no resulte obstruido.

8.6 Equipo eléctrico.

8.5.4.6 Sistemas de espuma de alta expansión. Donde son usados sistemas de espuma de alta expansión para inundación total de encerramientos CT o MCL, la operación del sistema de protección debería disponerse para cerrar las válvulas de combustible. 8.5.4.7 Sistemas aire-espuma comprimidos. Donde sean provistos, los sistemas aire-espuma comprimidos deberían ser instalados en concordancia con los requerimientos de NFPA 11, Standard for Low, Medium and High-Expansion Foam. 8.5.5 Sistema de entrada de aire. 8.5.5.1* Los medios de filtrado de aire y enfriamiento evaporativo deberían ser construidos de materiales menos inflama-

8.6.1 Encerramientos de control. Los encerramientos de control contienen paneles de control, mecanismo de control, baterías, relevadores, y medidores indicadores. Los encerramientos del equipo eléctrico auxiliar, donde son provistos, normalmente contienen equipo de excitación estática, mecanismos de control, transformadores de corriente, transformadores de potencia, transformadores a tierra y otro equipo eléctrico. 8.6.2 Un sistema de detección de humo debería instalarse con anunciación de alarma a una instalación constantemente atendida. 8.6.3 Debería ser considerado un sistema automático de supresión para los encerramientos. 8.7 Unidades de ciclo combinado.

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

8.7.1 Generadores de vapor de recuperación de calor. Los generadores de vapor de recuperación de calor que usan encendido suplementario deberían diseñarse y protegerse en concordancia con la Sección 7.5 (Ver NFPA 85, Boiler and Combustión Systems Hazards Code, for additional requirements).

ción de polvo. El polvo recogido en un sistema recolector, casa de bolsas o ciclón, debería descargarse aguas abajo del sistema recolector, detrás del sistema transportador o detrás de la corriente de residuos o desperdicios. (Para una guía adicional, ver 7.4.3). 9.1.3 Equipo de alimentación de calderas.

8.7.2 Turbinas de Vapor. Las turbinas de vapor, generadores, y sus peligros asociados deberían diseñarse y protegerse en concordancia con la Sección 7.7.

Capítulo 9 Combustibles Alternativos 9.1 General. El Capítulo 9 identifica peligros de incendio y explosión del combustible alternativo [ej: combustible derivado de desechos (RDF), basuras sólidas municipales (MSW), biomasa] – del encendido de plantas de generación eléctrica y especifica criterios recomendados de protección que son comunes para todas las plantas sin consideración del combustible usado. 9.1.1 Los mayores peligros de incendio y explosión asociados con unidades de masa que arde son los siguientes:

9.1.3.1 El equipo de alimentación de la caldera, tal como un recipiente medidor, debería ser de material no combustible y diseñado para minimizar los bolsillos o equinas que podrían causar que se formen espacios de material combustible. Puede considerarse el monitoreo por video para instalaciones no realmente visibles para la administración de la planta. (Remítase a NFPA 85, Boiler and Combustión Systems Hazards Code). 9.1.3.2* Deberían proveerse compuertas de acceso para permitir la operación del personal para desmenuzar acumulaciones u obstrucciones de material combustible. Adicionalmente, las compuertas deberían situarse de modo que el chorro de una manguera de incendios pueda estar directamente sobre el incendio que puede ocurrir en el interior del equipo. 9.1.4 Prevención de incendios y explosiones.

(1) Suministro, recepción, manejo, y almacenaje de grandes cantidades de combustibles alternativos. (2) Basura inservible entrando a la instalación. Ejemplos incluyen ciertos hidrocarburos, líquidos inflamables, polvos metálicos, acetileno, y explosivos. (3) Aceites hidráulicos y lubricantes asociados con el equipo de procesamiento. (4) Equipo eléctrico impropiamente mantenido. (5) Grandes cantidades de combustible acumulado en áreas impropias como resultado de vertimientos o el manejo. (6) Inadecuado control del polvo. 9.1.2 Disposición de planta. 9.1.2.1 Las áreas específicas de desembarque de carga caliente deberían diseñarse y separarse de otras áreas (preferiblemente en exteriores) de suerte que las cargas que contienen constituyentes humeantes u otros sospechosos puedan ser segregados. Tales áreas deberían monitorearse apropiadamente y equiparse con extintores de incendios incipientes apropiados antes de mezclarlas con otras MSW y RDF. 9.1.2.2 Los venteos de humo y calor deberían considerarse en concordancia con 5.4.1 en áreas tales como pisos de recibo / descargadero o en áreas de almacenaje de combustibles.

9.1.4.1 El personal de la instalación debería asegurarse que el combustible es constantemente movido hacia el área de proceso o almacenaje. Los vehículos cargados con materiales combustibles no deberían aparcar en el edificio durante períodos de inactividad. 9.1.4.2 Debería proveerse un sistema de comunicación entre el administrador de la plataforma y el cuarto de control para una asistencia expedita en el evento de un incendio. 9.1.4.3 Debería establecerse un programa regular de limpieza general para mantener al mínimo las concentraciones de material y polvo combustibles. La limpieza general pobre incrementa la frecuencia y resultados en grandes incendios. 9.1.4.4 La experiencia operacional ha demostrado que los operadores ambulantes y otro personal de planta han sido factores clave en la detección de incendios y condiciones inseguras. Es importante que estén apropiadamente entrenados para observar y reaccionar a situaciones de incendios incipientes. Estos deberían reportarse al operador del cuarto de control para evaluación y determinación de qué acciones deben tomarse. 9.1.5 Protección de incendios.

9.1.2.3 Hay un polvo potencial inherente asociado con el procesamiento de la mayoría de los combustibles alternativos. El proceso debería diseñarse para minimizar la produc-

9.1.5.1* Deberían ubicarse estaciones de manguera diseñadas en concordancia con NFPA 14, Standard for the Installation

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COMBUSTIBLES ALTERNATIVOS

of Standpipe and Hose Systems, a través del almacenaje de materiales combustibles (edificio del descargadero), piso de cargue, piso de descarga, área hidráulica, y edificio de residuos. Debido a la alta frecuencia de uso, deberían considerarse los puntos siguientes: (1) Ubicación y protección física para evitar daño potencial debido a los modelos de tráfico. (2) Tamaño y número para ser determinados para la geometría única de la planta (ej: muros móviles). (3) Facilidad de uso, mantenimiento, y almacenaje, tales como el uso de carreteles de manguera no colapsibles a través del flujo continuo. (4) Protección contra congelamiento en áreas no calentadas. 9.1.5.2* Las estructuras para manejo de combustible y transportadores deberían protegerse en concordancia con 7.4.6.

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pueden aplicar a unidades de estaciones de generación eléctrica de encendido por combustibles alternativos. Las bases de diseño de protección de incendios determinarán cuales recomendaciones aplican para cualquier unidad específica de encendido por combustible alternativo. Esto es hecho por evaluación de los peligros específicos que existen en la instalación y la determinación del nivel de riesgo aceptable para ella. Es de esperarse que la mayoría de las recomendaciones aplicarán a todas las unidades, excepto las siguientes: (1) Donde el tamaño y el diseño específico eliminan la certeza de los riesgos (ej: unidades de H2 con sello de aceite, cuartos de despliegue de cables, o depósitos). (2) Donde las bases de diseño de protección de incendios indican una sola fuente de agua (ej: un solo tanque) que es considerada adecuada y confiable.

9.1.5.3 El equipo hidráulico, reservorios, enfriadores, y equipo de llenado de aceite asociado, debería proveerse con rociadores automáticos, protección con aspersión de agua o sistemas comprimidos aire-espuma. La protección debería estar sobre el equipo de contención de aceite y 20 pies (6.1 m) más allá en todas direcciones. Debería proveerse una densidad 0.25 gpm/pie2 (10.2 mm/min). Los sistemas comprimidos aire-espuma deberían diseñarse e instalarse en concordancia con NFPA 11, Standard for Low, Medium and High-Expansion Foam y su listado para los peligros específicos y objetivos de protección especificados en tal listado.

9.3 Combustibles de masa que arde.

Excepción: Donde sea usado un fluido resistente al fuego listado, la protección no es necesaria.

9.3.2.1 El foso de desechos está normalmente encerrado sobre tres lados, hasta el nivel de cargue, por muros de concreto reforzado. El espesor de los muros varía con el diseño de la instalación pero puede proveer un mínimo de dos horas de separación del incendio.

9.1.5.4 Con base en la carga combustible, ubicación, y uso esencial, un sistema automático de rociadores debería considerarse para los colectores de polvo, casa de bolsas, y separadores tipo ciclón. (Remítase a 7.4.6.5). 9.1.5.5* Debería proveerse protección con rociadores automáticos en ductos plásticos de mas de 12 pulgadas (300 mm) de diámetro siempre que los ductos estén ubicados dentro o fuera del edificio guarnecido. Los rociadores no deberían estar espaciados a más de 12 pies (3.7 m) de separación en ductos horizontales y a no más de 24 pies (7.32 m) de separación en ductos verticales. El suministro de agua debería ser adecuado para una tasa de flujo de 20 gpm (1.26L/segundo) por cabeza. 9.1.5.6 Los rociadores automáticos deberían ser resistentes a la corrosión para tolerar los efectos de oxidación de productos de combustión de cargadores frontales y de camiones de basura accionados por motores de combustión. 9.2 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16. Las recomendaciones contenidas en los Capítulos 4 hasta 7, 15 y 16

9.3.1 General. La Sección 9.3 identifica peligros de incendio y explosión que son únicos en el uso de MSW como combustible de calderas por medio de un proceso que incluye el transporte de MSW directamente hasta un piso de descarga o foso de almacenaje y quemado sin ningún procesamiento especial. MSW es desperdicio sólido municipal consistente en basura del común acontecer residencial y comercial liviana. 9.3.2 Disposición de planta.

9.3.2.2 Las columnas de acero expuestas ubicadas al frente del foso de desechos deberían protegerse contra el daño estructural causado por el calor (incendio). Esta protección puede incluir encajonamiento en concreto, aspersión de agua, u otras alternativas apropiadas y se extiende desde la base de la columna hasta el techo del encerramiento del foso de desechos. Debería tenerse el cuidado de resguardar la protección contra incendios del daño mecánico. 9.3.2.3 Las grúas elevadas son usadas a menudo para mezclar y almacenar los desechos dentro del foso. La basura indeseable (elementos grandes tales como refrigeradoras) son a menudo separadas del almacenaje de basura por el operador de la grúa para disposición fuera del sitio o para trituración / procesamiento (Vea 9.4.5) antes que restituirlas al almacenaje de basura. Todos los otros elementos son cargados directamente dentro de las tolvas de alimentación de la caldera sin procesamiento. Adicionalmente, el método aceptable para la

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extinción de pequeños incendios es también la carga directa del desecho humeante y sin llama dentro de las tolvas por el operador de la grúa. Respecto de los puestos de operación de las grúas deben darse las consideraciones siguientes: (1) Ubicación del puesto de manera que la seguridad el operador no aparezca comprometida. (2) Habilidad para tener una visión clara y no obstruida de todo el almacenaje y las áreas de cargue. (3) Provisión de aparatos de respiración auto-contenida para la salida del operador. (4) Provisión de comunicación directa con el cuarto de control de la caldera y el piso de administración. (5) Habilidad para activar el equipo de protección de incendios. 9.3.2.4 Para instalaciones de masa que arde que utilizan trituradoras y molinos de golpe remítase a los criterios de 9.4.2.2. 9.3.3 Protección de incendios. 9.3.3.1* El edificio de descarga / recibo debería proveerse con protección total de rociadores automáticos. Los sistemas deberían diseñarse para un mínimo de 0.25 gpm / pie2 (10.2 mm /min) sobre el más remoto 3000 pies2 (279 m2) (incrementado en 30% para los sistemas de tubería seca) de área de piso con el área de protección para rociadores que no exceda de 130 pies2 (12.0 m2). Deberían usarse rociadores de alta temperatura [250° F a 300° F (121° C a 149° C)]. 9.3.3.2* El foso de almacenaje MSW, piso de cargue, y áreas de disposición y agarre. 9.3.3.2.1 Debería proveerse protección automática de rociadores a través del encerramiento de desecho para proteger el área entera de piso contra el daño estructural. Los sistemas deberían diseñarse para un mínimo de 0.20 gpm / pie2 (8.1 mm /min) sobre el más remoto 3000 pies2 (279 m2) (incrementado por 30% para sistemas de tubería seca) de área de piso / foso con el área de protección por rociadores que no exceda 100 pies2 (9.3 m2). Deberían usarse rociadores de alta temperatura [250°F a 300°F (121°C a 149°C). La protección de las columnas de acero expuestas, donde sea provista, debe diseñarse en concordancia con NFPA 15, Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection, y puede ser conectado al sistema elevado de rociadores. Debido a la distancia entre el fondo del foso de desechos y el sistema de rociadores, deberían considerarse boquillas monitoras y mangueras manuales como los medios primarios de combatir un incendio del foso de almacenaje MSW. 9.3.3.2.2 Adicional a la protección con rociadores, el foso de almacenaje debería ser provisto con protección de boquillas

monitoras diseñadas para suministrar al descargadero un mínimo de 250 gpm (946 L / min) a 100 psi (689 kPa). Los monitores deberían localizarse para permitir el cubrimiento de todas las áreas del foso con al menos dos chorros operando simultáneamente. Debido a la frecuencia de uso y el potencial de exposición al fuego para el operador, deberían proveerse boquillas monitoras oscilantes con sobrepaso manual. 9.3.3.3 Debería tenerse especial cuidado en la selección de dispositivos de detección de incendios en consideración de los ambientes duros y polvorientos y los altos flujos de aire. 9.3.4 Supresión de explosiones. Las instalaciones de masa que arde que utilizan trituradoras y molinos de golpe para el procesamiento de basura voluminosa de tamaño enorme debe seguir las recomendaciones de 9.4.3. 9.4 Combustibles derivados de desechos (RDF). 9.4.1 General. La Sección 9.4 identifica peligros de incendio y explosión que son únicos para el procesamiento de basura sólida municipal (BSM) hasta combustibles derivados de rechazos (CDR). El CDR es un combustible de caldera fabricado por medio de un proceso que incluye almacenaje, trituración, clasificación y transporte de basura a un área de almacenaje de combustible. Es luego transportada hasta la caldera a través de un dispositivo de medición. 9.4.2 Disposición de planta. 9.4.2.1 Las áreas de incendio deberían separarse una de otra por medios aprobados. En adición a los requerimientos aplicables de 5.1.1.2 y 5.1.1.3, es recomendado que, como mínimo, sea provista delimitación de las áreas para separar lo siguiente: (1) El piso del descargadero (incluyendo el almacenaje de BSM). (2) El área de procesamiento. (3) El almacenaje de CDR. 9.4.2.2 Hay un peligro potencial de incendio y explosión con el uso de trituradoras y martillos de golpe y el equipo recolector de polvo asociado. Durante el proceso de reducción de tamaños, los materiales combustibles o explosivos pueden ser incendiados. 9.4.2.2.1 El triturador primario y el colector de polvo asociado deberían ubicarse dentro de un encerramiento de construcción limitante de daños. Es preferible que el encerramiento esté separado del edificio principal. Otras alternativas incluidas son las instalaciones siguientes: (1) Afuera de, pero compartiendo un muro común con, el edificio principal.

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(2) Dentro del edificio principal, a lo largo de una pared exterior. (3) Dentro del edificio principal. 9.4.2.2.1.1 En vista de las dificultades en la prevención y control de todos los tipos de explosiones de trituración, es importante aislar el triturador y encerrar el contorno del equipo vulnerable y las áreas ocupadas en la planta. Debería darse consideración a la protección del personal de operación o visitantes de la zona potencial de voladura. 9.4.2.2.2 Los trituradores secundarios no exhiben como significativo un potencial de incendio y explosión como los trituradores primarios. Donde los diseños específicos no eliminan el potencial para explosiones en el triturador secundario, remítase a 9.4.3. 9.4.2.2.3* Deberían diseñarse trituradores, encerramientos de trituradores, y aberturas dentro de los encerramientos para que, por una combinación de venteo y muros resistentes, ellos puedan resistir el peor caso supuesto de explosión verosímil. Debería darse consideración al substancial incremento en la presión explosiva como resultado del venteo de los trituradores dentro de una mezcla combustible vapor-aire dentro del encerramiento. Es recomendable que los diseñadores busquen guías de aquellos que tienen experiencia especializada en el análisis de tales peligros, incluidas especificaciones y construcción de venteos de explosión y encerramientos de trituradores. 9.4.2.2.4 Las plataformas y elevaciones intermedias deberían ser de enrejado abierto para reducir las obstrucciones para un área de venteo efectiva. 9.4.2.2.5 El equipo eléctrico localizado dentro del encerramiento del triturador debería ser clasificado para uso en atmósferas peligrosas de vapor y de polvo en concordancia con los Artículos 500 y 501 de NFPA 70, National Electrical Code. 9.4.2.2.6 Los paneles de servicio o controles para los trituradores deberían ubicarse de modo que no expongan al personal de operación a la zona de voladura. 9.4.2.2.7 El venteo de explosiones debería dimensionarse usando los nomogramas de hidrógeno como lo describe NFPA 68, Guide for Venting of Deflagrations. Donde sean usados ductos para desfogue de explosiones hacia el exterior, también debería darse consideración al incremento de presión causado por la longitud del ducto de venteo. Si el área disponible de desfogue es inadecuada para el venteo suficiente de la explosión debido a la altura de la chimenea de venteo u otros factores, debe usarse un sistema de supresión de explosiones en el triturador para incrementar la disposición del desfogue. (Remítase a 9.4.5).

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9.4.2.2.8 Donde sean provistos montajes de puertas de acceso para el encerramiento de los trituradores primarios, ellos deben mantenerse asegurados para evitar el acceso no autorizado cuando el equipo está operando. Los montajes de puerta de acceso deberían tener la misma tasa de presión del encerramiento. 9.4.3 Prevención de incendios y explosiones en unidades RDF. 9.4.3.1 El proceso debería ser diseñado para minimizar la producción de polvo. Los colectores de polvo en un sistema recolector, casa de bolsas, o ciclón, deberían descargar aguas abajo del sistema recolector, por detrás del sistema de transporte o atrás de la corriente de residuos o basura. (Para guía adicional, ver 7.4.3.4). 9.4.3.2* El equipo de imágenes por radiación (ej: rayos X) debería ser considerado como un medio para detectar tanques o contenedores que podrían contener materiales inflamables. El equipo de detección debería ser dispuesto para monitorear basuras sobre el transportador antes de que entre a la trituradora. Una imagen de qué se está viendo en la basura es transmitida a un operador. Si un objeto en forma de tanque es observado, el transportador debería ser detenido y el tanque retirado. 9.4.3.3 Un sistema de detección de gas combustible debería considerarse como una medida suplementaria de protección de explosiones. Prever que los vapores inflamables pueden incluir una amplia variedad de materiales inflamables y seleccionar el dispositivo de detección de gas debieran tomar esto en consideración. 9.4.3.3.1 La localización de sensores o líneas de muestreo debería estar basada en las condiciones específicas del sitio, incluyendo tasas de flujo de aire a través del triturado y componentes asociados localizados aguas arriba y aguas abajo del triturado. 9.4.3.3.2 El sistema de detección de gas combustible debería estar dispuesto con una alarma con anunciador al 25 % del límite inferior de explosividad calibrado (LIE) y enclavamientos al 50% del LIE. Los enclavamientos que deberían considerarse incluyen área de evacuación, parada de la trituradora, trasportadores asociados, sistemas de recolección de polvo y operación de sistemas de supresión de incendio o explosión. 9.4.4 Protección de incendios. 9.4.4.1* Enclavamientos. La activación de un sistema de supresión de incendios origina que la protección del equipo ac-

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túe para detenerlo. Con la parada del equipo, los transportadores de alimentación aguas arriba deberían parar también para detener el suministro de material combustible al fuego, mientras los transportadores aguas abajo deben ser detenidos para evitar la propagación del fuego. Debería proveerse un sobrepaso manual. 9.4.4.2 Deberían proveerse zarandas / clasificadoras, tales como las zarandas rotatorias, con protección de aspersión de agua para evitar la propagación del incendio aguas abajo a través de la zaranda. Los sistemas deberían diseñarse para un mínimo de 0.25 gpm /pie2 (10.2 mm /min) del área de la zaranda entera con boquillas a no más de 10 pies (3.0 m) sobre el centro. Debería considerarse evitar el daño físico por operación de equipo móvil en el área y del material que está siendo procesado. 9.4.4.3* El edificio de descarga / recibo debería proveerse con protección total de rociadores automáticos. Los sistemas deberían diseñarse para un mínimo de 0.25 gpm / pie2 (10.2 mm /min) sobre el más remoto 3000 pies 2 (279 m 2 ) (incrementado en 30% para los sistemas de tubería seca) de área de piso con el área de protección para rociadores que no exceda de 130 pies2 (12.0 m2). Deberían usarse rociadores de alta temperatura [250° F a 300° F (121° C a 149° C)]. 9.4.4.4* El edificio de procesamiento debería proveerse con protección total de rociadores automáticos. Los sistemas deberían diseñarse para un mínimo de 0.25 gpm / pie2 (10.2 mm /min) sobre el más remoto 3000 pies2 (279 m2) (incrementado en 30% para los sistemas de tubería seca) de área de piso con el área de protección para rociadores que no exceda de 130 pies2 (12.0 m2). 9.4.4.5 El edificio de almacenaje RDF debería proveerse con protección total de rociadores automáticos. Los sistemas deberían diseñarse para un mínimo de 0.35 gpm / pie2 (14.3 mm / min) sobre el más remoto 3000 pies2 (279 m2) (incrementado en 30% para los sistemas de tubería seca) de área de piso con el área de protección para rociadores que no exceda de 100 pies2 (9.3 m2). Deberían usarse rociadores de alta temperatura [250° F a 300° F (121° C a 149° C)]. La altura del almacenaje en exceso de 20 pies (6.1 m) requerirá densidades de diseño más altas. 9.4.4.6 El área del sistema de alimentación de la caldera RDF, incluidos recipientes, tolvas, canales, transportadores, y otros, debería ser considerado para protección con rociadores automáticos. Donde sean provistos, los sistemas deberían diseñarse para un mínimo de 0.20 gpm / pie2 (8.1mm /min) sobre el más remoto 2000 pies2 (186 m2) (incrementado en 30% para los sistemas de tubería seca) de área de piso con el área de protección para rociadores que no exceda de 130 pies2 (12.0 m2). También debería considerarse protección, tanto interna

como externa, dependiendo del diseño específico del equipo, altura de cielos rasos y accesibilidad para el combate manual de incendios. 9.4.4.7 Los encerramientos de trituración deberían proveerse con protección de rociadores automáticos o aspersión de agua. Los sistemas deberían diseñarse para un mínimo de 0.25 gpm / pie2 (10.2 mm /min) sobre el más remoto 3000 pies2 (279 m2) (incrementado en 30% para los sistemas de tubería seca) de área de piso con el área de protección para rociadores que no exceda de 100 pies2 (9.3 m2). También debería proveerse aspersión de agua dentro del alojamiento de los trituradores a la entrada y descarga de las canales y dentro de los pozos de venteo. 9.4.4.8 El ambiente debería considerarse en la selección de los dispositivos de detección. La detección de calor es más confiable bajo las condiciones encontradas en las áreas de proceso. La detección de humo no debería usarse en las áreas de proceso. Si son usados detectores de llama, debería proveerse un limpiador de aire de los lentes. 9.4.5 Supresión de explosiones. 9.4.5.1 Deberían considerarse sistemas de supresión de explosiones para protección de los trituradores. Si son seleccionados tales sistemas, ellos deberían diseñarse e instalarse por individuos calificados usando componentes listados. (Ver NFPA 69, Standard on Explosion Prevention Systems y ASTM E 1248, Standard Practice for Shredder Explosion Protection).). 9.4.5.2 Detectores de los sistemas de supresión de explosiones y agentes de distribución deberían cubrir el volumen entero del triturador y todas las áreas contiguas, incluyendo entrada y descarga de los transportadores, canales de rechazo, y sistemas de recolección de polvo. 9.4.5.3* El equipo del sistema de supresión de explosión y montajes asociados deberían inspeccionarse periódicamente. Los extintores y puertos de detección deberían ser limpiados frecuentemente para asegurar una operación exitosa. 9.4.5.4 Los sensores de presión deberían ubicarse en áreas de la trituradora donde no podrán ser obstruidos. Si hay una demora en la operación del sistema de supresión, habría un incremento en la presión por encima de aquel que podría esperarse en una explosión no suprimida. 9.5 Combustibles de biomasa. 9.5.1 General. La Sección 9.5 identifica peligros de incendio y explosión que son únicos para el procesamiento de sub-

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productos forestales y agrícolas (ej: astillas de madera, cascarilla de arroz, caña de azúcar) en combustible para calderas fabricado por medio de un proceso que puede incluir, pero que no está limitado a, almacenaje, trituración, clasificación, y transporte de biomasa a un área de almacenaje de combustible para alimentar a la caldera a través de un dispositivo de medición. En general, los combustibles biomasa son tales que pueden esperarse incendios de baja a moderada intensidad. Puede haber casos, sin embargo, donde el tipo y procesamiento del combustible presentarán un gran peligro de incendio y ello requiere un alto nivel de protección.

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9.5.3.1 Almacenaje exterior. Para la prevención de incendios con almacenaje exterior de biomasa, vea NFPA 230, Standard for the Fire Protection of Storage. 9.5.3.2 Almacenaje interior. Para materiales biomasa sujetos a ignición espontánea, los apilamientos deberían rotarse sobre unas bases regularizadas. 9.5.4 Protección de incendios. 9.5.4.1 Para la protección de incendios exteriores de material de biomasa, ver NFPA 1, Fire Code.

9.5.2 Disposición de planta. 9.5.2.1 El área de recibo inicial y almacenaje de biomasa, ya sea interior o exterior, debería ser diseñada en concordancia con lo siguiente: (1) NFPA 1, Fire Code (2) NFPA 61, Standard for the Prevention of Fires and Dust Explosions in Agricultural and Food Processing Facilities. (3) NFPA 80 A, Recommended Practice for Protection of Buildings from Exterior Fire Exposures. (4) NFPA 664, Standard for the Prevention of Fires and Explosions in Wood Processing and Woodworking Facilities. (5) NFPA 1144, Standard for Reducing Structure Ignition Hazards from Wildland Fire. 9.5.2.2 Donde los equipos de proceso o manejo involucran materiales biomasa con tamaño de partículas menores que una malla 80 y con un contenido de humedad menor del 30% por volumen, existe un riesgo potencial de explosión. (Remítase a NFPA 68, Guide for Venting of Deflagrations, NFPA 69, Standard on Explosion Prevention Systems; y NFPA 664, Standard for the Prevention of Fires and Explosions in Wood Processing and Woodworking Facilities, para una guía más amplia). 9.5.2.3 Las áreas de incendio deberían estar separadas una de otra por barreras de incendio aprobadas, separación espacial, u otros medios aprobados. En adición a los requerimientos de 5.2.1.3, es recomendable que, como mínimo, sean delimitadas áreas de incendio para separar lo siguiente: (1) El área de recibo / almacenaje. (2) El área de procesamiento. 9.5.2.4 Para instalaciones de biomasa que utilizan los procesos descritos en 9.5.2.2, remítase a 9.3.2.3. 9.5.3 Prevención de incendios y explosiones en unidades biomasa.

9.5.4.2* Los edificios de almacenaje de biomasa deberían proveerse en todas partes con rociadores automáticos. Los sistemas deberían diseñarse para un mínimo de 0.25 gpm / pie2 (10.2 mm/min) sobre el más remoto 3000 pies2 (279 m2) (incrementado en 30% para los sistemas de tubería seca) de área de piso con el área de protección para rociadores que no exceda de 130 pies2 (12.0 m2). 9.5.5 Protección contra explosiones. Las unidades de biomasa que utilizan equipo capaz de producir concentraciones explosivas de gases o polvos como está descrito en 9.5.2.2 deberían proveerse con venteo de explosiones o sistemas de supresión de las mismas. (Para una mayor guía, ver NFPA 68, Guide for Venting of Deflagrations, NFPA 69, Standard on Explosion Prevention Systems, y NFPA 664, Standard for the Prevention of Fires and Explosions in Wood Processing and Woodworking Facilities). 9.6

Llantas de caucho.

9.6.1 General. 9.6.1.1* La Sección 9.6 identifica peligros de incendio y explosión que son únicos en el procesamiento de llantas de caucho como un combustible primario o secundario para calderas mediante un proceso que puede incluir pero no está limitado al almacenaje, trituración, y transporte de las llantas de caucho a un área de almacenaje de combustible (y su transporte desde el área de almacenaje para combustión en la caldera). 9.6.1.2 Hay varios peligros de incendio inherentes asociados con los desperdicios de llantas, sea dentro o fuera de un edificio. Una vez las llantas se incendian, el fuego se desarrolla rápidamente y es difícil de extinguir. Las llantas generarán una gran cantidad de humo negro. Adicionalmente, así como las llantas queman, generan aceite que puede propagar e incrementar el tamaño del incendio. 9.6.2 Recibo inicial y áreas de almacenaje.

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

9.6.2.1 Las áreas de recibo inicial y almacenaje deberían localizarse en exteriores. El área debería asegurarse y despejada de toda vegetación dentro de 100 pies (30 m) del almacenaje de llantas. Vea el Anexo C de NFPA 230, Standard for the Fire Protection of Storage, para una mayor guía sobre tamaño de los apilamientos, separación, y acceso. 9.6.2.2* Donde son usadas grúas elevadas para cargar dentro de tolvas alimentadoras desde el interior de fosos de almacenaje, debería considerarse lo siguiente: (1) Localización del puesto del operador púlpito de modo que su seguridad no esté comprometida. (2) Habilidad para tener una visión clara y no obstruida de todo el almacenaje y las áreas de cargue. 9.6.2.3 Para los procesos con llantas en la planta que generan un potencial de explosiones de polvo, remítase a NFPA 68, Guide for Venting of Deflagrations, NFPA 69, Standard on Explosion Prevention Systems, e individuos que tienen experiencia especializada. 9.6.3 Prevención de incendios y explosiones en desperdicios de llantas de caucho. (Reservado).

9.6.4.5 El sistema de alimentación de llantas a la caldera, incluidos recipientes, tolvas y canales, debería considerarse para protección automática agua-espuma. Donde sea provisto, el sistema debería diseñarse para un mínimo de 0.30 gpm / pie2 (12.2 mm /min) sobre el más remoto 2500 pies2 (232 m2). 9.6.4.6 Todos los sistemas de aspersión de agua deberían ser capaces de activación remota desde el cuarto de control u otras áreas constantemente atendidas. Adicionalmente, las estaciones de activación local deberían ubicarse adyacentes a las áreas de incendio a lo largo de las líneas de salida y en consideración a la seguridad y protección del operador del daño debido al equipo. 9.6.4.7 Debería tenerse particular cuidado en la selección de dispositivos de detección de incendios en consideración de los ambientes duros y polvorientos y los altos flujos de aire. 9.6.5 Protección contra explosión. Las unidades de desperdicios de llantas de caucho que utilizan equipo capaz de producir concentraciones explosivas de gases o polvos deberían proveerse con venteo de explosiones o sistemas de supresión de las mismas. (Para una guía mayor, ver NFPA 68, Standard on Explosion Protection by Deflagrating Venting, y NFPA 69, Standard on Explosion Prevention Systems.

9.6.4 Protección de incendios. 9.6.4.1 Para los requerimientos de suministro de agua y protección de incendios del almacenaje exterior de desperdicios de llantas de caucho, ver el Capítulo 33 de NFPA 1, Fire Code. 9.6.4.2 El foso de desperdicios de llantas de caucho debería proveerse con protección total de aspersión de agua-espuma. El sistema (s) debería diseñarse para un mínimo de 0.24 gpm / pie2 (9.8 mm /min) sobre el área entera del foso, con protección del área por boquillas que no excedan 100 pies2 (9.3 m2). Debido al peligro extremo, debería minimizarse el espacio libre entre la cima del almacenaje y los sistemas aspersores de agua-espuma. 9.6.4.3* Adicional a la protección con aspersión de agua-espuma, el foso de almacenaje debería proveerse de protección de boquillas monitoras diseñadas para suministrar un mínimo de 250 gpm (946 L / min) a 100 psi (689 kPa) para el foso. Los monitores deberían ubicarse de modo que permitan el cubrimiento de todas las áreas del foso con al menos dos chorros operando simultáneamente. Debido al potencial de exposición al fuego del operador, deberían proveerse boquillas monitoras oscilantes con un sobrepaso manual. 9.6.4.4 Para protección y almacenaje interior de desperdicios de llantas de caucho, remítase a la Sección 34.8 de NFPA 1, Fire Code.

9.7 Otros combustibles y procesos alternativos. Otros combustibles alternativos (ej: cisco, turba, desechos) son usados como combustible de calderas. También, existen otras tecnologías para la utilización y procesamiento de combustibles alternativos como combustibles de caldera. Es recomendable que los diseñadores busquen la guía de aquellos que tienen experiencia especializada para entender las características únicas de cualquier combustible o tecnología particular en orden de aplicar apropiadamente las partes adecuadas de ésta y otros documentos aplicables.

Capítulo 10 Identificación y Protección de Peligros para Instalaciones de Generación con Turbina de Viento 10.1 General. 10.1.1 El Capítulo 10 identifica los peligros de incendio y explosión de las unidades de generación eléctrica de turbinas de viento e instalaciones de generación de viento asociadas (granjas de viento) y los criterios específicos de protección recomendados. 10.1.2 La mayoría de las granjas de viento consisten de un número variado de generadores de turbina de viento monta-

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IDENTIFICACIÓN Y PROTECCIÓN DE PELIGROS PARA INSTALACIONES DE GENERACIÓN CON TURBINA DE VIENTO

dos en torres con salidas eléctricas anudadas con el voltaje de potencia eléctrica aumentado hasta igualar el voltaje de rejilla. El diseño particular de los generadores de turbina de viento puede variar así como la configuración del circuito de potencia de salida y sus componentes. En consecuencia, algunas recomendaciones pueden ser más apropiadas para un tipo de turbina de viento o instalación de granja de viento que otras. Muchos de los lineamientos guía específicos aquí pueden requerir después modificación, debido a la consideración de todos los factores locales involucrados. Dada la geografía remota de la granja de viento típica, el énfasis de este lineamiento guía es sobre prevención de incendio por diseño con la adición de equipo de supresión del fuego guiado por las bases de diseño de protección de incendios, así como un análisis del costo-beneficio para determinar la extensión a la cual la protección de incendios está justificada. 10.2 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16. Las recomendaciones contenidas en los Capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 pueden aplicar a instalaciones de generación de viento. Las bases de diseño de protección de incendio debieran determinar cuales recomendaciones aplican a cualquiera instalación de generación de viento específica. Esta determinación es hecha por evaluación de los peligros específicos que existen en la instalación y la evaluación de su nivel de riesgo aceptable. Para la mayoría de las instalaciones de generación de viento, es de esperarse que aplicarán casi todas las recomendaciones, aunque podrían serlo en particular para las turbinas de viento y diseños de circuito de salida para los cuales algunas de las recomendaciones no aplicarán puesto que los peligros descritos pueden no existir (Ej: transformadores sin barquilla de turbina de viento). 10.3 Diseño general y disposición de equipo. 10.3.1 Debiera proveerse separación adecuada entre lo siguiente, como está determinado por las bases de diseño de protección de incendios. (1) Unidades de turbina de viento adyacentes, consistente con las restricciones topográficas de la tierra y el viento. (2) Estructuras o exposiciones adyacentes, incluidos transformadores. (3) Propiedades adyacentes, (ej: líneas de tubería sobre el suelo, tanques de granja o instalaciones de gas natural que podrían presentar una exposición severa). 10.3.2 Debería darse consideración a la disposición del equipo adyacente a las turbinas de viento y en línea con los planos de los alabes rotatorios y cubos en condiciones típicas de viento que tienen un alto potencial de daño por partículas que vuelan (tales como secciones de alabes en sobre velocidad o hielo).

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10.4 Instalaciones no Atendidas. 10.4.1 La mayoría de las granjas de viento están típicamente ubicadas en áreas remotas y puede esperarse que permanezcan desatendidas por largos períodos de tiempo. Ello está normalmente configurado de tal manera que el acceso oportuno a las torres y barquillas no está usualmente disponible. Esta situación presenta especial interés para la protección de incendios aplicable a instalaciones de generación de energía de viento en tierra y costa afuera. 10.4.2 Deberían darse consideraciones al tiempo de retardo en la respuesta del personal de combate público de incendios (el cual puede ser de varias horas) y a la carencia de personal disponible para alertar a otros en una condición de incendio. 10.4.3 Las bases de diseño de protección de incendios deberían consignar respuesta retardada, carencia de comunicación y de acceso. Las bases de diseño de protección de incendios deberían establecer la necesidad de proveer medidas de protección de incendios adicionales para evitar una mayor propagación del fuego antes del arribo del personal que combate el incendio. 10.4.4 Los sistemas de señales de incendio de anunciación remota a una o más de las instalaciones constantemente atendidas es crítica para la respuesta de emergencia. Debería considerarse la ubicación y diseño de sistemas de señalización de incendios y sus interfaces con el control de la instalación generadora de viento y sistemas de información. 10.4.5 Es importante que las fuerzas de respuesta pública para combate de incendios estén familiarizadas con el acceso a y el movimiento alrededor del sitio de la instalación de generación de viento, así como con los peligros específicos con respecto a las turbinas de viento y el esquema de potencia de salida. Este esfuerzo de coordinación debería reflejarse en el plan de emergencia de incendios para la granja de viento. 10.5 Instalaciones generadoras de viento. 10.5.1 General 10.5.1.1 La instalación y operación de instalaciones generadoras de turbina de viento deberían hacerse en concordancia con las prácticas normalizadas de la industria, excepto como ha sido modificado por la Sección 10.5. 10.5.1.2* Las consideraciones específicas del sitio o una disposición típica del fabricante dictarán el diseño de la instalación generadora de turbina de viento. Esto incluirá el diseño de la turbina de viento, diseño y altura de la torre, cimentaciones de la torre, salida de potencia y circuitos de control de

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

carga. Esto determinará cuantas estructuras separadas o encerramientos serán provistos en adición a las torres de turbina de viento. Las turbinas de viento y torres asociadas son comúnmente instaladas en filas múltiples o hileras largas, dependiendo del suelo y topografía del viento. 10.5.1.3 En el evento de un problema con el generador de turbina de viento, deberían proveerse paradas automáticas que resulten en detención de la rotación del eje, frenada, y aislamiento de la potencia eléctrica para la torre y barquilla. Deberían proveerse diferentes métodos de parada y aislamiento del equipo, operando independientemente. Esto puede incluir control de separación del alabe y/o frenada hidráulica, así como aislamiento de potencia en concierto con la terminación del control electrónico. 10.5.2 Prevención de incendios en instalaciones de generación de turbina de viento. 10.5.2.1 En general, los principios delineados en NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code, deberían aplicarse a cajas de engranajes y sumideros de aceite lubricante, bombas, enfriadores, filtros y tubería asociada. Como mínimo, los sistemas de tubería que suministran líquidos inflamables y combustibles debieran diseñarse para minimizar las fallas hidráulicas y de tubería de aceite de lubricación, como sigue: (1) Si es usada tubería rígida de metal, debería diseñarse con libertad para desviarse siguiendo la caja de engranajes, en cualquier dirección, hacia la interfase con la citada caja de engranajes. Esta recomendación también debiera aplicar a las líneas hidráulicas que están conectadas a cajas de engranajes accesorias o actuadores montados directamente en la barquilla. La manguera metálica diseñada apropiadamente es una alternativa para líneas de aceite lubricante e hidráulico en áreas de alta vibración al permitir un movimiento relativo entre las líneas de suministro de tubería rígida y los distribuidores, y entre los puntos de entrada a la caja de engranajes y las interfaces del generador. (2) La tubería rígida conectada directamente con la caja de engranajes debería ser soportada de manera que las fallas no ocurran debido a la frecuencia natural de la tubería coincidiendo con la velocidad rotacional de la caja de engranajes, eje impulsor, cubo y generador. Debería tenerse cuidado en el diseño de los soportes de tubería para evitar vibraciones inducidas por otro equipo que puede excitar sus frecuencias naturales. (3) Son preferidas las juntas soldadas de tubería. Los acoples roscados y los pernos de brida en tubería de aceite debieran ser ensamblados usando una llave de torque y torqueando según los requisitos del fabricante. Los accesorios roscados deberían tener un dispositivo de seguro positivo para evitar el desenroscado.

(4) El entubado de instrumentación, tubería y medidores debieran ser protegidos contra daño mecánico accidental. Los vidrios de observación deberían ser listados. (5) Las líneas de aceite de lubricación deberían emplear tubería de construcción «protegida» con la línea alimentadora de presión localizada dentro de la línea de retorno. Donde no es usada tubería de construcción protegida, deberían usarse manguitos de tubería para reducir la posibilidad de atomización del aceite. Todas las conexiones mecánicas deberían ser protegidas. (6) Debería proveerse contención y drenaje a fin de minimizar la propagación del aceite dentro de la barquilla o exteriormente, lo cual coloca en riesgo al personal y equipo abajo. (7) La tubería de fluidos debería ser tendida por debajo de todo el equipo eléctrico para controlar los escapes de fluido que gotean sobre tal equipo. 10.5.2.2 Para generadores de turbina de viento, debería proveerse el monitoreo siguiente y/o funciones de disparo, para la vigilancia de la seguridad de la operación de los generadores de turbina de viento e iniciar una parada segura ante condiciones o parámetros anormales de operación. (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)

Perturbación de la rejilla. Errores o restricciones de desviación. Problemas de frenado. Vibración anormal. Sobre velocidad (incluidas condiciones del viento). Fallas de temperatura. Condición del aceite (caja de engranajes/lubricación e hidráulica). (8) Protección del motor. (9) Pérdida de comunicación entre módulos o con el centro de control. (10) Ángulos de los alabes y estado de la batería. 10.5.2.3 Para lubricación de la caja de engranajes, debería ser considerado un fluido resistente al fuego listado. El diseño de sistemas debería reflejar un trabajo objetivo para minimizar la cantidad de aceite y de tubería y componentes asociados por fuera de la caja de engranajes. 10.5.2.4 Los sistemas de control hidráulico deberían usar un fluido hidráulico resistente al fuego listado. El diseño de sistemas debería reflejar un trabajo objetivo para minimizar la cantidad de aceite hidráulico y tubería y componentes asociados requeridos. 10.5.2.5 Los sistemas de entrega de energía eléctrica y control, así como los de comunicaciones, incluyendo el cableado, alambrado, aislamiento, ventiladores / motores y gabinetes deberían cumplir las normas de diseño industrial aplicables para el uso propuesto y ciclo de trabajo especificado. Tales

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normas deberían ser aplicadas a los sistemas dentro de la barquilla y torre así como también a aquellos asociados con la energía del movimiento desde las unidades de turbina de viento hasta la rejilla. Esto también incluye cables y líneas de energía, transformadores y sistemas de acondicionamiento de energía y/o componentes. Las fallas del equipo eléctrico son la fuente más probable de ignición de materiales combustibles. El equipo eléctrico debería constar de mecanismos de control resistentes al arco listados.

10.5.2.11 Los frenos de alta velocidad (si son usados) pueden crear una gran cantidad de chispas. Debería considerarse el uso de pantallas para aislar estas chispas de componentes combustibles del equipo e instalaciones donde puedan acumularse fugas de fluidos combustibles. 10.5.3 Protección de incendios para instalaciones generadoras de viento. 10.5.3.1 General.

10.5.2.6 Los transformadores son usados para aumentar la energía eléctrica producida por el generador en la barquilla. Estos transformadores pueden ser ubicados en la barquilla, en la torre o sobre almohadillas cerca de la base de la torre. El diseño de planta debería incluir características que dirijan las exposiciones que pasan por tales transformadores y, si el transformador no es del tipo seco o está lleno de un aceite aislante fluido menos inflamable de lista, debería tenerse en cuenta su ubicación, contención del aceite, espaciamiento respecto de otros objetos incluida la torre, y el uso de barreras y protección fija. Los mismos principios deberían ser aplicados en transformadores elevadores usados para conectar una granja de viento a la rejilla. La instalación de transformadores elevadores debería reflejar una apropiada evaluación de la exposición creada con respecto a otros transformadores, así como a las estructuras de soporte de granjas de viento. Debería observarse una apropiada separación física, o erigirse muros barrera apropiados, donde sea necesario para controlar tales exposiciones. 10.5.2.7 Las baterías son frecuentemente empleadas para proveer energía de reserva en la barquilla y cubo de una turbina de viento apropiada, y otras estructuras de soporte (ej: cuartos de control). Las baterías deberían ser provistas de ventilación adecuada y mantenerse limpias. 10.5.2.8 Pueden usarse calentadores eléctricos de propósito especial en las barquillas de las turbinas de viento para abastecer el sumidero de aceite y espacio de calentamiento. Estos calentadores deberían ser listados para el tipo de uso en el cual son empleados. 10.5.2.9 Debería proveerse protección contra rayos para alabes, barquillas, torres, líneas de energía, transformadores y estructuras de soporte, en concordancia con la International Electrotechnical Commission (IEC) TR 61400-24, Wind Turbine Generator Systems-Part 24, Protección contra Rayos. 10.5.2.10 Los materiales de construcción deberían ser no combustibles o de materiales menos inflamables siempre que sea posible. Tales principios deberían aplicarse a barquillas, torres, edificios de control O&M y otras estructuras de soporte como casas relevadoras, patios de maniobra de edificios de control y edificios acondicionadores de energía.

10.5.3.1.1 La determinación de la necesidad de detección/supresión de incendios y secuencia asociada con la parada de seguridad de la turbina de viento para instalaciones generadoras de este tipo, debería estar basada en su diseño y disposición, incluidos equipo y componentes específicos usados en la producción de energía dentro de la instalación. Esto debería ser considerado en las bases de diseño de protección de incendios en relación con la turbina y torre de viento así como con los circuitos de transferencia y control. Adicionalmente, debería darse consideración a las consecuencias de la pérdida de una o múltiples unidades de turbina de viento, así como a la vulnerabilidad al daño de las estructuras y equipo adyacente. 10.5.3.1.2 Las bases de diseño de protección de incendios indicadas en 10.5.3.1.1 deberían determinar la necesidad de sistemas de detección de incendios dispuestos para activar las alarmas en una instalación constantemente atendida o mediante la provisión de circuitos de operador remoto. Esto aplica a barquillas, torres, encerramientos de equipo eléctrico y edificios. 10.5.3.1.3 Debido a la ubicación remota de la mayoría de instalaciones de generación de viento costeras y la carencia de suministros de agua abundantes, es improbable el uso de sistemas de protección de incendios base-agua. Para instalaciones costa afuera, la misma situación es válida porque la construcción de sistemas de bombeo y distribución de agua de incendios tendría un costo prohibitivo. Si el diseño de una instalación en particular, sin embargo, permite el uso de sistemas de supresión de agua, estos sistemas deberían seguir las recomendaciones generales del Capítulo 7. 10.5.3.2 Sistemas gaseosos de inundación total. 10.5.3.2.1 Donde son usados sistemas gaseosos de inundación total, los encerramientos eléctricos, gabinetes o edificios deberían estar dispuestos para minimizar las fugas por cierre automático de los amortiguadores de ventilación y puertas, como sea aplicable, y la parada automática de los ventiladores. 10.5.3.2.2* Son críticos el mantenimiento e inspección de los sistemas de agente gaseoso de inundación total y el equipo enclavado.

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

10.5.3.2.3 Para encerramientos eléctricos o gabinetes localizados en edificios o estructuras similares, deberían consignarse previsiones para la segura remoción del gas y tóxicos potenciales de combustión sub-productos de estas estructuras luego de la activación del sistema. 10.5.3.3 Sistemas de neblina de agua de inundación total. 10.5.3.3.1 Donde son usados sistemas de neblina de agua de inundación total, tales sistemas deberían instalarse en concordancia con NFPA 750, Standard on Water Mist Fire Protection Systems y aparecer listados para la aplicación. El sistema debería instalarse en concordancia con los procedimientos de instalación del fabricante. 10.5.3.3.2 Los encerramientos eléctricos, gabinetes y edificios, deberían ser dispuestos para reducir fugas por cierre automático de puertas, amortiguadores de ventilación y parada automática de ventiladores.

lico. Si es usado, debería proveerse la capacidad de supresión del incendio para la tubería de aceite o cualquier área a donde éste pueda fluir, acumularse o ser asperjado. Los sistemas de extinción de incendio, donde son provistos para equipo de control hidráulico, deberían incluir protección de reservorios, bombas, acumuladores, tubería y sistemas de activación. Debieran usarse sistemas listados. 10.5.3.5.2* Las tasas de descarga y duración deberían ser tales que el enfriamiento y parada ocurran para evitar la re-ignición del incendio. La operación del sistema debería ser dispuesta para coincidir con la parada automática de la turbina de viento. 10.5.3.5.3 El posicionamiento de las boquillas de aplicación local debería ser tal que sea mantenido el acceso para mantenimiento de los componentes de la turbina de viento dentro de la barquilla. 10.6 Cuartos de equipo eléctrico y edificios.

10.5.3.3.3 El suministro de agua (y agente) debería dimensionarse para que esté en capacidad de proveer protección ya que existen peligros sobre la temperatura de auto-ignición. El sistema debería aparecer listado y dimensionado para la aplicación. 10.5.3.4 Sistemas comprimidos aire-espuma. 10.5.3.4.1 Donde son usados sistemas comprimidos aire-espuma, deberían instalarse en concordancia con NFPA 11, Standard for Low, Medium and High-Expansion Foam, y aparecer listados para la aplicación. El sistema debería instalarse en concordancia con los procedimientos de instalación del fabricante. 10.5.3.4.2 El suministro de agua (y agente) debiera dimensionarse para que esté en capacidad de proveer protección ya que existen peligros sobre la temperatura de auto-ignición. El sistema debería aparecer listado y dimensionado para la aplicación.

10.6.1 El tamaño y complejidad del sitio de la instalación de generación de viento determinará cuáles encerramientos de control son provistos, si los hay. Los encerramientos de control son típicamente usados para acondicionamiento de energía y equipo de estabilidad de la rejilla y son diseñados para funcionar sin ser atendidos. Este tipo de encerramiento contiene paneles de control, mecanismos de control, baterías, relevadores, rectificadores y circuitos de interrupción electrónica. 10.6.2* Los encerramientos de equipo eléctrico auxiliar, donde son provistos, pueden contener equipo excitatriz, mecanismos de control, transformadores de corriente, transformadores de potencia, transformadores a tierra y otro equipo eléctrico. 10.6.3 Debería instalarse un sistema detector de humo para proveer alerta temprana y funciones de alarma en el evento de un incendio eléctrico dentro del encerramiento. 10.6.4 Debería considerarse un sistema automático de supresión para los encerramientos.

10.5.3.5 Protección de incendio de la barquilla. 10.5.3.5.1 La necesidad de protección de incendio fija automática dentro de la barquilla de un generador de turbina de viento debería apoyarse en las bases de diseño de protección de incendios y la evaluación del riesgo de incendio asociado. La supresión del incendio dentro de encerramientos eléctricos sellados y gabinetes es debatida en 10.5.3.2 y 10.5.3.3. Un sistema de aplicación local es más apropiado para encerramientos eléctricos no sellados y gabinetes dentro de la barquilla y la torre. Por otro lado, un sistema de extinción de aplicación local puede ser apropiado para el sistema de lubricación de la caja de engranajes o el sistema de control hidráu-

Capítulo 11 Generación con Energía Térmica Solar 11.1* General. El Capítulo 11 cubre riesgos de incendio asociados con estaciones de generación térmica solar. El proceso usado en las actuales aplicaciones comerciales típicas involucra calentamiento de fluidos de transferencia de calor (FTC) en campos solares y uso de este fluido para generar vapor para impulsar un generador de turbina de vapor.

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GENERACIÓN CON ENERGÍA TÉRMICA SOLAR

11.2 Aplicación de los Capítulos 4 hasta 7, 15 y 16. 11.2.1 Aplican las recomendaciones contenidas en los Capítulos 4 hasta 7, 15 y 16. Las bases de diseño de protección de incendios determinarán cuales recomendaciones aplican a cualquier instalación específica. Esta determinación es hecha por evaluación de los peligros específicos que existen en la instalación y la valoración del nivel de riesgo aceptable para ella. Los parágrafos remanentes en este capítulo proveen recomendaciones que van más allá del alcance de otros capítulos en esta práctica recomendada. 11.3* Consideraciones del riesgo. 11.3.1 La mayoría de los peligros asociados con las plantas de generación solar son los siguientes: (1) Liberación de grandes cantidades de combustible FTC. (2) Incendios cerrados que involucran grandes cantidades de FTC en el calentador. (3) Lubricación y control de incendios de aceite. (4) Incendios de mecanismos de control y cables. 11.3.2 Debería definirse el daño que podría ser causado por una liberación de FTC. El espaciamiento y diseño del equipo crítico y estructuras debería ser tal que pueda limitarse el daño en el evento de una exposición al fuego en el campo solar y en áreas de generación de energía. 11.4 Fluido de transferencia de calor (HTF). 11.4.1 Bombas y tubería. 11.4.1.1* En el diseño de sistemas de tubería FTC debería seguirse la norma ANSI/ASME B.31.1, Power Piping. La tubería y los accesorios deberían estar apropiadamente diseñados para resistir una exposición a un incendio hasta que pueda ser lograda la protección mediante aspersión de agua. Para reducir la posibilidad de fuentes de fugas debería considerarse el uso de conexiones tipo junta de bola rotatoria en lugar de uniones de manguera flexible en áreas tales como la conexión en espira FTC de los montajes colectores solares adyacentes. Las empaquetaduras y sellos deberían ser compatibles con FTC. Las bridas y conexiones de tubería sobre sistemas FTC debieran tener guardas.

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11.4.1.4 Debería darse consideración al uso de válvula (s) de aislamiento de emergencia de operación remota al disponer la tubería para reducir el volumen de fluido inflamable liberado. Los actuadores para las válvulas de aislamiento de emergencia de operación remota deberían controlarse neumáticamente, eléctricamente, o en ambas formas. (1) La operación neumática es preferida. Este método prevé «válvulas de seguridad de falla» que cierran por pérdida del aire o energía eléctrica del instrumento. Si es requerida fuerza neumática para cerrar la válvula (s), las líneas de aire y accesorios deberían ser de construcción en acero inoxidable. (2) Las válvulas operadas eléctricamente y cableado asociado deberían ser provistos a prueba de fuego, permitiendo que el cable permanezca en servicio cuando es expuesto a una exposición UL 11709 de tiempo-temperatura. El cable para válvulas que falla en la posición cerrada por pérdida de energía no necesita ser a prueba de incendio. (3) Los controles o dispositivos de activación remota deberían ubicarse en un cuarto de control constantemente atendido. Si no, ellos deberían estar al menos a 50 pies (15.2m) de los puntos de fuga anticipados. 11.4.1.5 Deberían proveerse medios de dirigir fugas de FTC lejos de equipo y estructuras importantes. Puede usarse la inclinación del piso para canalizar las fugas de FTC hacia áreas seguras y bordillos, evitando el flujo hacia el equipo. 11.4.1.6 Las superficies de piedra o roca triturada podrían ser una medida eficaz de controlar incendios cerca de equipo de proceso valioso o crítico (Ver 5.5.6). 11.4.1.7 La tubería FTC y componentes de válvulas de alivio deberían descargar a una localización que limite la exposición al fuego del equipo crítico. 11.4.1.8 La tubería FTC debería estar aislada o tendida lejos de materiales combustibles. 11.4.1.9 Debería considerarse el uso de sellos mecánicos dobles en bombas para reducir fuentes potenciales de fuga. 11.4.2 Protección del calentador FTC.

11.4.1.2 La tubería y componentes que contengan y usen FTC debieran ubicarse externamente.

11.4.2.1 Debería preverse un sistema de vaciado de emergencia para transportar FTC a una localización segura.

11.4.1.3 Deberían ser provistos monitoreo de presión con alarma a un área constantemente atendida aguas arriba del intercambiador de calor FTC y sobre cada espira FTC y enclavamientos para detener las bombas o aislar una espira en el evento de una caída de presión.

11.4.2.2 Debería proveerse un sistema interno de extinción de incendios fijo para el calentador. 11.4.2.3 Deberían proveerse sistemas de protección de incendios frente al quemador (Ver 7.5.1).

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

11.4.2.4 Deberían proveerse medios para identificar rupturas de tubo, y válvulas para aislar el tubo o el colector de abastecimiento FTC hacia el conducto donde podría ocurrir un flujo de una gravedad significativa.

de toda la tubería FTC asociada con montajes colectores solares y tubería de suministro y distribución FTC. Esto ayudará en el combate manual temprano de incendios y el control de la exposición.

11.4.2.5 El suministro de combustible al calentador debería ser capaz de ser cerrado en forma remota o aislado a través de una acción tomada en el cuarto de control o en un área constantemente atendida.

11.5.4 Un sistema automático de protección de incendios listado debería ser provisto para las áreas siguientes con base en las bases de diseño de protección de incendios (donde el peligro es aceite lubricante o hidráulico, un fluido resistente al fuego listado es una alternativa aceptable para la protección fija de incendios):

11.4.2.6 Deberían proveerse controles y salvaguardas de instrumentación para calentadores como son identificados en NFPA 86, Standard for Ovens and Furnaces y en las recomendaciones del fabricante del equipo. Debería considerarse incluir monitoreo, alarmas, y/o paradas automáticas para las condiciones siguientes: (1) Flujo bajo del FTC. (2) Alta temperatura de salida del FTC. (3) Baja presión de gas combustible o flujo bajo del combustible líquido. (4) Falla de llama. (5) Alta temperatura del tubo de escape. 11.5 Protección de incendios. 11.5.1 Deberían protegerse los soportes de los intercambiadores de calor del generador de vapor, de los calentadores FTC y otro equipo que contenga hidrocarburo líquido retenido, para evitar el colapso estructural de estas unidades en el evento de un incendio de alberca. Adicionalmente, debiera considerarse protección para los soportes de equipo crítico adyacente, tales como soportes de tubería, entre 20 y 40 pies (6.1m a 12.2m), dependiendo de las bases de diseño de protección de incendios. Proteger los soportes estructurales con cualquiera de lo siguiente: (1) Una tasa de resistencia al fuego de 2 horas al ser probados con el tiempo de exposición a temperatura de UL 1709. Si es usado un revestimiento para aplicaciones exteriores, debería ser aceptable para uso externo. (2) Protección con aspersión de agua en concordancia con NFPA 15, Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection.

(1) Sistemas de lubricación. (2) Sistemas de control hidráulico. (3) Cuartos de equipo eléctrico, incluido control, computadores, comunicaciones, bandejas y túneles de cables, en concordancia con el Capítulo 7.

Capítulo 12 Plantas de Energía Geotérmica 12.1 General. El Capítulo 12 cubre peligros de incendio y explosión y criterios de protección recomendados asociados con plantas de energía geotérmica. 12.2 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16. 12.2.1* Las recomendaciones contenidas en los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 aplican a todas las plantas de energía geotérmica (vapor directo, ráfaga de vapor, y binaria). Las bases de diseño de protección de incendios determinarán cuales recomendaciones aplican a cualquier instalación específica. Esta determinación es hecha por evaluación de los peligros específicos que existen en la instalación y valoración de su nivel de riesgo aceptable. El remanente de este capítulo provee recomendaciones que no están incluidas en otros capítulos de esta práctica recomendada. 12.2.2 En general, las consideraciones de riesgo para plantas geotérmicas de vapor directo y de ráfaga de vapor son las mismas que aquellas para plantas convencionales de energía de turbina de vapor. Para plantas binarias, las diferencias está previstas abajo en este capítulo. Los peligros mayores son como sigue:

11.5.2 Equipo tal como bombas FTC, áreas de tanques igualadores o de oscilación, áreas de intercambiadores de calor de generadores de vapor, equipo de merma FTC y áreas de suelo donde fluidos FTC podrían ser asperjados, fluidificados o acumulados, debieran protegerse con sistemas automáticos de protección de incendios de espuma o base-agua.

(1) Lubricación y control de incendios de aceite. (2) Construcción de la torre de enfriamiento de combustible. (3) Incendios de mecanismos de control y cables.

11.5.3 Los hidrantes deberían estar estratégicamente situados alrededor del campo solar de modo que provean cubrimiento

12.3.1 Consideraciones del riesgo. Los peligros mayores asociados con las plantas binarias son los siguientes:

12.3 Plantas binarias. Las recomendaciones de esta sección aplican a plantas binarias.

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PLANTAS DE ENERGÍA GEOTÉRMICA

(1) Liberación de líquido inflamable sobre el punto de ebullición con potencial exposición de incendio para otro equipo o una explosión potencial de nube de vapor. (2) Incendio de alberca por liberación de líquido inflamable. (3) Construcción de la torre de enfriamiento de combustible. (4) Lubricación y control de incendios de aceite. (5) Incendios de mecanismos de control y cables. 12.3.1.1* Deberían tomarse determinaciones en relación con el daño que podría ser causado por una liberación de fluido orgánico inflamable como un líquido o como una nube de vapor. El espaciamiento y diseño de equipo y estructuras críticos debiera ser tal como para limitar el daño en el evento de una explosión o exposición al fuego.

(3) Drenaje adecuado (estructura sobre terreno elevado con el desnivel del suelo lejos del equipo). 12.3.3.2 Bombas y tubería para fluidos inflamables. 12.3.3.2.1 Deberían usarse las normas ANSI/ASME B31.1, Power Piping, and ANSI/ASME B31.3, Process Piping para diseño de sistemas de tubería de fluido geotérmico y de hidrocarburos. 12.3.3.2.2 Debería considerarse la protección de bombas, tubería asociada y accesorios usando sistemas automáticos de aspersión de agua, si cualquiera de lo siguiente aplica:

12.3.2 Ubicación.

(1) Ellos están ubicados en un área de exposición de otro equipo. (2) Ellos no pueden ser remotamente aislados.

12.3.2.1 Debería ser considerada la dirección en la prevalencia del viento con relación a la disposición de los componentes mayores, porque esto reducirá la posibilidad de una exposición crítica del equipo o unidades adyacentes ante un escape.

12.3.3.2.3 Las válvulas de alivio deberían descargar a una ubicación que limite la exposición al fuego del equipo crítico.

12.3.2.2 Los componentes que contienen fluido de trabajo inflamable debieran ubicarse afuera o en encerramientos adecuadamente ventilados. Se considera una adecuada ventilación aquella que limita las concentraciones a menos del 25% del LIE. 12.3.2.3 Las bombas de fluido de trabajo deberían ubicarse de modo que no expongan el equipo crítico. 12.3.2.4 Las exposiciones potenciales a incendios tales como los reservorios de aceite de lubricación de turbinas y tanques de almacenaje de fluidos de trabajo deberían ubicarse de modo que no expongan el equipo crítico. 12.3.3 Fluídos. 12.3.3.1 Estructuras de proceso que contienen fluídos inflamables. 12.3.3.1.1 Deberían protegerse los soportes de estructuras de proceso, para prevenir el colapso de estas unidades en el evento de un incendio de alberca. Debería considerarse uno o más de los aspectos siguientes: (1) Protección de acero con revestimiento de una tasa de dos horas (listado en concordancia con UL 1709, Standard for Rapid Rise Fire Tests of Protection Materials for Structural Steel), aceptable para uso en exteriores. (2) Aspersión de agua sobre las columnas en concordancia con NFPA 15, Standard for Water Spray fixed Systems for Fire Protection.

12.3.3.2.4 Debería considerarse el uso de sellos mecánicos dobles en bombas para reducir las fuentes potenciales de fugas. 12.3.3.2.5 Deberían proveerse válvula (s) de aislamiento de emergencia en la disposición de la tubería para reducir la dimensión de posibles liberaciones de fluido inflamable. Debería considerarse lo siguiente: (1) Los actuadores para válvulas de aislamiento de emergencia de operación remota deberían ser neumática o eléctricamente potenciados. El método preferido debiera ser proveer «válvulas de seguridad de falla» que cierran por pérdida de aire de instrumentos o energía eléctrica. (2) Si es requerida energía neumática para cerrar la válvula (s), las líneas de aire y accesorios deberían ser de construcción en acero inoxidable y las válvulas y el cableado asociado que opera eléctricamente deberían proveerse a prueba de incendio con una clasificación de 15 minutos. (3) Las estaciones de activación remota son idealmente ubicadas en un cuarto de control constantemente atendido pero, si tal localización no es posible o práctica, ellas deberían ubicarse al menos 50 pies (15.2m) alejadas de los puntos de fuga anticipados. 12.3.3.2.6 Debería proveerse alivio de presión para cualquier sección del sistema que contenga un fluido inflamable a baja presión de vapor que pueda ser aislado entre dos válvulas. 12.3.3.3 Control de fugas de fluidos inflamables.

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850–58

PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

12.3.3.3.1 Deberían proveerse medios para dirigir fugas de líquidos inflamables lejos de equipo y estructuras importantes. La inclinación del piso para canalizar las fugas de fluido hacia áreas seguras y bordillos para evitar el flujo hacia el equipo son algunos métodos que pueden usarse. 12.3.3.3.2 Las superficies porosas del suelo tales como piedra o suelos que pueden controlar superficies ardiendo podrían ser medidas efectivas de control de incendios cerca de equipo valioso de proceso. 12.3.3.4 Detección de vapor. 12.3.3.4.1 Debería proveerse detección de vapor para equipo sujeto a fugas de fluidos o vapores inflamables, la cual permitiría alertas tempranas de modo que pudieran tomarse acciones correctivas antes de que la fuga se incremente a un nivel incontrolable. 12.3.3.4.1.1 Para plantas atendidas, los sistemas de detección de vapor debieran tener una alarma a una ubicación constantemente atendida como el cuarto de control. Debiera considerarse lo siguiente: (1) La alarma de un detector debería ser inmediatamente investigada. (2) Debería darse consideración a la parada automática del equipo en el evento que dos detectores generen alarma simultáneamente. 12.3.3.4.1.2 En plantas no atendidas, la detección de vapor debería proveer una parada automática y notificación inmediatas. 12.3.3.5 Eléctrico. 12.3.3.5.1 Todo el equipo eléctrico ubicado en un área clasificada debería ser Clase A, División 2 o Zona 2 y tener el grupo apropiado (ver Artículo 500 o 505 de NFPA 70, National Electrical Code, para determinar el grupo). Alternativamente, los edificios con mecanismos de control, centros de control de motores y cuartos de control deberían ser presurizados para evitar la entrada de vapor usando aire de una ubicación segura si ellos podrían estar expuestos a una nube de vapor inflamable. La presión debería monitorearse, con alarmas por pérdida de presión a una ubicación constantemente atendida. 12.3.3.5.2 Los transformadores aislados en aceite deberían protegerse como está delineado en el Capítulo 5. 12.3.3.5.3 Los cuartos de baterías deberían ser protegidos como está delineado en el Capítulo 7. 12.3.3.5.4 La fuerza eléctrica, cableado de control y cableado de instrumentos requeridos para paradas de seguridad de equi-

po crítico durante emergencias y paradas de planta, debería ser tendido bajo tierra o alrededor de áreas de peligro alto. Si es tendido sobre el suelo, el cableado debería ser protegido con material a prueba de incendio en concordancia con la publicación API 2218, Fireproofing Practices in Petroleum and Petrochemical Processing Plants. 12.3.3.5.5 Deberían usarse mecanismos de control resistentes al arco (remítase a IEEE C37.20.7, Guide for Testing MetalEnclosed Switchgear Rated up 38 kV for Internal Arcing Faults). 12.4 Protección de incendios. 12.4.1 Las bases de diseño de protección de incendios deberían determinar la necesidad de detección/supresión para instalaciones geotérmicas, con base en el diseño y disposición de la instalación, incluyendo equipo y componentes específicos usados. Las bases de diseño de protección de incendios deberían examinar el tipo de detección necesaria así como las alarmas y dispositivos de parada de emergencia (DPEs). 12.4.2 Debería proveerse un sistema de protección de incendios automático listado para las áreas siguientes con apoyo en las bases de diseño de protección de incendios (donde el peligro es aceite lubricante o hidráulico, un fluido resistente al fuego listado es una alternativa aceptable para una protección de incendios fija): (1) Sistemas de lubricación. (2) Sistemas de control hidráulico. (3) Protección de cuartos de equipo eléctrico, incluidos control, computadores, comunicaciones, bandejas de cables y túneles, en concordancia con el Capítulo 7. 12.4.3 Los ambientes corrosivos podrían requerir especial atención por los materiales usados en los sistemas y equipo de protección de incendios. 12.4.4 Para el equipo y área del suelo donde fluidos inflamables podrían fluir y exponer equipo crítico, debiera darse consideración a la protección por sistemas fijos de incendio de aspersión de agua y/o boquillas monitoras, las cuales podrían ayudar en el combate del incendio y control de la exposición. (1) Deberían usarse boquillas monitoras ajustables con tasas de flujo mínimas de 500 gpm (1893L/min) que excederían al menos uno u otro modelo de aspersión de otra boquilla monitora. (2) Considérense los vientos prevalecientes al ubicar las boquillas monitoras. Debería asumirse que debido a los cambios climáticos en la dirección del viento habría veces en que algunas boquillas monitoras estarían a favor del éste

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IDENTIFICACIÓN Y PROTECCIÓN DE PELIGROS PARA INSTALACIONES DE GENERACIÓN DE CICLO COMBINADO DE GASIFICACIÓN INTEGRADA

850– 59

y no serían accesibles debido a la nube de vapor y/o calor generado desde un incendio. (3) Los sistemas fijos de aspersión de agua deberían ser diseñados en concordancia con NFPA 15, Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection.

13.1.2 Debido a los peligros involucrados en el procesamiento, almacenaje y manejo de mezclas de gas inflamables, muchos de los requisitos de NFPA 54, National Fuel Gas Code, NFPA 59, Utility LP-Gas Plan Code, y NFPA 59 A, Standard for the Production, Storage, and Handling of Liquefied Natural Gas (LNG); son aplicables respecto de lo siguiente:

Capítulo 13 Identificación y Protección de Peligros para Instalaciones de Generación de Ciclo Combinado de Gasificación Integrada

(1) Características de seguridad de construcción de contenedores, tanques, tubería y válvulas. (2) Instrumentación y controles. (3) Clasificación del equipo eléctrico para atmósferas peligrosas. (4) Estaciones de carga y descarga. (5) Espaciamiento del equipo. (6) Construcción de edificios. (7) Represamiento, embalse, drenaje, etc. (8) Protección de incendios, incluidos chorros de manguera, boquillas monitoras, aspersión fija de agua, extintores de incendio, etc.

13.1* General. El Capítulo 13 identifica peligros de incendio y explosión asociados con instalaciones de generación eléctrica de ciclo combinado (IGCC) de gasificación integrada y criterios específicos de protección recomendados. 13.1.1 Los mayores peligros de incendio y explosión asociados con las instalaciones (IGCC) diseñadas e instaladas hoy son los siguientes: (1) Combustibles inflamables que son almacenados y procesados en el área de preparación de comburentes y subsecuentemente entregados al combustor. (2) Una reacción incontrolada que involucra oxígeno y una síntesis de gas combustible Sintegas (Syngas) en el gasificador o aguas abajo del equipo, a menudo debido a pérdida de combustible inflamable sin pérdida de oxígeno o inadecuados procedimientos de purga. (3) Las altas temperaturas y presiones producidas en el gasificador. (4) Líquidos inflamables y combustibles asociados con sistemas de aceite de lubricación e hidráulico (compresores, bombas, ventiladores, turbinas, etc.) (5) Gas combustible altamente enriquecido en hidrógeno moviéndose desde el gasificador a la turbina de combustión (s). (6) Gas natural o aceite combustible usado como un combustible alternativo para la turbina de combustión (s) en la planta de energía de ciclo combinado. (7) Componentes y alambrado eléctrico. (8) Contaminantes en los sistemas de oxígeno de la planta (tales como hidrocarburos, materiales residuales por limpieza inadecuada, o materiales de construcción inapropiados) que resultan en detonaciones. (9) Propano y otros combustibles de arranque precalentados. (10) Aire u oxígeno introducidos dentro de la llama del sistema. Nuevas tecnologías están siendo exploradas e incorporadas a un paso rápido. El impacto de las nuevas tecnologías debería ser considerado con base en los méritos de cualquier elemento nuevo de diseño específico.

13.2 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16. Las recomendaciones contenidas en los Capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 aplican fácilmente a instalaciones IGCC. Con la adición de las diferentes tecnologías involucradas en la producción de la Sintegas (Syngas) y las diferencias de la Sintegas (Syngas) respecto del gas natural, las bases de diseño de protección de incendios deberían determinar cuales recomendaciones aplican a cualquier instalación específica IGCC. Esta determinación es hecha por evaluación de los peligros específicos que existen en la instalación y valoración de su nivel de riesgo aceptable. Para instalaciones IGCC, es de esperarse que aplicarán la mayoría de las recomendaciones, aunque podrían serlo en particular para plantas en las cuales algunas de las recomendaciones no aplicarían puesto que los peligros descritos pueden no existir (ej: unidad de separación sin aire). El usuario es responsable por la determinación de las propiedades de los materiales usados o generados en la instalación (vapor, densidad, temperatura de ignición, LIE, etc.). Es recomendable que los diseñadores sigan las guías de aquellos que tienen experiencia especializada para entender las características únicas de cualquier combustible o tecnología en particular, en orden de aplicar las partes apropiadas de ésta y otros documentos apropiados. 13.3* Diseño general y disposición de equipo. 13.3.1 Debiera proveerse separación física entre las áreas siguientes como está determinado por las bases de diseño de protección de incendios: (1) La preparación del aprovisionamiento alimentador de combustible y área de almacenaje. (2) La planta de energía, incluyendo el patio de maniobras.

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850–60 (3) (4) (5) (6) (7)

PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

La planta de gasificación. La unidad separadora de aire. El área de tratamiento/limpieza de la Sintegas (Syngas). Las áreas de producción química. Las propiedades adyacentes (ej: refinería, instalaciones de proceso, líneas de tubería sobre el suelo, tanques de granjas o instalaciones de gas natural que podrían presentar una severa exposición).

13.3.2 Debería darse consideración a las altas temperaturas, elevadas presiones, y gases combustibles (ej: hidrógeno) de contenidos asociados con la Sintegas (Syngas) desarrollados en la planta de gasificación. Es principalísimo el apropiado control del material combustible en y alrededor del gasificador, enfriador de la Sintegas (Syngas), y tubería y recipientes asociados, así como la apropiada clasificación del área y el uso de equipo eléctrico listado.

13.5.1 General. 13.5.1.1 La instalación y operación de instalaciones de generación IGCC debería estar en concordancia con las prácticas normalizadas de la industria y los varios capítulos de esta práctica recomendada así como con NFPA 59, Utility LP-Gas Plant Code y NFPA 85, Boiler and Combustion Systems Hazards Code. 13.5.1.2 Las técnicas PSM debieran considerarse aplicables.

13.3.4 La tubería y recipientes para contener la Sintegas (Syngas)debieran ser purgados con gas inerte en arranques antes de la introducción de la Sintegas (Syngas).

13.5.1.3 La disponibilidad de combustible, tipo de combustible, consideraciones específicas del sitio, incluyendo límites ambientales; y una disposición típica de una firma de ingeniería gobernarán el diseño de una instalación IGCC. Este diseño debería incluir la escogencia del combustible y la preparación de los sistemas de carburante necesarios, el diseño y disposición de la planta de gasificación, la necesidad de una unidad de separación de aire y la cantidad de sistemas de recuperación de sub-productos. Esto, a su turno, dictará cuantas estructuras separadas o encerramientos deberán proveerse adicionalmente para la turbina (s) de gas de la planta (s) de energía, HRSGs y generador (s) de turbina de vapor.

13.4 Respuesta en emergencia.

13.5.2 Prevención de incendios en instalaciones IGCC.

13.4.1 La combinación de una planta de gasificación y una planta de generación de energía de ciclo combinado resulta en una instalación disímil a una planta química y las bases de diseño de protección de incendios deberían consignar una respuesta retardada debido a la incertidumbre de la respuesta de emergencia del personal. Las bases de diseño de protección de incendios pueden establecer la necesidad de proveer medidas adicionales de protección contra el fuego para evitar una mayor propagación del incendio antes del arribo de los bomberos.

13.5.2.1 Tubería.

13.3.3 Para recomendaciones relacionadas con contención y drenaje de líquidos, ver Sección 5.6.

13.4.2 Dado el tamaño de la planta y los peligros, resulta crítica para la respuesta de emergencia la anunciación de los sistemas de señalización de incendios en instalaciones constantemente atendidas. Debería considerarse la ubicación y diseño de sistemas de señalización del incendio, incluyendo estaciones de parada de emergencia y sus interfases con el control de la instalación IGCC y los sistemas de información. 13.4.3 Es importante que la brigada de respuesta al incendio y los bomberos estén familiarizados con el acceso a y movimientos alrededor del sitio de la instalación IGCC y peligros específicos respecto de la planta de gasificación y sus sistemas de soporte así como también de la planta de energía. Este esfuerzo de coordinación es esencial y debería reflejarse en el plan de emergencia por incendio de las instalaciones IGCC. 13.5 Instalaciones de generación IGCC.

13.5.2.1.1 Los principales lineamientos de NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code, deberían aplicarse a cajas de engranajes y sumideros de aceite lubricante, reservorios, bombas, enfriadores, filtros y tubería asociada que son necesarios para la operación de los sistemas de preparación de combustible, unidad de separación de aire, otras funciones de soporte y la planta de energía de ciclo combinado. Como mínimo, los sistemas de tubería que alimentan líquidos inflamables y combustibles deberían diseñarse para minimizar las fallas de la tubería de aceite hidráulico y lubricante, así: (1) La tubería de metal rígido debería ser diseñada con libertad para flectarse con la tubería que sirve al sistema/componente, en cualquier dirección, hasta la interfase con el componente. La manguera metálica diseñada apropiadamente es una alternativa para líneas de aceite hidráulico y lubricante en áreas de alta vibración para permitir un movimiento relativo entre líneas de suministro de tubería rígida y los distribuidores, así como en los puntos de entrada asociados. (2) En áreas de la Sintegas (Syngas) la tubería y recipientes deberían ser apropiadamente diseñados con adecuadas concesiones de corrosión. Deberían identificarse frecuencias apropiadas de mantenimiento y monitoreo.

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IDENTIFICACIÓN Y PROTECCIÓN DE PELIGROS PARA INSTALACIONES DE GENERACIÓN DE CICLO COMBINADO DE GASIFICACIÓN INTEGRADA

(3) La tubería rígida conectada directamente a bombas, sumideros y cajas de mecanismos debieran estar soportadas de manera que las fallas no ocurran debido a la frecuencia natural de la tubería coincidiendo con la velocidad rotacional de las cajas de mecanismos, ejes impulsores, motor principal, y carga. Debería tenerse cuidado en el diseño de soportes de tubería para evitar vibraciones inducidas por otro equipo que puede excitar su frecuencia natural. (4) Las juntas de tubería soldadas deberían usarse donde sea posible. Los acoples roscados y pernos de bridas en tubería de aceite debieran ensamblarse usando una llave de torque y torqueando según los requisitos del fabricante. Los accesorios roscados deberían tener un dispositivo de seguro positivo para evitar el desenroscado. (5) El entubado de instrumentación, tubería y manómetros debieran protegerse contra daño mecánico accidental. Los vidrios de inspección deberían ser listados. (6) Donde sea práctico las líneas de aceite de lubricación deberían usar tubería de construcción «protegida», con la línea de alimentación de presión localizada dentro de la línea de retorno. Si esto no es práctico, debieran usarse manguitos de tubería y/o guardas del entubado y bridas para reducir la posibilidad de atomización de aceite con subsiguientes incendios por aspersión. (7) Si es práctico, la tubería de fluido no debería tenderse sobre equipo eléctrico para controlar fugas de fluido que gotean sobre el equipo. 13.5.2.1.2 La tubería a través de la Sintegas (Syngas) y el gas natural son dirigidos, deberían construirse en concordancia con API RP 941, Steels for Hydrogen Service at Elevated Temperatures and Pressures in Petroleum Refineries and Petrochemical Plants, and ASME B31.3, Process Piping. También debieran reconocerse específicas consideraciones de diseño a los peligros impuestos por la alta concentración de hidrógeno dentro de la Sintegas (Syngas) que es dirigida a la turbina (s) de combustión. 13.5.2.1.3 El diseño de planta debería consignar la necesidad de antorchas como sea requerido por la disposición de los variados procesos de planta. Las guías para el diseño de las antorchas puede encontrarse en ANSI/API RP 521, Guide for Pressure Relieving and Depressurizing Systems, y API Standard 537, Flare Details for General Refinery and Petrochemical Service. 13.5.2.2 Funciones de monitoría y disparo para plantas IGCC. Deberían considerarse los siguientes monitoreos y/o funciones de disparo donde sea apropiado para el diseño del equipo de vigilancia segura de las operaciones y procesos que tienen lugar dentro de la instalación e iniciar una parada segura cuando es necesario:

850– 61

(1) Presiones, temperaturas y tasas de flujo de los suministros de combustible, incremento de reacciones, Sintegas (Syngas) y sistemas de recuperación de contaminantes de la combustión. (2) Salvaguardas de la combustión y sistema de control de la reacción en el gasificador, generador (s) de turbina de combustión y generador (s) de vapor de recuperación de calor (si está equipado con ductos quemadores). (3) Detección de gas combustible en el evento de una fuga de gas combustible. (4) Detección de llama en el evento de una fuga de gas combustible. (5) Detectores de monóxido de carbono y luces de alerta para señalar la presencia de una atmósfera tóxica. (6) Niveles de líquido en recipientes de proceso. 13.5.2.3 Sistemas de aceite. 13.5.2.3.1 Los sistemas de aceite de lubricación e hidráulico debieran minimizar la cantidad de aceite, de tubería y de componentes asociados necesarios. 13.5.2.3.2 Debería considerarse un fluido resistente al fuego listado, para cajas de mecanismos y sistemas de lubricación de cojinetes. 13.5.2.3.3 Los sistemas de control hidráulico deberían usar un fluido hidráulico resistente al fuego. 13.5.2.4 Eléctrico. 13.5.2.4.1 Deberían usarse mecanismos de control de arco (ver IEEE C37.20.7, Guide for Testing Metal-Enclosed Switchgear Rated Up to 38 kV for Internal Arcing Faults). 13.5.2.4.2 Deberían tenderse por fuera del área de incendio, el cableado de potencia eléctrica, de control y de instrumentos requerido para paradas seguras de equipo crítico durante detenciones de emergencia de planta. Si el tendido es hecho a través del área de incendio, debiera protegerse con material a prueba de fuego en concordancia con la publicación API 2218, Fireproofing Practices in Petroleum and Petrochemical Processing Plants. 13.5.2.4.3 Los transformadores aislados en aceite deberían ser protegidos como está delineado en el Capítulo 5. 13.5.2.4.4 Los cuartos de baterías deberían ser protegidos como está delineado en el Capítulo 7. 13.5.2.4.5 El equipo eléctrico en áreas con atmósferas potencialmente peligrosas debería ser diseñado e instalado en concordancia con los Artículos 500 y 501 de NFPA 70, National Electrical Code, y ANSI C2, National Electrical Safety Code.

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

13.5.3 Protección de incendios. 13.5.3.1 Las bases de diseño de protección de incendios deberían determinar la necesidad de que la detección/supresión del fuego en instalaciones IGCC, deberían basarse en su diseño y disposición, incluidos equipo específico y componentes usados en la producción de la Sintegas (Syngas) así como energía dentro de la instalación. Esto puede requerir evaluaciones separadas de riesgo de la planta de gasificación, sistemas de soporte del gasificador y planta de energía de ciclo combinado. Los sistemas de preparación y entrega de combustible han sido relacionados en el Capítulo 7. El análisis de la planta de gasificación debería examinar la necesidad de y ubicación del gas y otros tipos de detectores así como de alarmas y PEs (Paradas de Emergencia).La ubicación de antorchas para la liberación segura de cualesquiera gases inflamables en el evento de una perturbación del proceso, disparo de la turbina de gas o activación de la válvula de seguridad, debería también considerarse. No deberían usarse tanques / tambores flash que permiten dirigir el venteo de la Sintegas (Syngas) u otros gases combustibles a la atmósfera. 13.5.3.2 Una instalación IGCC caracterizará muy diferentes procesos y combustibles en la producción de la Sintegas (Syngas) y sus uso en la planta de energía de ciclo combinado; por consiguiente, las bases de diseño de protección de incendios determinarán el uso de un número de tipos de sistemas de protección de incendios, con una confianza primaria en los sistemas base-agua. 13.5.3.3 Debería proveerse un sistema automático de protección de incendios para las áreas siguientes en concordancia con las bases de diseño de protección de incendios (donde el peligro es aceite lubricante o hidráulico, un fluido resistente al fuego listado es una alternativa aceptable para la protección fija de incendios): (1) Sistemas de lubricación. (2) Sistemas de control hidráulico. (3) Recipientes de almacenaje de producto y agente catalítico y áreas de tanques. (4) En concordancia con el Capítulo 7, los cuartos de equipo eléctrico, incluido control, computadores, comunicaciones, desplegado de cables, túneles y agrupamiento de cables. (5) Descarga de combustible, almacenaje, sistemas y áreas de transferencia /entrega. 13.5.3.4 Debería darse consideración especial a las geometrías únicas asociadas con los diseños de algunos gasificadores y enfriadores de la Sintegas (Syngas) con respecto al incendio principal y cubrimiento de hidrantes/monitores. 13.6 Estructuras.

13.6.1 Las estructuras críticas dentro de la planta gasificadora debieran protegerse en concordancia con la Publicación API 2218, Fire Proofing Practices in Petroleum and Petrochemical Processing Plants. 13.6.2 Debería darse consideración a cualquier aislamiento exterior usado sobre estructuras, recipientes y tubería, para minimizar cualquier posibilidad de un peligro externo de incendio en estas estructuras. 13.7 Cuartos de control / equipo eléctrico y edificios . 13.7.1 El tamaño y complejidad del sitio de la instalación IGCC determinará qué controles y encerramientos de soporte son provistos y cómo son modificados por los requisitos de protección contra el clima asociados con el área geográfica en la cual la instalación IGCC está ubicada. 13.7.2 Debería hacerse un análisis cuidadoso del diseño y disposición de la instalación para determinar la ubicación más apropiada para la planta de gasificación y los cuartos de control de la planta de energía, o un control integrado, si aplica. Adicional a la ubicación, debería considerarse a la necesidad de incorporar resistencia a explosión, presurización del edificio / cuarto y protección de incendios dentro del diseño del edificio /cuarto. 13.7.3 Debería instalarse un sistema de detección de humo para proveer alerta temprana y funciones de alarma en el evento de un incendio eléctrico dentro del encerramiento. 13.7.4 Debería considerarse para los encerramientos un sistema automático de supresión. 13.8 Gas de Sintegas (Syngas)dentro de edificios y cuartos. 13.8.1 Debería proveerse ventilación cuando la tubería de la Syngas y los aparatos asociados están dentro de un edificio o encerramiento. La Sintegas (Syngas) contiene hidrógeno. El hidrógeno se fuga más probablemente de los accesorios de tubería que otros gases, incrementando el peligro de incendio y explosión que podría ser encontrado dondequiera que tal tubería y los aparatos de medición y control asociados sean instalados dentro de un edificio o encerramiento. 13.8.2 La clasificación eléctrica del equipo debería estar en concordancia con NFPA 497, Recommended Practice for the Classification of Flammable Liquids, Gases or Vapors and of Hazardous (Classified) Locations for Electrical Installations in Chemical Process Areas; API 500, Recommended Practice for Classification of Locations for Electrical Installations at Petroleum Facilities Classified as Class I, Division I and Division II; API 505, Recommended Practice for Classification

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ESTACIONES CONVERTIDORAS DE CORRIENTE DIRECTA DE ALTO VOLTAJE (HVDC)

of Locations for Electrical Installations at petroleum Facilities Classified as Class I, Zone 0, and Zone 2.

850– 63

14.3 Estaciones convertidoras CDAV. 14.3.1 General.

13.9* Prevención de explosiones internas en turbinas de combustión. En adición a aquellas listadas en 8.5.2, aplican las precauciones en 13.9.1 y 13.9.2. 13.9.1 Donde la Sintegas (Syngas) tiene tubería independiente para el combustor, debería proveerse una purga de gas inerte dedicada para la tubería aguas abajo de la última válvula de bloque en el sistema de control. Adicionalmente, debería proveerse un bloqueo de gas inerte entre la última válvula de bloque y la siguiente válvula aguas arriba para evitar la liberación de la Sintegas (Syngas) no quemada dentro de la turbina. Esta disposición de purga y bloqueo evita la posible re-ignición y/o explosión en la turbina de gas. 13.9.2 Donde el sistema común de tubería de combustible es usado para entregar tanto la Sintegas (Syngas) como combustible de puesta en marcha para el combustor, el combustible de puesta en marcha proveerá la restricción necesaria para evitar que la Sintegas (Syngas) no quemada entre a la turbina bajo condiciones de operación normal. Sin embargo, en una situación de detención/disparo de emergencia, la parada ocurre sin una transferencia hacia el combustible de puesta en marcha, lo cual deja la Sintegas (Syngas) en la tubería de entrega de combustible. Consecuencialmente, un sistema de purga inerte es necesario para evitar el potencial para re-liberar la Sintegas (Syngas) quemada dentro de la turbina.

Capítulo 14 Estaciones Convertidoras de Corriente Directa de Alto Voltaje (HVDC) 14.1 General. El Capítulo 14 identifica los peligros de incendio y especifica criterios de protección recomendados para estaciones convertidoras de corriente directa de alto voltaje (CDAV), las cuales incluyen convertidores de corriente tanto directa como alterna, instalaciones de compensador voltamperio reactivo estático / generador voltamperio reactivo estático (CVE/GVE) y transformadores de frecuencia variable (TFVs). 14.2 Aplicación de los capítulos 4 Hasta 7, 15 y 16. Las recomendaciones contenidas en los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 aplican a las estaciones convertidoras CDAV y SVC/SVG. Las bases de diseño de protección de incendios determinarán cuales recomendaciones aplican a una instalación específica CDAV o SVC/SVG. Esta determinación es hecha por evaluación de los peligros específicos que existen en la instalación y valoración de su nivel de riesgo aceptable. Es de esperarse que la mayoría de recomendaciones aplicarán a todas las instalaciones CDAV, SVC/SVG y TFV.

14.3.1.1 La sección 14.3 identifica los peligros de incendio que están asociados con la operación de estaciones convertidoras CDAV y AC, instalaciones SVC/SVG y TFVs. Las condiciones que podrían causar un incendio en equipo de alto voltaje incluyen las siguientes: (1) (2) (3) (4)

Conexiones eléctricas perdidas. Aislamiento o resistencia eléctrica averiados. Componentes sobrecalentados. Fuga o intrusión de agua (ej: mal funcionamiento del sistema de enfriamiento, fuga del techo). (5) Objetos extraños (ej: herramientas, basura metálica, desperdicios, sabandijas). 14.3.1.2 Los peligros que podrían presentar un riesgo de incendio en las estaciones convertidoras incluyen lo siguiente: (1) Montajes de válvula convertidora. (2) Válvula de base electrónica y tiristor (elemento electrónico) para controles de monitoreo de fallas. (3) Equipo de control de capacitores interruptores tiristor (CIT). (4) Equipo de control de reactor controlado por tiristor (RCT). (5) TFV de impulso dc. (6) Bujes de muro llenos de aceite. (7) Capacitores conteniendo fluido dieléctrico combustible o polímeros. (8) Transformadores. (9) Estación de servicios y equipo auxiliar de alto voltaje. 14.3.2 Disposición de planta. 14.3.2.1* Cada sala de válvula tiristor, sala de válvula SVC/ SVG y sala TFV debería ser un área de incendio separada. Cada sala debería estar separada de áreas de incendio adyacentes por límites de área de incendio en concordancia con 5.1.1.3. A menos que la consideración de los factores de 5.1.1.2 indique otra cosa, es recomendable que sean previstos los límites del área de incendio (ver Figura 14.3.2.1) para separar lo siguiente: (1) (2) (3) (4) (5) (6)

Edificio de servicio. Cuarto de control principal. Cuartos de válvulas electrónicas. Cuarto de válvula de control y equipo de control de polo. Transformadores rotativos TFV. Cuarto de controles de la interfase hombre-máquina (IHM).

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

(7) Cuartos de equipo CDAV. (8) Cuarto de relevadores, cuarto SCADA y cuarto de la unidad terminal remota (UTR). (9) Cuarto del equipo de control. (10) Cuarto de mecanismos de control / equipo eléctrico. (11) Cuarto del relevador de control de 125/250V. (12) Cuarto (s) del túnel de cableado / bóveda. Cuarto de baterías

Controles HMI

HVAC Cuarto de válvulas

bujes interiores de muro llenos de aceite deberían proveerse con medios para evitar la propagación del aceite al equipo adyacente. Donde los bujes del convertidor penetran la sala de válvula, deberían tomarse previsiones para evitar que los contenidos de aceite del transformador penetren a la sala de válvula. 14.3.2.7 Los convertidores de arco de mercurio deberían disponerse para minimizar los efectos de un vertimiento de material peligroso o contaminación aerotransportada del mercurio que podría impedir los esfuerzos de combate del incendio y restauración de actividades. 14.3.3 Prevención de incendios.

Cuarto de control Cuarto de mantenimiento

Cuarto de válvulas Cuarto de válvulas

FIGURA 14.3.2.1 Separación de área típica de incendios para estaciones convertidoras. 14.3.2.2 La válvulas convertidoras y equipo de soporte asociado deberían usar materiales no combustibles o de combustión limitada. Donde no son usados materiales no combustibles o de combustión limitada, deberían instalarse barreras de separación retardadores de incendio entre las áreas de equipo siguientes: (1) Niveles de filas de válvulas, por adición hasta la bandeja del fondo sobre cada nivel. (2) Módulos de válvulas, por adición hasta el costado de cada sección de bandeja. (3) Capacitores de graduación, circuitos amortiguadores y suministros de energía. 14.3.2.3 Los venteos de humo o calor debieran considerarse en concordancia con 5.4.1. 14.3.2.4 Los sistemas de calefacción, ventilación y acondicionamiento de aire (CVAA) para la sala de válvula deberían proveerse con una disposición de amortiguadores de incendio / humo para cerrar impidiendo la entrada de aire desde las fuentes exteriores a la estructura de la sala de válvula. Deberían servir cada sala de válvula sistemas separados dedicados a la CVAA y al manejo del humo. 14.3.2.5 Los transformadores convertidores exteriores y el reactor (s) nivelador de llenado de aceite deberían disponerse en concordancia con 5.1.4 y 5.5.6. 14.3.2.6 Deberían proveerse previsiones de drenaje para bujes de muro interiores y exteriores llenos de aceite. El drenaje debería disponerse en concordancia con la Sección 5.5. Los

14.3.3.1 Debería proveerse un sistema de comunicación de emergencia a lo largo de la estación para asistencia expedita en el evento de un incendio. 14.3.2.2 Debería implementarse un plan de emergencia de incendio en concordancia con 16.4.4. 14.3.3.3 Debería establecerse un programa de limpieza general para mantener el combustible y otros materiales en áreas de almacenaje designadas. También debería realizarse la limpieza periódica de la válvula y de la estructura de la sala de válvula en concordancia con las instrucciones del fabricante para mantener una limpieza del equipo y el ambiente del edificio. 14.3.3.4* Donde las estaciones son atendidas, el entrenamiento de emergencia en incendios para el operador del cuarto de control debería incluir, pero no estar limitado a, lo siguiente: (1) Procedimientos de puesta a tierra de emergencia de la estación. (2) Procedimientos de limpieza de la sala de válvula. (3) Aislamiento del equipo eléctrico. (4) Comunicación oportuna de todos los eventos de incendio a los respondedores de la brigada de incendios y bomberos. 4.3.3.4.1 Donde las estaciones son de operación remota, los operadores deberían ser entrenados en los párrafos 14.3.3.4(3) y 14.3.3.4(4). La respuesta personal debería entrenarse sobre los párrafos 14.3.3.4(1) y 14.3.3.4(2). 14.3.4 Protección de incendios. 14.3.4.1 Las estaciones de manguera diseñadas en concordancia con NFPA 14, Standard for the Installation of Standpipe and Hose Systems, deberían localizarse a lo largo de la estación convertidora. 14.3.4.2 Los bujes de muro llenos de aceite deberían protegerse con un sistema automático de protección de incendios.

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PROTECCIÓN DE INCENDIOS PARA EL SITIO DE CONSTRUCCIÓN

El diseño del sistema de supresión del fuego debería asegurar que el agente supresor del incendio no afecta la válvula del convertidor, los detenedores u otro equipo eléctrico energizado. 14.3.4.3 Los bujes de muro de tipo seco ac-dc, los cuales no requieren sistemas de detección o supresión, deberían ser considerados para eliminar el riesgo asociado con el equipo lleno de aceite. 14.3.4.4 Las áreas de equipo auxiliar y otras estructuras debieran protegerse con sistemas automáticos de protección en concordancia con las Secciones 7.8 y 7.9. Los transformadores convertidores deberían protegerse en concordancia con 7.8.7. 14.3.4.5* La sala de válvula debería ser provista con un sistema muy temprano de alerta de incendios (SAIMT). Debería ser dada consideración a proveer un segundo sistema de detección de incendios fiable, como ionización, fotoeléctrico, de haz proyectado, detección de llama o video cámaras. Debería considerarse el enclavamiento de SAIMT y el sistema redundante de detección de incendios para iniciar una interrupción rápida o de emergencia del respectivo grupo de válvulas, Válvulas CIT y RCT. 14.3.4.6 Para la protección del equipo de la estación convertidora y el edificio, deberían considerarse sistemas de supresión base-agua o de agente gaseoso. El tipo y diseño de los sistemas de supresión debería revisarse en consulta con el fabricante del equipo. 14.3.4.7 El pre-planeamiento de emergencia para la brigada de incendios y los bomberos debiera incluir el manual de utilización del equipo de combate de incendios y entrenamiento de despliegue. 14.3.4.8 Deberían considerarse capacitores tipo seco o llenados con un líquido menos inflamable para minimizar el riesgo de incendio asociado con el equipo lleno de aceite. 14.3.4.9 Los reactores de núcleo de aire deberían ser considerados como una alternativa de los reactores llenos de aceite para eliminar el riesgo de incendio asociado con el equipo lleno de aceite.

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tidoras CDAV son similares a la construcción de otras plantas industriales grandes, un nivel promedio superior de protección de incendios esta justificado debido a consideraciones de seguridad de la vida para con el gran número de personas en el sitio, alto valor de los materiales y longitud del período de construcción. Las consideraciones de la protección de incendios deberían incluir la seguridad de la vida y el potencial para demoras en programas de construcción y arranque de planta, así como protección de la propiedad. 15.1.2 Los mayores proyectos de construcción en plantas existentes presentan muchos de los riesgos asociados con la construcción nueva mientras surgen exposiciones adicionales para la instalación existente. La disponibilidad de equipo de protección de incendios de la planta existente y la reducción de la exposición al fuego por actividades de construcción son particularmente importantes. 15.1.3 Para protección de incendios en plantas y áreas bajo construcción, ver NFPA 241, Standard for Safeguarding Construction, Alteration, and Demolition Operations. El Capítulo 15 incluye cuanto concierne y no ha sido específicamente considerado en NFPA 241. 15.2 Administración. 15.2.1 La responsabilidad por la prevención y protección de incendios para el sitio entero durante el período de construcción debería ser claramente definido. Las responsabilidades administrativas deberían desarrollarse, implementarse y el programa interno actualizarse periódicamente según sea necesario usando las medidas delineadas en esta práctica recomendada. 15.2.2 Debería delinearse claramente la responsabilidad por los programas de prevención y protección de incendios entre las diversas partes en el sitio. Debería establecerse el programa de protección de incendios a seguir y el derecho del propietario a administrarlo e imponerlo. 15.2.3 El programa de prevención y protección de incendios debería incluir las bases de diseño de protección de incendios del sitio de construcción y las actividades relacionadas en cualquier sitio de la construcción. (Ver Capítulo 4).

15.1 Introducción.

15.2.4 Deberían establecerse procedimientos escritos para el nuevo sitio de construcción, incluidos los proyectos de construcción mayores en plantas existentes. Tales procedimientos deberían hacerse en concordancia con las Secciones 16.3 y 16.4, y 16.4.2, 16.4.4 y 16.4.5.

15.1.1 Aunque muchas de las actividades en plantas de generación eléctrica y sitios de construcción de estaciones conver-

15.2.5 Debería proveerse un servicio de guardias de seguridad, incluidos los turnos registrados a lo largo de todas las

Capitulo 15 Protección de Incendios para el Sitio de Construcción

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

áreas de construcción durante el tiempo en que la actividad constructora no esté en progreso. (vea NFPA 601, Standard for Security Services in Fire Loss Prevention). 15.2.5.1 La primera ronda debería iniciarse media hora después de la suspensión del trabajo para el dia. De allí en adelante, las rondas debieran ser hechas cada hora. 15.2.5.2 Cuando ocurran actividades de construcción parcial en segundos y terceros turnos, está permitido modificar el servicio de rondas para incluir solo áreas no atendidas o escasamente atendidas. 15.2.5.3 En áreas donde están en servicio sistemas automáticos de detección o extinción de incendios con alarma anunciadora a una instalación constantemente atendida o en áreas de carga limitada de combustible, es permitida la omisión de las rondas después de la primera indicada en 15.2.5.1. 15.2.6 Los programas de construcción deberían coordinarse de modo que los sistemas de protección de incendios planeados como permanentes sean instalados y puestos en servicio tan pronto sea posible, al menos antes de la introducción de cualquiera de los peligros de incendio mayores identificados en el Capítulo 7. 15.2.7 Los sistemas de detección y extinción de incendios en servicio proveen importante protección para materiales de construcción, almacenaje y demás, aun antes de que el peligro permanente esté presente. Los sistemas temporales de protección de incendios pueden ser garantizados durante ciertas fases de la construcción. La necesidad y tipo de protección debieran ser determinados por el responsable individual para la prevención y protección de incendios. 15.2.8 La construcción e instalación de barreras contra incendio y dispositivos de aperturas de protección (ej: puertas de incendio, amortiguadores) debieran recibir prioridad en el programa de construcción. 15.3 Limpieza del sitio y equipo de construcción. 15.3.1 Limpieza del sitio. 15.3.1.1 Antes del desmonte del bosque y áreas cubiertas de maleza, el propietario debería asegurarse que ha sido preparado un plan escrito de control de incendios y que las herramientas y equipo de combate del fuego están disponibles como es recomendado por NFPA 1143, Standard for Wildland Fire Management. Debería hacerse contacto local con las agencias de incendios y forestales para información actual sobre restricciones y potencial de incendios y para disponer los permisos necesarios.

15.3.1.2 Todos los vehículos de construcción y equipo portátil impulsado a motor deberían estar equipados con detenedores de chispa efectivos. Los vehículos equipados con convertidores catalíticos deberían prohibirse en áreas arboladas y densamente vegetativas. 15.3.1.3 Las herramientas y equipo de incendios deberían usarse solo para emergencias por fuego y estar marcadas distintivamente y mantenidas en un área designada. 15.3.1.4 Cada vehículo utilizado en el sitio debería estar equipado con al menos un extintor de incendio portátil o bomba para la espalda, llena con 4 o 5 galones (15 a 19 L) de agua. 15.3.1.5 Debería disponerse con prontitud de arboles cortados, matorrales y otros despojos combustibles. 15.3.1.6 Donde es necesario disponer de desperdicios combustibles para quemado en el sitio, las áreas designadas para hacerlo deberían establecerse con aprobación del propietario y cumplir las regulaciones y lineamientos federales, estatales y locales. El constructor debería coordinar el quemado con las agencias responsables del monitoreo del peligro de incendio en el área y obtener todos los permisos apropiados antes de iniciar el trabajo. (ver Sección 15.2). 15.3.1.7 Las condiciones locales pueden requerir el establecimiento de divisiones cortafuego para limpieza general o uso de herbicidas selectivos en áreas adyacentes a líneas de propiedad y carreteras de acceso. 15.4 Construcción de depósitos, almacenes y oficinas. 15.4.1 Todas las estructuras que van a ser contratadas como parte de la planta completa deberían construirse de materiales como está indicado en el Capítulo 5 y en concordancia con otras recomendaciones para la planta total. 15.4.2 La construcción de depósitos, oficinas, remolques, cobertizos y otras instalaciones para el almacenaje de herramientas y materiales deberían ubicarse con consideración de su exposición a los edificios principales de planta u otras estructuras importantes. (Para guía en separación y protección, ver NFPA 80 A, Recommended Practice for Protection of Buildings from Exterior Fire Exposures). 15.4.3 Las instalaciones de oficina central grandes pueden ser de valor substancial y contener equipo de cómputo costoso, registros de construcción irreemplazables u otros contenidos valiosos, cuya pérdida puede resultar en demoras significativas de la construcción. Debería realizarse un análisis del potencial de incendios. Este análisis puede indicar la necesidad de sistemas rociadores automáticos u otras protecciones, de-

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PROTECCIÓN DE INCENDIOS PARA EL SITIO DE CONSTRUCCIÓN

tección del fuego / humo o la conveniencia de subdividir el complejo para limitar los valores expuestos por un incendio. 15.4.4 Deberían estar dispuestos y protegidos como está indicado en 15.4.4 hasta 15.4.10, los depósitos que contienen equipo de alto valor (como sea definido por el responsable individual para la prevención y protección de incendios) o donde la pérdida de o daño a contenidos podría causar demora en la fecha de arranque de la planta completa. Aunque algunas de estas estructuras son consideradas «temporales» y serán removidas al completamiento de la planta, el fuego y el potencial de pérdida deberían ser totalmente evaluados y provista protección donde se justifique. 15.4.4.1 Los materiales de construcción de edificios deberían ser no combustibles o de combustión limitada. (Ver Capítulo 5). 15.4.4.2 Los sistemas rociadores automáticos deberían diseñarse e instalarse en concordancia con las normas NFPA aplicables. Las alarmas de flujo de agua deberían ser provistas y monitoreadas en una instalación constantemente atendida como sea determinado por el responsable individual para la prevención y protección de incendios. 15.4.4.3 Las estructuras soportadas al aire algunas veces son usadas para proveer espacio de almacenamiento temporal. Aunque la fabricación de la cubierta pueda ser de material resistente a la llama, deberían ser considerados la combustibilidad de los contenidos y los valores, lo mismo que con cualquiera otro tipo de depósito. Dado que es impráctico proveer protección de rociadores automáticos para ellas, las estructuras soportadas al aire deberían usarse solo para almacenaje no combustible. Un factor adicional a considerar es que el relativamente menor daño del incendio a la cubierta de la estructura puede dejar los contenidos expuestos a los elementos. 15.4.5 Deberían prohibirse los encerramientos temporales, incluidos remolques y edificios permanentes interiores de planta excepto donde están permitidos por el responsable individual en prevención y protección de incendios. Donde el área de piso de un encerramiento combustible excede 100 pies2 (9.3 m2) o donde la ocupación presenta una exposición al fuego, el encerramiento debería protegerse con un sistema de extinción de incendios automático aprobado. 15.4.6 El almacenaje de materiales de construcción, equipo o suministros que son combustibles o están en empaques combustibles deberían prohibirse en edificios principales de planta a menos que aplique alguna de las condiciones siguientes: (1) Un sistema de extinción de incendios automático aprobado que esté en servicio en el área de almacenaje.

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(2) Donde las pérdidas de materiales en el sitio o en el área de planta que los rodea podrían ser mínimas, según lo determine el responsable individual de la prevención y protección de incendios. 15.4.7 Debería evitarse la construcción de campos encerrados de edificios movibles dispuestos unos con otros en forma continua para formar una gran área de incendio. Si los edificios no pueden estar adecuadamente separados, debería considerarse la instalación de muros contra incendio entre las unidades o instalar rociadores automáticos a lo largo de los edificios. 15.4.8 Deberían conectarse alarmas de incendio a una instalación central constantemente atendida. Todos los sistemas de alarma de incendio locales deberían ser instalados, probados y mantenidos como está delineado en NFPA 72, National Fire Alarm and Signaling Code. Una alternativa a las alarmas remotas podrían ser dispositivos audibles y visuales que podrían alertar al personal de seguridad del sitio sobre condiciones anormales. 15.4.9 El manejo, almacenaje y dispensado de líquidos y gases inflamables debería cumplir los requisitos de NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code, NFPA 58, Liquefied Petroleum Gas Code y NFPA 30 A, Code for Motor Fuel Dispensing Facilities and Repair Garages. 15.4.10 Las instalaciones de reparación de vehículos deberían cumplir los requisitos de NFPA 30 A, Code for Motor Fuel Dispensing Facilities and Repair Garages. 15.5 Áreas de cimentación en sitios de construcción. 15.5.1 Deberían proveerse sistemas de hidrantes con un adecuado suministro de agua en áreas proyectadas donde la necesidad sea determinada por el responsable individual de la prevención y protección contra incendios. 15.5.2 Los materiales combustibles deberían ser separados por un espacio despejado para permitir el acceso del equipo manual de combate de incendios (ver Sección 15.8). Los accesos deberían proveerse y mantenerse para todo el equipo de combate de incendios incluyendo mangueras de incendio, extintores e hidrantes. 15.6 Materiales de construcción temporal. 15.6.1 Deberían usarse andamios, encofrados, pisos y particiones no combustibles o de combustión retardada, dentro y fuera de edificios permanentes donde un incendio podría causar daño substancial o demora en los programas de construcción.

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

15.6.1.1 El uso de encofrados de concreto no combustible o retardante de llama es especialmente importante en estructuras grandes (ej: pedestal del generador de la turbina) donde son usadas grandes cantidades de encofrados. 15.6.1.2 El uso de madera con retardante de fuego listado impregnado a presión o recubrimientos retardadores de incendio listados debería en general ser aceptable. La madera con retardante de fuego listado impregnado a presión debería usarse en concordancia con sus listados e instrucciones del fabricante. Donde se halla expuesto al clima o humedad (ej: encofrados) el retardante de llama usado debiera ser apropiado para esta exposición. Los recubrimientos retardadores de llama no son aceptables sobre superficies para caminar sujetas a daño mecánico. 15.6.2 Los alquitranados y películas plásticas deberían ser listados, resistentes al clima y de materiales resistentes a la llama. (Ver NFPA 701, Standard Methods of Fire Tests for Flame Propagation of Textiles and Films). 15.7 Líneas principales subterráneas, hidrantes y suministros de agua. 15.7.1 General. 15.7.1.1 Donde sea práctico, el sistema de patio subterráneo, hidrantes de incendio y suministro de agua (al menos una fuente de agua), como está indicado en el Capítulo 6, deberían instalarse durante las etapas tempranas de construcción. Donde la provisión de todo o parte del sistema subterráneo permanente y suministro de agua no es práctico, deberían proveerse sistemas temporales. Los suministros de agua temporales deberían probarse hidrostáticamente, ser lavados y dispuestos para mantener un alto grado de confiabilidad, incluyendo protección contra el congelamiento y pérdidas de energía. Si hay una posibilidad de que el sistema temporal pudiera usarse para el funcionamiento de la planta, entonces tal sistema temporal debiera reunir los requisitos indicados en el Capítulo 6. 15.7.1.2 La necesaria confiabilidad de la construcción de los suministros de agua, incluyendo bombas redundantes, disposición de los suministros de energía y uso del servicio combinado agua y construcción de la protección de agua de incendios, debiera ser determinado por el responsable individual para la prevención y protección contra el fuego. 15.7.2 Los hidrantes deberían ser instalados, como está indicado en el Capítulo 6, en la vecindad de los edificios principales de planta, depósitos importantes, oficinas, complejos de oficinas o remolques de almacenaje e importantes estructuras exteriores de construcción combustible o trabajo de conformación de concreto combustible (ej: torres de enfriamien-

to). Donde sea práctico, las tuberías principales subterráneas deberían disponerse para minimizar la posibilidad de que una rotura retirará del servicio cualquier sistema fijo de extinción de agua o dejará un área sin protección accesible de hidrantes. 15.7.3 Debería proveerse un suministro de agua de protección de incendios en el sitio de construcción, capaz de entregar los máximos siguientes por una duración mínima de dos horas: (1) 750 gpm (2839 L/min). (2) El sistema fijo de extinción de agua en servicio con la más alta demanda de agua y 500 gpm (1890 L/min) para chorros de manguera. 15.7.3.1 La demanda de agua más alta debería determinarse por los peligros presentes en la etapa de construcción, la cual podría no corresponder a la demanda de agua más elevada de la planta completa. 15.7.3.2 Cuando los sistemas fijos de extinción de agua son completados, deberían ser puestos en servicio aún cuando el suministro de agua de protección de incendios de la fase de construcción disponible no sea adecuada para cumplir la demanda de diseño del sistema. El sistema de extinción debería al menos proveer algún grado de protección, especialmente donde la totalidad de los peligros no se ha hecho todavía presente. Sin embargo, cuando el peligro permanente ha sido introducido, el suministro de agua debería ser capaz de proveer la demanda de diseño del sistema. Cuando es usada agua en construcción de sistemas permanentes, deberían proveerse filtros adecuados para evitar el atascamiento del sistema por objetos extraños y suciedad. 15.7.3.3 El suministro de agua debería ser suficiente para proveer presión adecuada para las conexiones de manguera a la máxima elevación. 15.8 Equipo manual de combate de incendios. 15.8.1* Debería proveerse equipo de combate de incendios de primeros auxilios, en concordancia con NFPA 600, Standard on Industrial Fire Brigades, y NFPA 241, Standard for Safeguarding Construction, Alteration and demolition Operations. 15.8.2 Deberían proveerse extintores de incendio portátiles de capacidad adecuada en concordancia con NFPA 10, Standard for Portable Fire Extinguishers, así: (1) Donde son almacenados o manejados líquidos inflamables. (2) Donde son almacenados materiales combustibles.

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PROGRAMA DE CONTROL DE RIESGO DE INCENDIO

(3) Donde es usado equipo temporal de encendido por aceite o gas. (4) Donde es usada una paila de alquitrán o asfalto. (5) Donde están en uso soldadura, esmerilado o llamas abiertas. 15.8.3 Deberían estar disponibles mangueras y boquillas en ubicaciones estratégicas, como dentro de gabinetes de manguera o casas de manguera o sobre vehículos dedicados a la respuesta por incendio. 15.8.4 Deberían existir adaptadores disponibles si las conexiones de manguera de incendios no son compatibles con el equipo local de bomberos.

Capítulo 16 Programa de Control de Riesgo de Incendio. 16.1 General. 16.1.1 Este capítulo provee criterios recomendados para el desarrollo de un programa de control del riesgo de incendio que contiene procedimientos administrativos y controles necesarios para la ejecución de las actividades de prevención y protección de incendios y prácticas para plantas de generación eléctrica y estaciones convertidoras de corriente directa de alto voltaje. 16.1.2 Los programas de control de riesgos de incendio recomendados en este capítulo deberían ser revisados y actualizados periódicamente. 16.1.3 El propósito de este capítulo puede ser cumplido por incorporación de sus características en los procedimientos operativos de la planta o, por otra parte, como lo determine el administrador de la misma.

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16.3 Programa de control del riesgo de incendio. Debería establecerse un programa de prevención de incendios de planta escrito, el que debería incluir como mínimo lo siguiente: (1) Información de seguridad de incendios para todos los trabajadores y contratistas. Esta información debería incluir, como mínimo, familiarización con los procedimientos de prevención de incendios, alarmas y procedimientos de emergencia de planta, y como reportar un incendio. Esto debería incluirse en la orientación de trabajadores / contratistas. (2) Inspecciones documentadas de planta programadas regularmente, incluyendo previsiones para manejo de acciones remediales para corregir condiciones que incrementan los peligros de incendio. (3) Una descripción de las prácticas de limpieza general y el control de combustibles transitorios. La experiencia de incendios ha demostrado que estos combustibles pueden ser un factor significativo en una situación de incendio, especialmente durante paradas. (4) Control de líquidos y gases inflamables y combustibles en concordancia con las normas NFPA apropiadas. (5) Control de fuentes de ignición incluidas fumar, esmerilado, soldadura y corte. (Vea NFPA 51 B, Standard for Fire Prevention During Welding, Cutting and Other Hot Work). (6) Supervisoría de la prevención de incendios. (Vea NFPA 601, Standard for Security Services in Fire Loss Prevention). (7) Reporte de incendio, incluida una investigación y una declaración sobre la acción correctiva a ser tomada. (Ver Anexo B). (8) Peligros de incendio de materiales ubicados en la planta o áreas de almacenaje identificadas en concordancia con NFPA 704, Standard System for the Identification of the Hazards of Materials for Emergency Response, y las hojas informativas de seguridad del material aplicable (HISMA). 16.4 Programa de protección de incendios.

16.2 Política de administración y dirección. 16.4.1 Prueba, inspección y mantenimiento. 16.2.1 La administración corporativa debería establecer una política e instituir un programa comprensible de control del riesgo de incendio para promover la conservación de la propiedad, la continuidad de las operaciones y la protección de la seguridad de la vida mediante la prevención adecuada de incendios y las medidas de protección contra el fuego en cada instalación.

16.4.1.1 Con la instalación, todos los sistemas de protección de incendios deberían ser pre-operacionalmente inspeccionados y probados en concordancia con las normas NFPA aplicables. Donde no existan normas apropiadas, deberían seguirse los procedimientos de inspección y control delineados en las especificaciones de compra y diseño.

16.2.2 El mantenimiento preventivo apropiado del equipo de operación así como el adecuado entrenamiento del operador son aspectos importantes de un programa viable de prevención de incendios.

16.4.1.2* Todos los sistemas y equipo de protección de incendios deberían inspeccionarse periódicamente, probarse y mantenerse en concordancia con las aplicaciones de los National Fire Codes.

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

16.4.1.3 La prueba, inspección y mantenimiento deberían documentarse con procedimientos escritos, resultados y consecutivo de acciones correctivas registradas y rastreadas para cierre. Tabla 16.4.1.2 Guía de referencia para inspección, prueba, y mantenimiento de equipo de incendio. Detalle

Documento NFPA No.

Circuitos de supervisión y alarma de incendios Detectores de incendios Alarmas de incendio manuales Alarmas de flujo de agua de rociadores Sistemas rociadores y de aspersión de agua Sistemas de espuma Sistemas de agentes halogenados, químicos y de CO2 Bombas de incendio y bombas de refuerzo Tanques de agua y alarmas Válvulas Indicadoras P.I.V.s y O.S. & Y Hidrantes de incendio y válvulas asociadas Mangueras de incendio, tubería vertical y boquillas de manguera Extintores portátiles de incendio Equipo de la brigada de incendios Puertas y ‘‘dampers’’ de incendio Venteos de humo Iluminación de emergencia Equipo de radio comunicaciones Señales visuales y audibles Sistemas de protección contra incendios de neblina de agua

72 72 72 25 / 72 25 / 72 11 / 16 / 25 12/12A/17/2001

25 / 72 25 / 72 25 / 72 13 / 24 1962/25

10 1971 80/90A 204 110 1221 72 750

16.4.2 Daños. 16.4.2.1 Debería establecerse un procedimiento escrito para incluir daños a sistemas de protección de incendios y otros sistemas de planta que impacten el nivel de peligro de incendio (ej: sistemas colectores de polvo, sistemas CVAA). Como mínimo, este procedimiento debiera incluir lo siguiente: (1) Identificación de equipo no disponible para servicio. (2) Identificación de personal a ser notificado (ej: líder de la brigada de incendios de planta, bomberos, coordinador

de protección de incendios de planta, operador del cuarto de control). (3) Incremento de la vigilancia de incendios como sea necesario [ver 16.3(6)] (4) Proveer medidas adicionales de protección como sea necesario (ej: suministros temporales de agua, mangueras adicionales). 16.4.2.2 El deterioro de los sistemas de protección de incendio debería ser tan corto en duración como resulte práctico. Si la parada es planeada, todas las partes necesarias y mano de obra debieran disponerse antes de retirar del servicio el sistema(s) de protección. Cuando la parada no es planeada o cuando el sistema está descargado, el trabajo de reparación o restauración del sistema deberían ser expeditos. 16.4.2.3 La re-instalación apropiada después del mantenimiento o reparación debería realizarse para asegurar la operación apropiada de los sistemas. Una vez completadas las reparaciones, deberían ser hechas las pruebas que asegurarán la apropiada operación y restauración de la capacidad total del equipo de protección de incendios. Luego de la restauración al servicio, las partes previamente notificadas del daño debieran ser avisadas. La última revisión de los documentos de diseño refleja el estado de las condiciones que deberían estar disponibles para asegurar que el sistema quedó apropiadamente reinstalado (ej: dibujos mostrando los ángulos de las boquillas). 16.4.3 Administración del cambio. Debería implementarse un sistema para asegurar que la persona (s) apropiada con responsabilidad en protección de incendios ha sido alertada sobre nuevas construcciones, modificaciones a estructuras existentes, cambios en condiciones de operación u otras acciones que podrían impactar la protección de incendios de la planta. El documento bases de diseño de protección de incendios y los procedimientos apropiados y programas debatidos en éste capítulo podrían necesitar revisión para reflejar el impacto de esta acción. 16.4.4* Plan de emergencia de incendios. Debería desarrollarse un plan escrito de emergencia de incendios y, como mínimo, este plan debería incluir lo siguiente: (1) Respuesta a alarmas de incendio y alarmas supervisoras de sistemas de incendio. (2) Notificación del personal identificado en el plan. (3) Evacuación de trabajadores no directamente involucrados en actividades de combate del fuego en el área de incendios. (4) Coordinación con fuerzas de seguridad u otro personal designado para admitir a los bomberos y controlar el personal y el tráfico.

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PROGRAMA DE CONTROL DE RIESGO DE INCENDIO

(5) Pre-planeamiento de incendios que define las actividades de control del fuego. (6) Entrenamientos periódicos para verificar la viabilidad del plan. (7) Actividades durante emergencias por incendio del operador (s) del cuarto de control y operador (s) auxiliar. 16.4.5 Personal de respuesta a emergencias. 16.4.5.1 El tamaño de la planta y su cuerpo administrativo, la complejidad de los problemas de combate de incendios y la disponibilidad de bomberos deberían determinar los requisitos para el personal de respuesta a emergencias o brigada de incendios. 16.4.5.2 Puede proveerse un equipo de respuesta a emergencias para facilitar la intervención en eventos tales como un incendio. Las actividades pueden incluir comando incidental, combate de incendios incipientes, escolta de personal del departamento de incendios, primeros auxilios, trabajo de respuesta primaria a materiales peligrosos, etc. La organización y responsabilidades deberían estar claramente identificadas. 16.4.5.3* Si es provista una brigada de incendios, su organización y entrenamiento deberían identificarse en procedimientos escritos. NFPA 600, Standard on Industrial Fire Brigades, y OSHA standard 29 CFR 1910.156, «brigadas de incendio», deberían ser consultadas para la determinación de limitaciones de operación. 16.4.6 Condiciones especiales de combate de incendios. Las plantas de generación eléctrica presentan desafíos únicos en combate de incendios. Esta información puede ser útil en preplaneamiento de incendios. Ella podría ser también utilizada en la educación y entrenamiento del personal de combate de incendios que respondería en el evento de una emergencia por fuego en el sitio o fuera de él.. 16.4.6.1 Incendios de aceite de lubricación de turbinas. Un aspecto crítico de la respuesta a incendios de aceite de lubricación de turbinas es la minimización del tamaño y duración del vertimiento de aceite. La necesidad de lubricación para proteger los cojinetes y eje del generador de la turbina debería ser balanceada contra el daño del incendio por permitir que la fuga de aceite continúe. Los pasos siguientes pueden ser útiles en la minimización del daño del fuego y deberían considerarse durante el pre-planeamiento y entrenamiento para condiciones de emergencia: (1) (2) (3) (4)

Disparo de la turbina. Interrupción del condensador de vacío. Purga de emergencia del generador. Parada de las bombas de aceite principales y de respaldo.

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La parada de las bombas de aceite puede causar daño mecánico adicional a la turbina dependiendo de la velocidad de rotación. Sin embargo, ella puede ser efectiva en la mitigación del daño de conjunto debido al incendio. (Ver Anexo D). Cuando las bombas de aceite ac son detenidas, las bombas de respaldo dc arrancarán a baja presión. Las bombas de aceite de respaldo o dc tendrán también que ser aseguradas, lo cual usualmente requiere más que operar un interruptor. 16.4.6.2 Calentadores de aire regenerativo. Aunque las pruebas de laboratorio y los incidentes reportados indican un rápido incremento de temperatura hasta un rango de 2800°F3000°F (1537°C-1648°C) en un incendio de aire precalentado, debiera darse gran cuidado al combate manual del fuego. Pueden necesitarse grandes cantidades de agua para enfriar y extinguir un incendio precalentado. El pre-planeamiento de incendios debería realizarse para asegurar el uso de un número adecuado de puertas de acceso y accesos seguros a ellas. 16.4.6.3 Precipitadores electrostáticos. Una vez que un incendio es detectado, la unidad debiera entrar en suspensión de su trabajo de inmediato. Debería reconocerse que durante la operación la atmósfera en el precipitador es deficiente en oxígeno y que la apertura de puertas o el funcionamiento del sistema de ventiladores enseguida de un disparo del combustible podría causar condiciones de agravamiento (incremento del potencial de contratiro explosivo). Una vez el flujo de aire y combustible hacia el fuego haya sido cerrado y el precipitador electrostática detenido y desenergizado, puede permitirse la apertura de las puertas del precipitador y, si es necesario, empleadas las mangueras de agua. 16.4.6.4 Bandejas de cables. Las bandejas de cables deberían ser tratadas como cualquier incendio que involucra equipo eléctrico energizado. Puede no ser práctico o deseable desenergizar los cables involucrados en el incendio. El agua es el más efectivo agente extintor para incendios en cables aislados pero debería ser aplicada con una boquilla eléctricamente segura. Algunos cables [cloruro de polivinilo (PVC), neopreno o Hipalon] pueden producir humo denso en muy corto tiempo. Adicionalmente, el PVC libera gas de cloruro de hidrógeno (HCL). El personal que acomete la extinción de incendios en bandejas de cables debería usar aparatos de respiración auto contenida. 16.4.6.5 Sistemas de hidrógeno. El hidrógeno tiene un relativamente amplio rango de inflamabilidad (4 a 75 por ciento por volumen) en el aire. El rango de explosividad (para deflagraciones y detonaciones) es más estrecho que el rango de inflamabilidad, pero las explosiones de hidrógeno pueden ocurrir dentro de las salas de turbina en el evento de una liberación accidental e ignición retardada. Bajo la mayoría de las condiciones es más seguro permitir que un incendio de hidró-

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

geno arda de una manera controlada hasta el momento en que la fuente de gas quede agotada. La extinción del incendio mientras el gas aún escapa podría permitir la generación de una mezcla explosiva. Las bases de diseño de protección de incendios deberían incluir previsiones para que los suministros de hidrógeno puedan ser cerrados desde una ubicación fácilmente accesible fuera del área de incendio si ello es solicitado en una situación de emergencia.

instalación, procedimiento, equipo o materiales, ni hace pruebas de laboratorio para su aprobación o evaluación. En la determinación de la aceptabilidad de instalaciones, procedimientos, equipo o materiales, la autoridad competente puede basar su aceptación de cumplimiento en NFPA u otras normas apropiadas. En ausencia de tales normas, dicha autoridad puede requerir evidencia de instalación, procedimiento o uso apropiados. La autoridad competente puede también referirse a listados o prácticas de rotulado de una organización interesada con las evaluaciones del producto que esté en posición de determinar cumplimiento con normas apropiadas de la producción actual de elementos listados.

16.4.6.6 Almacenaje y manejo de carbón. 16.4.6.6.1 Una vez la ubicación y extensión de un incendio en una pila de almacenaje de carbón han sido determinadas, el carbón debería ser excavado y retirado el carbón calentado. Dado que la humedad acelera la oxidación, el agua usada para combatir el incendio puede agravar la situación si el asiento del fuego no es alcanzado. Deberían considerarse los aditivos para el agua, a fin de romper la tensión del agua y mejorar la penetración.

A.3.2.2 Autoridad competente (AHJ). La frase «autoridad competente» es usada en los documentos de NFPA de una manera amplia, desde que las jurisdicciones y agencias de aprobación varían, así como sus responsabilidades. Donde la seguridad pública es primordial, la autoridad competente puede ser un departamento federal, estatal, local, regional o individuo como el jefe de bomberos, alguacil en jefe; jefe de una oficina de prevención de incendios, departamento del trabajo o departamento de salud; oficial del edificio; inspector de electricidad u otros que tengan autoridad establecida por la ley. Para propósitos de seguros, un departamento de inspección de seguros, oficina de clasificaciones u otra compañía representativa de seguros puede ser la autoridad competente. En muchas circunstancias, el dueño de la propiedad o su agente designado asume el rol de autoridad competente; en instalaciones del gobierno, el oficial comandante u oficial departamental pueden ser la autoridad competente.

16.4.6.6.2 Para el combate manual del incendio deberían proveerse placas de acceso claramente marcadas en el equipo. El polvo de carbón presenta tanto un peligro de incendio como de explosión. El material combustible, finamente dividido, se incendia fácilmente. Sin embargo, hay la posibilidad de que pueda ocurrir un incendio de asentamiento profundo duro de extinguir. La aplicación de un agente extintor que desordene los depósitos de polvo de carbón podría resultar en una explosión de polvo. 16.4.6.7 Pulverizadores de carbón. (Ver 9.5.4 de NFPA 85, Boiler and Combustion Systems Hazards Code). Información adicional puede ser obtenida de las instrucciones publicadas por el fabricante. 16.5 Identificación de peligros de incendio de los materiales. Los materiales ubicados en la planta o en áreas de almacenaje, deberían ser identificados en concordancia con NFPA 704, Standard System for the Identification of the Hazards of Materials for Emergency Response, y las HIMS aplicables.

Anexo A Material Explicatorio El Anexo A no es parte de los requerimientos de este documento NFPA pero está incluido solamente con propósitos informativos. Este anexo contiene material explicatorio, numerado para corresponder con los parágrafos aplicables del texto. A.3.2.1 Aprobado. La Asociación Nacional de Protección Contra el Fuego no aprueba, inspecciona o certifica ninguna

A.3.2.4 Listado. Los medios para identificar equipo listado pueden variar para cada organización interesada con la evaluación del producto, algunas de las cuales no reconocen el equipo como listado a menos que también esté rotulado. La autoridad competente debería utilizar el sistema empleado por la organización que lista para identificar un producto listado.

•

A.5.1.1.3 Donde los cuartos de control y de computadores están separados por un muro común, tal muro no requiere tener una clasificación de resistencia al fuego. A.5.1.2.1 Los sellos de penetración listados para tubería de gran diámetro pueden no estar comercialmente disponibles. En tales casos, el diseño debería ser similar a las configuraciones del listado. Pueden excluirse los sellos de penetración listados para los ductos de barras colectoras de fase no segregada. A.5.1.4.2(9) Las explosiones e incendios de transformadores llenos de aceite pueden ser evitadas por la instalación de un sistema mecánico pasivo diseñado para despresurizar el transformador a pocos milisegundos después de la ocurrencia de

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ANEXO A

una falla eléctrica. Esta rápida despresurización puede ser alcanzada por un disparador de evacuación acelerada del aceite por el pico de presión dinámica generado por el corto circuito. La tecnología de protección se activa dentro de milisegundos antes de que la presión estática se incremente, previniendo así la explosión del transformador y el incendio subsiguiente. A.5.1.4.3 Como mínimo, el muro contra incendio debería extenderse al menos un pie (0.31m) sobre la cima de la cubierta del transformador y tanque de conservación de aceite y al menos por el ancho del contenedor de aceite del transformador. Si las columnas de soporte del techo del edificio de la turbina hacia el muro exterior tienen una tasa de resistencia al fuego de dos horas por encima del piso de operación, el muro contra incendios no necesita la altura requerida para obtener la visual de protección para la altura del piso de operación. A.5.1.4.5 Es permitida la provisión de una pantalla alta no combustible para proteger contra los efectos de una detonación de los cojinetes del transformador. A.5.1.5.2 Con apoyo de las bases de diseño de protección de incendios, puede ser requerida protección adicional de incendios donde múltiples transformadores de menos de 100 gal (379L) de capacidad cada uno sean ubicados en estrecha proximidad. A.5.2.2 Es generalmente reconocido que los edificios de caldera y turbinas, protegidos en concordancia con este documento, cumplen el propósito de NFPA 101, Life Safety Code, respecto de distancias adicionales de recorrido para instalaciones totalmente cubiertas por rociadores. NFPA 101 permite medios adicionales de componentes de salida para ocupaciones industriales de propósito especial. Puede permitirse que estas áreas sean provistas con escaleras industriales fijas, escalas fijas (Ver ANSI A 1264.1, Safety Requirements for Worplace Floor and Well Openings, Stairs, and Railing Systems, y ANSI A 14.3, Standard for Safety Requirements for Fixed Ladders), o dispositivos de paso alternado (Ver NFPA 101). Ejemplos de estos espacios incluyen andenes, áreas de piso o plataformas elevadas que son provistas para mantenimiento e inspección de equipo en el sitio. Los espacios internos para equipo y maquinaria están excluidos de los requisitos de NFPA 101. Ejemplos de estos espacios incluyen pero no están limitados en esencia a los siguientes: (1) (2) (3) (4)

Calderas. Secadores. Pulverizadores. Encerramientos de turbinas de combustión.

(5) (6) (7) (8)

850– 73 Torres de enfriamiento. Carboneras, silos y tolvas. Áreas donde comienzan los transportadores de polea. Precipitadores electrostáticos.

A.5.4.1.3.2 Donde es provisto un sistema separado de manejo de humo, debería diseñarse para áreas que podrían ser dañadas indirectamente en el evento de un incendio a través de cualquiera de los dos escenarios siguientes: (1) Exposición a humo desde un incendio originado dentro de los cuartos mismos. (2) Exposición a humo en un cuarto desde un incendio originado en el otro cuarto. Debería diseñarse un sistema de manejo de humo (ventilación) para minimizar la penetración de éste dentro del equipo eléctrico. A.5.5.2 La descarga de diseño para la turbina del edificio debería basarse en el tiempo esperado necesario para tener la turbina fuera de línea y ponerla en encendido girando el mecanismo de gobierno, pero no menos de 10 minutos. A.6.2.1 En tanto el uso de sistemas de protección de incendios pueda ser una manera efectiva de limpieza, es fuertemente desalentado. El suministro de agua para limpieza no es una actividad de protección de incendios que deba suplirse desde un sistema separado de agua de servicio. Donde este suministro separado no está disponible, deberían hacerse consideraciones especiales antes de usar el agua de protección contra el fuego para esta demanda que no es de incendios, incluyendo bombas separadas. Los procedimientos operacionales deberían estar en el sitio para evitar disminución del suministro de agua de protección de incendios dedicado por el uso incidental de agua para propósitos que no son de protección de incendios. Los procedimientos deberían terminar todos los usos incidentales del agua para propósitos distintos a la protección contra el fuego al recibo de una alarma de incendio. A.7.4.1.1 La Powder River Basin (PRB) de Montana y Wyoming tiene las más grandes reservas de carbón bajo en sulfuro en los Estados Unidos (76%). El carbón PRB ha ganado popularidad como una alternativa a los costosos lavadores requeridos para cumplir con los estándares sobre emisiones cuando es quemado carbón alto en sulfuro. El carbón PRB tiene entre la mitad y un sexto del contenido de sulfuro de la mayoría de los otros carbones. El siguiente es un análisis aproximado representativo de carbones PRB (información de los rangos de PRB publicados en «Guide to Coal Mines», Burlington Northern and Santa Fe Railway, courtesy PRB Coal Users’ Group):

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850–74 Carbón fijo: Materia volátil: Humedad: Ceniza: Sodio como un porcentaje de ceniza: Sulfuro: Btu / lb: Tamaño:

PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

32.06–40.00% 27.70–32.66% 23.80–31.80% 3.80 –8.45% 0.32–7.50% 0.20–0.80% 8050– 9500 Nominal 2 pulg. x 0 pulg.

Temperatura de fusión de la ceniza / atmósfera reducida Inicial, °F: Inicial. °C: Fluido. °F: Fluido. °C:

2050–2268 1121–1242 2142–2348 1172–1287

El carbón PRB presenta desafíos en protección de incendios debido a sus características de calentamiento espontáneo. También, el PRB es extremadamente deleznable, contribuyendo a altos niveles de polvo y vertimiento. El manejo, pre-planeamiento, diseño del equipo de manejo del carbón y el diseño del sistema de protección de incendios son componentes integrales para la minimización de los riesgos asociados con un incendio de carbón PRB. A.7.4.2.1 Calentamiento espontáneo. Las propiedades químicas de carbones que afectan la combustión espontánea son el contenido de oxígeno, humedad, impurezas (especialmente sulfuro en forma de piritas), y volátiles. Las propiedades físicas son tamaño de partículas y friabilidad. El calentamiento espontáneo ocurre debido a la oxidación de superficies de carbón expuestas recientemente. Para un calentamiento espontáneo que induzca la ignición, debe estar presente suficiente aire y en contacto con superficies frescas (no oxidadas), todavía sin movimiento de aire suficiente para disipar el calor generado por la oxidación. La tasa de oxidación del carbón a temperaturas ambientales está determinada por sus rangos, sus áreas de superficie expuestas, y el porcentaje de oxígeno libre en la atmósfera que infiltra el carbón. El carbón de bajo rango (carbón bituminoso) podrá tener una alta tasa de oxidación que lo endurece bajo las mismas condiciones. Del mismo modo, si el carbón es triturado a un tamaño de partículas finas, más área de superficie estará expuesta y la tasa de oxidación se incrementará. Una reducción en el contenido del oxígeno libre en la atmósfera que infiltra el carbón reduce la tasa de oxidación (casi proporcionalmente). La oxidación continuará a una tasa reducida hasta que el oxígeno libre esté agotado. El calor producido por la combustión espontánea será absorbido por el carbón, resultando en un incremento en su temperatura. Debido al efecto chimenea, pueden esperarse fugas de aire infiltrado alrededor de la válvula

de descarga u otras fugas del fondo de silos y carboneras o de 5 a 6 pies (1.5 a 1.8 m) de la cima del carbón en la carbonera. Por consiguiente, los «puntos calientes» tenderán a desarrollarse en las partes bajas y superiores del carbón en el silo y cerca de cualquier grieta o abertura que permita la infiltración de aire. Inertizar el carbón con dióxido de carbono o nitrógeno y cubrir la cima de la carbonera para evitar que el aire cause ignición espontánea son una práctica común para paralizar forzada y prolongadamente el carbón en la carbonera. Así como la temperatura del carbón se incrementa, crece también a tasa de oxidación. Debido al rango y número de variables es difícil definir el tiempo de ignición del carbón en almacenaje. El calentamiento espontáneo puede ser mitigado por la reducción al mínimo de los turnos de rotación del carbón, la duración del almacenaje y el movimiento del aire en el silo. Varios diseños pueden ser usados para lumbreras de acceso de varillas de penetración para distribuir agentes encapsulados-micela con agua. Son recomendadas lumbreras de acceso de un diámetro mínimo de 4 pulgadas (10.16 cm.) para facilitar la inserción de las varillas de penetración. Uno de tales diseños es una conexión embridada de 4 pulgadas (10.16 cm.) con una brida ciega. El interior de la lumbrera de acceso debería llenarse con espuma expandida (en el mismo plano con la superficie interior del silo) para evitar la acumulación del carbón en el acceso de la lumbrera. Cuando es requerido el uso de una lumbrera de acceso dada, la espuma es removida del exterior para permitir la inserción de la varilla de penetración. Debería proveerse una plataforma espacial para ubicar las lumbreras de acceso como es requerido para disponer la varilla de penetración en secciones de 5 pies (1.5 m) y para operar la línea de mano y equipo eductor. A.7.4.2.2 Construcción del silo. Si la planta está diseñada para quemar un tipo de carbón que es considerado propenso a la combustión espontánea o uno que tiene un alto porcentaje de «volátiles», los silos deben ser cilíndricos con tolvas cónicas. Debería considerarse el ángulo de reposo del carbón cuando sea diseñado el declive interno del silo y la tolva para que el carbón pueda fluir libremente (normalmente a 60 grados de la horizontal será suficiente) para evitar arqueamiento y vacíos. Los cañones de aire ubicados en la garganta del silo pueden usarse para asegurar que el flujo de carbón continúe. Sin embargo, es necesaria precaución para asegurarse que los cañones de aire no son utilizados durante un incendio o donde los bajos niveles de carbón podrían resultar en polvo de carbón en suspensión entrando al rango de explosividad. La experiencia indica que el carbón bajo en sulfuro Powder River Basin (PRB) es altamente susceptible al calentamiento espontáneo. Para otros tipos de carbón, la experiencia indica

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ANEXO A

que contenidos en su volatilidad por encima del 38% pueden ser propicios al calentamiento espontáneo. El diseñador puede considerar la inertización del silo si el contenido de volátiles del carbón excede 38% o si es usado carbón PRB. Donde el carbón usado ha conocido problemas de calentamiento espontáneo, deben proveerse transportadores especiales y canales o bateas para descargar los silos durante paradas forzadas. A.7.4.2.3 Operación y mantenimiento del silo. Donde sea posible, los silos de carbón deberían operarse a toda su capacidad con el carbón fluyendo continuamente. Cuando los silos no son operados a o cerca de su volumen total, puede ocurrir un incremento de la tasa de combustión espontánea. Dependiendo de la construcción del recipiente, carbonera o silo, el espacio interno puede permitir el conglomerado de carbón sobre sus muros. La remoción del carbón de los muros del recipiente, carbonera o silo puede emplearse para minimizar el riesgo de combustión espontánea del carbón atrapado. Durante paradas de mantenimiento planeadas, los silos deberían ser vaciados y limpiados totalmente de depósitos de carbón. Los procedimientos operativos deberían asegurar que los separadores magnéticos están en servicio cuando el carbón está siendo transportado dentro del silo para evitar la introducción de fragmentos metálicos. El movimiento de fragmentos metálicos dentro del silo puede resultar en una fuente de ignición por partes de metal que golpean, causando chispas que pueden incendiar el polvo de carbón. Tres incendios involucrando silos de carbón en una estación de generación eléctrica operando ocurrieron en o cerca de roturas en el fondo del cono del silo. Durante las paradas de mantenimiento los conos fueron totalmente inspeccionados en busca de agrietamientos. A.7.4.2.4 Estas condiciones deberían ser monitoreadas periódicamente. El monitoreo puede ser realizado en la cima del silo sobre concentraciones de gas metano y monóxido de carbono.

850– 75

diarios de monóxido de carbono en la cima de cada silo para establecer una marca fija de nivel de este gas. Los silos deberían ser vaciados e inspeccionados si el monóxido de carbono excede dos veces la concentración fijada. La detección portátil de calor infrarroja o termografía ha probado ser exitosa en la localización de puntos calientes. Los puntos calientes típicos son fácilmente detectados cuando están en un rango de tamaño de 2 pies (0.6m) de diámetro. Los puntos calientes en el centro y arriba pueden no ser encontrados hasta que el punto caliente penetre al área en cono en la medida en que el carbón desciende de nivel. También pueden ser insertadas termocuplas para detectar incrementos de temperatura debido a combustión espontánea. Puede emplearse una termocupla larga [ej: 10 pies (3 m)] conectada a un monitor portátil de lectura instantánea. Empujando la termocupla dentro del almacenaje de carbón puede detectarse el desarrollo de áreas calientes o estratos a diferentes profundidades. El monitoreo periódico de cambios de temperatura en estas áreas puede ayudar a predecir espontáneos desarrollos de combustión y ayudar en el pre-planeamiento de la respuesta. A.7.4.2.6 Todas las señales de combustión espontánea e incendio deberían ser eliminadas antes del movimiento de carbón. Supresión manual de incendios. El combate de incendios en silos de carbón es una actividad larga y difícil. Algunas operaciones de combate de incendios han tomado varios días para completar la extinción de un fuego. El carbón humeante en un silo recipiente, carbonera o silo, es una situación potencialmente peligrosa que depende de la ubicación del carbón humeante. Hay un riesgo de un incendio destellante o explosión si el carbón humeante es desequilibrado. Este riesgo debería ser considerado en el pre-planeamiento. El personal de respuesta a un incendio de carbón debería tener su equipo de protección personal propio, incluyendo SCBA y aparejos de salida, y entrenamiento en este peligro.

Los monitores de gas inflamable deberían ser dispuestos para alertar a los operadores de planta si son detectadas concentraciones de metano o éstas exceden el 25% del LIE.

El área alrededor del carbón humeante debería ser considerada también. El potencial de desarrollo de una atmósfera inmediatamente peligrosa para la vida y la salud (IPVS) es posible. Esto también debe ser considerado en el preplaneamiento.

Los niveles incrementados de monóxido de carbono pueden dar una indicación temprana de un punto caliente o incendio de silo. Alguna experiencia en esta área indica que los niveles de monóxido de carbono pudieran elevarse días antes de que los incendios sean detectados por otros medios. Deberían determinarse niveles aceptables de monóxido de carbono por el personal de la planta con base en tendencias para varios modelos de operación normal. Deberían tomarse muestreos

Dependiendo de la estrategia seleccionada, la demanda de recursos puede ser variada pero desafiante. El planeamiento pre-incendio es un elemento importante en el control exitoso de incendios de silos y debería estar incluido en las bases de diseño de protección de incendios (Ver Capítulo 4) y el plan de emergencia de incendios (Ver 16.4.4). Los operadores del cuarto de control deberían estar involucrados en el preplaneamiento.

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

Uso de agentes encapsulados-micela. El uso de agentes encapsulados-micela ha sido encontrado exitoso en los años recientes, especialmente para incendios de carbón PRB. La aplicación de este agente es el método de supresión de incendios preferido por el Grupo de Usuarios de Carbón PRB para protección de incendios de carboneras, tolvas y silos (vea el PRB Coal Users’ Group Recommended Practice, Coal Bunker, Hopper & Silo Fire Protection Guidelines). Los lineamientos básicos y procedimientos para pre-planeamiento y aplicación de agentes encapsulados-micela a estos incendios está incluido en el documento del PRB Coal Users’ Group. Estas guías y procedimientos pueden usarse como un punto de partida por la brigada de incendios estructurales del propietario y bomberos para construir una aproximación para la instalación específica. Estas actividades de combate de incendios son inherentemente peligrosas y no debieran ser realizadas por brigadas de incendio incipientes u otro personal. Este documento está disponible para los miembros del PRB Coal Users’ Group en línea a www.prbcoals.com. La aplicación de agentes encapsulados-micela puede ser incrementada por el uso de una cámara infrarroja para la búsqueda de los puntos calientes, sobre los costados o cima del silo, para facilitar la inyección del agente tan cerca como sea posible al área del incendio. Las imágenes infrarrojas pueden ser usadas para evaluar el desempeño y progreso del monitoreo de ataque. La solución agua-agente debe penetrar hasta el sitio de la combustión para que sea efectivo. Esta penetración puede ser afectada por el grado de compactación, vacíos, tasa de aplicación, tasa de evaporación y demás. El escurrimiento debe drenarse a través de la tubería del alimentador y requerirá recolección, limpieza, y disposición. Los agentes encapsulados-micela están diseñados para ser ambientalmente amigables (no corrosivos, no tóxicos, no peligrosos, y totalmente biodegradables). Uso de espumas clase A y penetrantes. El uso de espumas Clase A y penetrantes ha tenido algunos éxitos pero ha sido difícil pronosticar los recursos requeridos para el exitoso control del incendio. Los agentes generalmente requieren mezclarse con agua antes de su aplicación, usualmente en el rango de 1% por volumen mezclados de una manera similar a los agentes Clase B. Mientras la aplicación típica de la espuma Clase A es para combatir incendios al descampado al 1%, muchas plantas reportan resultados con el uso de espumas Clase A al 0.1%. Esto causa que el agente actúe como un surfactante. Proporciones superiores causan una excesiva acumulación de espuma que impide la penetración dentro del carbón. La aplicación de espumas y penetrantes puede ser incrementada por el uso de una cámara infrarroja para buscar los puntos calientes, sobre los costados o la cima del silo, para

facilitar la inyección de los agentes tan cerca como sea posible al área del incendio. Las imágenes infrarrojas pueden usarse para evaluar el desempeño y el avance de monitoreo del ataque. La solución agua-agente debe penetrar hasta el fondo de la combustión para ser efectiva. Esta penetración puede ser afectada por el grado de compactación, vacíos, tasa de aplicación, tasa de evaporación, y otros aspectos. El líquido resultante debe drenarse a través de la tubería del alimentador y requerirá recolección, limpieza y disposición. Uso de gas inerte. El dióxido de carbono y el nitrógeno han sido usados exitosamente como sistemas gaseosos de inertización. El vapor de dióxido de carbono, con una densidad de 1.5 veces la del aire, ha probado ser efectivo en establecer rápidamente una atmósfera inerte en el espacio sobre el carbón, la cual evita la creación de una atmósfera explosiva en ese espacio. Al mismo tiempo el vapor de CO2 puede ser inyectado dentro del carbón almacenado en la parte baja del silo, donde es más probable que los incendios se originen. Este CO2 inertiza los vacíos entre los pedazos de carbón mientras llena el silo desde abajo hasta arriba con vapor de CO2. La tasa de inyección de vapor de CO2 es aquella necesaria para exceder cualquier pérdida en el fondo del silo mientras empuja el gas inerte hacia arriba a través del carbón a una tasa razonable. (Silos muy altos requieren inyección a puntos intermedios del vapor de CO2 entre la cima y el fondo del silo). A partir de que el dióxido de carbono esté almacenado como un gas líquido comprimido, el debe ser vaporizado antes de la inyección dentro del silo. Son usados vaporizadores externos dimensionados para manejar las tasas máximas de flujo de vapor anticipadas. Es una práctica común monitorear el nivel de monóxido de carbono (CO) mientras se inertiza con CO2. Si el nivel de CO no decrece, los controles sobre el sistema de CO2 están diseñados para permitir el incremento de la tasa de inertización. El flujo puede entonces ser reducido para conservar el suministro de CO2 una vez establecido el control del incendio. Un gran incendio de carbón incrustado provee una masa caliente que será extremadamente difícil de extinguir solamente con CO2. Es, sin embargo, importante que el combate suplementario del incendio sea hecho en un ambiente inerte. La misión primaria del sistema de CO2 es evitar la ocurrencia de grandes incendios por detección temprana del fuego mediante los detectores de CO cuando todavía es pequeño y entonces inertizar para contenerlo y extinguirlo. Generalmente son usadas unidades de CO2 líquido al granel, pero pueden usarse cilindros para inertizar silos peque-

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ANEXO A

ños. (El suministro de CO2 al granel es usado frecuentemente para otras aplicaciones tales como pulverizador de inertización, purga del generador de hidrógeno y algunas aplicaciones en sistemas de supresión de incendios en el edificio de turbinas). Las unidades de CO2 al granel tienen la capacidad de ser rellenadas mientras están en uso. Para los silos pequeños, el vapor de CO2 es separado del distribuidor de los cilindros por tubos sifón exteriores. La inertización con dióxido de carbono tiene un efecto benéfico tan pronto como alcanza el carbón en oxidación. Como cae el nivel de soporte de oxígeno, menos calor es generado, ayudando a limitar la propagación del incendio. Pero para una extinción total cualquier masa grande de carbón ardiendo puede requerir una concentración de CO2 muy alta, sostenida por un largo tiempo puesto que la capacidad de enfriamiento del CO2 es relativamente pequeña y el carbón mismo tiende a retener calor. El sistema de CO2 debería ser considerado como un sistema de prevención / contención de incendios. El sistema puede ser operado desde una estación de liberación manual dedicada o desde el cuarto de control mediante el controlador lógico programable de la planta (PLC). El personal de planta no necesita involucrarse excepto para ajustar las tasas de flujo de CO2 como sea necesario para manejar la inertización o supresión del incendio.

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levantado durante esta actividad pueda incendiarse explosivamente. Puede aplicarse espuma de alta expansión. El monóxido de carbono producido durante el proceso de combustión también tenderá a asentarse en las elevaciones bajas y puede ser un peligro para el operador de la manguera. Una vez vertido y extinguido, usualmente es necesario palear el carbón dentro de un camión de volteo para transportarlo detrás de apilamiento de carbón. Combate manual de incendios. Sin consideración del tipo de propuesta seleccionada para la supresión, el planeamiento anterior al incendio es un elemento importante para el exitoso control y extinción del incendio. Todos los recursos necesarios deberían ser identificados y puestos en el sitio antes de iniciar las actividades de supresión. Si los materiales necesarios no han sido acopiados en el sitio, debería contactarse por adelantado a los proveedores para asegurar que el equipo y los suministros están disponibles a un relativamente corto aviso.

El nitrógeno ha ido usado exitosamente para inertizar incendios en silos. Es aplicado de una manera muy similar al dióxido de carbono. Una notable diferencia es que el nitrógeno tiene aproximadamente la misma densidad que el aire (mientras el dióxido de carbono es significativamente más denso). Por consiguiente, el debe ser aplicado en numerosos puntos de inyección alrededor del silo para asegurar que desplaza el oxígeno disponible, lo cual resulta en la necesidad de un equipo mayor de inyección y una más grande cantidad del agente.

Los requerimientos de personal para esta actividad de combate de incendios deberían estar identificados por adelantado. El personal debe estar entrenado y calificado para el combate de incendios en el ambiente caluroso y humeante que puede acompañar el incendio de un silo. Este entrenamiento incluye el uso de aparatos de respiración auto-contenida y equipo de protección personal. El personal empleado en esta operación debe como mínimo estar entrenado en y equipado al nivel de estructuración de la brigada de incendios como ha sido definido en NFPA 600, Standard on Industrial Fire Brigades. Si el personal de la estación no está entrenado en el uso de aparatos de respiración auto-contenida, será necesario que los bomberos ejecuten la lucha contra el fuego en estas áreas. No obstante, el personal de la estación puede ser necesario para asistir con el asesoramiento y guía necesarios. El cuerpo de bomberos o agencia pública de combate de incendios que responde a un incendio en la instalación debe involucrarse en el preplaneamiento de las actividades de combate del fuego en incendios para silos. Los bomberos o agencia pública necesitan instrucción específica concerniente a la operación y potenciales peligros asociados con los incendios en silos así como en la operación en el ambiente de la planta de energía. Es importante que los bomberos reciban información y guía en cada oportunidad.

Vaciado del silo. El silo puede ser descargado a través de la tubería de alimentación, pero es una operación sucia y desaliñada. Es necesario derivar la correa del alimentador para descargar el carbón sobre el piso de la central eléctrica a la elevación del alimentador. Una cuadrilla de mangueras debe estar disponible para extinguir el carbón ardiendo en la medida en que es descargado del silo. Existe el riesgo de que el polvo

Los recursos de la estación y del servicio de bomberos necesitan trabajar en concertación, incluyendo trabajo con los operadores del cuarto de control y mantenerlos a ellos informados de las operaciones de control de incendios. El pre-planeamiento debería incluir detalles administrativos tales como cadena de mando, acceso, y demás. Las operaciones deben coordinarse por un sistema de comando de incidentes estable-

Cuando es usado dióxido de carbono, hay un riesgo de depleción de oxígeno en el área sobre, alrededor o debajo de un recipiente, carbonera o silo. Las áreas donde el gas podría recolectarse y disminuir el oxígeno, las cuales pueden incluir el cuarto del disparador y las áreas bajo la compuerta de alimentación de la descarga, deben identificarse con barreras apropiadas y señales de advertencia.

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cido de conformidad con NFPA 1561, Standard on Emergency Services Incident Management System. Todo el personal debería estar familiarizado con este sistema antes del evento. A.7.4.3 Peligros del polvo de carbón. Los peligros de cualquier polvo de carbón dado esta relacionado con la facilidad de ignición y la severidad de la explosión consecuente. El Bureau of Mines del Departamento del Interior de los Estados Unidos ha desarrollado una escala arbitraria, basada en pruebas a pequeña escala, que es efectivamente usada para medir el peligro potencial de explosión de varios polvos de carbón. La sensibilidad de la ignición es una función de la temperatura de ignición y de la energía mínima de ignición, mientras la explosividad está basada en información desarrollada en el Bureau of Mines. Los resultados de las pruebas están basados en una norma de polvo de carbón de Pittsburgh tomada a una concentración de 0.5 / pie3 (0.5 kg / m3) onzas por pié cúbico. El índice de explosividad es el producto de la sensibilidad de ignición y la severidad de explosión. Este método permite la evaluación de los peligros relativos de varios polvos de carbón. Cuando los silos de carbón son operados con bajo inventario hay un potencial para que el polvo de carbón suspendido entre al rango de explosividad. Como en calentamiento espontáneo, el rango de explosividad y el potencial para una explosión están basados en las variables anteriores. A.7.4.3.1 La construcción de campanas de encerramiento en puntos de transferencia puede minimizar la cantidad de polvo liberado a las áreas circundantes, lo cual reduce la necesidad de colectores de polvo. A.7.4.3.2 Al tiempo que el carbón húmedo está siendo manejado, la supresión de polvo adicional puede no ser deseada. En estos casos, el enclavamiento entre el sistema de supresión y el transportador debería ser capaz de un traslapo para permitir el movimiento del carbon sin supresión. Debería considerarse el traslape del enclavamiento de supresión de polvo como un daño del sistema de protección de incendios total y debiera manejarse por 16.4.2.

• A.7.4.6.2 En muchos casos, los transportadores de carbón dentro de sus estructuras están equipados con campanas colectoras de polvo o «faldones» los cuales hacen la protección de la cima de las correas transportadoras dificultada por la ubicación convencional de rociadores y boquillas. En plantas donde son usados carbones altos en piritas, es recomendable que la protección sea provista dentro de estas campanas así como los encerramientos de poleas de accionamiento. Debe tenerse cuidado cuando sean instalados los rociadores o boquillas para permitir el fácil acceso a estos dispositivos con propósitos de inspección.

Donde los transportadores están ubicados en estructuras de galería encerrada, la protección para la correa superior comúnmente toma la forma de rociadores o boquillas en el cielo raso de la galería con un segundo nivel de protección para la correa de retorno. En esta instancia, el ancho entero de la galería debería incluirse en el diseño del área para el nivel superior de protección. Si el sistema de aspersión de agua es seleccionado para la protección contra incendio del transportador, debería considerarse el diseño de estructural del transportador para soportar el peso del carbón húmedo a lo largo de su estructura. Todos los transportadores que presentan una exposición a instalaciones o procesos críticos deberían ser considerados como «críticos para la generación de energía». Un incendio debido a un transportador no protegido que transporta materiales dentro de la casa de generación puede resultar en un fuego que crea pérdidas inaceptables de generación de energía. A.7.4.6.2.1 Los sistemas de aspersión de agua deben considerarse para transportadores encerrados que están inclinados a causa del gran potencial para la rápida propagación del incendio. A.7.4.6.5 El agua ha sido exitosamente usada para controlar incendios en colectores de polvo. Sin embargo, la cantidad de agua entregada a un colector de polvo puede crear problemas de soporte estructural para el equipo mismo y para la estructura de soporte del edificio. El uso de aditivos de combate de incendios con agua puede ser altamente efectivo para incendios de carbón, especialmente para incendios del carbón Power River Basin (PRB). El uso de aditivos de combate de incendios puede típicamente resultar en que menos agua está siendo entregada dentro del colector de polvo debido al mejoramiento de las propiedades de supresión del incendio del agente y subsiguiente acortamiento del período de entrega. Una reducción en el agua puede ayudar en la minimización de los problemas potenciales por peso ganado. A.7.6.2.3 Los sistemas de detección especial corrientemente usados son los siguientes: (1) Sistemas de detección infrarroja para monitorear las superficies del rotor o el estator. (2) Detectores tipo-línea entre camadas de góndolas intermedias y terminales sin actividad. Hasta la fecha, se ha tenido una experiencia limitada de incendios con ambos sistemas. Las cámaras de televisión ligeramente bajas montadas al exterior del calentador de aire tienen una posible aplicación en la detección de incendios de calentadores de aire.

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850– 79 A.7.6.4.2 Sensores de temperatura solos pueden no ser adecuados para proveer alerta temprana de un incendio en un precipitador electrostático. A.7.6.5 Experiencia en pérdidas por incendios en lavadores. Ha habido al menos tres grandes incendios que involucran lavadores con recubrimiento plástico o con relleno plástico. Ellos han tenido en común los factores siguientes: (1) (2) (3) (4)

El incendio ocurrió durante una parada. El incendio fue detectado inmediatamente. El incendio fue causado por corte y soldadura. La rápida propagación del fuego evitó el acceso al interior del lavador, lo cual hizo inefectivo el combate manual del incendio.

El siguiente es un breve sumario de las pérdidas reportadas hasta la fecha. Incendio No 1. El lavador tenía 36 pies (11 m) de diámetro y 139 pies (42 m) de altura. El lavador contenía dos secciones de empaquetamiento de polipropileno: una sección tenía 4 pies (1.2 m) de grueso y la otra 3 pies (1 m) de grueso. La sección de 3 pies (1 m) de gruesa fue retirada en el momento del incendio. Ambas capas de empaquetamiento se extendían a través del diámetro total de la torre. Un contratista externo estuvo haciendo reparaciones sobre un aspa de rotación en la cima del lavador. Una manta de soldadura Había sido situada sobre la cima del relleno. Chispas de la operación de soldadura cayeron a través de la plataforma de trabajo de madera e incendiaron el empaquetamiento de polipropileno 30 pies (9 m) abajo. El incendio fue detectado inmediatamente. Los empleados de la planta reaccionaron rápidamente y siguieron los procedimientos establecidos de antemano. Ellos activaron las boquillas aspersoras, entonces cerraron las puertas de acceso y el amortiguador de salida para aislar el lavador. Los empleados de planta usaron una manguera de 1½ pulg. (3.8 cm.) sobre la salida del ducto. Los bomberos respondieron. La duración total del incendio fue de dos minutos. El daño a la propiedad fue estimado en $ 5 millones, y la parada fue de 41 días. Incendio No 2. Había 4 lavadores en un edificio. Los lavadores eran de 30 pies x 30 pies x 80 pies (9 m x9 m x 24 m) de alto. Los lavadores tenían una cantidad extensiva de empaquetamiento plástico y estaban revestidos. El mantenimiento era ejecutado sobre uno de los lavadores. Una cuadrilla planeó hacer reparaciones al revestimiento cerca de la cima del lavador. El trabajo de reparación involucró operaciones de corte y soldadura. Metal caliente cayó dentro del lavador. Un incendio pequeño fue observado en la parte baja del lavador que rápidamente se propagó y quemó el revestimiento y empaquetamiento. El incendio ardió a través de la junta de

expansión sobre la cima del lavador y se propagó a través de la superestructura, con daño al acero estructural del edificio en el área sobre el lavador. El daño a la propiedad fue estimado en $7 millones, y la parada fue de cerca de 8 meses. Esto sucedió debido a la necesidad de reemplazo del casco. Incendio No 3. Había tres torres de absorción en un edificio. Las torres eran de 40 pies x 65 pies x 185 pies (12.1 m x19.7 m x 56 m) de altura. Los lavadores fueron revestidos con una cubierta de caucho y tenían eliminadores de neblina de polipropileno. Los trabajadores estaban en el ducto de escape de uno de los lavadores intentando sellar pequeños orificios en el ducto. Fue usado plástico laminado para proteger una junta de expansión. Chispas de la operación de soldadura incendiaron el plástico. El fuego fue detectado inmediatamente. Fueron utilizados extintores portátiles para extinguir el fuego El incendio se propagó rápidamente al andamio de madera. La brigada de incendios de planta respondió pero no pudo entrar al ducto debido al humo denso. El incendio se propagó al eliminador de neblinas de polipropileno y al revestimiento de caucho del lavador. El calor del incendio venteó dentro del edificio, colapsando el cielo raso. El lavador fue destruido. El daño a la propiedad fue estimado en $42 millones. La estación estaba bajo construcción, y su completamiento fue demorado dos años por el incendio. A.7.7.3.6 En algunos turbo-generadores que emplean el principio de guarda tubería, el dispositivo de protección de la tubería termina bajo el alojamiento de la máquina donde la tubería de alimentación y retorno corre a la par de los cojinetes. Tales ubicaciones son vulnerables a roturas con la correspondiente liberación de aceite en el evento de vibración excesiva de la máquina y deberían protegerse. A.7.7.4.1.1 Para evitar la aplicación de agua a partes calientes u otras áreas sensitivas al agua y proveer cubrimiento adecuado, puede ser necesario un diseño que incorpore componentes como elementos fusibles que operen boquillas aspersoras direccionales. A.7.7.4.1.3 Si el reservorio de aceite lubricante está elevado, la protección de rociadores debería extenderse para proteger el área bajo el reservorio. Si los reservorios de aceite lubricante y su equipo de manejo están ubicados sobre el piso de operación de la turbina y no están encerrados en un área de incendios separada, entonces todas las áreas sujetas al flujo o acumulación de aceite deberían protegerse con un sistema automático de rociadores o de inundación. A.7.7.4.1.4 Sobre el piso de operación, los sistemas rociadores a nivel de cielo raso pueden no ser efectivos para proteger el

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equipo y componentes a nivel de piso de los incendios de aceite dada la altura de los cielos rasos [típicamente por encima de 40 pies (12 m)]. La aspersión de un incendio puede ir más allá de la protección de un rociador automático convencional sin que el sistema opere y puede exponer el acero estructural o componentes críticos del generador de la turbina. Lo que interesa es que el debilitamiento del techo de la turbina por el tiempo de exposición al incendio podría abatir el acero del edificio y resultar en daño prolongado para la iniciación del equipo crítico que opera la turbina o que el incendio podría exponer directamente equipo crítico como el generador. Donde sea posible, debiera usarse una de las medidas de protección siguientes: (1) Encerramiento del peligro. Un ejemplo podría ser ubicación dentro de un cuarto de construcción no combustible y protegido con rociadores automáticos. (2) Uso de una barrera. Una barrera de metal podría ser instalada entre el peligro y el equipo crítico del techo del edificio con rociadores automáticos instalados bajo la barrera. (3) Protección con aspersión de agua. Pruebas han demostrado que los rociadores de inundación sobre el peligro pueden reducir el tamaño de un incendio de aspersión de aceite. Las pruebas fueron conducidas con rociadores pendientes espaciados 5 pies x 5 pies (1.5m x 1.5m) de separación, con un coeficiente de orificio de K-8.0 (115) y terminando con una presión de cabeza de 50 psi (3.9 bares) ubicados a 6 pies (1.8m) sobre el peligro. El sistema debería ser automáticamente activado por un sistema de línea listado tipo detección de calor o de detección de llama. A.7.7.4.1.5 Las espumas proteínicas y formadoras de película acuosa (EPFPA) son efectivas en el control de incendios de alberca de líquidos inflamables en compartimientos de edificios altos. FM Global condujo pruebas para la Fuerza Aérea en el campo de pruebas en 1975. Fueron usados Incendios de alberca de líquidos inflamables de un área de 900 pies 2 (83.6m2). La espuma fue aplicada desde boquillas a nivel de cielo raso a 60 pies (18.3 m) por encima del piso. La espuma redujo el área incendiada en 90% en menos de 5 minutos después de iniciada la aplicación. Ella es efectiva en incendios de líquidos de alto punto de inflamación tales como el aceite mineral. También fueron conducidas pruebas usando espuma para la protección de estructuras de proceso químico. Las pruebas involucraron vertimientos tridimensionales de líquido inflamable de un recipiente de proceso de 20 pies (6.1m) sobre el piso por encima del nivel del suelo. La estructura de proceso tenía 40 pies (12.2 m) de alto. La protección de espuma fue provista en cada elevación del piso. La espuma limitó el tamaño del incendio de alberca pero no tuvo efecto sobre el incendio del vertimiento tridimensional.

Los agentes encapsulados micelle pueden mejorar los sistemas de aspersión de agua de cabeza abierta para incendios de alberca. Han sido conducidas investigaciones para el uso de este agente en algunos incendios de alberca de hidrocarburos, aunque el aceite de lubricación de la turbina no ha sido probado. Adicionalmente, las pruebas no han sido realizadas para escenarios de incendio en tres dimensiones que pueden ocurrir durante un fuego de aspersión de aceite de lubricación de la turbina. Ver A.7.4.2.6 para información adicional sobre agentes encapsulados micelle. A.7.7.4.2 Información adicional concerniente a protección de incendios de turbina-generador puede encontrarse en el reporte EPRI Research Project 1843-2, Turbine Generator Fire Protection by Sprinkler System. En Febrero de 1997, el Instituto Nacional de Normas y Tecnología publicó el NIST Report Technical Note 1423, «Analysis of High Bay Hanger Facilities for Fire Detector Sensivity and Placement». Este reporte provee recomendaciones de diseño para sistemas rociadores y de detección (protección de incendios en piscinas de combustible) para aquellas instalaciones, las cuales pueden proveer algunas guías de diseño si los sistemas rociadores son instalados a nivel del cielo raso del edificio de la turbina. Sin embargo, los peligros del edificio de la turbina incluyen incendios de piscinas y fuegos tridimensionales y pulverizados. Sin mayores pruebas, tales sistemas no deben considerarse para proveer protección equivalente a los sistemas del edificio de la turbina recomendados en el cuerpo de NFPA 850. Si son usados como adición de aquellos sistemas recomendados, un apropiado diseño del sistema de rociadores a nivel del cielo raso puede proveer protección adicional para el techo del edificio de la turbina si la exposición a un incendio grande sobre el piso de operación es de su interés. A.7.7.4.2.1 Los sistemas de activación automática deben proveer un funcionamiento apropiado bajo condiciones de incendio y no ser propensos a activaciones espúreas. Si es instalado un sistema de agua de operación manual, debería darse consideración a la instalación de un sistema gaseoso automático de extinción de incendios suplementario. A.7.7.4.2.2 La edición 2000 de NFPA 850 permite la operación manual de sistemas de protección de cojinetes. En la mayoría de los incidentes que involucraban liberación de aceite de los cojinetes esto pudo ser adecuado. En algunos tipos de liberación, tales como fallas del sistema de sello, eso pudo no permitir al operador el tiempo para activar el sistema. Hay algunos edificios de turbina donde el cuarto de control no está localizado en el edificio de la turbina, lo cual también puede demorar la respuesta.

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ANEXO A

Si los cojinetes del turbo-generador están protegidos con un sistema de rociadores operado manualmente, debe proveerse lo siguiente: (1) La activación manual debería hacerse desde el cuarto de control o una ubicación fácilmente accesible que no exponga al operador a la condición del incendio. La administración de planta debería ser suficiente para manejar apropiadamente esta función así como otras responsabilidades durante una emergencia de esta naturaleza. (2) Debería proveerse protección automática de incendios sobre el área de cada cojinete y dentro del borde de la turbina donde un potencial para aceite a la piscina puede alertar a operadores hacia una condición de incendio. (3) Procedimientos documentados deberían estar en el sitio con autorización aprobada dada a los operadores para activar el sistema si es necesario en una condición de incendio. (4) Debería darse entrenamiento periódico a los operadores sin desconocer la necesidad de una operación apropiada del sistema. A.7.8.1.5 La detección temprana del incendio en el edificio de la turbina es importante para una acción de emergencia efectiva. Los cuartos de control en algunas plantas están fuera del edificio de la turbina, y los operadores hacen rondas cada hora, lo cual mejora la seguridad del operador y su habilidad para permanecer en el cuarto en una emergencia de incendios pero podría resultar en una demora en la detección del fuego. A.7.8.6 En años recientes, algunos transformadores han sido diseñados con relativamente altas temperaturas. La operación de los ventiladores de enfriamiento puede liberar grandes cantidades de calor que inadvertidamente pueden viajar por los sistemas de inundación usando la tasa de elevación o la tasa de compensación del equipo de detección de calor. Para evitar estos viajes inadvertidos, deberían usarse sistemas de detección de calor de temperatura fija para activar los sistemas de aspersión de agua de inundación al transformador. A.7.8.7 Para información pertinente de lineamientos guía para protección de incendios de subestaciones, vea ANSI / IEEE 979, Guide for Substation Fire Protection. A.8.1.3 Aunque es el interés que estas recomendaciones sean aplicadas solo a grandes unidades ICEs no residenciales, fijas, portátiles (montadas a menudo en remolques) pueden incluir sistemas de detección y supresión de incendios para limitar el daño por fuego. Las recomendaciones de este capítulo pueden usarse también como guía para estas unidades.

• A.8.5.1.3 En el evento de una falla de tubería, grandes cantidades de aceite o combustible podrían ser liberadas e incendia-

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das al contacto con partes de metal calientes. Adicionalmente a los peligros de incendio externos, los CTs están sujetos a explosiones si ocurren detenciones y el combustible no es cerrado inmediatamente, o si el combustible es admitido en una máquina caliente y la ignición no ocurre. Las explosiones del cárter del cigüeñal en ICEs han causado grandes incendios externos. A.8.5.2.1 Cuando ocurre una parada del motor, las válvulas de combustible deberían cerrarse tan rápido como sea posible para evitar la acumulación de combustible no quemado en la cámara de combustión. La experiencia documenta que han ocurrido incendios o explosiones en sistemas donde el aislamiento del combustible no fue alcanzado dentro de tres segundos.

•

A.8.5.3.2 Las máquinas de combustión interna no tienen normalmente ningún sistema hidráulico.

• A.8.5.4.2.1(4) La generación de energía de emergencia para instalaciones tales como hospitales es provista para la seguridad de la vida de personas que pueden no ser ambulatorias. En tales situaciones, la necesidad de proveer un suministro ininterrumpido de energía para servicios esenciales pesa más que el deseo de minimizar el daño a la unidad y las instalaciones inmediatamente adyacentes. A.8.5.4.3 Los incendios que involucran solo materiales que arden superficialmente pueden a menudo ser extinguidos durante el período de descarga de gas. Sin embargo, donde las temperaturas superficiales del equipo expuesto o componentes instalados permanecen sobre la temperatura de ignición de combustibles presentes más allá del final del período de la descarga de gas, y/o donde el encerramiento protegido no está ajustadamente sellado, es necesario considerar esto en el diseño del sistema de protección. La solución común es la adición de un método de descarga de gas prolongado para suplementar el sistema inicial de inundación de gas. El diseñador del sistema requiere, para cada tipo de instalación, información sobre la longitud de tiempo requerida para enfriar componentes «calientes» después de la parada, además de información sobre la tasa de pérdidas de gas del encerramiento. Esta información es a menudo obtenida por unidades prototipo de prueba. La información es el arranque del diseño del sistema de gas propuesto pero no garantiza que un sistema particular de ese tipo no tendrá un potencial grande de pérdida de gas. (Ver 4.4.3.3.1.4 de NFPA 12, Standard on Carbón Dioxide Extinguishing Systems, which requires an inspection of each unit that could reveal gas loss points not originally considered).

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Reconociendo esto, NFPA requiere una prueba de descarga total para cada sistema de CO2 (Ver 4.3.3.4.1) antes de ser puesto en servicio. Un diseño prudente del sistema de gas anticipa que más allá de un intervalo se tiempo, un encerramiento probablemente desarrolla más puntos de fuga, haciéndolo así un sistema diseñado sin ningún factor de seguridad, potencialmente propenso a fallar en el evento de una descarga del sistema años después de la instalación original. Algunos sistemas requieren inspección de almacenaje y componentes después de un número de años. Estos a menudo requieren un suministro de presurización de CO2. Ello puede ser una excelente oportunidad para descargar el sistema como una «prueba» de chequeo que demuestre que el sistema todavía de desempeña como fue originalmente diseñado.

des, las cuales pueden tener tiempos de parada que exceden 30 minutos, requieren un tiempo de mantenimiento de la concentración apropiadamente seleccionado para asegurar la mitigación del riesgo de re-ignición. También ha sido demostrado que la descarga inicial de gas no será mantenida por el período de tiempo de enfriamiento en la mayoría de las turbinas o compartimientos de la máquina. Así las cosas, el diseñador debería determinar la tasa de descarga prolongada necesaria para mantener la concentración del agente. Esto usualmente requiere una prueba de descarga para determinar si las concentraciones de diseño pueden ser mantenidas. Donde las concentraciones de gas no pueden ser efectivamente mantenidas, un sistema alternativo, tal como una espuma de alta expansión o la extinción con agua, pueden ser deseables.

Adicionalmente, durante paradas mayores (como cuando la cubierta es retirada), tanto el encerramiento como el sistema de tubería de supresión serán típicamente sometidos a algún grado de desmonte. Después del rearme, la prueba de funcionamiento es esencial para asegurar que el sistema opera como fue diseñado.

A.8.5.5.1 Es recomendado el uso de filtros menos inflamables o intermedios en el aire de entrada CT donde no está restringido por otras necesidades de ingeniería (tales como pérdida de presión a través de los elementos) y consideraciones de costos asociadas con UL 900 Clase I (no aportan combustible) versus elementos resistentes al fuego Clase II.

Solamente una prueba de descarga total asegurará que es alcanzada la concentración adecuada y mantenida después del mantenimiento. Alternativamente, la prueba de «compresión de puerta» puede usarse para verificar el sello de un encerramiento protegido luego de su mantenimiento, si una prueba de la línea base de compresión de la puerta fue conducida cuando el ensayo original de concentración fue realizado. Una prueba de compresión de puerta no demuestra la supresión del sistema de integridad; es necesaria una prueba funcional para tal verificación. Sin embargo, la mayoría de los encerramientos de turbina y máquina no están hechos para pruebas funcionales. Adicionalmente, la cantidad de pérdida potencial de las aberturas puede identificarse de este modo, pero no necesariamente la ubicación de tales aberturas. La ubicación de los puntos de pérdida de gas es tan importante como su tamaño en encerramientos protegidos con sistemas de inundación de gas.

A.8.5.6.3 Los generadores potenciados ICE son normalmente provistos con un encerramiento a prueba de goteo abierto. El blindaje puede ser necesario cuando es usado un sistema de protección de incendios base agua.

Es importante que la documentación sobre la cantidad de gas perdida haya sido diseñada dentro del sistema y que como parte del diseño sea retenida como base para la determinación de la adecuación del sistema después de años de servicio. A.8.5.4.3.3 El diseño apropiado del sistema de extinción gaseosa establece que la concentración de diseño sea guardada en el compartimiento por el tiempo de enfriamiento necesario para asegurar que todas las superficies expuestas están bajo la temperatura de auto-ignición (TAI) de los combustibles dentro del espacio protegido. Las unidades auto-derivativas tienen un tiempo rápido de enfriamiento debido a sus cubiertas livianas. A la inversa, el tiempo de reacción para turbinas gran-

• A.9.1.3.2 Por consideraciones de seguridad del personal, ver NFPA 85, Boiler and Combustion Systems Hazards Code, para una guía más amplia.

A.9.1.5.1 Con base en la geometría de la planta, cargue de combustible, y tamaño de la planta de personal, podría ser necesaria una boquilla monitora de 250 gpm (946 L /min) en lugar de o en conjunto con mangueras. A.9.1.5.2 Los transportadores pueden considerarse protegidos por la protección elevada de los edificios si no están encerrados o con campanas. A.9.1.5.5 Podrían usarse sistemas de ductos para control de olores por extracción del aire del proceso hacia la caldera. Un incendio en un sistema de ducto plástico no protegido podría resultar en un número de incendios en diferentes áreas de los edificios de procesamiento agobiando el sistema rociador. A.9.3.3.1 Los requerimientos están basados sobre alturas de almacenaje que no excedan 20 pies (6.1 m). A.9.3.3.2 Vea NIST Report Technical Note 1423, «Analisys of High Bay Hanger Facilities for Fire Detector Sensitivity and Placement».

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ANEXO A

A.9.4.2.2.3 Un ejemplo de un postulado del peor caso de explosión creíble puede ser un tanque de acetileno. Las explosiones involucran material detonante y van más allá del alcance de este documento. A.9.4.3.2 El equipo de imágenes radiadas es superior a los métodos con que cuentan los operadores de pie al lado del transportador, y es usado para rastrear la identificación de tanques u otros contenedores de materiales inflamables. Los siguientes factores hacen de este, un método menos que efectivo: (1) Velocidad del transportador- la mayor rapidez de movimiento de éste, disminuye la oportunidad que los operadores tienen para detectar objetos con figura de tanques. (2) Profundidad de la basura sobre el transportador. (3) Ocultación de los tanques entre otros desperdicios (ej: tanque de propano dentro de un colchón). A.9.4.4.1 Donde una instalación tiene una secuencia de operación aplicada rígidamente y que da satisfacción a ella misma y a la autoridad competente de que las prácticas de operación y el juicio de los operadores de planta provee protección aceptable, este enclavamiento con el sistema de protección de incendios podría ser permitido para ser provisto a través de la acción de los operadores en concordancia con procedimientos de operación. A.9.4.4.3 Los requerimientos en 7.4.4.7 están basados en alturas de almacenaje que no exceden 20 pies (6.1 m). A.9.4.4.4 Debido a la gran cantidad de plataformas, equipo, y pasadizos, debería tenerse cuidado de incluir protección bajo todas las obstrucciones mayores de 4 pies (1.2 m) de anchura. A.9.4.5.3 Los sistemas automáticos de limpieza no han suido prácticos. La limpieza manual de al menos una vez por turno de trabajo ha sido encontrada necesaria en varias instalaciones en orden a que es más efectiva. La limpieza manual podría también resultar poco práctica si el triturador permanece por varios días en continua operación. Los fabricantes han intentado ubicar sensores de presión en áreas donde ellos no puedan ser obstruidos. Si hay una demora en la operación del sistema de supresión, habría un incremento en la presión por encima de la cual podría esperarse una explosión no suprimida. A.9.5.4.2 Los combustibles biomasa exhiben un amplio rango de características de combustión y en la evaluación pueden requerir un incremento de los niveles de protección. A.9.6.1.1 En general, las llantas de caucho tienen un contenido de Btu de 15.000 Btu / lb (7180 J / kg), aproximadamente dos a tres veces más que la madera o RDF.

A.9.6.2.2 Para una guía adicional sobre grúas y fosos de almacenaje, remítase a 9.4.2. A.9.6.4.3 Debería considerarse una adición de espuma para las boquillas monitoras. A.10.5.1.2 Los generadores de turbina de viento son suministrados típicamente como un paquete de una unidad con alabes y cubo montados en un eje que hace girar una caja de mecanismos y un generador, todo lo cual está instalado dentro de una barquilla que está, a su turno, situada en la cima de la torre de la turbina de viento. La barquilla y la torre tubular forman un alojamiento para todos los climas. En adición a la protección contra el clima, las barquillas están diseñadas para proveer aislamiento termal y acústico. La cabina de control puede ser montada en la barquilla o torre o dentro de un encerramiento acolchado localizado adyacente a la torre, o una combinación de estos. La energía desarrollada por el generador es conducida a través de cableado bajo la torre y hacia adelante hasta acoplarse en paralelo con las salidas de otras unidades antes de que el condicionamiento de energía sea aplicado y la instalación y el voltaje de potencia de salida de la instalación sean intensificados para uso sobre la rejilla. Para granjas de viento grandes, el condicionamiento de energía (ej: controles armónicos, reactivos y de potencia real) es hecho en el módulo electrónico de potencia ubicado en cada turbina de viento individual. Las granjas de viento grandes tienen un significativo efecto sobre la estabilidad de la rejilla de potencia, de modo que el generador de turbina de viento es requerido para pruebas instrumentales de voltaje, energía y estabilidad de frecuencia en la terminal del generador similares a las de los generadores convencionales. Los cimientos de la torre de turbina de viento pueden incluir una bóveda de concreto o acero a través de la cual la energía y el cableado de control son tendidos. Las necesidades de condicionamiento de energía y requerimientos de voltaje intensificado, determinarán que otras estructuras o encerramientos pueden ser necesarios. Los peligros más grandes de incendio asociados con granjas de viento son los siguientes: (1) Líquidos inflamables y combustibles. (2) Componentes y alambrado eléctrico. (3) Materiales de construcción combustibles. En el evento de falla de una tubería o accesorio dentro de la barquilla, significativas cantidades de aceite podrían liberarse e incendiarse. En adición, las fallas en la cabina eléctrica, cableado y transformadores en la barquilla o torre podrían resultar en incendios.

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850–84

PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

La Figura A.10.5.1.2(a) muestra una turbina de viento típica, la cual tiene los componentes siguientes: (1) Anemómetro. Mide la velocidad del viento y trasmite este dato al controlador. (2) Alabes. La mayoría de las turbinas tienen dos o tres alabes. La fuerza del viento sobre los alabes hace que estos se «levanten» y roten. (3) Freno. Un disco de freno, el cual es aplicado mecánica, eléctrica o hidráulicamente, detiene el rotor en emergencias. (4) Controlador. El controlador arranca la máquina a una velocidad del viento de entre 8 y 16 MPH (13 a 26 CPU) y detiene la máquina cerca de las 55 MPH (89 kph). Las turbinas no operan a velocidades de viento por encima de 55 MPH (89 kph) porque ellas pueden ser dañado por los vientos fuertes. (5) Caja de mecanismos / convertidor de torque. Los convertidores de mecanismos / torque conectan el eje de baja velocidad al eje de alta velocidad e incrementan las velocidades rotacionales desde una típicamente menor a 60 rotaciones por minuto (rpm) hasta cerca de 1000 – 1800 rpm, la velocidad rotacional requerida por la mayoría de los generadores para producir electricidad. La caja de mecanismo es una costosa (y pesada) parte de la turbina de viento, y los ingenieros son quienes exploran la «transmisión directa» de los generadores que operan a bajas velocidades rotacionales y no necesitan cajas de mecanismos. (6) Generador. Usualmente un generador de inducción fuera de plataforma que produce electricidad ac de 60 ciclos. (7) Eje de alta velocidad. Impulsa el generador. (8) Eje de baja velocidad. El rotor gira el eje de baja velocidad a una velocidad típica menor de 60 rotaciones por minuto. (9) Barquilla. La barquilla descansa en lo alto de la torre y contiene la caja de mecanismos, los ejes de baja y alta velocidad, generador, controlador y freno. Algunas barquillas son suficientemente grandes para que sobre ellas aterrice un helicóptero. (10) Ajuste. Los alabes son girados o ajustados, sin viento para controlar la velocidad del rotor y mantenerlo girando con el viento a velocidades que no sean muy altas o muy bajas para generar electricidad. (11) Rotor. Los alabes y el cubo juntos son llamados el rotor. (12) Torre. Las torres son hechas de acero tubular (como se muestra en la Figura A.10.5.1.2(a), concreto o celosía acerada. Dado el peso con el incremento de la velocidad del viento, las torres taller habilitan a las turbinas para capturar más energía y generar más electricidad. (13) Dirección del viento. La turbina en la Figura A.10.5.1.2(a) es una turbina contraria al viento, llamada así porque opera de cara al viento. Otras turbinas son diseñadas para girar a «favor del viento», la cara lejos del viento.

FIGURA A.10.5.1.2 (a) Componentes de la turbina de viento típica [Cortesía de U.S. DOE Energy Effieciency and Renewable Energy (EERE).]

(14) Veleta para el viento. Mide la dirección del viento y la comunica a la propulsión de movimiento angular para orientar apropiadamente la turbina con respecto del viento. (15) Propulsor de giro angular. Turbinas de cara al viento; el propulsor de giro angular es usado para mantener el rotor de cara al viento en la medida en que la dirección de éste cambia. Las turbinas a favor del viento no requieren propulsor de giro angular; el viento sopla el rotor a favor de éste. (16) Motor de giro. Impulsa el propulsor de giro. Vea Figura A.10.5.1.2(b) para componentes de la instalación de granja de viento. A.10.5.3.2.2 Debería mantenerse la integridad del encerramiento a ser inundado y los enclavamientos entre la barquilla y la torre tubular. La integridad del encerramiento debería ser verificada cada vez que haya sido desmontado o modificado. Sin embargo, tal integridad del encerramiento debería verificarse por una prueba de «compresión de puerta» u otros medios de detectar fugas. La prueba debería ser realizada al menos cada cinco años. A.10.5.3.5.2 La duración por la que es mantenida la supresión del incendio debería ser suficiente para el intervalo particular de parada de la turbina de viento y los tiempos de enfriamiento como son determinados por el fabricante. A.10.6.2 Es rara la provisión de un sistema excitatriz separado. Para muchas granjas de viento generatrices, son usados

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850– 85

ANEXO A

FIGURA A.10.5.1.2 (b) Componentes de la instalación de granja de viento típica

generadores de inducción de doble alimentación. Aquí, la fuente de excitación es desde la rejilla y no hay fuente excitatriz separada. Donde son usados generadores sincrónicos, pueden emplearse magnetos permanentes para evitar tener una fuente excitatriz separada.

(24.4 m) y de hasta 20 pies (6.1 m) de ancho. En un campo solar dado puede haber varios cientos de MCSs dispuestos típicamente en cuadrantes, con pasadizos entre ellos.

A.11.1 Plantas solares. Las plantas solares usan la energía del sol para producir el calor necesario para generar vapor que, a su turno, será usado en un generador de turbina de vapor como parte de un ciclo Rankine similar al utilizado en plantas de vapor de encendido de combustible fósil.

Los espejos MCS son controlados por computador. Cada MCS tiene un sensor solar y un inclinómetro. Los computadores en el cuarto de control calculan el ángulo del sol, el cual es entonces transmitido a los controladores MCS. Estos, a su turno, ajustan la posición de los MCSs para igualarla a la del sol y automáticamente lo rastrean a medida que se mueve a través del cielo en una dirección que va hacia el oeste.

El proceso más comúnmente usado en aplicaciones comerciales corrientes de tecnología de generación solar involucra el calentamiento de HTF en los campos solares a temperaturas por encima de 700°F (371°C). El HTF es calentado en una red de tubos de acero inoxidable que están ubicados en el punto focal de los montajes de colección solar (MCSs). Los MCSs consisten de espejos curvados individualmente montados sobre un bastidor de acero apuntalado y dispuesto en forma parabólica. Cada MCS podría ser de una longitud de 80 pies

Los tubos de calentamiento HTF están rodeados por un vidrio envuelto con un vacío en el espacio intersticial. El fluido es movido a través de un campo dado por bombas HTF que traen el fluido calentado a la planta de energía donde, en generadores de vapor (intercambiadores de calor con el HTF sobre el lado primario y agua / vapor sobre el lado secundario), el fluido caliente vierte entonces agua al vapor. El vapor es entonces usado para impulsar uno o más generadores de turbina de vapor. Menos los antedichos intercambiadores de

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

calor, la parte de vapor es similar a las más tradicionales instalaciones de generación de turbina de vapor. Para incrementar el calentamiento de los HTF, cada unidad de generación solar está típicamente provista con calentadores auxiliares HTF de encendido a gas natural. Al final del día, como decrece la cantidad de luz disponible, o durante días nublados, los calentadores son operados como sea necesario para mantener adecuadas temperaturas HTF. Las plantas solares tienen típicamente también un sistema de tonel que es usado para remover las impurezas y agua del HTF a un recipiente tonel separado. Este recipiente es entonces vaciado dentro de un tanque montado en un camión para disposición posterior. A.11.3 El HTF inflamable constituye un significativo peligro de incendio. Es necesaria en los campos solares protección adecuada en forma de hidrantes y boquillas monitoras, en adición a la apropiada capacidad de aislamiento de la tubería HTF. Debería proveerse protección con rociadores de aspersión de agua para las bombas HTF, el sistema tonel y las áreas del generador de vapor e intercambiador de calor. A.11.4.1.1 Las fugas presurizadas pueden incendiarse y la atomización HTF arder con daño térmico o sin él a otro equipo. En un incidente un vástago de válvula falló resultando en neblina HTF transportada sobre una gran área, causando daño contaminante a un número de espejos. Una fuga presurizada, aún distante de los espejos, podría transportarse un largo trecho debido a las altas temperaturas ambientales en las instalaciones de plantas solares. A.12.2.1 Una guía adicional para plantas geotérmicas incluye lo siguiente: Plantas geotérmicas. Las aplicaciones geotérmicas usan fluidos calentados obtenidos de pozos de perforación en áreas donde hay una fuente hidrotérmica. La mayoría de las fuentes geotérmicas tienen temperaturas desde 300 hasta 700°F (149 a 371°C), pero los reservorios geotérmicos pueden alcanzar temperaturas de cerca de 1000°F (538°C). El vapor o agua de los pozos geotérmicos usualmente contiene dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, amoníaco y bajas concentraciones de otros constituyentes tales como metano, etano, propano, nitrógeno y antimonio. Las tecnologías de conversión de energía son vapor directo, expansión de vapor y sistemas binarios. El tipo de conversión usado depende del estado del fluido (si es vapor o agua) y su temperatura. Sistemas de vapor directo. Los sistemas de vapor directo son llamados también sistemas de vapor seco y sistemas de

vapor directo en solución salina. El vapor tomado del suelo es el fluido de trabajo. En este caso, la planta es típicamente servida por un número de pozos de producción y de inyección. El sistema de vapor típico llega al edificio de la turbina directamente de los pozos de producción para alimentar la turbina de vapor. La turbina típica descarga dentro de un condensador. El vapor de baja energía es condensado atrás dentro del condensado de baja presión en un contacto –o superficietipo condensador y es entonces típicamente re-dirigido a la torre de enfriamiento. El sistema completo de balance de agua es mantenido por las bombas de inyección de condensado que descargan el exceso de condensado atrás dentro del reservorio geotérmico. En razón del contenido de sulfuro (sulfuro de hidrógeno) del vapor, este tipo de planta puede tener equipo para remover y recuperar el sulfuro. El sulfuro es típicamente convertido a su forma elemental. Tubería de acero inoxidable es común, y puede usarse titanio en la construcción de la turbina y el condensador. Los peligros especiales incluyen mitigación de los sistemas de sulfuro de hidrógeno. El sulfuro de hidrógeno es extraído del condensador y puede ser quemado en un incinerador de encendido a gas, dependiendo de los constituyentes presentes en el chorro de gas no condensable y las características completas de diseño del sistema de mitigación. Adicionalmente, podría haber arsénico presente en el vapor que se precipita sobre los componentes del equipo, lo cual necesita ser considerado durante las actividades de mantenimiento. (Ver Figura A.12.2.1(a)). Sistemas de expansión de vapor. En las plantas de expansión de vapor, el fluido es bombeado o fluye bajo su propia alta presión hasta el equipo de generación en superficie. El fluido entra a un separador como una mezcla bifásica de líquido y vapor. La mezcla es separada, con el vapor dirigido a un generador de turbina de vapor. La salmuera no expandida es típicamente enviada a un separador de segunda etapa, donde una caída de presión permite una segunda expansión de la salmuera. Los dos chorros de vapor (uno a alta presión y otro a baja presión) impulsan el generador de turbina. El vapor agotado de la turbina es condensado por circulación de agua de la torre de enfriamiento y el fluido en exceso de esta torre es introducido mediante una inyección «fría» dentro del sistema o combinado con la salmuera e introducido dentro del sistema de inyección «caliente». La salmuera no expandida del separador de segunda etapa es bombeada dentro de la tubería de inyección «caliente». Esta tubería regresa la salmuera al reservorio geotérmico en los límites exteriores de éste. La salmuera inyectada provee la composición de fluido y soporte de presión del reservorio. [Ver Figura A.12.2.1(b).].

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ANEXO A

FIGURA A.12.2.1(a) Planta de energía geotérmica de salmuera directa / vapor (vapor seco) (Cortesía Idaho National Laboratory).

FIGURA A.12.2.1(b) Planta de energía geotérmica de vapor expandido (Cortesía Idaho National Laboratory).

Sistemas de ciclo binario. Las plantas de ciclo binario son plantas en las cuales moderadas temperaturas de agua del campo geotérmico son usadas para expandir un fluido de trabajo a vapor, el cual entonces impulsa una turbina. El fluido de trabajo es condensado y reciclado hacia el intercambiador de calor para regeneración del proceso. Este es un sistema de enlace cerrado.

El fluido de trabajo usado es un líquido inflamable de bajo punto de ignición (eJ: isobutano, isopentano, y n-pentano). La selección del fluido está grandemente basada en la temperatura del agua del campo y subsiguiente eficiencia del proceso. Podría haber varios miles de galones de fluido en sistemas cerrados dependiendo del tamaño de la planta. El fluido es condensado en un condensador enfriador de agua o en un con-

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850–88

PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

densador enfriador de aire. El fluido es reciclado hacia el vaporizador por una bomba de ciclo fluido. Válvulas de alivio de presión son instaladas sobre la tubería en circuito cerrado y ajustadas para operar evitando sobre presiones en caso de perturbación del proceso o exposición a incendio. En diseños anteriores, pequeñas unidades de generación múltiple (convertidores de energía) fueron usados para suplir una planta binaria típica. En instalaciones modernas, la energía es producida por un limitado número de series de generadores de turbina. Las unidades de energía individuales típicas comprenden lo siguiente: (1) Bombas y tubería para transferencia de fluido orgánico inflamable. (2) Turbina (s) de expansión / convertidor (s) y generador(s). (3) Intercambiadores de calor, torres de enfriamiento o condensador de enfriamiento de aire para proveer el ciclo de reducción de calor. Peligros especiales incluyen la liberación accidental de líquido inflamable por encima de su punto de ebullición y la formación de una nube de vapor con potencial explosivo o incendio con daño a lo siguiente: (1) Equipo de proceso tal como turbinas / convertidores de energía, intercambiadores de calor y otro equipo de proceso cercano tal como centros de control de motores. (2) Tanque de almacenaje y tubería para fluidos de trabajo. (Ver Figura A.12.2.1(c).

A.12.3.1.1 Las normas NFPA que contienen una guía sobre espaciamiento son NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code; NFPA 58, Liquefied Petroleum Gas Code; NFPA 59, Utility LP-Gas Plant Code; NFPA 59 A, Standard for the Production, Storage and Handling of Liquefied Natural Gas (LNG); NFPA 80 A, Recommended Practice for Protection of Buildings form Exterior Fire Exposures; y API 752, Management of Hazards Associated with Locations of Process Plant Buildings. A.13.1 Las plantas IGCC típicamente usan uno de tres procesos de reacción de oxidación parcial para producir la síntesis de gas combustible Sintegas (Syngas) para subsiguiente combustión en turbinas de gas. Los tres métodos de gasificación son cama móvil, cama fluidizada y arrastre. La tecnología IGCC toma ventajas de las eficiencias disponibles vía generación de energía de ciclo combinado y combustibles base-carbón más fácilmente disponibles y de cumplimiento más económico de las normas de emisión. En los casos más simples, como se ve frecuentemente en las refinerías, los gases derivados o aceites con adecuados valores de calentamiento son enviados directamente a una turbina de combustión que, a su turno, impulsa un generador eléctrico mientras sus gases de escape son enviados a un generador de vapor recuperador de calor (GVRC) que produce vapor para ser usado en un generador de turbina de vapor. El diseño GVRC puede incluir recalentamiento y un sistema de remoción catalítica selectiva (SRC), como es común en muchas plantas de energía. Los productos base-carbón tales como carbón, aceites residuales, coque de petróleo, desperdicios de lodo, biomasa, etc., puede usarse como material de alimentación en el proceso IGCC. El mate-

FIGURA A.12.2.1(C) Planta de energía geotérmica de ciclo binario, (Cortesía Idaho National Laboratory).

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ANEXO A

rial de alimentación es convertido en una Sintegas (Syngas) para ser usada como combustible en la turbina de combustión. Esto ocurre en una unidad de gasificación, la cual opera de una manera muy similar a una planta de proceso químico. Los aparatos de conversión para Sintegas (Syngas) incluyen lo siguiente: (1) Gasificador de cama móvil. Son introducidos oxidantes en el fondo de una cama de combustible y movida hacia abajo mientras es consumida por las reacciones de gasificación en el fondo. El carbón es introducido a través de una tolva cerrada en la cima. Estos gasificadores producen alquitranes y aceites, un peligro especial para plantas con estos tipos de gasificadores por los incendios y exposición personal a carcinógenos. (2) Gasificador de cama de circulación fluidizada. Los combustores de cama de circulación fluidizada usan altos flujos de aire para entrar y mover el material de la cama y casi todo el material de ésta es recirculado continuamente con separadores ciclón calientes de alto volumen adyacentes. Esta aproximación simplifica el diseño de alimentación, extiende el contacto entre el sorbente y el tubo de gas, reduce la posibilidad de erosión del tubo intercambiador de calor y mejora la captura del dióxido de carbono y la eficiencia de la combustión. Este es el diseño más apropiado para uso con combustibles de baja calidad tales como biomasa, lignita, y carbón sub-bituminoso. Algunos diseños posteriores incluyen un combustor en punta en el cual el gas es quemado para adicionar energía al tubo de gas del combustor. Diseños más avanzados pueden incluir un carbonizador presurizado que convierte el carbón de alimentación en gas combustible y carbón. El carbón es entonces quemado para producir vapor mientras el gas combustible del carbonizador es dirigido a través de un combustor de punta. (3) Gasificador de arrastre. Otra aproximación para convertir combustible en la Sintegas (Syngas) es el uso de un gasificador en el cual el material de alimentación preparado es reactivo con una cantidad sub-estequiométrica de aire u oxígeno a alta temperatura [más de 2.300°F (1260°C) y presión moderada en una atmósfera reducida. El proceso de gasificación produce un producto Sintegas (Syngas) que en gran parte es monóxido de carbono e hidrógeno, con pequeñas cantidades de dióxido de carbono. Para gasificadores de encendido por aire, hay también una significativa cantidad de nitrógeno en la Sintegas (Syngas) resultante. Los gasificadores de arrastre son típicamente recipientes cilíndricos revestidos altamente refractarios dentro de los cuales el combustible preparado es alimentado a todo lo largo con oxígeno o aire. La ceniza corre bajo las paredes del revestimiento refractario hasta un tanque de apagado. El gas caliente producido en

850– 89 el gasificador es entonces enfriado en un enfriador Sintegas (Syngas). Este enfriador puede ser incorporado dentro del diseño del gasificador o puede ser una unidad individual. En muchos diseños, el medio enfriante es agua / vapor que es cambiado a vapor sobre calentado en el enfriador y entonces usado en el ciclo de vapor de la planta de energía o para otras funciones de soporte en la refinería.

A.13.3 Diseño general. Dependiendo del diseño de la planta, un número de diferentes sistemas de soporte IGCC podrá ser incluido en adición a la planta de energía de ciclo combinado, incluyendo lo siguiente: (1) Preparación de combustible. En cualquier instalación IGCC, la existencia de combustible de alimentación tendrá que ser alistada para uso y entrega al gasificador. Varios tipos de material de alimentación podrían requerir calentamiento, mezcla, secado, etc., y debería entregarse al gasificador por varios medios. (2) Separación de aire. Si el oxígeno es usado para combustión en el gasificador, una unidad de separación de aire sería típicamente necesaria, a menos que en una refinería o el medio ambiente de procesamiento de productos de aire, el oxígeno pueda ser transformado en un compuesto disponible desde otro proceso. La escogencia de diseño en la separación del aire está basada en cuántos productos son deseados, la pureza requerida de los productos, las presiones liberadas por los productos gaseosos y si los productos deben o no ser producidos en forma líquida. En la mayoría de las aplicaciones modernas, los procesos criogénicos son usados para la separación del aire. En tales instalaciones, la separación del aire podría involucrar grandes compresores de gas, numerosos recipientes a presión e intercambiadores de calor y ciclos de refrigeración especialmente diseñados. Para procesos no criogénicos, grandes compresores de gas y numerosos recipientes de presión deberían todavía ser encontrados. En cualquier caso, los productos son oxígeno, nitrógeno y argón. Dependiendo del grado de integración entre la planta de separación de aire y otras partes de la instalación huésped, estos productos pueden ser usados de muy diferentes maneras (ej: nitrógeno como un diluente en el gas combustible de la turbina de combustión) o almacenado para ventas comerciales. (3) Tratamiento del gas combustible. Adicionalmente a ser enfriado los gases combustibles que dejan el gasificador, deberían ser limpiados o tratados antes de ser dirigidos a las turbinas de combustión, para remover partículas remanentes y trazas contaminantes. Esta es una significativa ventaja de la metodología IGCC, dado que los poluentes ambientales son retirados antes de que el gas sea quemado.

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

(4) Remoción de mercurio. El mercurio es el más típicamente removido por paso del gas combustible a través de torres que contienen carbón activado. Tal proceso puede remover 90 a 95% de mercurio en la Sintegas (Syngas). (5) Remoción de sulfuro (a menudo referido como sistema de remoción de ácido o SRA). Un número de tecnologías están siendo investigadas para la remoción de los compuestos de sulfuro. Los compuestos son removidos por un proceso de solvente físico o un proceso de solvente químico. El primero permite un alto grado de remoción de sulfuro mientras también se muestra más efectivo en la remoción del carbonil sulfuro (COS) y mejora la habilidad para adicionar un sistema base-amoniaco SCR al extremo trasero para control de Nox. En tales sistemas, un reactor de hidrólisis COS es empleado, en el cual reacciona con agua en presencia de un catalizador para formar dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Un separador remueve amoniaco, sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. Los solventes usados pueden ser aminas u otros fluidos combustibles. El Selexol refrigerado o Rectisol son escogencias comunes para remover los compuestos de sulfuro y la captura seleccionada de CO2. El Rectisol es básicamente metanol a –40°F (–40°C) operando a alta presión (por encima de 1000 psi [68 atmósferas]), de modo que habrá la posibilidad de incendios de chorro que pueden propagarse al equipo adyacente. También, las unidades de remoción de gas ácido son aptos para tener sistemas de refrigeración que usan gases peligrosos tales como propano, propileno o amoniaco como refrigerante. (6) Recuperación de contaminante. Dependiendo del diseño de planta, el equipo remanente de planta variará, con base en cuales contaminantes serán usados en otros procesos (como en una refinería) o recuperados con propósitos comerciales. Como un ejemplo, el sulfuro de nitrógeno removido de la Sintegas (Syngas) en el separador podría ser recuperado como sulfuro elemental o como ácido sulfúrico. A.13.9 La turbina es típicamente arrancada con gas natural y entonces cambiada a Sintegas (Syngas). La Sintegas (Syngas) tiene un substancialmente más bajo valor de calentamiento que el gas natural, requiriendo de cuatro a cinco veces el volumen de combustible para liberar la misma tasa de energía. La energía mínima necesaria para ignición de combustibles cargados de hidrógeno es grandemente reducida, cercana a un orden de magnitudes comparable al de los combustibles típicos de hidrocarburos. Adicionalmente, para incrementar la disponibilidad de la planta de energía así como para la provisión del relativamente largo tiempo que toma estabilizar el proceso de producción de gas con respecto al arranque y parada, un combustible de

«arranque» (gas natural o fuel oil típicamente) es usado para el arranque y parada de la turbina (s) de combustión. Donde el Sintegas (Syngas) tiene tubería independiente para el combustor, una purga dedicada de gas inerte debiera proveerse para la tubería aguas debajo de la válvula de cierre de la Sintegas (Syngas) para evitar la liberación de la Sintegas (Syngas) no quemada dentro de la turbina. Esta purga evita posible re-ignición y/ explosión en la turbina de gas. Donde un sistema de tubería de combustible común es usado para entregar tanto Sintegas (Syngas) como un combustible de arranque gaseoso para el combustor, el combustible de arranque proveerá la necesaria amortiguación para evitar que la Sintegas (Syngas) no quemada entre a la turbina bajo condiciones normales de operación. Sin embargo, en una situación de parada / disparo de emergencia, la detención ocurre sin una transferencia al combustible de arranque, el cual lleva Sintegas (Syngas) en la tubería de entrega de combustible. En consecuencia, es necesario un pequeño sistema de purga para evitar el potencial de entrega de la Sintegas (Syngas) no quemada dentro de la turbina. Las modificaciones a la turbina de combustión a fin de que use Sintegas (Syngas) como combustible deben contar para el incremento de la tasa de flujo de combustible y la tasa de propagación de llama en términos de dinámica de la combustión y cargas mecánicas sobre el alabeado de la turbina. Cuando es empleado un combustible alternativo para el arranque y parada de la turbina de combustión, los cambios en los requisitos para el control de la combustión necesitan ser tenidos en cuenta, así como los peligros de incendio y explosión presentados por el combustible alternativo, incluidos cualesquiera requisitos adicionales para purga del sistema de combustión. A.14.3.2.1 Si el equipo relevador, SCADA, o RTU está ubicado en el cuarto principal de control, las barreras de separación no son requeridas para este equipo. A.14.3.3.4 El entrenamiento de emergencia del operador del cuarto de control debería incluir, pero no estar limitado a, lo siguiente: (1) Procedimientos de puesta a tierra de emergencia de la estación. (2) Procedimientos de evacuación de la sala de la válvula. (3) Aislamiento del equipo eléctrico. (4) Comunicación oportuna de todos los eventos de incendio a la brigada de respuesta al fuego y a los bomberos. A.14.3.4.5 Los detectores usados para llevar a cabo VEWFD son listados como capaces de proveer la iniciación de una alarma a valores umbral más sensitivos que los de los detectores de humo convencionales. VEWFD puede ser realizada usan-

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ANEXO C

do muestreo de aire o equipo de detección puntual. La detección de humo que reconoce productos de combustión por debajo del 0.5% por pie de oscurecimiento (generalmente de 0.003 a 0.2% por pie de oscurecimiento) es considerada como VEWFD. El objeto es detectar fuego humeante sin llama o saturación por gas típicamente generada desde una condición de sobre-calentamiento o desde incendios de baja energía. Para lograr VEWFD, algunas veces es necesario disminuir el espaciamiento de los elementos sensores. En adición al área de detección, los elementos sensores deberían ubicarse para monitorear el retorno de aire desde el espacio que está siendo protegido. Los detectores de humo convencionales (o normalizados) comúnmente tienen un ajuste de error de 2.5% a 2.8% por pie de oscurecimiento. Los listados les permiten un rango de entre 0.5% y 4% por pie de oscurecimiento. A.15.8.1 El equipo móvil de combate de incendios puede ser utilizado para proveer el equipo necesario de combate de incendios de primeros auxilios. A.16.4.1.2 Pueden permitirse intervalos de inspección para plantas no atendidas que sean extendidos a inspecciones normales de planta. A.16.4.4 Las condiciones de emergencia pueden justificar que los aparatos de respiración estén fácilmente disponibles en el cuarto de control. Los aparatos de respiración auto contenida deberían considerarse para actividades fuera del cuarto de control. A.16.4.5.3 Las recomendaciones contenidas en NFPA 600, Standard on Industrial Fire Brigades, y 29CFR 1910, subpartes E y L deberían ser consultadas para información adicional.

Anexo B Modelo de Reporte de Incendio Este anexo no es una parte de las recomendaciones de este documento NFPA pero ha sido incluido para propósitos informativos solamente.

B.1 La Figura B.1 es un ejemplo de un reporte de incendios típico a ser usado por la brigada de incendios después de un incidente. B.2 El reporte de incendios debería ser revisado para determinar si el evento podría ser exitoso como entrada para las bases de diseño de protección de incendios. Por ejemplo, el impacto del evento podría haber sido mitigado por el diseño, o el diseño cumplió los objetivos del control de peligros de incendio (ver 1.2.2).

Anexo C Pruebas de Incendio Este anexo no es una parte de las recomendaciones de este documento NFPA pero ha sido incluido para propósitos informativos solamente. NOTA: Las notas de pie de página remiten a los números de lista para referencia al final del Anexo C. C.1 Introducción. Este anexo resume los resultados de pruebas de incendio en las cuales rociadores automáticos o sistemas de aspersión de agua fueron usados para extinguir o controlar incendios en aceite y cables agrupados. También incluidos en este anexo están los resultados de pruebas conducidas sobre revestimientos en fibra de vidrio para tubos de escape. C.2 Pruebas de incendio de aceite combustible. C.2.1 General. Los aceites (excepto el aceite crudo) manejado al granel en estaciones eléctricas están limitados a líquidos combustibles que ayudan ellos mismos al control y extinción por sistemas de protección tipo-agua. En orden a asegurar resultados satisfactorios sobre tales incendios, el diseño del sistema debe tomar en cuenta la naturaleza física del incendio esperado, la cual tomará una o más de tres formas: una presión jet o de aspersión, una descarga tridimensional de combustible ardiendo sobre el equipo y estructuras, o un vertimiento o piscina de combustible. La experiencia con incendios líquidos en estaciones eléctricas confirma que un incendio frecuentemente despliega múltiples características. Un incendio en un generador de turbina se origina frecuentemente como un incendio atomizado en un cojinete con aceite ardiendo que corre hacia los niveles bajos de la estación de lo cual resulta un vertimiento o piscina incendiados. Similarmente, una fuga de aceite ardiendo en una caldera produce un incendio asperjado con aceite ardiendo que baja por la pared de la caldera a un piso inferior. Una fuga de aceite hidráulico sobre un ventilador que la impele del mismo modo combinando un incendio asperjado y las características de un incendio de vertimiento. Es de esperar que un sistema de protección controle o extinga un incendio líquido, al tiempo que provee protección de la exposición para la estructura y el equipo en la vecindad del incendio. Las pruebas de incendios de aceite resumidas en C.2.2 indican que la completa extinción de los incendios de presión jet o de aspersión puede ser difícil de alcanzar a cualquier densidad de aplicación práctica. Las pruebas también muestran que los incendios de vertimientos o piscinas pueden controlarse y protegerse el equipo y estructuras en el área general con la protección de los rociadores del área operando a densidades moderadas [0.15 gpm / pie2 – 0.20 gpm /pie2 (6.1

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

MODELO DE REPORTE DE INCENDIOS Nombre de la Compañía: Fecha del incendio:

Hora del Incendio:

Instalación:

Bajo construcción: Planta o Instalación donde ocurrió el incendio: Descripción de la instalación, área de incendio, o equipo involucrado (incluida la clasificación de la plaqueta)

Causa del incendio, como la más probable fuente de ignición, Combustible inicial contribuyente, falla del equipo que causó la ignición, etc.

Historia de incendios, eventos, y condiciones precedentes, durante, y después del incendio:

Tipos y cantidades aproximadas de equipo portátil de extinción usado:

Fue extinguido el incendio solo con equipo portátil? Fue usada la brigada de la instalación?

Fueron llamados bomberos? Calificada para fuegos incipientes?

Para fuegos estructurales interiores? Había equipo fijo de extinción de incendios instalado? Tipo de sistema fijo de extinción: Operación automática:

Activación manual:

Ambas:

Tipo de dispositivos de detección específicos: Funcionó el control del sistema fijo de extinción?

y/o extinguió el fuego?

Funcionaron apropiadamente los dispositivos de detección y extinción de incendios? Si nó, por qué nó? Estimado directo del daño debido al fuego: $

, o entre: $

y$

Pérdida adicional (consecuencial) estimada : $

Naturaleza de la pérdida adicional: $

Tiempo estimado para completar reparaciones/ reemplazo de equipo/estructuras dañadas: Número de personas heridas:

Número de fatalidades:

Qué correcciones o sugerencias preventivas puede Ud. Ofrecer a otras instalaciones que puedan tener equipos, estructuras o sistemas de extinción similares?

Firmado por: © 2009 National Fire Protection Association

Titulo: NFPA 850

FIGURA B.1 Modelo de reporte de incendios

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ANEXO C

mm /min – 8.1 mm /min)]. Donde puede ser identificada la localización probable de incendios asperjados (ej: tubería expuesta que corre sin guardas de tubería o elementos específicos de equipamiento), boquillas aspersoras direccionales de alta velocidad del tipo abierto o de fusión operando a densidades ampliadas de aproximadamente 0.25 gpm / pie2 (10.2 mm /min) pueden radicalmente limitar el daño al área como resultado de un incendio jet o de aspersión. Los diseños específicos para sistemas de aspersión de agua deberían ser cubiertos por las bases de diseño de protección de incendios sobre las condiciones existentes en una planta en particular. C.2.2 Pruebas. Han sido conducidas pruebas de incendio limitadas para desarrollar criterios de diseño para sistemas de supresión del fuego en aceites lubricantes. C.2.2.1 Las primeras series de pruebas fueron conducidas por la Factory Mutual Research Corporation en 1957 bajo el patrocinio de la U.S. Atomic Energy Commission. [1] Estas pruebas incluían grandes incendios de vertimientos [por encima de 2100 pies2 (195m2)], con alturas de techo similares a aquellas encontradas en bajas elevaciones de edificios de turbina [35 pies (10 m)]. Las pruebas mostraron que los incendios de vertimientos de aceite podrían ser extinguidos y el daño estructural mantenido a un mínimo con rociadores automáticos a nivel del techo entregando una densidad de descarga tan baja como 0.13 gpm/pie2 (5.3 mm/min). También incluido es el resultado de una prueba de incendio de aspersión de aceite. Esta prueba mostró que los rociadores a nivel de techo no fueron exitosos al extinguir el incendio de aspersión aún con densidades de descarga por encima de 0.36 gpm/pie2 (14.7 mm/min). Mostró además que el daño causado por el impacto de la llama de un incendio de aspersión de aceite sobre una columna estructural puede no ser prevenido por la protección de rociadores de techo a una densidad de 0.36 gpm/pie2 (14.7 mm/min). Estas pruebas de incendio de alberca involucraron profundidades de alberca de ¼ de pulgada (6,35mm) de aceite con ventilación normal del edificio. Siguiendo los resultados de la prueba descritos en C.2.2.3 en un gran edificio con mejor ventilación, es de creer que los resultados de las pruebas de incendio de alberca descritos arriba no fueron considerados conclusivos. Es de creer que tales incendios fueron limitadamente oxigenados con el resultado de que una baja densidad de los rociadores fue necesaria para extinguir el fuego. C.2.2.2 Una serie de pruebas conducidas en Finlandia en 1979 por un comité de compañías de seguros y compañías oficiales mostró similares resultados. [2] Estas pruebas con aspersión de aceite e incendios de alberca indicaron la dificultad de ex-

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tinguir incendios de aspersión de aceite. Densidades de hasta 0.66 gpm/pie2 (26.89 mm/min) desde rociadores automáticos elevados a 10 pies (3.05m) fueron impotentes para extinguir el incendio de aspersión. Sistemas de aspersión de agua usando boquillas aspersoras de alta velocidad y de velocidad media fueron también probados en incendios de aspersión de hasta 1.0 gpm/pie2 (40,7 mm/min). Estas pruebas mostraron la importancia de colocar la boquilla en el cubrimiento entero de la aspersión de aceite para suprimir el incendio. Aunque la ubicación y dirección de una fuga de aceite que podría resultar en un incendio de aspersión no es realmente predecible, el énfasis en el diseño de sistemas de aspersión de agua debería estar en el área de enfriamiento para minimizar el daño del fuego antes que en la extinción del incendio de aspersión. Las pruebas mostraron que una densidad de 0.30 gpm/pie2 (12.2 mm/ min) provee enfriamiento adecuado. Las pruebas finales también incluyeron incendios de piscinas en una batea de recolección de aproximadamente 130 pies2 (12.8 m2), de una profundidad de 1 pie (0.30 cm.). Esta prueba mostró que una distribución uniforme de 0.18 gpm / pie2 (7.3 mm /min) pudo extinguir un incendio de piscina de aceite. La diferencia en densidades para incendios en piscinas de aceite entre las dos series de pruebas puede ser resultado de las condiciones de las pruebas. Las series de pruebas finales involucraron una piscina de 12 pulgadas (30.48 cm.) de profundidad de aceite con tasas de ventilación de 75000 pies cúbicos (2123 m3 /min) para facilitar la filmación de la prueba. C.2.2.3 Fueron conducidas pruebas por FM Global en 2004. [7]. La configuración de la prueba incluyó un pedestal de turbina que medía 15 pies de ancho x 20 pies de largo x 18 pies de altura (4.6m x 6m x5.5 m), con un pasadizo enrejado de unos 7.5 pies (2.3 m) extendido a lo largo de uno de sus bordes y un tanque de aceite de lubricación adyacente con un dique rodeando el tanque. Veintitrés pruebas a escala total fueron conducidas por FM Global en el amplio laboratorio de quemado. Inicialmente, fueron intentadas como pruebas de demostración para mostrar a clientes potenciales los riesgos de incendio. Sin embargo, pronto en el proceso de planeación, el alcance del esfuerzo se extendió para incluir un componente de investigación. Las pruebas de incendio de aspersión tridimensional y de incendio de alberca fueron conducidas usando varios sistemas de protección de incendios. Fue usado aceite mineral con un punto de inflamación de 261°F (127°C) y un calor de combustión de 19080 Btu/lb (44.345 kJ/kg) de calor de combustión. Fueron conducidas diez pruebas de incendio de aspersión. Aceite lubricante fue bombeado a través de una boquilla bajo presión a una tasa de 20 gpm (75.7L/min). El incendio de as-

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

persión bajo condiciones de quemado libre generó una tasa de liberación de calor de 40 MW. La boquilla fue ubicada sobre el tanque de aceite lubricante y dirigida hacia el techo. La protección usada incluyó solo protección del techo con rociadores y protección local cerca de la aspersión: cabezas de eslabón fusible con espaciamiento de 8 x 10 (2.4 x 3.0 m) y 5 x 5 pies (1.5 x 1.5m) de espaciamiento con rociadores de cabeza abierta. La disposición de rociadores de cabeza abierta usó rociadores con 4 diferentes factores K (2.6, 5.6, 8.0, 12.2 gpm/psi1/2) ubicados 6 pies (1.8 m) por encima de la aspersión. Las temperaturas de techo durante los incendios de aspersión alcanzaron 1500°F (816°C) sin protección de rociadores y ligeramente menos con rociadores de techo. Los rociadores de cabeza cerrada en espaciamientos de 8 x 8 pies (2.4 x 2.4 m) no operaron durante la parte de la prueba del incendio de aspersión. Los rociadores de cabeza abierta en espaciamientos de 5 x 5 pies (1.5 x 1.5 m) con un factor K de 8.0 y una presión de descarga de 50 psi (3,5 bares) o mayor no extinguieron pero pareció ser más efectiva en el control de temperatura de los incendios de aspersión. Esta disposición de protección redujo las temperaturas del gas en el techo de un máximo de 1500°F (816°C) a menos de 400°F (204°C). Fueron conducidos dos incendios tridimensionales. Un incendio fluido simulando una fuga en un accesorio en la turbina en el piso de operación fue iniciado y se le permitió fluir desde la plataforma dentro de una batea sobre el piso de la planta baja. Las tasas de flujo variaron desde 6.0 hasta 10.5 gpm (22.7 a 39.7L/min). Protección de rociadores automáticos fue provista bajo el piso de operación y por debajo del pasadizo enrejado alrededor de la turbina. La protección de rociadores automáticos no controló el componente tridimensional pero pareció limitar el tamaño del incendio de alberca sobre la planta baja. Fueron conducidos once incendios de alberca y comparados con los resultados de otra prueba de incendio de albarca con rociadores a una alta elevación. Las pruebas fueron conducidas por debajo del pedestal de la turbina con aceite lubricante contenido en una batea de 81 pies2 (7.5m2). La protección de los rociadores fue de cerca de 15 pies (4.6 m) por encima de la superficie del aceite. Fueron usadas densidades de 0.20 y 0.30 gpm/pie2 (12 y 18 mm/min) Fue usada protección con rociadores de cabeza cerrada y abierta. Los incendios de alberca fueron más confiablemente extinguidos por rociadores con una densidad de 0.30 gpm/pie2 (12L/min . m2). Otra serie de pruebas de incendios de alberca fue conducida a 30 pies (9,1 m). [8] Se encontró que a una elevación de 30 pies (9.1 m) sobre la superficie del aceite, una densidad de 0.40 gpm/pie2 (16 mm/min fue necesaria para extinguir un incendio de alberca. Se concluyó que la densidad necesaria de los rociadores depende de la altura sobre el incendio de alberca.

C.3 Fluido resistente al fuego. C.3.1 General. En los Estados Unidos, han sido usados fluidos hidráulicos menos inflamables en el control de sistemas de aceite de turbinas grandes por un número de años. En los países que en otro tiempo conformaron la U.S.S.R. estos fluidos son usados para el control y lubricación de sistemas de aceite de turbinas de vapor. Las pérdidas experimentadas donde esta información está disponible (U.S.) han estado bien. Los incidentes que involucran pérdidas peligrosas de fluidos hidráulicos han resultado en incendios relativamente menores que causaron daños pequeños. En un caso una instalación indicó de una fuga de un diámetro de 1 pulgada (2.5 cm.) ocurrida en un control del sistema de aceite con fluido asperjado sobre una superficie a 1000° F (538° C). Un pequeño incendio resultante fue fácilmente extinguido con aspersión de agua liviana. Los operadores fueron capaces de aislar la línea sin daño a la propiedad y con una demora en el arranque de una hora. El personal de planta estimó que si aceite mineral hubiese estado involucrado en las mismas condiciones, hubiera ocurrido un incendio severo sin posibilidad de acceso de los operadores para aislar la fuga, lo cual podría haber resultado en mayores daños del incendio y una parada prolongada. C.3.2 Pruebas. Una de las organizaciones listadas para fluidos menos inflamables condujo las dos pruebas siguientes para calificar fluidos hidráulicos menos inflamables para listado. En ambas pruebas, el fluido es calentado a 140° F (60° C) y descargado a través de un quemador tipo aceite, con una boquilla aspersora de cono ahuecado de 80 grados a 1000 psi (6.7 MPa). Las pruebas son las siguientes: (1) Prueba de ignición de superficie caliente. El fluido es asperjado sobre una canal de acero calentada a 1300° F (704° C). La aspersión es hecha directamente sobre la superficie caliente por sesenta segundos desde una distancia de seis pulgadas (15.2 cm.). Si ocurre la ignición, el modelo de aspersión es retirado de la superficie caliente a un área abierta. La combustión local sobre la canal es aceptable. No es aceptable si las llamas siguen al modelo de aspersión hasta el área abierta. (2) Prueba de propagación de llama. Una antorcha de propano es usada para incendiar la aspersión de 6 pulgadas (15.2 cm.) y a 18 pulgadas (44.7 cm.) de la boquilla. Diez pruebas son conducidas para cada instalación, con la llama de la antorcha movida a través del modelo de aspersión. No es aceptable si la aspersión arde más de 5 segundos después de retirada la antorcha del modelo de aspersión en cualquiera de las 20 pruebas. C.4

Pruebas de incendio en cables agrupados.

C.4.1 General. El peligro de incendio presentado por cables agrupados depende del número de bandejas en un área dada,

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ANEXO C

disposición de las bandejas (horizontal o vertical), tipo de cable usado, disposición del cable en la bandeja y el tipo de bandeja (escala vs. fondo sólido). Las pruebas indicaron que el agua podría penetrar las bandejas de cables a escala densamente empacadas dispuestas a una altura de seis bandejas y aunque la propagación del fuego estuvo limitada en la dirección horizontal, probablemente podría involucrar el conjunto entero en la dirección vertical. Una densidad de diseño de 0.30 gpm / pie2 (12.2 mm /min) desde rociadores de cielo raso resultó efectiva. Sin embargo, densidades bajas no fueron ensayadas sobre pruebas a escala total. C.4.2 Pruebas. Tres programas de pruebas de incendio han sido realizados usando agua para extinguir incendios en cables agrupados. Todas las pruebas involucraron aislamiento de polietileno, cables con enchaquetado de PVC en bandejas para cable tipo escala. Las primeras series de pruebas fueron realizadas por un grupo de compañías aseguradoras en Finlandia en 1975. [3] Las pruebas involucraron protección de cables en un encerramiento similar a un túnel de cables de una longitud de 6.5 pies x 6.5 pies x 65 pies (1.98 m x 1.98 m x 19.82 m). Seis bandejas de cables fueron localizadas a lo largo de cada lado del túnel. La protección consistió de rociadores a una tasa de 135° F (57.2° C) espaciados 13 pies (4 m) separados del cielo raso. Para el sistema de rociadores fue usada una densidad de 0.40 gpm /pie2 (16.3 mm /min). Las pruebas mostraron la capacidad del sistema de rociadores para evitar la propagación horizontal del incendio en un grupo de seis bandejas donde el incendio se inició y para proteger cables en el muro opuesto del túnel. La segunda serie de pruebas fue realizada por la Central Electricity Generating Board of the United Kingdom en 1978. [4] El propósito fue comparar la efectividad de un sistema de inundación activado por un cable de detección de calor con un enlace de fusible activado automáticamente por el sistema de rociadores. Las bandejas de cables fueron dispuestas a una altura de seis unidades y dos bandejas a lo ancho (12 bandejas). El sistema de aspersión de agua fue activado por un cable detector de calor a una tasa de 160° F (71.1° C). El cable fue instalado a 9 pulgadas 22.86 cm.) sobre cada bandeja de cables y a lo largo del centro del fondo de la bandeja. Boquillas aspersoras fueron posicionadas a intervalos de 10 pies (3.05 m) a nivel del cielo raso en el pasillo entre el conjunto de bandejas de cables. El sistema de rociadores automáticos fue localizado directamente sobre el conjunto de bandejas de cables con las cabezas de los rociadores espaciadas con una separación de 10 pies (3.05 m). Estas series de pruebas mostraron que ambos sistemas de protección podrían controlar un incendio que involucrara ca-

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bles agrupados. El sistema de aspersión de agua respondió rápidamente con un daño menor para los cables debido al incendio. El sistema de aspersión de agua limitó el daño a los cables en una o dos bandejas. El sistema de rociadores limitó el daño a seis de nueve bandejas. El tercer programa de pruebas fue conducido por la Factory Mutual Research Corporation bajo el patrocinio del Electric Power Research Institute. [5] Una fase de las pruebas estudió la capacidad del sistema de rociadores de cielo raso para controlar un incendio en un conjunto de bandejas de cables. Las bandejas de cables fueron dispuestas a una altura de seis unidades y dos bandejas a lo ancho con un número de bandejas de cables verticales en el espacio entre ellas. Las pruebas fueron realizadas en un cuarto de 40 pies x 40 pies x 20 pies (12.20 x 12.20 x 6.10 m) de alto. La protección consistió en rociadores a una tasa de 160°F (71.1° C) con un espaciamiento de 10 pies x 10 pies (3.05 m x 3.05 m) a nivel del cielo raso. Fue usada una densidad de 0.30 gpm /pie2 (12.2 mm/min). Fueron provistos detectores de ionización a nivel del cielo raso. Donde los rociadores actuaron, de uno a tres rociadores abrieron para controlar el incendio. El fuego se propagó enteramente a la altura vertical de las bandejas pero pudo ser contenido dentro de los 8 pies (2.44 m) de longitud de la mayoría de las bandejas horizontales. El cable fue dañado en la mayoría de las bandejas. Los detectores de ionización respondieron entre los 21 y los 25 segundos. C.5 Pruebas de incendio de revestimientos de tubos de escape. C.5.1 General. Las pruebas fueron conducidas sobre cuatro revestimientos plásticos de fibra de vidrio reforzada retardante de llama por Factory Mutual Research Corporation. [6] Los revestimientos tenían tres pies (0.91 m) de diámetro y 30 pies (9.15 m) de largo. Ellos fueron suspendidos verticalmente sobre una batea de 10 pies2 (0.93 m2) conteniendo tres pulgadas (7.62 cm.) de heptano. Los revestimientos fueron expuestos a esta fuente de ignición por 2½ minutos, tiempo después del cual, la batea fue retirada. C.5.2 Pruebas. Los resultados fueron similares para todos los cuatro materiales probados. Ellos alcanzaron inicialmente una temperatura moderada debido a la energía de cabeza absorbida del incendio del heptano, una nivelación de temperatura anterior al involucramiento de los plásticos, luego un muy rápido incremento de la temperatura causado por el calor de combustión del plástico ardiendo, otra nivelación durante un período de combustión activa del aislamiento, luego un decrecimiento en la temperatura coincidente con el retiro de la

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exposición al fuego. De una revisión de la información de la prueba, aparece que una vez iniciada la combustión del aislamiento, la propagación del incendio sobre la superficie fue casi instantánea. Las temperaturas a diferentes elevaciones en el interior del revestimiento alcanzaron casi simultáneamente en cada prueba 1000° F (537.8° C). C.6 Pruebas de incendios en contenciones de aceite de transformadores. Los sistemas de contención intentan confinar y drenar líquido liberado de un transformador en el evento de una fuga o falla de ruptura de la cubierta del transformador. El sistema de contención consiste de un foso localizado debajo y extendido a alguna distancia por fuera de los componentes de contención del líquido del transformador. En el estado primario del incidente un incremento de la presión que genera una falla del transformador puede resultar en líquido soplado más allá del área del foso. A mayor tamaño del área superficial del foso, más líquido será capturado. El foso debe equiparse con un drenaje o bomba para evitar la intensificación del agua lluvia. El volumen del foso es típicamente dimensionado para recibir el contenido de líquido en el transformador y la descarga máxima esperada de agua del sistema fijo de protección por aspersión de agua y chorros de manguera sobre el transformador por 10 minutos. La mayoría de fosos usados están llenos de rocas. También son usados los fosos abiertos. Los fosos llenos de rocas contienen rocas grandes de tamaño suficiente para permitir el drenaje inferior a través de la cama y suficientemente pequeñas para evitar la propagación del incendio dentro del foso. Un tamaño recomendado por IEEE para subestaciones son piedras de 1.5 pulgadas (3.8 cm.) o mayores (lavadas y dimensionadas uniformemente). Estas corresponden al tamaño No 2 de ASTM D 448, Standard Classification for Sizes of Aggregate for Road and Bridge Construction. El volumen del foso es calculado con base en el espacio vacío de las rocas. El espacio vacío es un porcentaje del volumen del foso que está disponible para contención. Típicamente, el espacio vacío es de entre el 30% y el 40% del volumen del foso. Los fosos abiertos están construidos de manera que el volumen del foso está disponible para contención del líquido. El transformador puede ser montado sobre un pedestal en el foso o estar soportado sobre vigas de acero que se extienden sobre las paredes del recipiente. Lo que inquieta de este diseño es que no provee la supresión del incendio. Un incendio que exponga el soporte de acero podría resultar en una falla del acero, y la caída del transformador dentro del foso. Algunas instalaciones de uso práctico han provisto un sistema automático de rociadores para esta área. Alternativamente, un manto de piedra puede ser ubicado en la cima del foso para actuar como un atrapa-llamas y evitar la combustión del aceite que entra al foso. Las pruebas fueron conducidas para determinar lo siguiente: la profundidad mínima de

roca, sobre un foso abierto, necesaria para extinguir un incendio de líquido aislante, la tasa de combustión del aceite sobre una superficie de roca comparada con esa sobre una superficie compactada, la profundidad a que un incendio podría arder antes de ser extinguido por una cama de roca y la tasa de drenaje del aceite de aislamiento a través de la cama de roca. Las pruebas fueron conducidas con una trampa de roca y piedra lavada de 1½ pulgadas (3.8 cm.), la cual es una piedra fracturada con el rango de tamaños siguiente: 33.8% por peso contenida sobre una malla de 1 pulgada (2.5 cm.), 47.6% contenida sobre una malla de ¾ de pulgada (1.9 cm.), 15.7% contenida sobre un malla de ½ pulgada (1.3 cm.), y 2.2% por peso contenida sobre una malla de ¼ de pulgada (0.6 cm.). La trampa de roca es piedra fracturada con el rango de tamaños siguiente: 6.5% contenida por una malla de 2 pulgadas (5.1 cm.), 21.0% contenida por una malla de 1½ pulgadas (3.8 cm.), 39.9% contenida por una malla de 1 pulgada (2.5 cm.), 26% contenida por una malla de ¾ de pulgada (1.9 cm.), 4.9% contenida por una malla de ½ pulgada (1.3 cm.), y 1.2% contenida por una malla de ¼ de pulgada (0.6 cm.). El aceite usado en las pruebas fue un líquido aislante estándar para transformador. C.6.1 Profundidad mínima de roca. El objetivo de esta prueba fue determinar, los diseños de contención para fosos abiertos, si un manto de roca de un grosor específico en sándwich entre la reja de acero, localizado cerca de la cima del foso podría actuar como un atrapa-llamas para evitar la combustión del aceite del foso entero. Para esta prueba, el aceite ardiendo del transformador fue derramado sobre la superficie de la roca bajo el área de prueba y se permitió el flujo a través de la cama de roca hasta que el aceite ardiendo fue observado bajo la superficie de la cama. Ambos tipos de roca actuaron como un atrapa-llamas por períodos específicos de tiempo. El más efectivo fue la piedra lavada de 1½ pulgadas (3.8 cm.) a una profundidad de 12 pulgadas (30 cm.), la profundidad máxima investigada, la cual evitó el paso de aceite ardiendo durante 50 minutos. La trampa de roca a una profundidad de 12 pulgadas (30 cm.) evitó la penetración del aceite ardiendo entre 6 y 10 minutos. C.6.2 Extinción antes que profundidad. El objetivo de esta prueba fue determinar que tan lejos dentro de la cama de roca podría ir el aceite antes de que en incendio fuera extinguido, y si tuvo lugar un cambio en la tasa de combustión así como la profundidad del aceite decrecía hasta cerca de la superficie de la roca. Esta prueba fue conducida con una roca de 12 pulgadas (30 cm.) de profundidad y un nivel inicial de aceite de 2 pulgadas (5.1 cm.) por encima del nivel de la roca. El aceite fue incendiado y se le permitió correr hacia abajo dentro de la roca. Mientras el nivel de aceite lentamente retrocedió dentro de la cama de roca como resultado de un drenaje

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ANEXO D

controlado de la cama, fueron hechas mediciones y observaciones de la tasa de combustión. Se encontró que la tasa de calor liberada permaneció esencialmente sin cambios mientras el nivel de aceite estuvo significativamente por encima del nivel superficial de la roca (MRSL). El MRSL es definido como el nivel al cual el 50% del área superficial de aceite es roto por rocas. Como el nivel de aceite ha caído por debajo del MSRL habrá un decrecimiento en la tasa de liberación de calor. El incendio fue extinguido a aproximadamente 1 pulgada (2.5 cm.) por debajo del MSRL a aproximadamente dos pulgadas (5.0 cm.) por debajo de la cima de la cama de roca. C.6.3 Tasa de drenaje. El objetivo de esta prueba fue determinar la tasa de drenaje del aceite a través de la cama de roca. Aceite drenado de una batea de acero de 3 pies (0.9 m) de diámetro a través de una tubería de acero de 4 pies (1.2 m) de alto, 12 pulgadas (30.5 cm. de diámetro conteniendo la roca bajo prueba. El flujo fue medido a diferentes temperaturas de aceite. Se encontró que las tasas de flujo de aceite para la piedra lavada de 1 ½ pulgadas (3.8 cm.) varió de 120 gpm / pie2 a 140 gpm /pie2 (4.9 m /min a 6.1 m /min). Las tasas de flujo de aceite para la trampa de roca fueron de 150 gpm /pie2 a 170 gpm /pie2 (6.1 m /min a 6.9 m /min). Estas tasas de drenaje son válidas para cualquier profundidad de cama donde el foso está diseñado para el contenido del líquido en el transformador. Donde el foso es tan pequeño en tamaño que el volumen de aceite en el transformador y el drenaje son para un separador agua-aceite o un foso de contención remoto, la tasa de drenaje debe determinarse con base en la cabeza hidráulica y en las pérdidas de cabeza. Las pérdidas de cabeza a través de la cama de roca pueden ser descuidadas, pero las pérdidas de cabeza en la entrada desde la cama de roca a la tubería de drenaje pueden ser grandes a menos que la roca esté limitada desde una zona por fuera de un radio de 1.5 diámetros de la tubería desde el centro de la abertura. Si no, el diseño debería tomar en cuenta la restricción del flujo de la roca cerca de la entrada de la tubería. La efectividad de un sistema de contención depende de qué tan bien es mantenido. Debe creerse que el aceite será lanzado más allá del área del foso cuando la cubierta del transformador falla. Sin embargo, en un foso bien diseñado y mantenido, la mayoría del líquido liberado fluye dentro del foso con aceite ardiendo en la cima y costados de la envoltura del transformador. Los sistemas de contención están sujetos a la acumulación de suciedad y polvo traídos por el viento como, por ejemplo, en las áreas sur occidentales de los Estados Unidos. Las acumulaciones de polvo pueden también ocurrir cerca de instalaciones donde el polvo es generado. Si los sistemas de contención no son limpiados frecuentemente, ellos no serán efectivos en la contención del aceite liberado. Para sistemas de contención

de foso abierto, donde la roca es para ser usada como un parallamas, es más efectiva la piedra lavada de 1 ½ pulgadas (3.8 cm.) o la roca No 5 de ASTM D 448, Standard Classification for Sizes of Aggregate for Road and Bridge Construction. Para fosos de contención llenos de rocas, podría ser más efectiva la trampa de rocas o rocas tamaño No 24 debido a sus grandes espacios vacíos y altas tasas de drenaje. Se han intentado los sistemas de contención para confinar fluidos liberados en un incidente de transformador. El volumen de líquido en el transformador requiere un sistema de contención dependiendo del tipo de fluido usado. Si es usado aceite mineral, se asume que enseguida que un transformador falle el se incendiará y quemará como un incendio de piscina sobre el suelo alrededor del transformador. Si los desniveles del terreno son en dirección a un edificio o hacia otro equipo o si el volumen del transformador excede 500 galones (1.9 m3), es recomendada la contención. Si es usado un fluido menos inflamable listado, la limpieza del fluido es lo que concierne en primer lugar. El tamaño de los transformadores que necesitan contención puede ser incrementado a 1320 galones (5 m3). C.7

Referencias.

(1) «Fire Tests of Automatic Sprinkler Protection for Oil SIPI Fires», Factory Mutual Research Corp., September 9, 1957. (2) «Sprinkler and Water Spray Tests on Turbine Oil Fires», Industrial Mutual Insurance Co., December 1979. (3) «Sprinkler Tests in a Cable Duct (Tunnel) in Rautaruukki Oy’s Factory in Raahe». Industrial Mutual Insurance Co., 1975. (4) «Report on the Performance of Fire Fighting Equipment Utilizing Water Spray When Initiated by Head Detecting Cable», Central Electricity Generating Board, February 1978. (5) «Fire Tests in Ventilated Rooms Extinguishment of Fire in Grouped Cables Trays», Electric Power Research Institute, EPRI NP-2660, December 1982. (6) «Tests of Candidate Glass Fiber-Reinforced Stack Liner Materials», Factory Mutual Research Corporation, July 1975. (7) Technical Report ID 0003018250, «Turbine Fire Protection», C Wieczorek, FM Global, April 2004. (8) Technical Report ID 003013258, «Investigation into Protection of Flammable Liquids in Large Plastic TotesPhases I y II,» R. Dean, FM Global, December 2004.

Anexo D Experiencia en Pérdidas Este anexo no es una parte de las recomendaciones de este documento NFPA pero ha sido incluido para propósitos informativos solamente.

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D.1 Experiencia en pérdidas en paradas de emergencia. Esta sección describe la experiencia de incendio donde el suministro de aceite lubricante fue detenido más rápidamente de lo normal, en forma intencional o accidental. El aceite lubricante fue cerrado a o rpm para el incendio No 1, a 1000 rpm para el incendio No 2, de 1000 rpm a 1400 rpm para el incendio No 3, y en exceso de 3000 rpm para el incendio No 4. D.1.1 Incendio No 1. En Agosto de 1989, una máquina de doble recalentamiento, de 5 cubiertas de 640 MW (e) con presión de entrada de vapor a un medidor de presión de 3675 psi (25,339 kPa) y 1000° F (537.8° C) estaba operando normalmente cuando un incendio fue descubierto cerca del tanque principal de aceite de lubricación. Fueron hechos intentos no exitosos para combatir manualmente el incendio cuando el cable de control ardió totalmente y el control y las válvulas de estrangulación comenzaron a cerrarse. A los 6 minutos, la bomba ac de aceite lubricante arrancó. El operador envió un asistente para ventear hidrógeno del generador y purgar con dióxido de carbono. Una válvula fue entonces operada manualmente para cortar el condensador de vacío. Esta acción resultó en la reducción del tiempo de parada por inercia a 30 minutos desde 45 a 60 minutos. Cuando el eje cesó de rotar, el operador cogió la unidad de engranaje de rotación y detuvo las bombas ac y dc de aceite de emergencia. Los bomberos y la brigada de incendios de planta controlaron rápidamente el fuego con chorros de manguera de 2 ½ pulgadas (6.4 cm.) y de 1 ½ pulgadas (3.8 cm.). No hubo daño en los cojinetes como resultado de la parada. Una revisión del recorrido indicó que las holguras medidas estaban bien dentro de sus tolerancias. Las vigas de acero de soporte del piso de operación se combaron de 2 pulgadas (5 cm.) a 3 pulgadas (7.6 cm.) sobre un área de 1500 pies2 (138 m2) en la fachada de la columna frontal. Los cables, en bandejas cerca del área del incendio fueron dañados. La acción tomada por el operador resultó en una substancial reducción del daño para la turbina y el edificio y fue acreditada con una rebaja importante del lapso en que la turbina estuvo fuera de servicio. La turbina fue puesta en servicio cerca de 26 días después del incendio. El piso de operación fue reforzado y la unidad operó hasta la próxima parada programada. D.1.2 Incendio No 2. En Julio de 1987, una máquina de condensados, de extracción automática doble, de flujo simple de 35 MW (e) con presión de entrada de vapor a un medidor de presión de 1250 psi (8618 kPa) y 900° F (482° C) operaba normalmente mientras unos instaladores atendían la limpieza de los tubos de enfriamiento de aceite en uno de los dos enfriadores de aceite. Durante el proceso de limpieza uno de los tubos cayó fuera de su cama y aceite fue proyectado verticalmente a cerca de 40 psi (275.8 kPa) a través de una abertura de 5/8 de pulgada (1.6 cm.) en la cama del tubo. La asper-

sión de aceite se incendió fuera de una válvula de parada de vapor elevada. Aproximadamente 20 rociadores de cielo raso y 16 boquillas aspersoras directamente debajo del piso de operación abrieron. Las gotas de neblina de aceite pasaron a través de una abertura de 6 pulgadas (15.2 cm.) entre el piso de operación y el muro y se incendió sobre el piso de operación. Aproximadamente 15 minutos dentro del incendio, al colapsar el edificio en peligro las bombas de aceite lubricante accionadas por ac se detuvieron. La intensidad del fuego decreció notablemente. Aproximadamente 15 minutos más tarde (30 minutos dentro del fuego) la bomba dc se detuvo con la turbina girando aproximadamente a 1000 rpm. El incendio de aceite fue rápidamente extinguido. Los cojinetes principales del eje de la turbina fueron limpiados y el cojinete de empuje fue destruido. Hubo indicaciones de rozamiento menor en el extremo de alta presión, y los hangares para la válvula de cierre de vapor principal fueron agrietados. Hubo pequeña evidencia de altas temperaturas en el área de sótanos debido al efecto de la protección de los rociadores automáticos. Sin embargo, hubo una gran cantidad de estructuras de acero deformadas sobre el piso de operación, sobre el muro, y a nivel del techo. D.1.3 Incendio No 3. En enero de 1989, una turbina de extracción automática doble de condensado de 12.5 MW (e) con presión de entrada de vapor a un medidor de presión de 475 psi (3275 kPa) y 750° F (400° C) estaba operando normalmente cuando el personal de mantenimiento descubrió una fuga de tamaño-goteo en un codo sobre la tubería de control de aceite. El personal del cuarto de control fue notificado, y ya que tuvieron dificultad en reducir la carga, ellos dispararon la unidad por apertura del interruptor. Un incendio se inició en la vecindad del cilindro hidráulico. No había protección fija provista y el personal atendió el combate del incendio con extintores manuales y chorros de manguera sin éxito. Dos minutos después de iniciado el incendio, con la máquina girando entre 1100 rpm y 1400 rpm, el operador recibió la orden de detener las bombas de aceite principal y de emergencia. Aproximadamente 150 galones (568 L) de aceite se perdieron antes de que las bombas fueran detenidas. El departamento de incendios respondió 4 minutos después de iniciado el incendio y usando una línea de manguera de 2 ½ pulgadas (6.4 cm.) y dos de 1 ¾ de pulgada (4.4 cm.) llevaron el incendio bajo control 23 minutos después de iniciado. Fueron dañados los cojinetes de la turbina y las terminales del eje fueron rayados. Adicionalmente, todo el cableado de control bajo la cubierta de la turbina fue quemado y dañados los manómetros, indicadores, y controles montados sobre la cubierta de la turbina. El acero estructural fue alabeado hasta el techo del edificio. Las reparaciones para el turbo-generador fueron estimadas en de dos a tres semanas.

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ANEXO D

D.1.4 Incendio No 4. En Febrero de 1988, dos unidades de 660 MW (e) operaban a 550 y 530 MW, respectivamente. Las unidades estaban punta con punta. El cable de control y energía para los motores de las bombas de aceite de lubricación para ambas máquinas fueron ubicados sobre el encerramiento de la válvula de control del servomotor para una de las unidades. La tubería para el encerramiento estaba protegida y contenía el control de aceite a una presión manométrica de 250 psi (1724 kPa). Una fuga ocurrió en el control de la tubería de aceite dentro del resguardo de la tubería. La turbina paró automáticamente. El aceite inundó la protección de la tubería y se acumuló dentro del encerramiento del servomotor, incendiándose en la vecindad de las válvulas principales de corte de vapor. El fuego daño los cables de energía y control para ambas máquinas, y paró las bombas de aceite ac y dc de ambas unidades. Ambas máquinas giraban a más de 3000 rpm en el momento en que perdieron la lubricación de aceite. Fueron necesarias reparaciones extensivas para las superficies laminadas de los cojinetes y para rectificar el balance de los ejes en ambas unidades. Una máquina fue puesta fuera de servicio por aproximadamente tres meses, la otra por cinco meses. D.2 Otras experiencias de pérdidas. Las experiencias de pérdidas discutidas en esta sección fueron provistas a través de la cooperación de varios propietarios de estación generadoras / de servicio público, y otras, y su intención es asistir a los usuarios de esta práctica recomendada en el entendimiento del tipo de incidentes que pueden ocurrir y la razón que asiste a algunas de sus recomendaciones. Es en con propósito que esta sección se extenderá en futuras ediciones, en la medida en que más detalles llegan a estar disponibles para el comité técnico. Esta sección no intenta ser un listado completo de todos los tipos de incendios y explosiones que pueden ocurrir o han ocurrido. D.2.1 Planta de ciclo combinado – Sistema de control distribuidor (SCD). Este incidente de incendio ocurrió en los EE.UU. en 2008 en una planta de generación de ciclo combinado con dos turbinas a gas MW 52. Estas unidades tenían capacidades de arranque rápido pico de 10 minutos. El incendio estuvo limitado al DCS (Printed circuit boards and wiring insulation). No fue verificado si el incendio se originó en la energía de una descarga de rayo o un corto circuito entre conductores de energía dc de 120 voltios y cableado de control de 24 voltios que hacían parte del mismo circuito. No había detección o supresión en el edificio DCS. El incendio se auto extinguió y no fue descubierto hasta horas después. El monto aproximado de los daños a la propiedad fue de U.S. $600.000 y la parada se prolongó por 44 días. Lecciones aprendidas: La protección del equipo eléctrico con un sistema de detección de humo es recomendada en la

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Sección 7.8 de NFPA 850. El documento también sugiere detectores de alarma a una instalación constantemente atendida. Si este edificio DCS hubiera estado protegido con un sistema de detección de humo que diera la alarma a los ocupantes del cuarto de control, el personal de operaciones podría haber respondido durante el evento y reducido el impacto del incendio. Sin detección, pasaron varias horas antes de que el incidente fuera descubierto. D.2.2 Planta de carbón – Aceite lubricante. Esta pérdida ocurrió en 2008 e involucró una turbina IP sobre una unidad de carga base de 1325 MW en una planta de encendido por carbón. Una fuga de aceite ocurrió en la brida de la cubierta del eje giratorio. El aceite de la fuga bajó por el costado de la cubierta sobre el aislamiento de la tubería de vapor. La tubería de vapor caliente llevó el aceite a su punto de ignición y ocurrió el incendio. La unidad se disparó debido a la fuga de aceite y el incendio. El fuego fue extinguido usando un agente encapsulado micelle y líneas de mano. Hubo muy limitado daño físico al aislamiento y equipo eléctrico misceláneo, y los daños a la propiedad fueron estimados en U.S. $85.000. Sin embargo, el tiempo de parada de la unidad fue de 8 días. D.2.3 Planta de carbón – Galería de transportadores. Este incidente ocurrió en los EE.UU. en 2001 en una planta de energía western MW 800 activada por carbón. Una pequeña pila de carbón acumulado sobre el piso de la galería del transportador se incendió espontáneamente. El calor del carbón incendió la correa inferior. Un sistema de inundación activado por detección puntual de calor operó exactamente al tiempo que la correa se rompía. No hubo mayor propagación del incendio. El daño a la propiedad fue estimado en cerca de U.S $100.000. No hubo parada de planta porque fue usada una ruta secundaria de carbón. D.2.4 Planta de carbón – Mecanismo de control eléctrico. Este incidente ocurrió en los EE.UU. en 2002 en una unidad de encendido por carbón MW 2 x 250. Una falla eléctrica en un panel de mecanismo de control causó un incendio. El fuego fue extinguido por de-energizado del panel y el uso de extintores portátiles. El daño a la propiedad fue estimado en cerca de U.S. $100.000. No hubo parada de la unidad porque la energía pudo ser redirigida. Lecciones Aprendidas: Prueba y mantenimiento al mecanismo de control eléctrico; uso de escáner infrarrojo para detectar problemas potenciales. D.2.5 Planta de carbón – Pulverizador. Este incidente ocurrió en los EE.UU. en 2003 en una planta de encendido por carbón MW 2 x 250. Un punto de calor se desarrolló dentro del pulverizador de carbón durante una parada. Este punto

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

caliente incendió el polvo de carbón cuando el pulverizador fue re-arrancado. Algunos ductos de trabajo fueron dañados, resultando en un daño a la propiedad por cerca de U.S. $41.000. El incendio fue extinguido usando un sistema manual de aspersión de agua dentro del pulverizador. Lecciones aprendidas: Asegurarse que las acumulaciones de carbón son limpiadas de cualquier equipo que maneje o use carbón durante una parada. D.2.6 Planta de ciclo combinado – Filtros de entrada de aire. Este incidente ocurrió en los EE.UU. en 2005 en una turbina de gas de ciclo combinado de encendido a gas. La unidad estaba en parada y un trabajo estaba siendo realizado en el plenum del filtro de entrada de aire. Una lámpara halógena de un contratista fue de modo no intencional situada contra el medio filtrante de papel. El calor de la lámpara incendió el filtro. El fuego fue extinguido por el cuerpo honorario de bomberos local; sin embargo, los filtros fueron destruidos y el calor del incendio pandeó el encerramiento. Esto resultó en una parada permanente extendida durante varios meses y pérdidas por daño a la propiedad de cerca de U.S. $1.000.000. Lecciones aprendidas: Ser muy cuidadoso con los dispositivos portátiles generadores de calor. D.2.7 Planta de carbón – Transportador. Este incendio ocurrió en los EE.UU. en 2007 en una planta de encendido a carbón 2 x 150 MW. Un rollo caliente sobre un transportador de carbón incendió polvo de carbón (carbón del oeste), resultando en un pequeño incendio sobre el transportador. El sistema de inundación automático operó rápidamente (el incendio se originó muy cerca a un detector) y extinguió el fuego. Hubo daños mínimos en el transportador, con pérdidas para la propiedad estimadas en U.S. $ 5.000. No resultó en parada. Lecciones aprendidas: Mantenimiento de los rodillos del transportador; mantener las galerías limpias; pruebas y mantenimiento de los sistemas de protección de incendios. D.2.8 Planta de carbón – Transportador. Una pérdida por incendio ocurrió en 2006 en una planta de encendido por carbón de doble unidad ubicada en los EE.UU. La planta tenía una tasa total de salida de más de 300 MW y había sido operacional desde cerca del año 1960. Este incendio ocurrió sobre un transportador principal de carbón para alimentación de la planta. Había varios transportadores en el sistema; sin embargo, solo uno resultó involucrado. Los transportadores de carbón tenían sistemas de inundación de cabeza abierta manualmente operados. Un sistema de detección tipo línea térmica había sido instalado, aunque no era operacional.

La causa del incendio fue combustión espontánea, fricción o una combinación de las dos, involucrando una acumulación de carbón entre el tablero, las poleas y la correa del transportador. El incendio ocurrió al final de la tarde y los fuertes vientos de una tormenta fueron un factor en el desarrollo del fuego. La correa del transportador se incendió y fue básicamente el único material combustible involucrado. No había carbón en la correa porque las operaciones de toma de combustible habían terminado esa tarde temprano. Había seis secciones de transportador que fueron instaladas desde la casa de trituración hasta el piso del disparador de la planta. Tres secciones de transportadores fueron destruidas más allá de la reparación pero se mantuvieron en su lugar y no colapsaron. El soporte y encerramiento de acero del transportador sufrieron daño severo por calor y resultaron severamente deformados y retorcidos. Aunque no hubo detección disponible, el incendio fue descubierto por un empleado de la planta que esa noche se retrasó durante la tormenta. Fue solicitada la asistencia de los bomberos y ellos extinguieron el incendio del transportador con chorros de manguera. Un sistema rociador de tubería seca, el cual había sido instalado sobre el piso del disparador de la planta varios años antes, operó y previno una mayor propagación del incendio dentro de la planta. El daño a los sistemas transportadores de la planta, incluida demolición, remoción y trabajo nuevo fue de aproximadamente U.S. $ 2.600.000. Esto no incluyó los costos de no generación de energía asociados con la parada. Fueron incorporadas previsiones de emergencia para suministrar carbón a la planta, que estuvo parada alrededor de casi dos semanas. Después que las secciones de transportador fueron reemplazadas, nuevos sistemas automáticos de inundación con protección sobre y por debajo de la línea de la correa del transportador fueron instalados usando sistemas piloto de detección seca. Los sistemas manuales de protección de incendios remanentes que protegían las otras líneas de transportadores que no resultaron involucradas en el fuego fueron también reemplazados con nuevos sistemas de inundación total. Lecciones aprendidas: Los problemas de mantenimiento con la limpieza de las correas, los sistemas de protección automática de incendios de rampa ascendente y los programas de prueba / mantenimiento de la protección de incendios fueron identificados como las mayores adelantos que podrían quizá mitigar cualesquiera futuros eventos de pérdida similar a este. D.2.9 Planta de gas / aceite – Generador / excitatriz. Este incidente de incendio ocurrió en 2002 en los EE.UU. en una planta de generación convencional de vapor con unidades de encendido a gas / aceite. El evento se inició con inmediata y severa vibración de la máquina que involucró el cojinete del encerramiento de la excitatriz y los cojinetes de los dos gene-

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ANEXO D

radores. La primera indicación de problema fue la alarma de alto nivel de vibración a lo largo del cuarto de control con alarmas indicadoras de alta temperatura de la excitatriz y pérdida de excitación. Fue estimado que el incendio se inició dentro de los 10 a 15 segundos después de la activación de las alarmas por vibración. La unidad está provista con alarmas de vibración al cuarto de control pero no estaba equipada con disparadores por alto nivel de vibración. Los operadores de la planta observaron un incendio involucrando el generador / final de la excitatriz de la unidad. Los bomberos locales fueron inmediatamente notificados. En adición, al detenerse la unidad después de un disparo automático de la turbina debido a una falla eléctrica, los empleados aseguraron el sistema de hidrógeno de la unidad. Se estima que la unidad fue detenida y el sistema de hidrógeno asegurado dentro de los siguientes 3 o 4 minutos. Se cree que tomó aproximadamente 12 minutos para que la unidad se detuviera por gravedad. El incidente involucró un incendio de hidrógeno presurizado y un incendio de aceite lubricante. El generador de la turbina de vapor era una unidad exterior posicionada sobre un pedestal en concreto, elevado, con un costado abierto, con dos niveles de concreto y acero abiertos al costado por debajo del generador de turbina de vapor. Ambos niveles por debajo de la unidad estaban totalmente protegidos por rociadores de tubería húmeda diseñados apropiadamente; los cojinetes del generador de turbina de vapor no fueron provistos con protección automática de rociadores. El incendio inicial fue un fuego tipo antorcha de hidrógeno / aceite de lubricación a nivel del cojinete de la unidad. Se estimó que el incendio de hidrógeno / aceite lubricante se propagó a todo lo largo del encerramiento del generador y también por debajo del nivel del entrepiso. Luego de asegurado el sistema de hidrógeno, el incendio de aceite lubricante involucró el nivel del entrepiso bajo la sección del generador / excitatriz. Se estimó que aproximadamente 15 a 20 cabezas rociadoras operaron sobre este nivel conteniendo y extinguiendo el incendio. Algún aceite lubricante se propagó desde el entrepiso hasta el piso del primer nivel a través de las aberturas en el suelo del entrepiso. Aproximadamente cuatro cabezas rociadoras operaron sobre el primer nivel o suelo bajo la sección del generador / excitatriz. El incendio de la unidad fue contenido y extinguido por una combinación de operaciones de emergencia de planta (sacando manualmente la unidad, asegurando el sistema de hidrógeno y asegurando los sistemas de lubricación de aceite) y protección de rociadores automáticos apropiados sobre ambos niveles bajo el generador de la turbina de vapor. Se estimó que el incendio fue extinguido en 20 minutos. Los bombe-

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ros locales respondieron; sin embargo, el incendio estaba contenido y extinguido para el momento en que ellos llegaron. La excitatriz fue completamente destruida y tuvo que ser reemplazada. Otros daños involucraron los cojinetes y sellos anteriormente mencionados. El daño del incendio estuvo limitado al cableado y alambrado superior y a nivel de la cubierta de la turbina. La apropiada operación del sistema rociador bajo la cubierta previno cualquier daño sobre el entrepiso y a nivel; solo fueron requeridas operaciones de limpieza. El total de los daños excedió los U.S. $ 10.000.000. D.2.10 Planta de carbón – Transportador. Una pérdida por incendio ocurrió en 2004 en una unidad de una planta de encendido de carbón ubicada en los EE.UU. La planta tenía una tasa total de salida de más de 450 MW y había sido operacional desde el año 1980. Este incidente de incendio ocurrió sobre un transportador de carbón inclinado que alimentaba un silo de almacenaje. Hay varios transportadores en el sistema; sin embargo, solamente uno resultó involucrado. Los rociadores de cabeza fusible operaron en el punto inicial del incendio; no obstante, el fuego se movió sobre el transportador más allá del sistema rociador. La causa del incendio no pudo ser determinada. Comenzó en la cima del alojamiento del tensor de la correa. Se asume que brasas muy calientes cayeron dentro del área del tensor, incendiando eventualmente la correa. La correa se quemó y el fuego se propagó sobre la galería del transportador. La estructura del tensor actuó como una chimenea ayudando a la combustión. El incendio ocurrió temprano en la tarde y la correa del transportador fue el único material combustible involucrado. El transportador no estaba en operación y no había carbón sobre la correa. Las operaciones de combustible terminaron esa mañana temprano. Todos los sistemas de detección de incendios trabajaron como fueron diseñados. El cuarto de control recibió una alarma y un operador fue enviado a investigar. Una vez el incendio fue confirmado, fueron llamados los bomberos locales y todos los sistemas eléctricos fueron detenidos. Debido al movimiento del fuego sobre el transportador más allá de los rociadores, no pudo ser extinguido inmediatamente. El incendio continuó hacia arriba de la galería del transportador hasta que mangueras y rociadores pudieron ser manualmente aplicados en la cima o cabeza del transportador. Aproximadamente 450 pies (137m) del sistema del transportador fueron dañados más allá de la reparación. Esto incluyó tableros, equipo eléctrico, equipo de protección de incendios y la cinta transportadora. El soporte de acero y el encerramiento del transportador sufrieron daño ligero por calor. Algunos desviaderos de acero y secciones del techo tuvie-

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

ron que ser reemplazadas. Ninguna estructura de soporte fue reemplazada. El daño a la propiedad en los sistemas transportadores de la planta, incluyendo demolición, remoción y trabajo nuevo fue de aproximadamente U.S. $ 760.000. Esto no incluyó costos por pérdida de generación asociados con reducción de la carga de operación o provisiones de emergencia para suplir carbón a la planta. Después que el transportador fue reemplazado, un estudio de ingeniería fue iniciado para impulsar el mejoramiento de la protección de incendios y sistemas de supresión de polvo. D.2.11 Planta de ciclo combinado – Control de aceite. En 2004, en Turquía, un incidente de incendio del control de aceite ocurrió dentro de un encerramiento de una turbina a vapor en una planta de energía de ciclo combinado de 791 MW que había comenzado operación en 2002. Las válvulas de control de vapor y sistemas de lubricación de la turbina utilizaban un aceite mineral grado-turbina que era suministrado desde un reservorio común. El control de la presión de aceite es hecho normalmente a 40 bares. Alta vibración causada por un desajuste de la frecuencia natural rompió una unión en la tubería del actuador de la válvula de control IP, asperjando aceite, el cual se incendió en una gran bola de fuego casi inmediatamente. La fuente de ignición estaba en contacto con superficies calientes alrededor de los cojinetes. El incendio activó el sistema de pre-acción automática de rociadores que protegía los cojinetes de la turbina. Fue también despachado combate manual del incendio. El aislamiento normal no combustible de la sección IP comenzó a empaparse de aceite, resultando en un incendio de asiento profundo, pero que no se propagó al resto del equipo dentro del encerramiento. El control de flujo de aceite fue inmediatamente detenido por caída de presión, lo cual ayudó a limitar el incendio y la extensión del daño. No fueron registradas lesiones. Los sistemas de detección y extinción fueron diseñados para proteger el área limitada directamente bajo los cojinetes STG. Sin embargo, la alta presión de la aspersión del incendio involucró un área muy grande y activó seis detectores casi simultáneamente y quemó cables, detectores y sirenas. Es de creerse que cortos circuitos ocurridos en el circuito cerrado de detección y suministro de energía a las sirenas, causaron pérdida de las baterías y energía ac para el panel de control de alarmas. Ocurrieron fallas de la función de señalización y alarma pero el sistema solenoide de pre-acción operó automáticamente y las alarmas fueron registradas. El panel funcionó apropiadamente después que la energía ac fue restaurada. El daño a la propiedad fue de aproximadamente U.S. $1.000.000 y resultó en 25 días de parada de la unidad. Luego del incendio, todas las uniones de tubería del actuador de la

válvula de control IP fueron sometidas a un proceso de reingeniería y reemplazadas por el fabricante. Dos parales de soporte adicionales fueron provistos para los actuadores. D.2.12 Planta de ciclo combinado – Falla e incendio de los transformadores principales. En 2006 en una planta de ciclo combinado de 520 MW en los EE.UU., ocurrió una falla súbita dentro del transformador elevador de generación (GSU) de 250 MVA. La falla se inició en el buje H3 550 kV debido a la rotura del aislamiento del buje de condensación ubicado dentro del tanque del transformador. La planta fue puesta fuera de línea por el tiempo de la falla, pero todos los tres transformadores GSU fueron energizados. La falla del buje causó el aumento de la presión interna del tanque, lo cual rompió explosivamente la cubierta de uno de los bujes de pozo de 550 kv. El aceite ardiendo del transformador se vació entonces a través de la abertura, resultando en una bola de fuego que alcanzó 20 pies (6.1 m) sobre la cima del transformador. Cada uno de los tres GSUs está protegido por un relevador y por un sistema automático de inundación individual diseñado para proveer una densidad de 0.25 gpm/pie2 (10.2mm/ min) sobre la superficie entera del transformador, más 0.15 gpm/ pie2 (6.1mm/min) sobre el dique de contención que lo rodea. También estaban previstos muros contra incendio para aislar los transformadores de otros GSU y unidades auxiliares. Los relevadores dispararon los disyuntores de los transformadores y el sistema de inundación para la GSU se activó automáticamente. El enfriamiento del sistema de inundación no extinguió el incendio pero ayudó a enfriarlo y protegió el transformador. Los bomberos habían sido notificados inmediatamente y las primeras unidades llegaron en 7 minutos. Aproximadamente 9 minutos después de la ruptura inicial del buje, un segundo buje explotó debido al calor, resultando en un incendio más intenso. Los bomberos comenzaron la aspersión de agua y espuma y el fuego fue extinguido cerca de 15 minutos después. Después del incendio, el personal notó un daño severo en el buje H3. Partículas volantes del H3 causaron también daño al buje H2 y a las porcelanas del detenedor de ondas. Empaquetaduras, aislamiento del cableado, red eléctrica y cabina de control fueron destruidos. Una prueba inicial de las bobinas del GSU, después del incidente, encontró la bobina de aislamiento en relativamente buena condición, aunque hubo evidencia de alguna contaminación debida a partículas y aceite carbonizado. No hubo evidencia de movimiento mecánico en la bobina, ni pérdida de compactación del bloque, ni distorsión del tanque. El sistema de inundación, los muros contra fuego, el buen espacio de separación, la activación del relevador y la acción rápida del operador y los bomberos ayudaron a limitar el daño a solo el transformador afectado y su equipo auxiliar. Toda la descarga de agua de protección del incendio fue capturada en la alberca de retención del sitio.

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ANEXO F

El valor del excelente planeamiento pre-incendio y la respuesta del operador, según la acción de emergencia de la planta y planes de respuesta de la instalación, fueron también demostrativos en este incidente.

Anexo E Documento Base de Diseño de Protección de Incendios Este anexo no es una parte de las recomendaciones de este documento NFPA pero es incluido con propósitos informacionales solamente. E.1 Información. El documento bases del diseño de protección de incendios contiene la información siguiente: (1) (2) (3) (4)

Nombre de la planta Ubicación de la planta Ingeniero de protección de incendios Tabla de contenidos (un compendio general, el cual no es exhaustivo) (5) Interesados (6) Filosofía general de la protección de incendios (ej:, protección pasiva versus activa) (7) Hipótesis (8) Información específica del sitio (ej: condiciones ambientales) (9) Documentos fuente (ej: códigos adoptados, normas, regulaciones, requisitos de seguros) (10) Disposición de planta (ej: separación de peligros, barreras de incendios, drenaje) (11) Suministro de agua (ej: bomba (s) de incendio y tanques, líneas principales subterráneas, hidrantes) (12) Peligros (ej: transformadores, aceite lubricante de turbina, combustibles, almacenaje, torres de enfriamiento) (13) Controles operacionales y administrativos (ej:, aspectos cubiertos en el Capítulo 16)

Anexo F Referencias Informacionales F.1 Publicaciones referenciadas. Los documentos siguientes o partes de ellos listados en este anexo son referenciados dentro de las secciones informativas de esta práctica recomendada y no hacen parte de las recomendaciones de este documento a menos que también estén listados en el Capítulo 2 por otras razones. F.1.1 Publicaciones NFPA. National Fire Protection Association, 1 Batterymarch Park. P.O. Box 9101, Quincy, MA 02169-7471.

NFPA 12, Standard on Carbon Dioxide Extinguishing Systems, 2005 edition. NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code. NFPA 58, Liquefied Petroleum Gas Code. NFPA 59, Utility LP-Gas Plant Code NFPA 59 A, Standard for the Production, Storage, and Handling of Liquefied Natural Gas (LNG) NFPA 80 A, Recommended Practice for Protection of Buildings from Exterior Fire Exposures. NFPA 85, Boiler and Combustion Systems Hazards Code, 2007 edition. NFPA 101®, Life Safety Code®, 2009 edition. NFPA 600, Standard on Industrial Fire Brigades. 2010 edition. NFPA 1561, Standard on Emergency Services Incident Management Systems, 2008 edition. F.1.2 Otras publicaciones. F.1.2.1 Publicaciones ANSI. American National Standards Institute Inc., 25 West 43rd Street, 4th Floor, New York, NY 10036. ANSI A14.3, Standard for Safety Requirements for Fixed Ladders, 1984. ANSI A 1264.1, Safety Requirements for Workplace Floor and Well Openings, Stairs, and Railing Systems. ANSI B133.4, Gas Turbine Control and Protection Systems, 1978. F.1.2.2 Publicaciones API. American Petroleum Institute, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005-4070 API 752, Management of Hazards Associated with Locations of Precess Plant Buildings, 1995. F.1.2.3 Publicaciones ASTM. American Society for Testing and Materials, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, PA 19428-2959. ASTM D 448, Standard Classification for Sizes of Aggregate for Road and Bridge Construction, 2003. F.1.2.4 Publicación EPRI. Electric Power Research Institute, 3412 Hillview Avenue, P.O. Box 10412, Palo Alto, CA 94303. EPRI Research Project 1843-2, Turbine Generator Fire Protection by Sprinkler System, Julio 1985. F.1.2.5 Publicaciones IEEE. Institute of Electrical and Electronics Engineers, Three Park Avenue, 17 th Floor, New York, NY 10016-5997. IEEE 979, Guide for Substation Fire Protection, 1994.

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

F.1.2.6 Publicaciones NIST. National Institute of Standard and Technology, 100 Bureau Drive, Stop 3460, Gaithersburg, MD, 20899-3460. Technical Note 1423, «Analisys of High Bay Hanger Facilities for Fire Detection Sensitivity and Placement», Febrero 1997. F.1.2.7 PRB Coal Users’ group publications. The Powder River Basin Coal Users’ Group, c/o The Tradefair Group, Inc., 11000 Richmond, Suite 500, Houston, TX 770-42. Coal Bunker, Hopper & Silo Fire Protection Guidelines. «Guide to Coal Mines», Burlington Northern and Santa Fe Railway F.1.2.8 Publicación gubernamental. U.S. Government Printing Office, Washington, DC 20-402. Title 29, Code of Federal Regulations, Part 1910, Subparts E y L. F.1.2.9 Otras publicaciones. «Fire Tests in Ventilated Rooms Extinguishment of Fire in Grouped Cable Trays», Electric Power Research Institute, EPRI NO-2660, Diciembre 1982. «Fire Tests of Automatic Sprinkler Protection for Oil Spill Fires», Factory Mutual Research Corp., Septiembre 9, 1957.

Merriam-Webster’s Collegiate Dictionary, 11th edition, Merriam-Webster, Inc., Springfield, MA, 2003. «Report of the Performance of Fire Fighting Equipment Utilizing Water Spray When Initiated by Head Detecting Cable», Central Electricity Generating Board, Febrero, 1978. «Sprinkler and Water Spray Tests on Turbine Oil Fires», Industrial Mutual Insurance Co., Diciembre, 1979. «Sprinkler Tests in a Cable Duct (Tunnel) in Rautaraukki Oy’s Factory in Raahe», Industrial Mutual Insurance Co., 1975. Technical Report ID 0003018250, «Turbine Fire Protection» C. Wieczorek, FM Global, Abril 2004 Technical Report ID 0003013258, «Investigation into Protection of Flammable Liquids in Large Plastic Totes – Phases I and II», R. Dean, FM Global, Diciembre 2004. «Tests of Candidate Glass Fiber-Reinforced Stack Liner Materials», Factory Mutual Research Corporation, Julio 1975. F.2 Referencias informacionales. (Reservado) F.3 Referencias para extractos en secciones informacionales (Reservado)

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ÍNDICE

Índice © Asociación Nacional de Protección Contra el Fuego 2009. Todos los derechos Reservados. Los derechos de autor en este índice son separados y distintos de los derechos de autor en el documento que indexan. Las estipulaciones puestas en marcha sobre licencias para el documento no son aplicables a este índice. Este índice no puede ser reproducido totalmente o en parte por ningún medio sin el expreso permiso escrito de NFPA.

–A– Acabado interior Acabado interior clase A Definición ...................................................... 3.3.17.1 Acabado interior clase B Definición ...................................................... 3.3.17.2 Definición ............................................................... 3.3.17 Administración .......................................................... Cap. 1 Alcance ....................................................................... 1-1 Aplicación .................................................................... 1.3 Equivalencia ................................................................ 1.4 Propósito ...................................................................... 1.2 Aire espuma comprimidos (CAF) Definición ................................................................ 3.3.4 Aprobado Definición ................................................... 3.2.1, A.3.2.1 Protección de activos ...................................... 1.2.2.2 Área de incendio Definición ................................................................ 3.3.6 Autoridad competente (AHJ) Definición ................................................... 3.2.2, A.3.2.2 –B– Barrera de incendio Definición ................................................................ 3.3.7 Biomasa Definición ................................................................ 3.3.2 Interrupción de negocios ................................. 1.2.2.3 –C– Clasificación Definición .............................................................. 3.3.23 Tasa de protección de incendios Definición ...................................................... 3.3.23.1 Tasa de resistencia al fuego Definición ...................................................... 3.3.23.2 Carga de incendio Definición ................................................................ 3.3.8 Combustibles alternativos Definición ................................................................ 3.3.1 Combustibles alternativos..... .............................Cap. 9 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 ............ 9.2 Combustibles de masa ................................................. 9.5 Disposición de planta ......................................... 9.5.2

General ............................................................... 9.5.1 Prevención de incendios y explosiones en unidades biomasa ..................................... 9.5.3 Almacenaje exterior .................................. 9.5.3.1 Almacenaje interior ................................... 9.5.3.2 Protección contra explosiones ........................... 9.5.5 Protección de incendio ....................................... 9.5.4 Combustibles de masa que arde .................................. 9.3 Protección de incendios ..................................... 9.3.3 Foso de almacenaje MSW, piso de cargue y áreas de disposición y agarre ..................................................... 9.3.3.2, A.9.3.3.2 Disposición de planta ......................................... 9.3.2 General ............................................................... 9.3.1 Supresión de explosiones ................................... 9.3.4 Combustibles derivados de desechos (RDF) ............... 9.4 Disposición de planta ......................................... 9.4.2 General ............................................................... 9.4.1 Prevención de incendios y explosiones en unidades RDF .......................................... 9.4.3 Protección de incendio ....................................... 9.4.4 Supresión de explosiones ................................... 9.4.5 Enclavamientos..........................9.4.4.1, A.9.4.4.1 General .........................................................................9.1 Disposición de planta ......................................... 9.1.2 Equipo alimentador de calderas ......................... 9.1.3 Prevención de incendios y explosiones ............. 9.1.4 Protección de incendio ....................................... 9.1.5 Llantas de caucho ........................................................9.6 Recibo inicial y áreas de almacenaje ................. 9.6.2 General ............................................................... 9.6.1 Prevención de incendios y explosiones en desperdicios de llantas de caucho .......... .9.6.3 Protección contra explosión ............................... 9.6.5 Protección de incendios ..................................... 9.6.4 Otros combustibles y procesos alternativos ................ 9.7 Combustibles derivados de rechazos (CDR) Definición .............................................................. 3.3.24 Fosos llenos de roca ........................................ 5.5.6.1 Combustible fósil Definición .............................................................. 3.3.15 Combustible limitado Definición .............................................................. 3.3.18

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PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

–D– Debería Definición ................................................................ 3.2.6 Definiciones ................................................................ Cap. 3 Interesado Definición .............................................................. 3.3.25 Desperdicios sólidos municipales (DSM) Definición .............................................................. 3.3.21 Diseño general de planta ........................................... Cap. 5 Contención y drenaje ................................................... 5.5 Disposición de planta .................................................. 5.1 Almacenaje de hidrógeno .................................. 5.1.3 Aberturas en barreras de incendio ..................... 5.1.2 Determinación del área de incendio .................. 5.1.1 Transformadores exteriores aislados en aceite ........................................................ 5.1.4 Iluminación de emergencia .......................................... 5.6 Materiales de construcción de edificios ...................... 5.3 Acabado interior ................................................ 5.3.5 Protección de la iluminación ....................................... 5.7 Seguridad de la vida .................................................... 5.2 Venteo de humo y calor, calefacción, Ventilación y acondicionamiento de aire ............................................................... 5.4 Sistemas de calefacción normal, ventilación y acondicionamiento de aire ........................................................... 5.4.2 Ventilación de humo y calor .............................. 5.4.1 General ...................................................... 5.4.1.1 Venteos de calor ........................................ 5.4.1.2 Venteos de humo ....................................... 5.4.1.3 Documento base de diseño de protección de incendios ...............................Anexo E –E– Estación de conversión de corriente directa de alto voltaje (ECCD) Definición .............................................................. 3.3.16 Estaciones convertidoras de corriente directa de alto voltaje (ECCD) ...................................... Cap. 14 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 .................................................................. 14.2 Estaciones convertidoras (CDAV) ............................. 14.3 Disposición de planta ....................................... 14.3.2 General ............................................................. 14.3.1 Prevención de incendios .................................. 14.3.3 Protección de incendios ................................... 14.3.4 General ....................................................................... 14.1 Etiquetado Definición ................................................................ 3.2.3 Evaluación de riesgos de incendio Definición .............................................................. 3.3.13 Experiencia en pérdidas ........................................ Anexo D

–F– Fluido Definición .............................................................. 3.3.14 Fluido no inflamable Definición ...................................................... 3.3.14.2 Fluido resistente al fuego Definición ...................................................... 3.3.14.1 Fosos abiertos ........................................................... 5.5.6.2 –G– Generación con energía térmica solar .................... Cap.11 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 .................................................... 11.2 Consideraciones del riesgo ........................... 11.3, A.11.3 Fluido de transferencia de calor (HTF) ..................... 11.4 Bombas y tubería .............................................. 11.4.1 Protección del calentador (FCT) ...................... 11.4.2 General .......................................................... 11.1, A.11.1 Protección de incendios ............................................. 11.5 –I– Identificación y protección contra peligros ............ Cap. 7 Equipo suxiliar y otras Estructuras .............................................................. 7.9 Bodegas .............................................................. 7.9.3 Bombas de incendio ........................................... 7.9.4 Calderas auxiliares ............................................. 7.9.6 Cuartos de almacenaje, oficinas y almacenes ................................................. .7.9.2 Bodegas ....................................................... 7.9.3 Generadores de emergencia ............................... 7.9.1 Protección de incendios ............................ 7.9.1.2 Torres de enfriamiento ....................................... 7.9.5 Equipo eléctrico ........................................................... 7.8 Cables eléctricos agrupados ............................... 7.8.3 Cuartos de baterías ............................................. 7.8.5 Cuartos de control, computadores y comunicaciones ......................................... 7.8.1 Cuartos de despliegue de cables y túneles de cables ....................................................... 7.8.2 Cuartos de mecanismos de control y relevadores ............................................... 7.8.4 Transformadores .................................. .7.8.6, A.7.8.6 Generador de turbina ................................................... 7.7 Protección de incendios ..................................... 7.7.4 Áreas de almacenaje de aceite .................. 7.7.4.5 Área del generador de turbina ................... 7.7.4.1 Cojinetes del generador de turbina ........... 7.7.4.2, A.7.4.4.2 Excitatriz ................................................... 7.7.4.3 Sello de aceite para hidrógeno .................. 7.7.4.4 Sistemas de aceite lubricante ............................. 7.7.3 Sistema de control hidráulico ............................ 7.7.2

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ÍNDICE

Sistema de hidrógeno ......................................... 7.7.1 Bombas de hidrógeno de sello de aceite ................................... 7.7.1.2 General ...................................................... 7.7.1.1 Generador de vapor ..................................................... 7.5 Bombas alimentadoras de calderas .................... 7.5.3 Protección de incendios ..................................... 7.5.1 Pulverizadores .................................................... 7.5.2 General ......................................................................... 7.1 Operación de protección de incendio ................ 7.1.1 Manejo de combustible – aceite .................................. 7.3 Protección de incendios ..................................... 7.3.9 Manejo de combustibles – carbón ............................... 7.4 Protección de incendios ...................................... 7.4.6 Recipientes, carboneras y silos .......................... 7.4.2 Supresión y control de polvo ................ 7.4.3, A.7.4.3 Bandas transportadoras de carbón ..................... 7.4.4 Estructura de transporte y manejo de carbón ...................................................... 7.4.5 Manejo de combustible – gas ...................................... 7.2 Conductor de gas ......................................................... 7.6 Calentadores de aire regenerativo ...................... 7.6.2 Edificios lavadores de gas .............................. 7.6.5.2 General ............................................................ 7.6.5.1 Transportadores que manejan material no combustible ............................................. 7.6.6 Precipitadores electrostáticos ............................ 7.6.4 Lavadores ........................................................ 7.6.5.3 Materiales de construcción ..................... 7.6.5.3.1 Protección de incendios ......................... 7.6.5.3.3 Lavadores, edificios lavadores y ductos de extracción ..................... 7.6.5, A.7.6.5 Tiro forzado, tiro inducido y conducto de los ventiladores de recirculación de gas ..... 7.6.1 Ductos de escape ................................................ 7.6.7 Conductos colectores de polvo tipo bolsa de gas ........................................... 7.6.3 Identificación y protección de peligros para Instalaciones de generación de ciclo Combinado de gasificación integrada ........ Cap. 13 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 .......... 13.2 Cuartos de control / equipo eléctrico y edificios .............................................................13.7 Diseño general y disposición del equipo ...... 13.3, A.13.3 Estructuras ................................................................. 13.6 General .......................................................... 13.1, A.13.1 Instalaciones de generación IGCC ............................ 13.5 Protección de incendios ................................... 13.5.3 General ............................................................. 13.5.1 Instalaciones de generación IGCC ........................ 13.5 Eléctrico .................................................. 13.5.2.4 Sistemas de aceite .................................... 13.5.2.3 Tubería ..................................................... 13.5.2.1

850– 107

Prevención de explosiones internas en turbinas de combustión ................. 13.9, A.13.9 Respuesta de emergencia ...........................................13.4 Gas de Sintegas (Syngas) dentro de edificios y estructuras ..........................................13.8 Identificación y protección de peligros para turbinas de combustión interna ................ Cap. 8 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 ...................................................... 8.2 Diseño general y disposición del equipo ..................... 8.3 Equipo eléctrico ........................................................... 8.6 Encerramientos de control ................................. 8.6.1 General .........................................................................8.1 Instalaciones no atendidas ........................................... 8.4 Turbina de combustión y máquina generadora de combustión interna ............................................8.5 Equipo de arranque para CTs ............................. 8.5.7 General ............................................................... 8.5.1 Generadores ....................................................... 8.5.6 Prevención de explosiones internas en turbinas de combustión ............................ 8.5.2 Prevención de incendios externos ...................... 8.5.3 Sistema de entrada de aire ................................. 8.5.5 Protección de incendios para turbinas de combustión y generadores eléctricos de combustión interna .............. 8.5.4 General ...................................................... 8.5.4.1 Sistema rociadores automáticos de aspersión de agua ............................. 8.5.4.2 Sistemas aire espuma comprimidos .......... 8.5.4.7 Sistemas de espuma de alta expansión ...... 8.5.4.6 Sistemas de extinción localizados ............. 8.5.4.5 Sistemas de neblina de agua de inundación total ................................ 8.5.4.4 Sistemas gaseosos de inundación total ...... 8.5.4.3, A.8.5.4.3 Unidades de ciclo combinado ......................................8.7 Generadores de vapor de recuperación de calor ......................................................... 8.7.1 Turbinas de vapor .............................................. 8.7.2 Identificación y protección de peligros para Instalaciones generadoras con turbina de viento .......................................... Cap. 10 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 ...................................................... 8.2 Diseño general y disposición del equipo ...................10.3 Cuartos y edificios de equipo eléctrico ..................... 10.6 General .......................................................................10.1 Instalaciones generadoras de viento ..........................10.5 General ............................................................. 10.5.1 Protección de Incendios para instalaciones generadoras de viento ................................. 10.5.3 General .................................................... 10.5.3.1

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850–108

PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

Protección de incendios de la barquilla ....................................... 10.5.3.5 Sistemas comprimidos aire - espuma ...... 10.5.3.4 Sistemas de neblina de agua de Inundación total .............................. 10.5.3.3 Sistemas gaseosos de inundación total ...................................................... 10.5.3.2 Instalaciones no atendidas ......................................... 10.4 Prevención de incendios en instalaciones Generadoras de turbina de viento .................... 10.5.2 –L– Líquido Combustible .............................................. 3.3.19.1 Líquido ................................................................... 3.3.19 Líquido Inflamable ............................................. 3.3.19.2 Líquido con punto de incendio alto .................... 3.3.19.3 Líquido menos inflamable .................................. 3.3.19.4 Listado ......................................................... 3.2.4, A.3.2.4 –M– Material combustible .................................................. 3.3.3 Material explicatorio ............................................. Anexo A Modelo de reporte de incendio ............................. Anexo B –N– No Combustible Definición .............................................................. 3.3.22 –P– Plantas de energía geotérmica ............................... Cap. 12 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 .......... 12.2 General ....................................................................... 12.1 Plantas binarias .......................................................... 12.3 Consideraciones de riesgo ............................... 12.3.1 Fluidos .............................................................. 12.3.3 Bombas y tubería para fluidos Inflamables .......................................... 12.3.3.2 Control de fugas de fluidos Inflamables .......................................... 12.3.3.3 Detección de vapor .................................. 12.3.3.4 Eléctrico .................................................. 12.3.3.5 Estructuras de proceso que contienen fluidos inflamables .............................. 12.3.3.1 Protección de incendios ............................................. 12.4 Práctica recomendada ................................................. 3.2.5 Prevención de incendios ............................................ 3.3.10 Proceso de diseño de protección de incendios ........ Cap. 4 Interesados ................................................................... 4.2 Documento base de diseño de protección de incendios (disponible) ....................................... 4.5 Entradas al proceso de diseño ..................................... 4.3 Entradas generales ............................................. 4.3.1 Entradas específicas del proyecto ...................... 4.3.2

General ......................................................................... 4.1 Proceso base de diseño de protección de incendios .... 4.4 Programa de control de riesgos de incendio ......... Cap. 16 Política de administración y dirección ...................... 16.2 General ....................................................................... 16.1 Identificación de peligros de incendios de materiales ........................................................16.5 Programa de control de riesgos de incendio ........................................................... 16.3 Programa de protección de incendios ....................... 16.4 Administración del cambio .............................. 16.4.3 Condiciones especiales de combate de Incendios ................................................ 16.4.6 Bandejas de cables .................................. 16.4.6.4 Calentadores de aire regenerativo ........... 16.4.6.2 Incendios de aceite de lubricación de turbinas ........................................... 16.4.6.1 Almacenaje y manejo de carbón ............. 16.4.6.6 Precipitadores electrostáticos .................. 16.4.6.3 Pulverizadores de carbón ........................ 16.4.6.7 Sistemas de hidrógeno ............................. 16.4.6.5 Daños ............................................................... 16.4.2 Personal de respuesta a emergencias ............... 16.4.5 Plan de emergencia de incendios ................................. 16,4.4, A.16.4.4 Prueba, inspección y mantenimiento ............... 16.4.1 Protección ambiental ................................................ 1.2.2.4 Protección de incendios .............................................. 3.3.11 Protección de incendios para el sitio de construcción .................................................. Cap. 15 Administración ........................................................... 15.2 Áreas de cimentación en sitios de construcción .................................................... 15.5 Construcción de depósitos, almacenes y oficinas ..............................................................15.4 Diseño general y disposición de equipo ....................13.3 Limpieza del sitio .................................................. 15.3.1 Introducción ............................................................... 15.1 Líneas Principales subterráneas, hidrantes y suministros de agua ...........................................15.7 General ............................................................. 15.7.1 Equipo manual de combate de incendios .................. 15.8 Materiales de construcción temporal .........................15.6 Protección del personal de planta ........................... 1.2.2.1 Pruebas de incendio .............................................. Anexo C Publicaciones de referencia ...................................... Cap. 2 General ......................................................................... 2.1 Otras publicaciones .....................................................2.3 Publicaciones NFPA .................................................... 2.2 Referencias para extractos en secciones Referencias para extractos en secciones de recomendaciones ......................................... 2.4 Punto de inflamación .................................................. 3.3.9

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ÍNDICE

–Q– Masa que arde ........................................................... 3.3.20 –R– Referencias informacionales ................................. Anexo F –S– Sello clasificado de penetración del fuego .............. 3.3.12 Sistema de despresurización rápida .......................... 3.3.5 Sistemas y equipo de protección general contra incendios ................................................... Cap. 6 Extintores portátiles de incendio ................................. 6.5 General ......................................................................... 6.1 Tuberías principales, hidrantes y tubería vertical de edificios ............................................................. 6.4

850– 109 Boquillas de manguera ....................................... 6.4.3 Tuberías principales e hidrantes ........................ 6.4.1 Roscas de manguera ........................................... 6.4.4 Sistemas de tubería vertical y manguera ................................................... 6.4.2 Sistemas y equipo de supresión de incendios – requisitos generales ................................................ 6.6 Consideraciones de seguridad para sistemas de supresión de incendios ............................ 6.6.3 Sistemas de señalización de incendios ........................ 6.7 Suministro de agua ...................................................... 6.2 Bombas de incendio ........................................... 6.2.5 Tanques de suministro de agua .......................... 6.2.6 Supervisión de válvulas ............................................... 6.3

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Secuencia de Eventos que Llevan a la Publicación de un Documento de un Comité de la NFPA Paso 1. Pedido de Propuestas y Nuevos documentos o nuevas ediciones de documentos existentes propuestos se ingresan dentro de uno de los dos ciclos de revisión anuales, y se publica una Convocatoria de Propuestas. Paso 2. Informe sobre Propuestas (ROP) y El Comité se reúne para actuar sobre las propuestas, para desarrollar sus propias propuestas y para preparar su informe. y El Comité vota sobre las propuestas por votación a sobre cerrado. Si dos tercios las aprueban, el informe sigue adelante. Si no se alcanzan los dos tercios de aprobación, el Informe regresa al Comité. y El Informe sobre Propuestas (ROP) se publica para la revisión y comentario públicos. Paso 3. Informe sobre Comentarios (ROC) y El Comité se reúne para actuar sobre los comentarios públicos recibidos, para desarrollar sus propios comentarios y para preparar su informe. y El Comité vota sobre los comentarios por votación a sobre cerrado. Si dos tercios los aprueban, sigue adelante el informe suplementario. Faltando los dos tercios de aprobación, el informe suplementario, el informe regresa al Comité. y El Informe sobre Comentarios (ROC) se publica para la revisión pública. Paso 4. Sesión sobre Informes Técnicos y Las “Notificaciones de Intención de Presentación de Moción” se presentan, revisan y las mociones válidas son certificadas para presentar durante la Sesión sobre Informes Técnicos. (“Documentos de Consenso” que no tienen mociones certificadas evitan la Sesión sobre Informes Técnicos y proceden al Consejo de Normas para emisión). y Los miembros de la NFPA se reúnen cada junio en la Reunión Anual de Sesión de Informes Técnicos y actúan sobre los Informes de Comités Técnicos (ROP o ROC) para Documentos con “mociones de enmienda certificadas”. y El Comité vota sobre cualquier enmienda al Informe aprobada en la Convención Anual de Miembros de la NFPA. Paso 5. Emisión por el Consejo de Normas y Notificaciones de intención de apelar al Concejo de Normas sobre el accionar de la Asociación deberán cumplimentarse dentro de los 20 días de realizada la Convención Anual de Miembros de la NFPA. y El Concejo de Normas decide, basándose en toda la evidencia, si emite o no el Documento o si toma alguna otra acción, incluyendo apelaciones.

Clasificaciones de los Miembros del Comité Las siguientes clasificaciones se aplican a los miembros de Comités Técnicos y representan su principal interés en la actividad del Comité. M Fabricante [Manufacturer]: representante de un fabricante o comerciante de un producto, conjunto o sistema, o parte de éste, que esté afectado por la norma. U Usuario: representante de una entidad que esté sujeta a las disposiciones de la norma o que voluntariamente utiliza la norma. I/M Instalador/ Mantenedor: representante de una entidad que se dedica a instalar o realizar el mantenimiento de un producto, conjunto o sistema que esté afectado por la norma. L Trabajador [Labor]: representante laboral o empleado que se ocupa de la seguridad en el área de trabajo. R/T Investigación Aplicada/ Laboratorio de Ensayos [Applied Research/Testing Laboratory]: representante de un laboratorio de ensayos independiente o de una organización de investigación aplicada independiente que promulga y/o hace cumplir las normas. E Autoridad Administradora [Enforcing Authority]: representante de una agencia u organización que promulga y/ o hace cumplir las normas. I Seguro [Insurance]: representante de una compañía de seguros, corredor, mandatario, oficina o agencia de inspección. C Consumidor: persona que constituye o representa el comprador final de un producto, sistema o servicio afectado por la norma, pero que no se encuentra incluida en la clasificación de Usuario. SE Experto Especialista [Special Expert]: persona que no representa ninguna de las clasificaciones anteriores, pero que posee pericia en el campo de la norma o de una parte de ésta. NOTAS 1. “Norma” denota código, norma, práctica recomendada o guía. 2. Los representantes incluyen a los empleados. 3. A pesar de que el Concejo de Normas utilizará estas clasificaciones con el fin de lograr un balance para los Comités Técnicos, puede determinar que clasificaciones nuevas de miembros o intereses únicos necesitan representación con el objetivo de fomentar las mejores deliberaciones posibles en el comité sobre cualquier proyecto. Relacionado a esto, el Concejo de Normas puede hacer tales nombramientos según los considere apropiados para el interés público, como la clasificación de “Servicios públicos” en el Comité del Código Eléctrico Nacional. 4. Generalmente se considera que los representantes de las filiales de cualquier grupo tienen la misma clasificación que la organización matriz.

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Formulario para Propuestas sobre Documentos de Comités Técnicos de la NFPA NOTA: Todas las propuestas deben recibirse antes de las 17:00 hs. EST/EDST de la fecha de cierre de propuestas. Para obtener más información sobre el proceso de desarrollo de normas, por favor contacte la Administración de Códigos y Normas en el +1-617-984-7249 o visite www.nfpa.org/espanol.

# de registro:

Para asistencia técnica, por llame a NFPA al +1-617-770-3000

Fecha Recepción:

Por favor indique en qué formato desea recibir el ROP o ROC:

8

PARA USO ADMINISTRATIVO

electrónico

papel

descarga

(Nota: Al elegir la opción de descarga, la intención es que usted vea el ROP/ROC desde nuestro sitio Web; no se le enviará ninguna copia)

Fecha

9/18/93

Nombre

No. Tel.

John B. Smith

617-555-1212

Empresa Dirección

Ciudad

9 Seattle Street

Seattle

Estado/Provincia

Por favor indique la organización a la que representa (si representa a alguna) 1.

(a) Título del Documento NFPA (b) Section/Paragraph

2.

National Fire Alarm Code

Zip/C.P.

WA

02255

FIre Marshals Assn. Of North America

NFPA No. & Año

NFPA 72, 1993 Edition

1-5.8.1 (Exception 1)

Recomendación de la propuesta: (elija uno)

Texto nuevo

Texto corregido

8

texto eliminado

3. Propuesta. (Incluya la formulación nueva o corregida o la identificación de los términos a eliminar): (Nota: El texto propuesto debe estar en formato legislativo, es decir, subraye la formulación a insertar (formulación insertada) y tache la formulación a eliminar (formulación eliminada). Borrar Excepción

4. Exposición del problema y justificación para la propuesta: (Nota: señale el problema que se resolvería con su recomendación; dé la razón específica para su propuesta, incluidas copias de ensayos, trabajos de investigación, experiencia en incendios, etc. Si posee más de 200 palabras, podría ser resumido para su publicación.) Un sistema instalado y mantenido adecuadamente debería estar libre de fallas de puesta a tierra. La ocurrencia de una o más fallas en la puesta a tierra debería provocar una señal de problema ya que indica una condición que podría contribuir a un mal funcionamiento futuro del sistema. La protección contra fallas en la puesta a tierra de estos sistemas ha estado disponible durante años y su costo es insignificante. Su requerimiento en todos los sistemas promoverá instalaciones, mantenimiento y confiabilidad mejores. 5. Asignación de Derechos del Autor (Copyright) (a) □ 8 Soy el autor del texto y otros materiales (tales como ilustraciones y gráficos) planteados en esta Propuesta. (b) □ Parte o todo el texto u otro material propuesto en esta Propuesta no fue escrito por me. Su fuente es la siguiente: (Por favor identifique que material y proporciones información completa de su fuente: ______________ ______________________________________________________________________________________________ Por la presente otorgo y asigno a la NFPA todos y completes derechos en copyright en este Comentario y comprendo que no adquiero ningún derecho sobre ninguna publicación de la NFPA en el cual se utilice este Comentario en este formularios e en otro similar o análogo. Salvo en la medida en la cual no tengo autoridad para asignar en materiales que he identificado en (b)citado anteriormente, por la presente certifico que soy el autor de este comentario y que tengo poder completo y autoridad para firmar esta asignación. Firma (Obligatoria) _____________________________________ POR FAVOR USE UN FORMULARIO SEPARADO PARA CADA PROPUESTA • NFPA Fax: +1-617-770-3500 Enviar a: Secretary, Standards Council, National Fire Protection Association, 1 Batterymarch Park, Quincy, MA 02169

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NFPA Technical Committee Document Proposal Form NOTE: All Proposals must be received by 5:00 pm EST/EDST on the published Proposal Closing Date. FOR OFFICE USE ONLY

For further information on the standards-making process, please contact the Codes and Standards Administration at 617-984-7249 or visit www.nfpa.org/codes.

Log #:

For technical assistance, please call NFPA at 1-800-344-3555.

Date Rec’d:

Please indicate in which format you wish to receive your ROP/ROC

electronic

paper

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(Note: If choosing the download option, you must view the ROP/ROC from our website; no copy will be sent to you.)

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***If you wish to receive a hard copy, a street address MUST be provided. Deliveries cannot be made to PO boxes. Please indicate organization represented (if any) 1. (a) NFPA Document Title

NFPA No. & Year

(b) Section/Paragraph 2.

Proposal Recommends (check one):

new text

revised text

deleted text

3. Proposal (include proposed new or revised wording, or identification of wording to be deleted): [Note: Proposed text should be in legislative format; i.e., use underscore to denote wording to be inserted (inserted wording) and strike-through to denote wording to be deleted (deleted wording).]

4. Statement of Problem and Substantiation for Proposal: (Note: State the problem that would be resolved by your recommendation; give the specific reason for your Proposal, including copies of tests, research papers, fire experience, etc. If more than 200 words, it may be abstracted for publication.)

5. Copyright Assignment (a)

I am the author of the text or other material (such as illustrations, graphs) proposed in this Proposal.

Some or all of the text or other material proposed in this Proposal was not authored by me. Its source is as (b) follows (please identify which material and provide complete information on its source):

I agree that any material that I author, either individually or with others, in connection with work performed by an NFPA Technical Committee shall be considered to be works made for hire for the NFPA. To the extent that I retain any rights in copyright as to such material, or as to any other material authored by me that I submit for the use of an NFPA Technical Committee in the drafting of an NFPA code, standard, or other NFPA document, I hereby grant and assign all and full rights in copyright to the NFPA. I further agree and acknowledge that I acquire no rights in any publication of the NFPA and that copyright and all rights in materials produced by NFPA Technical Committees are owned by the NFPA and that the NFPA may register copyright in its own name.

Signature (Required) PLEASE USE SEPARATE FORM FOR EACH PROPOSAL • email: [email protected] • NFPA Fax: (617) 770-3500 Mail to: Secretary, Standards Council, National Fire Protection Association, 1 Batterymarch Park, Quincy, MA 02169-7471 6/19/2008

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