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Zonas ATEX en centrales termosolares
de colectores cilindro-parabólicos (CCP)
La
presencia de combustibles, el riesgo asociado de explosión y la
aplicación de la normativa vigente (RD 400/1996, RD 681/2003 y Ley
31/1995) configuran una serie de zonas en las que es necesario aplicar
una serie de medidas para reducir el riesgo de incendio y explosión.
Este artículo repasa cada una de estas zonas en una central termosolar
de concentrador cilindroparabólico que utilizan hidrocarburos
aromáticos como fluidos caloportadores.
Por Santiago García Garrido
www.atmosferasexplosivas.com
Los combustibles presentes en
una central termosolar responsables de que sea necesario establecer
zonas en las que existen posibilidades de aparición de atmósferas
explosivas son tres:
Fluido Térmico HTF
Es el principal combustible presente en una
termosolar. Hay que recordar que la cantidad de fluido térmico que
circula en una central termosolar está entre las 1.300 y las 2.200
toneladas. Como su punto de inflamación es de tan sólo 115 ºC y el
fluido se emplea a temperaturas medias en torno a 350 ºC, cualquier
fuga de fluido caliente provocará una atmósfera explosiva. El punto de
inflamación es de unos 600 ºC, pero es posible alcanzar esa temperatura
en el interior de los tubos si éstos o tienen circulación de fluido o
si el caudal es suficientemente bajo. La figura 1* muestra una explosión de un módulo colector.
Gas Natural
Utilizado en la caldera auxiliar, tiene un
punto de inflamación de -180 ºC y un límite inferior de explosividad el
5%. Una posible fuga de gas natural, si se dan el resto de condiciones
necesarias, (punto de ignición, presencia de oxígeno, concentración
adecuada), tendrá consecuencias desastrosas.
Hidrógeno
Es un gas extremadamente inflamable y si se
encuentra en las concentraciones del rango de inflamabilidad o
explosividad en un recinto cerrado, existe el riesgo de explosión ante
la presencia de cualquier foco de ignición. El desprendimiento de
hidrógeno junto con oxígeno tiene lugar en la reacción de electrolisis
del agua durante la fase final de carga de baterías y especialmente si
ocurre sobrecarga.
La presencia de esos tres combustibles en una central termosolar
configura una serie de áreas ATEX. Las zonas habituales se detallan a
continuación.
Juntas rotativas en el campo solar
Al ser soldadas todas las uniones presentes en
el campo solar no se considera éste como zona clasificada. No obstante,
la posibilidad de fuga en juntas rotativas y en válvulas hace que deba
establecerse una zona de seguridad en torno a cada una de ellas. Esa
zona es una esfera de aproximadamente un metro de diámetro en torno a
cada una de estas juntas y válvulas. Esta esfera es considerada zona ATEX de categoría 2.
Tanques de expansión
Los venteos y drenajes de los tanques de
expansión configuran que toda la zona en la que se encuentra los
tanques sea ATEX. Dependiendo de la configuración de drenajes y venteos
y del tipo de válvulas usado puede ser zona 1 o zona 2, incluso en algunos casos puede llegar a desclasificarse totalmente.
Incluso en el mejor de los casos, el volumen de aceite almacenado, los
equipos cercanos y el riesgo de error en una maniobra hacen que sea una
opción arriesgada de clasificar la zona, por lo que RENOVETEC
recomienda mantener la clasificación de zona 2 incluso en el mejor de los casos.
Esta zona puede verse en la figura 3*.
Zona de bombeo
La zona donde se ubican las bombas de circulación y de recirculación,
normalmente cercana a los tanques de expansión, está normalmente
considerada zona ATEX de categoría 1.
Zona de depuración (Ullage)
La zona donde se ubican los equipos encargados del proceso de
eliminación de productos de degradación (denominada a menudo zona
Ullage) también debe de ser considerada zona ATEX, por la cantidad de
válvulas y bridas que contiene. La categoría de esta zona puede estar entre 1 y 2. La recomendación de RENOVETEC es clara. Considerarla zona 1, dada la posibilidad de creación de atmósfera explosiva y la cercanía a los equipos anteriores.
Es más: teniendo en cuenta que tanques, bombas y zona Ullage se
disponen habitualmente en un área cercana y acotada, puede resultar
sencillo de manejar para ingenieros de diseño y para operadores
considerar toda la zona con categoría 1 (que englobaría a las tres áreas) y tomar las medidas correspondientes.
Zona de intercambiadores de tren de generación de vapor.
Si los intercambiadores que forman parte del tren de generación de
vapor no poseen uniones bridadas (en la parte HTF) y las juntas de
estanqueidad son uniones soldadas, no es necesario considerar la zona
ATEX. No obstante, dado el alto número de instrumentos y válvulas que
poseen no será fácil dejar la zona completamente libre de riesgo de
explosión o incendio.
Como además suele ser una zona cercana a las anteriores, puede resultar práctico y seguro considerarla ATEX de categoría 2, que es la de menor categoría y la que menos consecuencias tiene.
Caldera auxiliar
La rampa de gas que alimenta el quemador de la caldera está normalmente considerado ATEX de categoría 1, e incluso de categoría 0 en muy contadas ocasiones.
La propia caldera, si se considera con uniones soldadas y tiene las protecciones adecuadas, puede llegar a estar desclasificada,
aunque esto no resulta a veces práctico y no es la opción más segura.
RENOVETEC recomienda considerar la caldera y la zona asociada con categoría 1.
ERM o planta satélite de gas
Bien sea una planta satélite de gas natural licuado (GNL) o bien cuando
se suministra el gas natural a través de un gasoducto y por tanto
dispone de una estación de regulación y medida (ERM), la zona de
almacenamiento o suministro debe ser considerada zona ATEX de categoría 0, por la frecuencia con la que pueden darse atmósferas explosivas (más de 1.000 horas al año). En la portada* de este artículo se muestra una planta satélite de gas natural.
Zona de baterías
Las baterías de acumuladores eléctricos de plomo-ácido sulfúrico
almacenan energía química durante la operación de carga y la devuelven
en forma de energía eléctrica para su aprovechamiento en distintas
aplicaciones. Una batería está constituida por un recipiente que
contiene un conjunto de elementos formados de placas positivas y
negativas sumergidas en un electrolito que es una disolución de ácido
sulfúrico en agua.
Entre los potenciales riesgos derivados del proceso de carga y descarga
figura el riesgo de explosión, ocasionado por el desprendimiento de
hidrógeno y oxígeno en presencia de un foco de ignición. Este
desprendimiento es débil con la batería en reposo o en descarga pero
alcanza su valor máximo al final de la carga y especialmente si se
somete a una sobrecarga. La generación de esos gases continúa durante
aproximadamente una hora después de desconectar.
Se debe evitar una concentración que alcance el límite inferior de
explosividad del hidrógeno, que es 4% en volumen en aire. La explosión
puede ser externa a la batería si la acumulación de hidrógeno se da en
el local de carga y también en el interior de la batería en donde la
concentración fácilmente se encuentra en el rango de explosividad (4 a
79%).
La zona de concentración peligrosa en las inmediaciones de la batería
se define como un volumen finito por encima de los tapones, dentro de
la cual es posible la ignición de la mezcla explosiva. La altura y
anchura de esa zona peligrosa depende del caudal de gas desprendido.
Esta definición parte del supuesto de la existencia de ventilación
local, ya que en caso contrario la concentración de hidrógeno iría
aumentando en todo su volumen con el consiguiente riesgo de explosión.
* Todas las fotografías y figuras que se mencionan, se pueden ver en el formato de la revista.
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