850-10E-PDF

NFPA® 850

Práctica Recomendada paraProtección contra Incendios para

Plantas de Generación Eléctrica yEstaciones 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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26465913

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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.

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NFPA Headquarters Attn: Secretary, Standards Council1 Batterymarch Park P.O. Box 9101 Quincy, MA 02269-9101 [email protected]



1850–

Edición 2010

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 plantasde generación eléctrica y estaciones de conversión de corriente directa de alto voltaje). Fue preparada por elComité Técnico sobre Plantas de Generación Eléctrica. Fue publicada por el Consejo de Normas en Diciembre 15del 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 respon-sabilidad primaria por documentos sobre protección de incendios para plantas de generación eléctrica no-nu-cleares. Iniciado a principios de 1980, la primera edición de NFPA 850 fue publicada oficialmente en 1986 comola 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 segundaedición incorporó un nuevo capítulo 6 sobre la identificación y protección de peligros para turbinas de combus-tión.

En 1991 el comité cambió su nombre al de Comité Técnico sobre Plantas de Generación Eléctrica. Estenombre simplificado fue hecho al reflexionar sobre el alcance del comité para cubrir todos los tipos de plantas degeneración eléctrica excepto las nucleares.

La edición de NFPA 850 de 1992 incorporó un nuevo Capítulo 7 sobre plantas de generación eléctricas decombustibles 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 técni-cos y editoriales.

La edición de 1996 de la norma agregó un nuevo Capítulo 8 sobre protección de incendios para alto voltajede 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 enla buena práctica industrial. El Capítulo 2 fue reorganizado para ser específico en un programa de control delriesgo de incendio. El documento también clarificó que un solo tanque de agua no es un suministro confiable deagua, el espaciamiento de hidrantes, el cierre de cinco sistemas de supresión, y fueron agregados requerimientosadicionales 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 Estilopara los documentos del Comité Técnico de NFPA. Ahora, el Capítulo 2 contiene referencias mandatorias y elCapítulo 3 definiciones, y los capítulos subsecuentes han sido re-numerados.



PROTECCIÓN CONTRA INCENDIOS PARA PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA2850–

Edición 2010

Los cambios adicionales incluyen la revisión de las figuras en el Capítulo 5 que intenta una más ampliaclarificación de los requisitos existentes y la adición de nuevo material anexo sobre requisitos de protec-ción de incendios.

La edición 2010 de NFPA 850 ahora incluye un capítulo conteniendo recomendaciones para un procesode 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 alCapítulo 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 ciclocombinado de gasificación integrada (GCGI) (Capítulos 10-13).

El uso de sistemas comprimidos aire-espuma y sistemas de despresurización rápida ha sido reorganiza-do e incluidas recomendaciones para el uso de estos sistemas.



3850–

Edición 2010

Título Original:NFPA 850 Recommended Practice for Fire Protection

for Electric Generating Plants and High Voltage Direct Current Converter Stations2010 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 VoltajeEdición 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 estiloAneth 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 Iberoamericanade Protección Contra Incendios

Calle 85 No. 19-B-22 Oficina 601Teléfonos 611 0754 – 611 0981

Telefax 616 3669E-Mail: [email protected]: opcicolombia.org

Bogotá, D.C. - Colombia




Edición 2010

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.



5850–

Edición 2010

Capítulo 1 Administración ............................... 850– 71.1 Alcance .................................................... 850– 71.2 Propósito .................................................. 850– 71.3 Aplicación ................................................ 850– 81.4 Equivalencia ............................................ 850– 81.5 Unidades .................................................. 850– 8

Capítulo 2. Publicaciones de Referencia ......... 850– 82.1 General ..................................................... 850– 82.2 Publicaciones NFPA ................................ 850– 82.3 Otras publicaciones ................................. 850– 112.4 Referencias para extractos en secciones

de recomendaciones ................................. 850– 12

Capítulo 3. Definiciones .................................... 850– 123.1 General ..................................................... 850– 123.2 Definiciones oficiales NFPA ................... 850– 123.3 Definiciones generales ............................. 850– 12

Capítulo 4. Proceso de Diseño de Protecciónde Incendio ..................................... 850– 15

4.1 General ..................................................... 850– 154.2 Interesados ............................................... 850– 154.3 Entrada a los procesos de diseño ............. 850– 154.4 Proceso base del diseño de protección

de incendios ............................................. 850– 154.5 Documento base del diseño de

Protección de incendio (disponibles) ...... 850– 16

Capítulo 5. Diseño General de Planta .............. 850– 165.1 Disposición de la planta .......................... 850– 165.2 Seguridad de la vida ................................ 850– 195.3 Materiales de construcción de edificios .. 850– 205.4 Venteo del humo y calor, calefacción,

ventilación y acondicionamiento deaire ......................................................... 850– 20

5.5 Contención y drenaje ............................... 850– 215.6 Iluminación de emergencia ...................... 850– 225.7 Protección de la iluminación ................... 850– 23

Capítulo 6. Sistemas y Equipo de ProtecciónGeneral contra Incendios .............. 850– 23

6.1 General ..................................................... 850– 236.2 Suministro de agua .................................. 850– 236.3 Supervisión de válvulas ........................... 850– 246.4 Tuberías principales, hidrantes,

y tubería vertical de edificios .................. 850– 246.5 Extintores portátiles de incendio ............. 850– 246.6 Sistemas y equipo de supresión de

incendios – Requerimientos generales .... 850– 256.7 Sistemas de señalización de incendios .... 850– 25

Contenido

Capítulo 7 Identificación y Proteccióncontra Peligros ............................... 850– 26

7.1 General ..................................................... 850– 267.2 Manejo de combustible – gas .................. 850– 267.3 Manejo de combustible – aceite .............. 850– 267.4 Manejo de combustible – carbón ............ 850– 277.5 Generador de vapor ................................. 850– 317.6 Conductor de gas ..................................... 850– 327.7 Turbina - generador ................................. 850– 357.8 Equipo eléctrico ....................................... 850– 377.9 Equipo auxiliar y otras estructuras .......... 850– 38

Capítulo 8 Identificación y Protecciónde Peligros para Turbinasde Combustión y Máquinas deCombustión Interna ...................... 850– 39

8.1 General ..................................................... 850– 398.2 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7,

15 y 16 ..................................................... 850– 398.3 Diseño general y disposición

del equipo ................................................ 850– 408.4 Instalaciones no atendidas ....................... 850– 408.5 Turbinas de combustión y máquinas

Generadoras de combustión interna ........ 850– 408.6 Equipo eléctrico ....................................... 850– 438.7 Unidades de ciclo combinado ................. 850– 43

Capítulo 9. Combustibles Alternativos ............ 850– 449.1 General ..................................................... 850– 449.2 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7,

15 y 16 ..................................................... 850– 459.3 Combustibles de masa que arde .............. 850– 459.4 Combustibles derivados de desecho

(RDF) ....................................................... 850– 469.5 Combustibles de biomasa ........................ 850– 489.6 Llantas de caucho .................................... 850– 499.7 Otros combustibles y procesos

alternativos ............................................... 850– 50

Capítulo 10. Identificación y Protecciónde Peligros para Instalaciones deGeneración con Turbinade Viento ......................................... 850– 50


15 y 16 ..................................................... 850– 5110.3 Diseño general y disposición de equipo .. 850– 5110.4 Instalaciones no atendidas ....................... 850– 5110.5 Instalaciones de generación con viento ... 850– 5110.6 Cuartos de equipo eléctrico

y edificios ................................................ 850– 54

CONTENIDO




Edición 2010

Capítulo 11 Generación con Energía TérmicaSolar ................................................ 850– 54


15 y 16 ..................................................... 850– 5511.3 Consideraciones del riesgo ...................... 850– 5511.4 Fluido de transferencia de calor (HTF) ... 850– 5511.5 Protección de incendios ........................... 850– 56

Capítulo 12 Plantas de Energía Geotérmica .... 850– 5612.1 General ..................................................... 850– 5612.2 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7,

15 y 16 ..................................................... 850– 5612.3 Plantas binarias ........................................ 850– 5612.4 Protección de incendios ........................... 850– 58

Capítulo 13 Identificación y Protección dePeligros para Instalacionesde Generación de CicloCombinado de GasificaciónIntegrada ........................................ 850– 59


15 y 16 ..................................................... 850– 5913.3 Diseño general y disposición

de equipo ................................................. 850– 5913.4 Respuesta en emergencia ......................... 850– 6013.5 Instalaciones de generación IGCC .......... 850– 6013.6 Estructuras ............................................... 850– 6213.7 Encerramientos y edificios de equipo

de control/eléctrico .................................. 850– 6213.8 Syngas gas de síntesis (Syngas) dentro

de edificios y cuartos ............................... 850– 6213.9 Prevención de explosiones internas en

turbinas de combustión .......................... 850– 63

Capítulo 14 Estaciones Convertidorasde Corriente Directa de AltoVoltaje (HVDC) .............................. 850– 63


15 y 16 ..................................................... 850– 63

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

Capítulo 15 Protección de Incendios parael Sitio de Construcción ........................ 850– 65

15.1 Introducción ............................................. 850– 6515.2 Administración ........................................ 850– 6515.3 Limpieza del sitio y equipo

de construcción ........................................ 850– 6615.4 Construcción de depósitos, almacenes

y oficinas .................................................. 850– 6615.5 Áreas de cimentación en el sitio

de construcción ........................................ 850– 6715.6 Materiales de construcción temporal ....... 850– 6715.7 Líneas principales subterráneas,

Hidrantes y suministros de agua .............. 850– 6815.8 Equipo manual de combate

de incendios ............................................. 850– 68

Capítulo 16 Programa de Control de Riesgode Incendio ..................................... 850– 69

16.1 General ..................................................... 850– 6916.2 Políticas de administración y dirección ... 850– 6916.3 Programa de control del riesgo

de incendio ............................................... 850– 6916.4 Programa de protección de incendios ..... 850– 6916.5 Identificación del peligro de incendio

de los materiales ...................................... 850– 72

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

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

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

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

Anexo E Documento Base del Diseño deProtección de Incendios ..................... 850– 103

Anexo F Referencias Informacionales ............ 850– 103

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



7850–

Edición 2010

ADMINISTRACIÓN

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

NOTA IMPORTANTE: Este documento NFPA está dispo-

nible para uso sujeto a importantes noticias y renuncias le-

gales. Estas noticias y renuncias aparecen en todas las pu-

blicaciones que contiene este documento y pueden encon-

trarse bajo el encabezado «Noticias Importantes y Renun-

cias Concernientes a los Documentos NFPA» Ellas también

pueden obtenerse sobre pedido a NFPA o visitando a

www.nfpa.org/disclaimers.

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

Otros cambos distintos de los editoriales están indicadospor una línea vertical al lado del parágrafo, tabla o figura en lacual el cambio ocurrió. Estas líneas están incluidas como unaayuda para el usuario en la identificación de cambios de laedición previa. Donde uno o más parágrafos completos hansido borrados, tal eliminación ha sido indicada por un punto(•) entre los parágrafos que permanecen.

Una referencia entre corchetes [ ] enseguida de una sec-ción o parágrafo indica material que ha sido extraído de otrodocumento NFPA. Como una ayuda para el usuario, el títulocompleto y edición de los documentos fuente para extractosen las secciones de recomendaciones de este documento sondados en el Capítulo 2 y aquellos para extractos en las seccio-nes informativas están dados en el Anexo F. El texto extraídopuede ser editado para consistencia y estilo y puede incluir larevisión de referencias de parágrafos internos y otras referen-cias según resulte apropiado. Las solicitudes para interpreta-ciones o revisiones del texto extraído deben enviarse al comi-té técnico responsable del documento fuente.

Información sobre publicaciones de referencia puede en-contrarse en el Capítulo 2 y Anexo F.

generación eléctrica y en estaciones de conversión de corrien-te directa de alto voltaje, excepto las siguientes: Plantas deenergía nuclear están incluidas en NFPA 805, Performance-

Based Standard for Fire Protection for Light Water Reactor

Electric Generation Plants; Plantas hidroeléctricas están in-cluidas en NFPA 851, Recommended Practice for Fire

Protection for Hydroelectric Generating Plants y Celdas decombustible están indicadas en NFPA 853, Standard for the

Installation of Stationary Fuel Cell Power Systems.

1.2 Propósito.

1.2.1 Este documento esta preparado para guiar a aquellosencargados del diseño, construcción, operación y protecciónde plantas de generación eléctrica y estaciones convertidorasde corriente directa de alto voltaje que están cubiertas por elalcance de este documento.

1.2.2 Este documento provee recomendaciones para el con-trol de peligros de incendio para la seguridad de la construc-ción y el personal de operación, la integridad física de loscomponentes de la planta y la continuidad de las operacionesde planta. Cuanto concierne específicamente está generaliza-do 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 le-sión y de la pérdida de la vida en el evento de incendio debe-ría ser controlado,. Deberían establecerse criterios específi-cos para los medios de salida. Cuando por razones de seguri-dad de la planta y respuesta a emergencias no es posible eva-cuar inmediatamente, deberán establecerse criterios específi-cos para asegurar la integridad hasta que sea posible evacuary moverse con seguridad por las rutas de salida.

1.2.2.2. Protección de los bienes. Los grandes costos en ca-pital de las estructuras, sistemas y componentes de las instala-ciones incluidas en esta práctica recomendada crean riesgosfinancieros para los propietarios, inversores y financieros.Deberán establecerse criterios específicos para la reducciónde los riesgos por exposición de los bienes a los incendios.

1.2.2.3. Interrupción de negocios. La capacidad de estas ins-talaciones para generar y transmitir electricidad es impor-tante, no solo para los propietarios de las instalaciones sinotambién para los consumidores de esa energía, incluyendo elpúblico. Deberán desarrollarse criterios específicos para ma-nejar los efectos del fuego sobre la capacidad de generar ytrasmitir energía, con base en consideraciones económicas ysociales.

1.2.2.4 Protección ambiental. Los incendios en estas insta-laciones tienen el potencial de crear un impacto ambiental,por daño a los sistemas y componentes del control de la polu-ción y por la posibilidad de liberaciones no deseadas al am-

Capítulo 1 Administración

1.1 Alcance. Este documento provee recomendaciones parala prevención y la protección contra incendios en plantas de

•




Edición 2010

mendada y deberían considerarse parte de las recomendacio-nes de este documento.

2.2 Publicaciones NFPA. National Fire ProtectionAssociation, 1 Batterymarch Park, Quincy, MA 02169-7471.

NFPA 1, Fire Code, 2009 edition. (Código de Seguridadcontra Incendios, edición 2009)

NFPA 10, Standard for Portable Fire Extinguishers, 2010edition. (Norma para extintores de incendio portátiles, edi-ción 2010).

NFPA 11, Standard for Low, Medium, and High-Expan-

sión Foam, 2010 edition. (Norma para espuma de baja, mediay alta expansión, edición 2010).

NFPA 12, Standard on Carbon Dioxide Extinguishing

Systems, 2008 edition. (Norma sobre sistemas de extinción dedióxido de carbono, edición 2008).

NFPA 12 A, Standard on Halon 1301 Fire Extinguishing

Systems, 2009 edition. (Norma sobre sistemas de extinción deincendios de halón 1301, edición 2009).

NFPA 13, Standard for the Installation of Sprinklers

Systems, 2010 edition. (Norma para la instalación de sistemasrociadores, edición 2010).

NFPA 14, Standard for the Installation of Standpipe and

Hose Systems, 2010 edition. (Norma para la instalación dehidrantes y sistemas de manguera, edición 2010).

NFPA 15, Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire

Protection, 2007 edition. (Norma para sistemas fijos de as-persión 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. (Nor-ma para la instalación de sistemas rociadores agua-espuma yaspersión de agua-espuma, edición 2007).

NFPA 17, Standard for Dry Chemical Extinguishing

Systems, 2009 edition. (Norma para sistemas de extinción dequímico seco, edición 2009).

NFPA 20, Standard for the Installation of Stationary Pumps

for Fire Protection, 2010 edition. (Norma para la instalaciónde 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 paraprotección privada contra incendios, edición 2008).

NFPA 24, Standard for the Installation of Private Fire

Service Mains and Their Appurtenances, 2010 edition. (Nor-ma para la instalación de los servicios principales contra in-cendios privados y sus accesorios, edición 2010).

biente como resultado del incendio y las actividades de supre-sión del fuego. Deberán establecerse criterios específicos paracontrolar el impacto del fuego y de las actividades de comba-te del incendio sobre el ambiente.

1.3. Aplicación.

1.3.1 Este documento está planeado para ser usado por perso-nas con conocimientos en la aplicación de la protección con-tra incendios para plantas de generación eléctrica y estacionesde conversión de corriente directa de alto voltaje.

1.3.2 Las recomendaciones contenidas en este documento sonhechas a propósito para nuevas instalaciones, dado que la apli-cación para instalaciones existentes puede no ser práctica. Sinembargo, las recomendaciones contenidas en este documentorepresentan la buena práctica industrial y deberían ser consi-deradas para instalaciones existentes.

1.3.3 Debería reconocerse que no existe una rígida uniformi-dad de diseño y procedimientos de operación para las estacio-nes de generación y que cada instalación tendrá sus propiascondiciones especiales que impactan sobre la naturaleza de lainstalación. Muchas de las recomendaciones específicas con-signadas aquí pueden requerir posteriores modificaciones de-bido a la consideración de todos los factores locales involucra-dos. Estas modificaciones debieran ser hechas solo despuésde seguir la metodología descrita en el Capítulo 4 y documen-tada en las bases del diseño de la protección de incendios.

1.4 Equivalencia. Nada en esta práctica recomendada inten-ta evitar el uso de sistemas, métodos o dispositivos equivalen-tes o de superior calidad, solidez, resistencia al fuego, efecti-vidad, durabilidad y seguridad por sobre aquellas prescritaspor esta práctica recomendada.

1.4.1 La equivalencia debería demostrarse siguiendo la me-todología descrita en el Capítulo 4 y documentada en las ba-ses del diseño de la protección de incendios.

1.5 Unidades. Las unidades métricas de medida en este do-cumento están en concordancia con el Sistema Internacionalde Unidades, el cual está oficialmente abreviado (SI) en todoslos 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 eneste capítulo están referenciados dentro de esta práctica reco-

•



9850–

Edición 2010

NFPA 25, Standard for the Inspection, Testing, and

Maintenance of Water-Based Fire Protection Systems, 2008edition. (Norma para la inspección, prueba y mantenimientode sistemas de protección de incendios base-agua, edición2008).

NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code, 2008edition. (Código de Líquidos Inflamables y Combustibles,edición 2008).

NFPA 30 A, Code for Motor Fuel Dispensing Facilities

and Repair Garages, 2008 edition.. (Código para Instalacio-nes Dispensadoras de Combustible Motor y Talleres de Repa-ración, edición 2008).

NFPA 31, Standard for the Installation of Oil-Burning

Equipment, 2006 edition. (Norma para la instalación de equi-po quemador de aceite, edición 2006).

NFPA 37, Standard for the Installation and Use of

Stationary Combustion Engines and Gas Turbines, 2010edition. (Norma para la instalación y uso de máquinas esta-cionarias de combustión y turbinas a gas, edición 2010).

NFPA 51B, Standard for Fire Prevention During Welding,

Cutting, and Other Hot Work, 2009 edition. (Norma para laprevención de incendios durante la soldadura, corte y otro tra-bajo en caliente, edición 2009).

NFPA 54, National Fuel Gas Code, 2009 edition. (CódigoNacional de Gas Combustible, edición 2009).

NFPA 55, Compressed Gases and Cryogenic Fluids Code,

2010 edition. (Código de Gases Comprimidos y FluídosCriogénicos, 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. (Có-digo para Plantas que utilizan Gas-LP, edición 2008).

NFPA 59A, Standard for the Production, Storage and Han-

dling of Liquefied Natural Gas (LNG), 2009 edition. (Normapara la producción, almacenaje y manejo de gas natural licua-do (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 ex-plosiones de polvos en instalaciones agrícolas y de procesa-miento de comida, edición 2008).

NFPA 68, Standard on Explosion Protection by

Deflagrations Venting, 2007 edition. (Norma sobre protecciónde explosiones por venteo de deflagraciones, edición 2007).

NFPA 69, Standard on Explosion Prevention Systems, 2008edition. (Norma sobre sistemas de prevención de explosio-nes, edición 2007).

NFPA 70, National Electrical Code, 2008 edition. (Códi-go Eléctrico Nacional, edición 2008).

NFPA 72, National Fire Alarm and Signaling Code, 2010edition. (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 pro-tección de equipo de información tecnológica, edición 2009).

NFPA 77, Recommended Practice on Static Electricity,

2007 edition. (Práctica recomendada sobre electricidad está-tica, edición 2007).

NFPA 80, Standard for Fire Doors and Other Opening

Protectives, 2010 edition. (Norma para puertas cortafuego yotras protecciones de aperturas, edición 2010).

NFPA 80 A, Recommended Practice for Protection of

Buildings from Exterior Fire Exposures, 2007 edition. (Prác-tica recomendada para protección de edificios de exposicio-nes de incendios exteriores, edición 2007).

NFPA 85, Boiler and Combustion Systems Hazards Code,2007 edition. (Código de Peligros en Calderas y Sistemas deCombustión, 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 Air-

Conditioning and Ventilating Systems, 2009 edition. (Normapara la instalación de sistemas de acondicionamiento de aire yventilación, edición 2009).

NFPA 90 B, Standard for the Installation of Warm Air-

Heating and Air- Conditioning Systems, 2009 edition. (Nor-ma para la instalación de sistemas de aire caliente confortabley 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 paratransporte aéreo de vapores, gases, neblinas y sólidosparticulados no combustibles, edición 2010).

NFPA 92 A, Recommended Practice for Smoke-Control

Systems Utilizing Barriers and Pressure Differences, 2009edition. (Práctica recomendada para barreras que utilizan sis-temas de control de humo y diferencia de presiones, edición2009).

NFPA 101, Life Safety Code, 2009 edition. (Código deSeguridad humana, edición 2009).

NFPA 110, Standard for Emergency and Standby Power

Systems, 2010 edition. (Norma para sistemas de energía deemergencia y de reserva, edición 2010).

PUBLICACIONES DE REFERENCIA




Edición 2010

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

NFPA 214, Standard on Water-Cooling Towers, 2007edition. (Norma sobre torres de enfriamiento de agua, edición2007).

NFPA 220, Standard on Types of Building Construction,

2009 edition. (Norma sobre tipos de construcción de edifi-cios, edición 2009).

NFPA 241, Standard for Safeguarding Construction,

Alteration, and Demolition Operations, 2009 edition. (Nor-ma para salvaguarda de operaciones de construcción, altera-ción y demolición, edición 2004).

NFPA 251, Standard Methods of Test of Fire Resistance of

Building Construction and Materials, 2006 edition. (Méto-dos normalizados de prueba de resistencia al fuego de edifi-cios y materiales de construcción, edición 2006).

NFPA 252, Standard Methods of Fire Tests of Doors

Assemblies, 2008 edition. (Métodos normalizados de pruebasde 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 pa-ra flujo radiante crítico de sistemas de cubrimiento de pi-sos que usan una fuente de energía de calor radiante), edición2006.

NFPA 257, Standard on Fire Test for Window and Glass

Block Assemblies. 2007 edition, (Norma sobre pruebas de in-cendio para montajes de ventana y bloques de vidrio, edición2007).

NFPA 259, Standard Test Method for Potential Heat of

Building Materials, 2008 edition. (Método de prueba norma-lizado para calor potencial de materiales de edificios, edición2008).

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 laclasificación de líquidos inflamables, gases, o vapores y delugares peligrosos (clasificados) para instalaciones eléctricasen áreas de proceso químico, edición 2008).

NFPA 551, Guide for the Evaluation of Fire Risk

Assessments, 2010 edition. (Guía para la evaluación de lasvaloraciones del riesgo de incendios, edición 2010).

NFPA 600, Standard on Industrial Fire Brigades, 2010edition. (Norma sobre brigadas industriales de incendio, edi-ción 2010).

NFPA 601, Standard for Security Services in Fire Loss

Prevention, 2010 edition. (Norma para servicios de se-

guridad en prevención de pérdidas por incendios, edición2010).

NFPA 654, Standard for the Prevention of Fire and Dust

Explosions from the Manufacturing, Processing, and Handling

of Combustible Particulate Solids, 2006 edition. (Norma parala prevención de incendios y explosiones de polvo en la fabri-cación, procesamiento, y manejo de sólidos particulados com-bustibles, edición 2006).

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 ex-plosiones en el procesamiento de madera e instalaciones paratrabajo con madera, edición 2007).

NFPA 701, Standard Methods of Fire Test for Flame

Propagation of Textiles and Films, 2010 edition. (Métodosnormalizados de prueba de incendios para propagación de lla-ma 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 peli-gros de materiales para respuesta de emergencia, edición2007).

NFPA 750, Standard on Water Mist Fire Protection

Systems, 2010 edition. (Norma sobre sistemas de protecciónde incendios con agua pulverizada , edición 2010).

NFPA 780, Standard for the Installation of Lightning

Protection Systems, 2008 edition. (Norma para la instalaciónde 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 protec-ción de incendios de reactores de agua liviana para plantas degeneración eléctrica, edición 2010).

NFPA 851, Recommended Practice for Fire Protection for

Hydroelectric Generating Plants, 2010 edition. (Práctica re-comendada de protección de incendios para plantas de gene-ración hidroeléctrica, edición 2010).

NFPA 853, Standard for the Installation of Stationary Fuel

Cell Power Systems, 2010 edition. (Norma para la instalaciónde 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 enel campo, edición 2009).

NFPA 1144, Standard for Reducing Structures Ignition

Hazards from Wildland fire, 2008 edition. (Norma para reduc-ción del peligro de ignición en estructuras en el campo, edi-ción 2008).

•



11850–

Edición 2010

NFPA 1221, Standard for the Installation, Maintenance

and Use of Emergency Service Communications Systems, 2010edition. (Norma para la instalación, mantenimiento y uso desistemas de comunicaciones para servicio de emergencia, edi-ción 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 boqui-llas y el servicio de prueba de mangueras de incendio, edición2008).

NFPA 1971, Standard on Protective Ensemble for

Structural Fire Fighting and Proximity Fire Fighting, 2007edition. (Norma sobre protección total para combate de in-cendios estructurales y combate de incendios cercanos, edi-ción 2007).

NFPA 2001, Standard on Clean Agent Fire Extinguishing

Systems, 2008 edition. (Norma sobre Sistemas de Extincióncon Agentes Limpios, edición 2008).

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

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

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

2.3 Otras publicaciones.

2.3.1 Publicaciones ANSI. American National StandardInstitute, Inc., 25 West 43rd Street, 4th floor, New York, NY10036.

ANSI C2, National Electric Safety Code, 1981.

2.3.2 Publicaciones API. American Petroleum Institute, 1220L 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.

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 MechanicalEngineers, 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 Testingand 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.

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

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

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.

ASTM E 1248, Standard Practice for Shredder ExplosionProtection.

ASTM SI 10, Standard for Use of the International System

of Units (SI), the Modern Metric System, 1997.

2.3.5 Publicaciones IEC. International ElectroTechnicalCommission, 3, rue de Varembé, P.O. Box 131, CH-1211Geneva 20, Switzerland.

IEC TR 61400-24, Wind Turbine Generator Systems,2002.

2.3.6 Publicaciones IEEE. Institute of Electrical andElectronics Engineers, Three Park Avenue, 17 th Floor, NewYork, NY 10016-5997.

IEEE C37.20.7, Guide for Testing Metal-EnclosedSwitchgear Rated Uo to 38 kV for International Arcing Faults,2007.

IEEE 383, Standard for Type Test of Class IE Electric Ca-

bles, Field Splices, and Connections for Nuclear Power

Generating Stations, 1974.

PUBLICACIONES DE REFERENCIA




Edición 2010

IEEE 484, Recommended Practice for Installation Design

and Installation of Large Lead Storage Batteries for

Generating Stations and Substations, 1987.

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., 333Pfingsten 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 Through-

Penetration 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. GovernmentPrinting 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 recomen-daciones.

NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code, 2008edition. (Código de Líquidos Inflamables y Combustibles,edición 2008)

NFPA 101®, Life Safety Code®, 2009 edition. (Código deSeguridad humana, edición 2009).

NFPA 220, Standard on Types of Building Construction,

2009 edition. (Norma sobre tipos de construcción de edifi-cios, edición 2009).

NFPA 801, Standard for Fire Protection for Facilities Han-

dling Radioactive Materials, 2008 edition. (Norma sobre pro-tección de incendios para instalaciones que manejan materia-les radioactivos, edición 2008).

NFPA 851, Recommended Practice for Fire Protection for

Hydroelectric Generating Plants, 2010 edition. (Práctica re-comendada para protección de incendios en plantas de gene-ración hidroeléctrica, edición 2010).

NFPA 5000®, Building Construction and Safety Code®,

2009 edition. (Construcción de edificios y Código de Seguri-dad, edición 2009).

Capítulo 3 Definiciones

3.1 General. Las definiciones contenidas en este capítuloaplican a los términos usados en esta práctica recomendada.Donde los términos no están definidos en este o cualquier otrocapítulo, ellos deben definirse usando sus significados ordi-nariamente aceptados dentro del contexto en el cual ellos sonusados. El diccionario Merriam-Webster’s Collegiate, 11thedition, puede ser la fuente para los significados ordinaria-mente aceptados.

3.2 Definiciones oficiales de NFPA.

3.2.1.* Aprobado. Aceptable para la autoridad competente.

3.2.2* Autoridad competente (AHJ). Una organización, ofi-cina, o individuo responsable por hacer cumplir los requeri-mientos de un código o norma, o por la aprobación del equi-po, materiales, una instalación, o un procedimiento.

3.2.3 Etiquetado. Equipo o materiales a los cuales les hasido fijado un marbete, símbolo u otra marca de identifica-ción de una organización que es aceptada por la autoridadcompetente y relacionada con la evaluación de productos, quemantiene inspecciones periódicas de producción de equipo omateriales etiquetados y mediante los cuales el fabricante in-dica cumplimiento de normas apropiadas o desempeño de unamanera específica.

3.2.4* Listado. Equipo, materiales o servicios incluidos enuna lista publicada por una organización que es aceptable parala autoridad competente e interesada en la evaluación de pro-ductos o servicios, que mantienen inspección periódica de laproducción de equipo o materiales de lista o la evaluaciónperiódica de servicios y cuyos listados establecen que tanto elequipo, material o servicio reúne normas de diseño apropia-das o ha sido probado y encontrado satisfactorio para un pro-pósito especificado.

3.2.5 Práctica recomendada. Un documento que es similaren contenido y estructura a un código o norma pero que con-tiene solo previsiones no mandatorias usando la palabra «de-bería» para indicar recomendaciones en el cuerpo del texto.

3.2.6 Debería. Indica una recomendación que es aconsejadapero no requerida.

3.3 Definiciones generales.



13850–

Edición 2010

3.3.1 Combustibles alternativos. Combustibles sólidos talescomo desperdicios sólidos municipales (MSW), combustiblederivado de desecho (RDF), biomasa, llantas de caucho y otroscombustibles que son usados en vez de combustibles fósiles(gas, aceite o carbón) en una caldera para producir vapor parala generación de energía eléctrica.

3.3.2 Biomasa. Un combustible de calderas fabricado me-diante un proceso que incluye almacenaje, trituración, clasifi-cación, 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 formaen la cual es usado y bajo condiciones anticipadas, puede en-cenderse y quemar; un material que no cumple con la defini-ción de no combustible o de combustión limitada.

3.3.4 Espuma aire comprimido (CAF). Una espuma homo-génea producida por una combinación de agua, concentradode espuma y aire o nitrógeno bajo presión.

3.3.5 Sistema de despresurización rápida. Un sistema mecá-nico pasivo diseñado para despresurizar el transformador unospocos milisegundos después de la ocurrencia de una falla eléc-trica.

3.3.6 Área de incendio. Un área que está separada físicamen-te de otras áreas por espacio, barreras, muros, u otros mediosen orden a contener el incendio dentro de esa área.

3.3.7 Barrera de incendios. Una membrana continua o dis-continua creada para proteger aberturas, diseñada y construi-da con una tasa específica de resistencia al fuego para limitarla propagación del incendio, a la vez que restringe el movi-miento del humo. [101,2009).

3.3.8 Carga del incendio. La cantidad de combustible presen-te en un área dada, expresada en Btu/pie2 (kJ/m2), [851, 2010].

3.3.9 Punto de inflamación. La temperatura más baja a lacual un líquido se incenderá y alcanzará una combustión sos-tenida cuando sea expuesto a la prueba de llama en concor-dancia 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 rela-ción a evitar el inicio del incendio. [801, 2008]

3.3.11 Protección de incendios. Métodos para proveer el con-trol del incendio o la extinción del fuego. [801, 2008]

3.3.12 Sello clasificado de penetración del fuego . Una aber-tura en una barrera contra incendios para el paso de tubería,

cable, ductos, y similares, que ha sido sellada para mantenerla clasificación de resistencia de la barrera. [851, 2010]

3.3.13 Evaluación del riesgo de incendio. Una evaluaciónde las consideraciones específicas de planta relacionadas condiseño, distribución y requisitos anticipados de operación. Laevaluación debería resultar en un listado de las recomenda-ciones en prevención de incendios a ser provistas con base enunos medios aceptables de separación o control de peligroscomunes y especiales, el control o eliminación de fuentes deignición y la supresión de incendios.

3.3.14 Fluído.

3.3.14.1 Fluído resistente al fuego. Un fluído hidráuli-co listado o lubricante que es difícil de prender debido asu elevado punto de ignición y temperatura de auto-igni-ción y que no sostiene la combustión debido a su bajo ca-lor de combustión.

3.3.14.2 Fluído no inflamable. Un fluido dieléctrico noinflamable que no tiene un punto de inflamación y no esinflamable en aire.

3.3.15. Combustible fósil. Combustible que contiene ener-gía química, la cual ha sido formada de materia animal y ve-getal después de muchos años (ej: aceite, carbón, y gas natu-ral) que es usado en una caldera para producir vapor para lageneración de energía eléctrica.

3.3.16 Estación de conversión de corriente directa de altovoltaje (HVCD). Una instalación que funciona como unrectificador eléctrico (ac-dc) o un inversor (dc-ac) para contro-lar y transmitir energía en una red de alto voltaje. Hay dostipos de válvulas HVCD – la válvula de arco de mercurio y laválvula Tiristor de elemento electrónico en estado sólido detecnología actual. Ambos tipos de válvula presentan un riesgode incendio debido al equipo de alto voltaje que consiste detransformadores convertidores llenos de aceite, cojinetes demuro, y capacitores en adición con varios componentes poli-méricos.

3.3.17. Acabado interior. Las superficies expuestas de mu-ros, cielos rasos y pisos dentro de edificios. [5000, 2009]

3.3.17.1 Acabado interior clase A. Materiales que tienenun índice de propagación de llama de 0-25, y un índice dedesarrollo de humo de 0-450 cuando son probados en con-cordancia 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 índi-ce de propagación de llama de 25 o menor y con un índicede desarrollo de humo de 450 o menos cuando cualquier

DEFINICIONES




Edición 2010

elemento de estos, al ser probado, no continúa la propaga-ción del fuego.

3.3.17.2. Acabado interior clase B. Materiales que tienenun índice de propagación de llama de 26-75, un índice dedesarrollo de humo de 0-450 cuando son probados en con-cordancia 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 índi-ce de propagación de llama de -26 o mayor pero de no másde 75 y con un índice de desarrollo de humo de 450 omenor.

3.3.18. Combustible limitado. Un material de construcciónde edificios no cumple con la definición de material no combus-tible hasta que, en la forma en la que es usado, tenga un valorde calentamiento potencial que no exceda 8141 kJ/ kg (3500Btu/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 estruc-tural de material no combustible, con un revestimiento que noexceda un espesor de 3.2 mm (0.127 pulg.) que tenga un índi-ce 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 mayorde 25 ni evidencia de continuar una combustión progresiva yde tal composición que esas superficies que podrían estar ex-puestas por corte a través del material sobre cualquier planono podrán tener un índice de propagación de llama mayor de25 ni evidencia de continuar una combustión progresiva. (Losmateriales sujetos a incremento en combustibilidad o un índi-ce de propagación de llama más allá de los límites aquí esta-blecidos a través de los efectos de la edad, humedad u otracondición atmosférica deben considerarse combustibles).

3.3.19. Líquido.

3.3.19.1 Líquido combustible. Cualquier líquido que tie-ne un punto de inflamación de copa cerrada de o superiora 37.8°C (100° F). (Ver NFPA 30, Flammable and Com-

bustible Liquids Code).

3.3.19.2 Líquido inflamable. Un líquido que tiene un puntode inflamación de copa cerrada que está por debajo de37.8°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 combus-tible líquido dieléctrico listado que tiene un punto de igni-ción no menor de 572° F (300° C).

3.3.19.4 Líquido menos inflamable. Un combustible lí-quido dieléctrico listado que tiene un punto de ignición nomenor de 572° F (300° C).

3.3.20 Masa que arde. Un proceso en el cual los desperdi-cios sólidos municipales son transportados directamente a unpiso de descarga o foso de almacenaje para entonces ser usa-dos como un combustible para caldera sin un procesamientoespecial.

3.3.21 Desperdicios sólidos municipales (MSW). Materia-les sólidos de desperdicio que consisten en basuras residen-ciales que comúnmente se generan y residuos comerciales li-geros.

3.3.22 No combustible. Un material que, en la forma en lacual es usado, y bajo las condiciones anticipadas, no ayudaráa la combustión o agregará apreciable calor a un fuego am-biental. Materiales que cuando son probados en concordanciacon ASTM E 136, Standard Test Method for Behavior of

Materials in a Vertical Tube Furnace at 750° C, y conformelos criterios contenidos en la Sección 7 de la norma referen-ciada son considerados no combustibles.

3.3.23 Tasa.

3.3.23.1 Tasa de protección de incendios. El tiempo, enminutos u horas, que los materiales o montajes usados comoprotección de aberturas tienen de resistencia a la exposi-ción al incendio como ha sido establecido en concordan-cia con los procedimientos de prueba de NFPA 252, Stan-

dard Methods of Fire Tests of Door Assemblies, y NFPA257, 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 mi-nutos u horas, que los materiales o montajes tienen de re-sistencia a una exposición de incendio como ha sido esta-blecido en concordancia con los procedimientos de prue-ba 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 com-bustible de calderas fabricado por medio de un proceso queincluye almacenaje, trituración, clasificación, y transporte dedesperdicios sólidos municipales.

3.3.25 Interesado. Un individuo, o grupo de individuos, ouna organización que es percibida como que afecta o esafectada por los peligros de incendio asociados con la instala-ción que está siendo evaluada. El interesado incluye a todosaquellos que tienen un interés financiero, de seguridad perso-nal, seguridad pública, o de regulación en el riesgo de incen-dio, tales como el público (ej: vecinos, grupos comunita-rios, primeros respondedores), empleados, propietario / in-versor (s), operador, asegurador, regulador (s) y equipo dediseño.



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Edición 2010

Capítulo 4 Proceso de Diseño de Protección

de Incendio

4.1 General.

4.1.1 El proceso de diseño de protección de incendio deberíaser iniciado bajo la dirección de alguien experimentado en elárea de ingeniería de protección de incendios y que tenga unamplio conocimiento y experiencia en operación de plantasde energía del tipo que esté bajo consideración.

4.1.2 La creación de las bases de diseño de protección deincendios debería iniciarse tan temprano en el proceso de di-seño de la planta como sea práctico para asegurar que la pre-vención de incendios y las recomendaciones sobre proteccióncontra el fuego como están descritas en este documento hansido evaluadas en vista de las consideraciones específicas dela planta, incluyendo diseño, disposición, y requisitosoperacionales anticipados.

4.1.3 Deberían considerarse técnicas de administración deproceso de seguridad (PSM).

4.1.4 El propósito del documento base de diseño de protec-ción de incendios (DBD) es proveer un registro del procesode decisiones hecho en la determinación de la prevención yprotección contra incendios para riesgos específicos.

4.1.5 El DBD debería ser un documento activo que continua-rá desarrollándose, en la medida en que el diseño de plantasea refinado y será mantenido y revisado durante la vida de lainstalación.

4.2 Interesados.

4.2.1 Las las personas con un iteres en el alcance y aplicabilidaddel diseño de protección de incendio deberían estar identifi-cados desde el inicio del proceso.

4.2.2 Los interesados establecen metas y objetivos y evalúansi las recomendaciones de NFPA 850 son adecuadas para cum-plir tales metas y objetivos. Los criterios de aceptabilidad anivel de protección de incendio deberían considerar la pers-pectiva de los distintos interesados.

4.3 Entradas al proceso de diseño.

4.3.1 Entradas generales. En adición a los lineamientos guíade este documento, la lista siguiente debería ser revisada parasu aplicabilidad:

(1) Códigos(a) Códigos de edificios – estatales y locales(b) Códigos de incendio – estatales y locales

(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 Chapter4)

(5) Documentos de diseño.(6) Entradas de interesados.

4.3.2 Entradas específicas del proyecto. Cada instalacióntendrá sus propias condiciones especiales que impactan sobresu naturaleza. Muchos de los criterios específicos aquí expues-tos pueden requerir modificación, debido a la consideraciónde todos los factores específicos del proyecto involucrados.Las entradas específicas del proyecto utilizadas en el procesobase 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 lasrecomendaciones de NFPA 850 son adecuadas para cumplirtales metas y objetivos. Los criterios de aceptabilidad a nivelde protección de incendio deberían considerar la perspectivade los distintos interesados.

4.4.2 La disposición general y trazado de planta debería serprevistos para reflejar con claridad la separación de los peli-

PROCESO DE DISEÑO DE PROTECCIÓN DE INCENDIO




Edición 2010

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

4.4.3 Cada área de peligro es revisada contra las metas y obje-tivos y NFPA 850. Si el control de peligros no es aceptable,entonces una evaluación del riesgo de incendio debería serdesarrollada para asegurar que los objetivos son satisfechos yentonces regresar al proceso de revisión.

4.4.4 Es desarrollado un DBD.

4.4.5 Así como el proyecto evoluciona, el DBD debería serrevisado y actualizado según sea necesario para incorporarcambios y revisiones, (Ver Figura 4.4.5).

4.5 Documento base de diseño de protección de incendios(Disponibles).

4.5.1 El alcance del DBD es establecer los criterios de diseñode protección de incendio para la instalación. El desarrollodel DBD será un proceso iterativo. El DBD debería ser revi-sado en la medida que el diseño progresa, basado en el diálo-go entre los interesados. EL DBD debería delinear las basesdel diseño de protección/prevención de incendios para alcan-zar los objetivos de control de agresión de los peligros sobrelos interesados, incluidos los siguientes:

(1) Identificar hipótesis (incluidos los ítems en 4.3.2).(2) Identificar los documentos fuente.(3) Identificar cada peligro, determinando cuales caracterís-

ticas de prevención/ protección de incendios deben serprovistas u omitidas, y considerar el proceso de toma dedecisiones.

(4) Identificar donde los controles operacionales y adminis-trativos son asumidos en el sitio para mitigar la necesi-dad de las características de protección del incendio.

4.5.2 Durante los varios escenarios de diseño desarrollados yla realización del DBD, las hipótesis deberían hacerse cuandohaya información disponible insuficiente o inadecuada. Estashipótesis deberían ser claramente identificadas y documenta-das en concordancia con la Sección 4.5. Cuando la informa-ción adicional comience a estar disponible, las hipótesis de-berían ser actualizadas o reemplazadas con información ac-tual de diseño y el DBD debería ser corregido en la medida enque sea necesario para reflejar la información más definitiva.

4.5.3 El proceso identificado en 4.5.1 y 4.5.2 debería ser docu-mentado. El formato del documento es una declaración sobrela filosofía general de la protección contra el fuego para lainstalación y una comparación de sus características de pro-tección de incendios con los lineamientos guía en el diseño delos capítulos; por ejemplo, la protección de los peligros delaceite y también los referentes a contención y drenaje. Unatabla modelo de contenidos para el DBD aparece en el Ane-xo E.

Capítulo 5 Diseño General de Planta

5.1. Disposición de planta.

5.1.1 Determinación del área de incendio.

5.1.1.1 La planta de generación eléctrica y la estación de con-versión de corriente directa de alto voltaje deberían ser subdi-vididas en áreas de incendio separadas como sea determinado

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

Inicio

Metas

Objetivos

Entrada aprocesos ehipótesis

Evaluacióndel Riesgo de

Incendio

¿Disposicióngeneral y trazado

aceptable?

Criterios dediseño

¿Control depeligros

aceptable?

Documentobase de diseño

¿Objetivoscumplidos?

Escenarios

Si

Si

Si

No

No

No

A

A o C

CD B o D

B

•



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por las bases de diseño de protección de incendios con el pro-pósito de limitar la propagación del fuego, proteger al perso-nal, y limitar el daño consecuencial resultante para la planta.Las áreas de incendio deberían estar separadas una de otrapor barreras contra incendio aprobadas, separación espacial uotros medios aprobados.

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

(1) Tipos, cantidad, densidad y ubicación del material com-bustible.

(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 de5.1.1.2, indique algo diferente, o si es provista una adecuadaseparación espacial como está permitido en 5.1.1.5, es reco-mendable que la delimitación de las áreas de incendio sea pro-vista para separar lo siguiente:

(1) Cuartos de cables y túneles de cables y barrajes de con-ducción de alto voltaje de áreas adyacentes.

(2) Cuarto de control, sala de computadores, o sala combi-nada de control / computadores, de áreas adyacentes.

(3) Cuartos con concentración de equipo eléctrico, tales comoel cuarto de mecanismos de control y relevo, de áreasadyacentes.

(4) Cuartos de baterías de equipo de cargadores asociado debaterías 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 aguapara 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 calenta-

miento de aceite combustible, o ambas, usadas para en-cendido continuo de la caldera, de áreas adyacentes.

(12) Áreas de almacenaje para tanques y contenedores de lí-quidos inflamables y combustibles, de áreas adyacentes.

(13) Edificios de oficinas, de áreas adyacentes.(14) Cuartos de telecomunicaciones, cuartos de control super-

visor, cuartos de adquisición de información (SCADA) ycuartos de unidades terminales remotas (RTU) de áreasadyacentes.

(15) Generadores de turbina adyacentes por debajo de la su-perficie inferior del piso de operación.

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

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

5.1.1.5 Si un área de incendios es definida como una estruc-tura independiente, debería estar separada de otras estructu-ras por una distancia apropiada como lo determina la evalua-ción de NFPA 80 A, Recommended Practice for Protection of

Buildings From Exterior Fire Exposures.

5.1.2 Aberturas en barreras de incendio.

5.1.2.1* Todas las aberturas en barreras de incendio deberíanproveerse con instalaciones de puertas contra incendio,dampers cortafuegos, sellos de penetración (fire stop), u otrosmedios aprobados que tengan una tasa de resistencia al fuegoconsistente con la tasa de resistencia al fuego de diseño de labarrera. Las ventanas en barreras de incendio (ej: cuartos decontrol o cuartos de computadoras) deberían proveerse conuna persiana resistente al fuego o una cortina automática deagua. Los sellos de penetración para aberturas eléctricas y detubería deberían ser listados o reunir los requerimientos deuna tasa «F» cuando sean probados en concordancia con ASTME 814, Standard Test Method for Fire Test of Penetration

Firestop Systems. Está permitido que otros métodos de prue-ba para calificación de sellos de penetración, tales como IEEE634, Testing of Fire Rated Penetration Seals, o ANSI / UL1479, 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 per-sianas de incendio usados en barreras de incendio de una tasade 2 horas deberían estar listados y aprobados para una tasamínima 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 almace-naje de hidrógeno deberían separarse de áreas adyacentes. (VeaNFPA 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 de-bieran separarse de las estructuras adyacentes y de otros trans-formadores por muros contra incendio, separación espacial uotros medios aprobados, con el propósito de limitar el daño yla eventual propagación del incendio desde un transformadorque falla.

5.1.4.2 La determinación del tipo de separación física deberíabasarse sobre consideraciones de lo siguiente:

DISEÑO GENERAL DE PLANTA




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

EdificioMuro

Cortafuego

Transformador

Contenciónde Aceite

Edificio

MuroCortafuego

1 pie(0.3048 m)

TanqueConservador

Transformador

Edificio Edificio

Transformador

Transformador

Contenciónde Aceite

MuroCortafuego

MuroCortafuego

Ejemplo 1

Ejemplo 2

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

Vista en Planta Vista en Sección

(1) Tipo y cantidad de aceite en el transformador.(2) Tamaño de un supuesto vertimiento de aceite (área su-

perficial y profundidad)(3) Tipo de construcción de las estructuras adyacentes.(4) Tipo y cantidad de equipo expuesto, incluidas estructu-

ras de línea elevada, equipo del centro de control demotores (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.

5.1.4.3* A menos que la consideración de los factores en5.1.4.2 indique otra cosa, es recomendado que cualquiertransformador aislado en aceite que contenga 500 galones(1890 L) o más de aceite esté separado de estructuras adya-

centes por un muro contra incendios de una tasa de resisten-cia al fuego de 2 horas o por separación espacial en concor-dancia con la Tabla 5.1.4.3. Donde un muro de incendios esprovisto entre las estructuras y un transformador, debería ex-tenderse vertical y horizontalmente como se indica en la Figu-ra 5.1.4.3.

Capacidad de aceite deltransformador

Separación mínimasin muro contra

incendios

Gal L Pies m

<500 <1,890 Vea 5.2.4.2500 – 5,000 1,890 – 18,925 25 7.6

>5,000 >18,925 50 15

Tabla 5.1.4.3 Criterios de separación de transformadoresexteriores aislados en aceite



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5.1.4.4 A menos que la consideración de los factores en 5.1.4.2indique otra cosa, es recomendado que los transformadoresaislados en aceite adyacentes que contengan 500 galones (1890L) o más de aceite estén separados uno del otro por un murocontra incendios de una tasa de resistencia al fuego de 2 horaso por separación espacial en concordancia con la Tabla 5.1.4.3.Donde un muro de incendios es provisto entre transformado-res, debería extenderse al menos 1 pie (0.31m) por sobre lacima de la cubierta del transformador y tanque de conserva-ción de aceite y al menos 2 pies (0.61m) más allá del anchodel transformador y radiadores de enfriamiento. (Ver Figura

5.1.4.4 para una ilustración de las dimensiones recomenda-

das para un muro contra incendio).

5.1.4.5* Donde es provisto un muro contra incendios, deberíadiseñarse para resistir los efectos de proyectiles de la explo-siones de los manguitos aisladores del transformador o de lospararrayos.

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 incen-dios, el borde del supuesto vertimiento de aceite (ej: vasija decontención, si es provista) debería estar separada por un míni-mo de 5 pies (1.5 m) de la estructura expuesta para evitar elchoque directo de la llama sobre la estructura.

5.1.4.7 Los transformadores exteriores aislados con un líqui-do menos inflamable deberían separarse uno del otro y de es-tructuras adyacentes que son críticas para la generación deenergía por muros contra incendio o separación espacial conbase 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 ins-talaciones interiores.

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

Contención de aceite

Transformador Transformador

Transformador TransformadorMurocortafuego

1 pie(0.3048 m)

Tanqueconservador

X: Distancia de separación mínima de Tabla 5.2.4.2

Muro Cortafuego

Vista en Planta Vista en Sección

5.1.5.2* Los transformadores aislados en aceite de más de100 galones (379 L) de capacidad de aceite instalados en inte-riores, deberían estar separados de las áreas adyacentes porbarreras de incendio de una tasa de resistencia al fuego de 3horas.

5.1.5.3 Los transformadores que tengan una clasificaciónmayor de 35 kV, aislados con un líquido menos inflamable ofluido no inflamable e instalados en interiores, deberían estarseparados de áreas adyacentes por barreras de incendio deuna tasa de resistencia al fuego de 3 horas.

5.1.5.4 Donde los transformadores están protegidos por unsistema de supresión de incendios automático, la tasa de resis-tencia al fuego de la barrera de incendios puede reducirse a 1hora.

5.2 Seguridad de la vida.

5.2.1 Para consideraciones de seguridad humana en plantasde generación eléctrica incluidas en el alcance de este docu-mento, vea NFPA 101, Life Safety Code.

5.2.2* Las estructuras deberían clasificarse como sigue, se-gún lo definido en NFPA 101, Life Safety Code.

(1) Las áreas generales deberían considerarse como ocupa-ciones industriales de propósito especial.

(2) Las estructuras abiertas y las estructuras subterráneas (ej:túneles) deberían considerarse como ocupaciones en es-tructuras especiales.

(3) Las estructuras de oficinas generales deberían conside-rarse como ocupaciones de negocios.

(4) Las bodegas deberían considerarse como ocupaciones dealmacenaje.





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(5) Las instalaciones de preparación y manejo de carbón (ej:casas de molienda cerrados, casas de transferencia, ybandas transportadoras) deberían considerarse ocupacio-nes industriales de propósito especial.

(6) Los edificios de lavado deberían considerarse ocupacio-nes industriales de propósito especial.

5.2.3 En el evento de un incendio en la planta, la salida deocupantes de las instalaciones de control puede demorarsedebido a los procedimientos de parada de emergencia. (VeaNFPA 101, Life Safety Code, 40.2.5.1.2, Ancillary Facilities

with Delayed Evacuation). Las instalaciones de control debe-rían tener unos medios de salida separados de otras áreas de laplanta para facilitar una salida demorada.

5.3 Materiales de construcción de edificios.

5.3.1 Los materiales de construcción considerados para plan-tas de generación eléctrica y estaciones de conversión de co-rriente directa de alto voltaje deberían ser seleccionados apo-yándose en las bases del diseño de protección de incendios ysobre 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 edificiosde calderas, máquinas, o turbo-generadores u otros edificioscríticos para generación o conversión de energía deberían cum-plir con la definición de no combustible o de combustión limi-

tada, excepto para los siguientes:

(1) Cubiertas de techos, las cuales deberían ser como estáindicado en 5.3.3.

(2) Uso limitado de paneles traslúcidos plásticos reforzadoscomo es permitido por las bases de diseño de protecciónde incendios

5.3.3 El uso de material que no cumple con la definición deno combustible o de combustión limitada, tales como panelestraslúcidos plásticos reforzados, es permitido en aplicacioneslimitadas si las bases de diseño de protección de incendios y/o la evaluación del riesgo de incendio demuestran que el ma-terial es aceptable.

5.3.4 Los revestimientos de techos deberían ser Clase A enconcordancia con ASTM E 108, Standard Test Methods for

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

5.3.5 Acabado interior.

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

5.3.5.2 El acabado interior en edificios críticos para genera-ción o conversión de energía debería ser Clase A.

5.3.5.3 El acabado interior en edificios no críticos para gene-ración o conversión de energía debería ser Clase A o Clase B.

5.4 Venteo de humo y calor, calefacción, ventilación y acon-dicionamiento 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 paralos sistemas de ventilación normal a menos que estén diseña-dos para una doble función y no deberían usarse para asistirtales sistemas en ventilación de confort.

5.4.1.1.2 Los venteos de humo y calor no deberían dejarseabiertos donde puedan sufrir daño en condiciones de vientofuerte.

4.4.1.1.3 Los venteos de humo y calor deberían incluirse enprogramas de mantenimiento preventivo o vigilancia para ase-gurar 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 paraáreas identificadas por las bases de diseño de protección deincendios. Donde son provistos venteos de temperatura, el calorgenerado bajo condiciones de incendio deberían ventearsedesde sus lugares de origen directamente al exterior.

5.4.1.2.2 El venteo de calor en edificios de calderas y turbi-nas está permitido que sean provistos a través del uso dedesfogues automáticos de calor o ventanas en la línea del ale-ro del techo. Los venteos de calor en áreas de alta carga com-bustible pueden reducir el daño a los componentes estructura-les. (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 áreasidentificadas por las bases de diseño de protección de incen-

•



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Edición 2010

dios. Donde son provistos venteos de humo, éste debería ha-cerse desde sus lugares de origen de tal manera que no inter-fiera con la operación de la planta.

5.4.1.3.2* Son preferidos los sistemas de manejo de humo ode ventilación separados; sin embargo, el venteo del humopuede ser integrado dentro de los sistemas de ventilación nor-mal usando dampers posicionados automática o manualmen-te y control de velocidad del motor. (Ver NFPA 90 A, Stan-

dard 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, Stan-

dard for Smoke and Heat Venting). También es permitido queel venteo de humo sea ejecutado a través del uso de eyectoresportátiles. Un sistema de manejo del humo debería utilizarsepara mitigar los efectos del humo y calor durante los estadiosiniciales de un incendio.

5.4.1.3.3 Debería considerarse el venteo de humo para lassiguientes áreas: cuarto de control, cuarto (s) de distribuciónde cables, cuarto de mecanismos de control y cuartos de equi-po electrónico sensible.

5.4.1.3.4 En las áreas con sistemas de extinción de incendioscon gas, el sistema de ventilación de humo debería estar apro-piadamente enclavado para asegurar la operación efectiva delsistema de extinción de incendios con gas.

5.4.1.3.5 Los dampers del sistema de remoción de humo de-berán ser instalados de tal manera que sean normalmente opera-bles solo desde un área inmediatamente exterior a, o inmediata-mente dentro del área de incendio atendida puesto que es desea-ble tenerlos a la entrada, e inspeccionar el área de incendioscon personal de combate de incendios antes de restaurar laventilación mecánica al área del incendio. Puede permitirseque los dampers del sistema de remoción de humo sean opera-bles desde el cuarto de control si han sido tomadas las previsio-nes para evitar su operación prematura, lo cual puede efectuarseusando enclavamientos térmicos o controles administrativos.

5.4.1.3.6 El cableado de suministro de energía al ventiladory controles para extracción de humo debería ubicarse exter-namente al área de incendios atendida por el ventilador o ins-talarse en concordancia con las bases de diseño de protecciónde incendios.

5.4.2 Sistemas de calefacción normal, ventilación, y acon-dicionamiento de aire.

5.4.2.1 Para sistemas de calefacción normal, ventilación yacondicionamiento de aire, ver NFPA 90 A, Standard for the

Installation of Air-Conditioning and Ventilation Systems, oNFPA 90 B, Standard for the Installation of Warm Air Heating

and Air-Conditioning Systems, como sea apropiado.

5.4.2.2 El acondicionamiento de aire para el cuarto de con-trol debería proveer un medio presurizado para impedir laentrada de humo en el evento de un incendio exterior.

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

5.4.2.4 Los dampers contra incendio (puertas), compatiblescon la tasa de la barrera deberían proveerse para las penetra-ciones del ducto de acuerdo con NFPA 90 A, Standard for the

Installation of Air-Conditioning and Ventilating Systems, amenos que el ducto esté protegido en toda su longitud por unabarrera de incendios con una tasa igual a la requerida por lapenetración de la barrera (s) de incendios (Ver Sección 5.1).

5.4.2.5 Donde son instalados los dampers de humo, deberíancolocarse en concordancia con NFPA 90 A, Standard for the

Installation of Air-Conditioning and Ventilation Systems.

5.4.2.6 El suministro de aire fresco para todas las áreas debe-ría ubicarse de tal manera que minimice la posibilidad de arras-tre de productos de la combustión dentro de la planta, o estarprovisto de un cerramiento automático por detección de humo.La separación de las salidas de aire de extracción, el venteode humo de otras áreas, y los peligros de incendio exterioresdeben ser todos considerados

5.5 Contención y drenaje.

5.5.1 Deberían hacerse las previsiones en todas las áreas deincendio de la planta para drenar los líquidos directamente aáreas seguras o para contención en el área de incendio sininundar el equipo y sin poner en peligro otras áreas. (Ver AnexoA de NFPA 15, Standard for Water Spray Fixed Systems for

Fire Protection). El drenaje y prevención de inundación delequipo debería ser ejecutado con uno o más de lo siguiente:

(1) Drenajes de piso.(2) Zanjas en el piso.(3) Entradas abiertas u otras aberturas en muros.(4) Bordillos para contención de drenajes dirigidos.(5) Pedestales en los equipos.(6) Pozos, sumideros, y bombas de sumidero.

5.5.2* Las previsiones para drenaje y cualquier instalaciónasociada al drenaje debería dimensionarse para acomodarse atodo lo siguiente:

(1) El vertimiento del contenedor individual más grande decualesquiera de los líquidos inflamables o combustiblesen el área.





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(2) El número máximo esperado de líneas de manguera deincendio operando mínimo 10 minutos.

(3) La descarga máxima de diseño de los sistemas fijos desupresión de incendios operando mínimo 10 minutos.

Independientemente de lo anterior, los sistemas de drena-je deberían considerar el máximo de agua introducida por lossistemas de limpieza. Si esta cantidad excede el drenaje re-querido para protección de incendios, este debería regular eltamaño del sistema de drenaje. Precauciones adicionales de-bieran tomarse para áreas inferiores para evitar el daño de losequipos debido al agua acumulada.

5.5.3 El sistema de drenaje para calderas de combustión con-tinua calentadas por petróleo consiste de bordes y cunetas debe-ría estar dispuesto para confinar el área de descarga potencialde aceite combustible. También debe darse consideración aproveer las mismas medidas para calderas calentadas de car-bón de ignición con aceite. Las superficies para caminar en lavecindad de los quemadores deberían hacerse impermeablesa las fugas de líquidos con el uso de una placa de acero anti-deslizante, hojas metálicas colectoras de goteo u otros me-dios. Los bordillos en los pasadizos deben tener rampas o esca-lones o estar construidos de tal manera para no presenten obs-táculos al tráfico peatonal. Las cunetas de salida de tubería ytodos los otros drenajes deberían tener trampas para evitar elpaso de llama y permitir el flujo de aceite. Es requerido unespacio libre entre el frente de la caldera y la estructura decaminar para el movimiento diferencial donde la caldera calien-te se dilata. Este espacio libre en la vecindad de los quemado-res debe ser laminado y contra-laminado con hojas de metal uotro tipo de disposición para permitir el movimiento y lare-orientación del aceite de goteo, el cual puede chocar con-tra el frente de la caldera.

5.5.4 El drenaje de pisos de áreas que contienen líquidos com-

bustibles o inflamables debería ser atrapado para evitar la pro-pagación de líquidos ardiendo más allá del área incendiada.

5.5.5 Donde están instalados sistemas gaseosos de supresiónde incendios, deberían proveerse sellos adecuados en drena-jes de piso, o el sistema de supresión de incendios deberíadimensionarse para compensar la pérdida del agente de su-presión del fuego a través de los drenajes.

5.5.6 Deberían proveerse instalaciones de drenaje para trans-formadores exteriores aislados en aceite, o el piso tener eldesnivel de manera que los vertimientos de aceite puedan fluirlejos de edificios, estructuras, y transformadores adyacentes.A menos que el drenaje de vertimientos de aceite sea arregla-do por desnivel del terreno alrededor de los transformadoreslejos de estructuras o equipo adyacente, debe considerarse laprovisión de áreas con bordillos o fosos alrededor de los trans-

formadores. El foso o sistema de drenaje o ambos deberíandimensionarse en concordancia con 5.5.2. Si una capa de pie-dra uniformemente clasificada es provista en el fondo del áreao 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 volu-men de la piedra, manteniendo el nivel de aceite más altopor debajo de la cima de la piedra.

(2) El diseño debería considerar la posible acumulación desedimento o finos en la piedra.

(3) El sobre-flujo del foso de contención y/o bordillo debe-ría ser considerado en la revisión de la ruta de drenajeque esté lejos de estructuras críticas. Deberían evitarselos fosos de contención comunes para múltiples transfor-madores.

5.5.6.1 Fosos llenos de roca. Donde son usados fosos llenosde roca, éstas deberían ser periódicamente aflojadas y voltea-das como sea necesario para evitar el llenado de los espaciosvacíos por suciedad, polvo o sedimento. La frecuencia depen-de del área, del país y la ubicación cerca de instalaciones ma-nufactureras que generan polvo o cenizas en suspensión.

5.5.6.2 Fosos abiertos. Donde es usado un foso abierto, de-bería proveerse una de las siguientes formas de protección:

(1) Una protección de rociadores automáticos o aspersión deagua diseñada con una densidad de descarga de 0.15gal/min-pie2 (6 mm / min) sobre el área del foso.

(2) Una capa de roca de 12 pulgadas (30 cm.) de espesorubicada entre una reja de acero debería proveerse en lacima del foso. La roca usada debería tener 1.5 pulgadas(3.8 cm.) o estar minuciosamente lavada y uniformementedimensionada (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 unidadgeneradora que no están separadas por una barrera de incen-dio, [ver 5.1.1.3(15)], previsiones tales como un piso a des-nivel, bordillo o zanja de drenaje deberían proveerse sobrepisos sólidos donde existe potencial para un vertimiento deaceite, de manera que el aceite liberado de un incidente sobreuna unidad no exponga una unidad adyacente.

5.5.8 Por razones ambientales, pueden tener que tratarse lasdescargas de líquidos resultantes de vertimientos de aceite uoperación de un sistema de supresión de incendios (ej: sepa-ración de aceite).

5.6 Iluminación de emergencia.

5.6.1 Debería proveerse iluminación de emergencia para losmedios de salida. (Ver NFPA 101, Life Safety Code).



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

5.7 Protección de la iluminación. Debiera proveerse protec-ción de la iluminación, para aquellas estructuras que tienen uníndice de riesgo (R) de 4 o mayor cuando son evaluadas enconcordancia con NFPA 780, Standard for the Installation of

Lightning Protection Systems.

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

6.2.2.1 Las fuentes potenciales a ser consideradas puedenincluir tanques, estanques, ríos, suministros municipales, y con-tenciones de torres de enfriamiento.

6.2.3 Cada suministro de agua debería conectarse al principalpor conexiones separadas, dispuestas y controladas por vál-vulas para minimizar la posibilidad de que suministros múlti-ples sean inhabilitados simultáneamente.

6.2.4 La consideración de la calidad del agua puede evitarproblemas a largo plazo relativos al suministro de agua deprotección contra incendios. Por ejemplo, en algunos ríos ytributarios, la existencia de micro-organismos limita el uso deagua cruda sin tratamiento para protección contra incendios.El agua desmineralizada y el agua con ceniza no deberíanconsiderarse para uso como una fuente de agua de protecciónde incendios debido a su excesiva corrosión y erosión carac-terísticas.

6.2.5 Bombas de incendio.

6.2.5.1 Donde son requeridas múltiples bombas por las ba-ses de diseño de protección de incendios, las bombas no de-bieran estar sujetas a una falla común, eléctrica o mecánica, ydeberían ser de capacidad suficiente para cumplir los requisi-tos de flujo de incendios determinados por 6.2.1 con la bom-ba más grande fuera de servicio.

6.2.5.2 Las bombas de incendio deberían ser de arranqueautomático con parada manual, excepto como está permitidoen NFPA 20, Standard for the Installation of Stationary Pumps

for Fire Protection. La parada manual debe ser con loscontroladores 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, debeproveerse una tubería principal o disposición similar para de-dicar la cantidad determinada por 6.2.1 para usos en protec-ción 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 llena-dos desde una fuente capaz de reponer el suministro de 2 ho-ras para los requerimientos de protección de incendios en unperíodo de 8 horas. Puede permitirse la extensión del requeri-miento de 8 horas (tiempo) para re-llenado si el suministroinicial excede los requerimientos mínimos de almacenaje so-bre una base de relación volumen por tiempo. Normalmentees preferido que la operación de re-llenado sea realizada so-bre una base automática.

SISTEMAS Y EQUIPO DE PROTECCIÓN GENERAL CONTRA INCENDIOS

Capítulo 6 Sistemas y Equipo de Protección

General Contra Incendios

6.1 General. Todos los sistemas de protección contra incen-dios, equipo e instalaciones, deberían estar dedicados a pro-pósitos de protección contra el fuego.

6.2 Suministro de agua.

6.2.1* El suministro de agua para la instalación permanentede protección contra incendios debería basarse en la provi-sión 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 esperadapara operar simultáneamente durante un solo evento[ej: protección de la turbina bajo el piso en conjuntocon otro (s) sistema de protección de incendios en elárea de la turbina; protección de la banda transporta-dora de carbón en conjunto con protección para lasestructuras de manejo de carbón relacionadas duran-te un incendio de la banda, transformadores adya-centes no adecuadamente separados en concordan-cia con 5.1.4].

(2) La demanda de chorros de manguera de no menos de 500gpm (1890 L/min).

(3) Uso incidental de agua para propósitos distintos de laprotección de incendios.

6.2.2 Debería proveerse un suministro de agua confiable. Lasbases de diseño de protección de incendios deberían identifi-car la necesidad de fuentes múltiples de suministro. Los fac-tores 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.




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6.3 Supervisión de válvulas. Todas las válvulas de controldel sistema de suministro de agua de incendios deberían estarbajo un programa periódico de inspecciones (Vea el Capítulo

16) supervisado por uno de los métodos siguientes:

(1) Supervisión eléctrica con señales audibles y visuales enel cuarto de control principal u otra instalación constan-temente atendida.

(2) Aseguramiento de válvulas en posición abierta. Las lla-ves deberían estar disponibles solo para personal autori-zado.

(3) Sellado de válvulas en posición abierta. Esta opción de-bería seguirse solo cuando las válvulas están dentro devallas de cerramiento bajo el control del propietario dela propiedad.

6.4 Tuberías principales, hidrantes, y tubería vertical deedificios.

6.4.1 Tuberías principales e hidrantes.

6.4.1.1 Las tuberías principales e hidrantes de incendio exte-riores deberían instalarse sobre el sitio en la planta. (Vea NFPA24, Standard for the Installation of Private Fire Services Mains

and Their Appurtenances). El espaciamiento de hidrantes enlas áreas principales de planta debería tener un máximo de300 pies (91.4 m). El espaciamiento de hidrantes en áreas re-motas tales como almacenajes de carbón a largo plazo debetener un máximo de 500 pies (152.5 m).

6.4.1.2 Las instalaciones relacionadas con la planta con ubica-ción remota deberían revisarse sobre una base individual paradeterminar la necesidad de protección de incendios. Si sonnecesarias largas extensiones de tubería subterránea principalpara la protección contra incendios de estas ubicaciones, espermitido suplir esta necesidad desde un servicio principaldisponible en el área inmediata. Donde son provistas tuberíasde suministro comunes para servicio de agua y suministro deagua para protección de incendios, éstas deberían dimen-sionarse para acomodar el servicio de agua y las demandas deprotección de incendios.

6.4.1.3 Los suministros principales deberían enlazarse alre-dedor del bloque de energía principal y ser de tamaño sufi-ciente para suplir los requerimientos de flujo determinadospor 6.2.1 a cualquier punto en el lazo considerando que la rutamás directa esté fuera de servicio. Los tamaños de tuberíadeberían diseñarse para abarcar cualquier expansión anticipa-da y futuras demandas de agua.

6.4.1.4 Deberían instalarsen válvulas indicadores de de con-trol para proveer control seccional adecuado del lazo princi-pal para minimizar deterioros en la protección de la planta.

6.4.1.5 Cada hidrante debería equiparse con una válvula decierre separada ubicada sobre la conexión del ramal principalde suministro.

6.4.1.6 Los lazos interiores de protección de incendios sonconsiderados una extensión del lazo principal y deberían pro-veerse con al menos dos conexiones de válvula para el lazoprincipal con válvulas de control seccional apropiadas en ellazo interior.

6.4.2 Sistemas de tubería vertical y de mangueras.

6.4.2.1 Debería instalarse sistemas de tubería vertical y demanguera en edificios y estructuras donde sean consideradosnecesarios 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 mangueraes una extensión del lazo principal de incendios sistema dehidrantes. Las estaciones de manguera deberían estar en capa-cidad de entregar la demanda de las mangueras para losdieferentes peligros en los edificios.

6.4.2.2 Las conexiones principales de incendios para tuberíasverticales debería disponerse de modo que la rotura de unalínea principal pueda ser aislada sin interrumpir simultánea-mente el servicio a la protección fija y a las conexiones demanguera que protegen el mismo peligro o área. La escogenciade sistemas Clase I, Clase II, o Clase III debería ser determi-nada por las Bases de Diseño de Protección de Incendios. (VerNFPA 14, Standard for the Installation of Standpipe and Hose

Systems).

6.4.2.3 La tubería vertical debería estar en capacidad de pro-veer el volumen y presión mínimos para las estaciones de man-guera más altas.

6.4.2.4 Debido a la disposición abierta de estas plantas, laubicación de estaciones de manguera debería tomar en cuentala salida segura para el personal que opera las líneas de man-guera.

6.4.3 Boquillas de manguera. Boquillas aspersoras que ten-gan capacidad de cierre y estén listadas para uso en equipoeléctrico deberían proveerse en las mangueras ubicadas enáreas cercanas a equipo eléctrico energizado.

6.4.4 Roscas de manguera. Las roscas de manguera en sis-temas de hidrantes y tubería vertical deberían ser compatiblescon las mangueras de incendio usadas por el correspondientecuerpo de bomberos.

6.5 Extintores portátiles de incendio. Deberían proveerseextintores de incendio portátiles. (Vea NFPA 10, Standard for

Portable Fire Extinguishers).



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6.6 Sistemas y equipo de supresión de incendios – Reque-rimientos generales.

6.6.1 Deberían proveerse sistemas y equipo de supresión deincendios en todas las áreas de la planta tal como está identi-ficado en los Capítulos 7 al 14 o como sea determinado porlas Bases de Diseño de Protección de Incendios. Los sistemasde supresión fijos deberían diseñarse en concordancia con loscódigos y normas siguientes a menos que esté específicamenteindicado algo diferente:

(1) NFPA 11, Standard for Low, Medium, and High-Expan-

sión 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 combi-nación 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 su-presión de incendios.

6.6.3.1 Es imperativo que a la seguridad en el uso de cual-quier sistema de supresión de incendios le sea dada una consi-deración apropiada y que sea hecha la planeación adecuadapara asegurar la seguridad del personal.

6.6.3.2 Peligros potenciales de seguridad podrían incluir elchoque de descargas de alta velocidad sobre el personal, pérdi-da de visibilidad, perturbaciones del oído, niveles reducidosde oxígeno que podrían no soportar la respiración, efectos tóxi-cos del agente de extinción, falla de los productos del agentede extinción, y conductividad eléctrica de los agentes base-agua.

6.6.3.3 Cuando se trabaja en áreas (ej: compartimientos deturbinas de combustión) donde la activación del sistema de

protección de incendios podría afectar la seguridad del perso-nal, éste debería ser bloqueado para evitar descargas del siste-ma. Debería proveerse una indicación de alerta cuando el sis-tema esté bloqueado.

6.6.3.4 Las normas NFPA para los sistemas de extinción usa-dos deberían ser cuidadosamente estudiadas y seguidas lasprevisiones 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 recomendadaantes de cualquier descarga de un sistema especial de extin-ción.

6.6.3.4.2 Los sistemas de alarma que son audibles por encimadel ruido de fondo de la maquinaria o que son visuales uolfativos o una combinación de ellos debieran usarse dondesea apropiado.

6.6.3.4.3 Las señales de alerta del personal deberían ser usa-das según sea necesario.

6.6.3.4.4 Los requisitos retroactivos para incrementar la se-guridad de los sistemas de CO

2 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 tiem-po y alarmas neumáticas de pre-descarga).

6.7 Sistemas de señalización de incendios.

6.7.1 El tipo de sistemas de señalización de protección paracada instalación y área debería ser determinado por las basesde diseño de protección de incendios en consideración a lospeligros, disposición, y sistemas de supresión de incendios.Los sistemas de detección y de supresión fija automática deincendios deberían equiparse con señales locales audibles yvisuales con anunciación en una instalación constantementeatendida como el cuarto principal de control. Las alarmasaudibles de incendio deberían distinguirse de otros sistemasde alarma de la planta. (Ver NFPA 72, National Fire Alarm

and Signaling Code).

6.7.2 Los detectores automáticos de incendio deberían insta-larse en concordancia con NFPA 72, National Fire Alarm and

Signaling Code.

6.7.3 Los sistemas de señalización de incendios o los siste-mas de comunicación de planta deberían proveer lo siguiente:

(1) Dispositivos manuales de alarma de incendio (ej: cajasde accionamiento manual o estaciones de grupos de bo-tones) instalados en todos los edificios ocupados. Dispo-

SISTEMAS Y EQUIPO DE PROTECCIÓN GENERAL CONTRA INCENDIOS




Edición 2010

sitivos manuales de alarma de incendios deberían insta-larse para peligros en lugares remotos tal como fue iden-tificado por las Bases de Diseño de Protección de Incen-dios.

(2) Alarma de incendio audible a lo ancho de la planta o sis-temas de comunicación de voz, o ambos, para propósitosde evacuación del personal y alerta de la organización deemergencia de planta. El sistema de notificación públicade la planta, si ha sido provisto, debería estar disponiblesobre una base prioritaria.

(3) Comunicaciones de doble vía para la organización deemergencia de la planta durante las operaciones de emer-gencia.

(4) Medios de notificación al departamento de bomberospúblicos.

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 instalacionesde bombas, y la tubería asociada deberían cumplir con NFPA30, Flammable and Combustible Liquids Code, NFPA 31,Standard for the Installation of Oil-Burning Equipment; yASME B31.1, Power Piping.

7.3.2 Los calentadores internos de tanques para mantener lapotencialidad de bombeo del aceite necesitan estar equipadoscon dispositivos sensores de temperatura que den la alarma enun área constantemente atendida antes del sobrecalentamientodel aceite.

7.3.3 Los calentadores externos de tanques deberían estarenclavados con un interruptor de flujo para cortar el calenta-miento si el flujo de aceite es interrumpido.

7.3.4 Las operaciones de llenado de tanques deberían sermonitoreadas para evitar el sobrellenado.

7.3.5 Mientras las operaciones de descarga de aceite están enprogreso, el área de descarga debería ser manejada por perso-nal apropiadamente entrenado en la operación del equipo debombeo, válvulas y seguridad de incendios.

7.3.6 Las instalaciones de las bombas no deberían ubicarsedentro de los diques de los tanques.

7.3.7 El equipo eléctrico en áreas con atmósferas potencial-mente peligrosas debería diseñarse e instalarse en cumplimien-to con NFPA 30, Flammable and Combustible Liquids Code,

Artículos 500 y 501 de NFPA 70, National Electrical Code, yANSI C2, National Electrical Safety Code.

7.3.8 Para evitar acumulaciones peligrosas de vapores inflama-bles, la ventilación para las instalaciones interiores de bom-beo de líquidos inflamables o líquidos combustibles en, o so-bre su punto de inflamación, debería proveer al menos 1 piecúbico 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 mecá-nica o natural exhaustiva dispuesta de manera que incluya latotalidad de las áreas de piso o fosos donde los vapores inflama-bles puedan depositarse. La descarga de la ventilación exhaus-tiva 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 instala-ciones de calentamiento, o ambos, deberían protegerse con

Capítulo 7 Identificación y Protección

Contra los Peligros

7.1 General. La identificación y selección de los sistemas deprotección de incendios deberían fundamentarse en las basesde diseño de protección de incendios. Este capítulo identificapeligros de incendio y explosión en estaciones de generacióneléctrica de combustible fósil y especifica los criterios de pro-tección recomendados a menos que las bases de diseño deprotección de incendios indiquen otra cosa.

7.1.1 Operación de protección de incendios. Con pocasexcepciones, los sistemas de protección de incendios debe-rían ser de activación automática para asegurar su operaciónapropiada. Los sistemas activados manualmente pueden cau-sar demoras en los tiempos de respuesta, inaceptables para lamayoría de los peligros.

7.2. Manejo del combustible – gas.

7.2.1 El almacenaje y los sistemas de tubería asociados paragases en estado líquido o gaseoso deberían cumplir con NFPA54, 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 deignición deben localizarse cerca de un muro exterior. La vál-vula debería ser provista localmente de capacidad de cierreautomática y manual, y capacidad de cierre remoto desde elcuarto de control. La válvula debería estar dispuesta para fa-llar el cierre con la pérdida de energía o de control neumático.

7.2.3 El equipo eléctrico en áreas con atmósferas potencial-mente peligrosas debería diseñarse e instalarse en cumplimien-



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Edición 2010

rociadores automáticos, aspersión de agua, sistemas de nebli-na de agua, rociadores agua-espuma, sistemas comprimidosaire espuma o sistema (s) gaseoso de inundación total. Espermitido el uso de sistemas de polvo químicos secos de apli-cación local en áreas que normalmente no tienen fuentes dere-ignición, tales como líneas de vapor o superficies calientesde calderas.

7.3.9.2 Debería considerarse la provisión de sistemas de es-puma para tanques exteriores de almacenaje en las bases dediseño de protección de incendios. Las bases de diseño deprotección de incendios deberían considerar la exposición deotros tanques de almacenaje y estructuras importantes, pro-ductos valiosos, y la capacidad de re-suministro, así como larespuesta anticipada y la capacidad de la brigada local de in-cendios.

7.3.9.3 El manejo de aceite combustible en exteriores y lasáreas de almacenaje deberían proveerse con la protección dehidrantes 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 aincendios causados por calentamiento espontáneo del carbón.Los carbones más susceptibles al auto-calentamiento son aque-llos con alto contenido de pirita, humedad intrínseca y conte-nido de oxígeno alto, tales como los carbones de rango-bajo.La mezcla de carbones de pirita alta con carbones de hume-dad y oxígeno altos incrementa el auto-calentamiento.

7.4.1.2 Hay medidas que pueden tomarse para disminuir laprobabilidad de incendios en pilas de carbón. Estas medidasson dependientes del tipo y rango del carbón. Algunas de lasmás importantes son las siguientes:

(1) La corta duración, actividad, o la «vida» de las pilas dealmacenaje debería ser trabajada para evitar bolsillosmuertos de carbón, una fuente potencial de calentamien-to espontáneo.

(2) Las pilas de carbón no deberían ubicarse sobre fuentesde calor, tales como líneas de vapor, o fuentes de aire,tales como orificios de inspección.

(3) El carbón colocado en almacenajes a largo plazo deberíaestar apilado en capas, apropiadamente dispersado, ycompactado antes de la adición de capas consecuentespara reducir el movimiento del aire y minimizar la infil-tración de agua al interior de la pila.

(4) Diferentes tipos de carbón que no son químicamente com-patibles no deberían guardarse por largo plazo en pilasde almacenaje.

(5) El acceso a las pilas de almacenaje de carbón debería serprevisto para operaciones de combate de incendios y paraeliminar los bolsillos calientes de carbón. Donde son usa-dos cubiertas o domos de almacenaje de carbón para en-cerrar pilas de almacenaje, el diseño de la estructura de-bería incluir espacio dedicado para permitir el acceso depequeños vehículos a todas las áreas de la pila de carbón.El diseño debería evitar que el carbón almacenado so-brepase el espacio dedicado.

7.4.1.3 Donde son usados cubiertas o domos de almacenajede carbón para encerrar pilas de almacenaje, debería conside-rarse la detección de incendios, la protección contra el fuego,la alarma de incendios, la recolección y supresión de polvo, ylas recomendaciones sobre limpieza general contenidas aquípara áreas y estructuras de manejo de carbón. Las caracterís-ticas especificas de planta previstas para la cubierta/domo decarbón deberían determinarse durante el proceso de diseño deprotección de incendio. (Ver Capítulo 4).

7.4.2 Recipientes, carboneras, y silos. Las recomendacio-nes de 7.4.2 deberían considerarse para reducir la probabili-dad de un incendio serio. (Ver NFPA 85, Boiler and Combus-

tión Systems Hazards Code).

7.4.2.1* Las estructuras de almacenaje deberían ser de cons-trucción no combustible y diseñadas para minimizar esqui-nas, superficies horizontales o bolsillos que causan que el car-bón quede atrapado y presente un potencial para la combus-tión espontánea. Los recipientes, carboneras y silos deberíandiseñarse con puertas de acceso para permitir las actividadesmanuales de combate de incendios tales como el uso de una líneade mano con una varilla penetrante para liberación de los agen-tes para combatir incendios con agua. Deberían proveersepuertas de acceso alrededor de la carbonera o silo para permi-tir el ataque directo sobre el fuego utilizando la varilla penetran-te. Los silos mayores de 50 pies (15.2 m) de altura deberíanproveerse con puertas de acceso en múltiples elevaciones.

7.4.2.2* Durante paradas planeadas, los recipientes, carbo-neras o silos deberían ser vaciados hasta una medida práctica.

7.4.2.3* El período de parada requerido para el vaciado delos recipientes depende de las características de calentamien-to espontáneo del carbón. El calentamiento espontáneo puedereducirse minimizando el flujo de aire a través de los recipien-tes por medios de la inertización o llenado de los recipientescon espuma de alta expansión, o sellando la superficie del car-bón con un sellante aglutinante diseñado con este propósito.

7.4.2.4* Durante períodos de inactividad, deberían monito-rearse los niveles de gas inflamable, los niveles de CO y lastemperaturas.

IDENTIFICACIÓN Y PROTECCIÓN CONTRA LOS PELIGROS




Edición 2010

7.4.2.5 Una vez desarrollado el calentamiento espontáneo enla etapa de incendio, se torna muy difícil extinguir el fuegocon nada menos que el vaciado del recipiente, carbonera osilo. Por consiguiente, debería hacerse previsiones para elvaciado de la carbonera. Este proceso de vaciado puede ha-cerse mediante transportadores que descargan a un apilamientoexterior. Otro método podría usar aberturas embridadas pararemover el carbón si han sido previstos una adecuadaplaneación y el equipo necesario. La remoción de carbón ca-liente o ardiendo puede conducir a una explosión de polvo sise forman nubes de éste. Debería desarrollarse un pre-planeamiento adecuado para evitar una nube de polvo, tal comoel cubrimiento de éste con un manto de espuma de alta expan-sión, neblina de agua, aspersión de agua con aditivos contraincendio, supresión de polvo o recolección de este.

7.4.2.6* Si ocurre un incendio en un silo es necesario iniciaracciones manuales para su supresión y extinción. Las estrate-gias siguientes para el combate del incendio han sidoexitosamente empleadas (dependiendo de las circunstanciasespecíficas y tipo de carbón usado):

(1) Uso de aditivos para combatir el fuego tales como espu-mas 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 eléc-trica) y acarreo alejado de los desperdicios.

7.4.2.6.1 Deberían tomarse en consideración las estrategiasde combate de incendios siguientes:

(1) El agua ha sido exitosamente usada para controlar incen-dios en carboneras y silos. Sin embargo, la posibilidadde una explosión existe bajo ciertas circunstancias si elagua alcanza el carbón en un punto caliente. En conse-cuencia, el agua no está recomendada como estrategiapara combatir el fuego en este tipo de eventos de incen-dio. La cantidad de agua liberada en un silo por un cho-rro puede crear problemas de soporte estructural. Sinembargo, el uso de aditivos con agua en el combate deincendios puede ser altamente efectivo para incendios decarbón, especialmente incendios de carbón de la cuencadel río Podwer (PRB). Este uso de aditivos en el comba-te de incendios típicamente resulta en significativamentemenos agua liberada dentro del silo debido al aumentode las propiedades de supresión de incendio del agente yel sub-secuente acortamiento del período de liberación.

(2) La sofocación por vapor también ha sido usada para con-trolar incendios en carboneras y silos de embarcacionesmarinas. Todas las aberturas necesitan ser selladas antesde la introducción de vapor, lo cual es raramente posibleen plantas de generación eléctrica debido a la naturalezarelativamente porosa del equipo. El uso de vapor intro-

duce alta temperatura y humedad que podría incrementarla posibilidad de combustión espontánea. En consecuen-cia, esta estrategia no es recomendada.

(3) La localización de los puntos calientes del silo y su ex-tinción antes de que el carbón deje el silo es una prácticaaceptada. Los puntos calientes de carbón son detectadosy extinguidos. En la medida en que el carbón cae a travésdel silo, puntos calientes adicionales son detectados, elflujo de carbón puede ser detenido y los puntos calientesextinguidos. Si los puntos calientes están expuestos du-rante el descenso del carbón, el potencial para explosio-nes de polvo es incrementado.

7.4.2.7 Debería tenerse cuidado cuando se trabaje en áreasencerradas cerca de recipientes de carbón, carboneras o silosen áreas confinadas puesto que el calentamiento espontáneodel carbón puede generar gases que son tóxicos y explosivos.Debería proveerse monitoreo fijo o portátil del monóxido decarbono para detectar calentamiento espontáneo y condicio-nes peligrosas.

7.4.2.8 Debería proveerse barreras a prueba de polvo entrela casa de calderas y las áreas del sistema de manejo de car-bón 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 delmismo, constituye un peligro de incendio y explosión que debecontrolarse por uno o más de los siguientes métodos:

(1) Un sistema colector de polvo.(2) Un sistema de supresión de polvo.(3) Una construcción abierta.(4) Características pasivas de diseño de las canales de la ban-

da transportadora y campanas de polvo para minimizarsu generación y vertimiento del carbón a los puntos detransferencia.

(5) Rutina de limpieza de las áreas de manejo del carbón.

La frecuencia de las actividades de limpieza es planteadabasándola específicamente sobre las actividades de reaprovi-sionamiento del combustible, tipo de carbón, característicasespaciales de construcción, etc. La acumulación de polvo sobrevigas elevadas y viguetas contribuye significativamente a lasubsiguiente nube de polvo. Otras superficies, tales como laparte superior de ductos y equipo de gran tamaño, puedencontribuir significativamente a la potencial nube de polvo.Debería darse consideración al polvo que se adhiere a losmuros, aunque es fácilmente desalojable. Debería darse tam-bién atención y consideración a otras proyecciones tales comoartefactos de iluminación, los cuales pueden proveer superfi-cies para la acumulación de polvo.



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7.4.3.2* Donde los sistemas de recolección o supresión depolvo son instalados para evitar concentraciones peligrosas,deben proveerse enclavamientos eléctricos y mecánicos apro-piados para evitar la operación de los sistemas de manejo decarbón antes que el arranque y operación plena del equipo decontrol de polvo.

7.4.3.3 Los sistemas de supresión de polvo usualmente con-sisten de sistemas aspersores que usan agua, tensoactivos,aglutinantes o una combinación de estos para reducir la gene-ración de polvo de carbón en las operaciones de manejo. Laaspersión es normalmente aplicada en o cerca de aquellas ubi-caciones donde el carbón es transferido de una banda trans-portadora a otra y en puntos de apilamiento.

7.4.3.4 Los colectores de polvo deberían colocarse afuera.Para sistemas recolectores provistos para manejo de polvoscombustibles, ver NFPA 654, Standard for the Prevention of

Fire and Dust Explosions fron the Manufacturing Processing,

and handling of Combustible Partuculate Solids. Otras reco-mendaciones para reducir la probabilidad de explosión e in-cendio del polvo de carbón son las siguientes:

(1) Los ventiladores para colectores de polvo deberían ins-talarse aguas abajo de tales colectores para que ellos ma-nejen solo aire limpio.

(2) Para colectores de polvo venteados al exterior, vea NFPA68, Guide for Standard on Explosion Protection by

Deflagration Venting. Está permitido proveer sistemasde supresión de explosiones en los sistemas recolectoresde polvo que no puedan ser venteados con seguridad ha-cia el exterior. (Ver NFPA 69, Standard on Explosion

Prevention Systems).

(3) Las tolvas de recolección de polvo deberían ser vaciadasantes del cierre de los sistemas de remoción de polvopara reducir la probabilidad de incendios en el colectororiginados por calentamiento espontáneo en la tolva depolvo.

(4) Una detección de alto nivel con una alarma anunciadoradebería proveerse para las tolvas de polvo.

7.4.3.5 Métodos de limpieza tales como un barrido vigorosodel polvo o retirado con vapor o aire comprimido no deberíanusarse puesto que estos métodos pueden producir una atmós-fera explosiva. Los métodos de limpieza preferidos usaríanlimpiadores apropiados por vacío portátiles o de tubería fijade un tipo aprobado para instalaciones de polvo peligrosas oboquillas 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 deun material diseñado para resistir la ignición. Los materiales

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 embar-go, el material «retardador de llama» de las correas arderá yen consecuencia puede requerir protección adicional de in-cendios.

7.4.4.2 Cada sistema de bandas transportadoras debería dis-poner de un mecanismo de corte de potencia en el evento deun retardo de las correa mayor del 20% o la pérdida del ali-neamiento de éstas. Adicionalmente, debería proveerse un sis-tema de parada completamente enclavado en la correa de modoque, si cualquier banda transportadora para, la energía quealimenta todos los sistemas de bandas transportadoras sea inte-rrumpida automáticamente.

7.4.4.3 Los sistemas hidráulicos deberían usar sólo fluidoshidráulicos listados retardadores de llama. Cuando deban usar-se fluidos hidráulicos no listados, debería considerarse pro-tección por un sistema de supresión de incendios.

7.4.4.4 Los materiales extraños plantean una amenaza paratrituradores, pulverizadores, y alimentadores por interrupcióndel flujo de carbón o porque causan chispas capaces de incen-diar la mezclas el polvo de carbón/ y aire. Los métodos deremoción de metales atrapados y otros materiales extrañosincluyen separadores magnéticos, separadores neumáticos, yzarandas. Deberían proveerse medios para remover tales ma-teriales extraños del proceso de manejo del carbón tan prontocomo sea posible.

7.4.4.5 Antes de períodos extensos de inactividad, el sistemade 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 decarbón deberían ser de materiales incombustibles.

7.4.5.2 La acumulación de polvo de carbón en edificios en-cerrados puede ser reducida por un diseño tal de los elemen-tos estructurales que su forma o método de instalación mini-micen el área superficial donde el polvo puede asentarse. De-bería considerarse la instalación de elementos estructuralesexteriores al encerramiento. Debería proveerse acceso parafacilitar la limpieza de todas las áreas.

7.4.5.3 Para el venteo de explosiones de estructuras encerra-das, vea NFPA 68, Guide for Venting of Deflagrations.

7.4.5.4 Deberían tomarse previsiones para des-energizar loscircuitos de iluminación y fuerza eléctricos sin que searequerido que el personal entre a las secciones productoras depolvo de la planta durante emergencias.





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7.4.5.5 Las áreas de los sistemas de manejo de carbón querequieren calor deberían usar calentadores aprobados que seanapropiados para áreas peligrosas. El equipo de calentamientodebe mantenerse libre de polvo y diseñarse para mantener latemperatura superficial a 329° F (165° C).

7.4.5.6 El equipo eléctrico dentro de áreas de manejo de car-bón debería estar aprobado para uso en instalaciones peligro-sas Clase II, División 1 o División 2, Grupo F, (Vea Artículo502 de NFPA 70, National Electrical Code) El equipo eléc-trico sujeto a acumulaciones de gas metano o monóxido decarbono también debería estar listado e instalado, como seaapropiado, 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 minimi-zarse por el permanente empalme y aterrizado de todo el equipoconductivo, incluidos ductos de trabajo, poleas, carretes decompensación, acciones motorizadas, equipo de recolecciónde polvo, y equipo de limpieza por vacío. (Vea NFPA 77,Recommended Practice on Static Electricity).


7.4.6.1 Deberían proveerse sistemas automáticos rociadoreso de aspersión de agua para estructuras de manejo de carbónque son críticas para la generación continua de energía y estánsujetas a la acumulación de carbón o polvo de carbón. Lossistemas rociadores deben diseñarse para una densidad míni-ma de 0.25 gpm / pie2 (10.2 mm /min) sobre un área de 2500pies2 (232 m2). Si los sistemas de aspersión de agua son usa-dos para proteger estructuras, deben usarse las mismas densi-dades.

7.4.6.2* Debería proveerse aspersión de agua automática osistemas rociadores para transportadores de carbón que soncríticos para la generación continua de energía. El cubrimien-to del sistema debería incluir puntos de transferencia (campa-nas de arrastre de polvo y toboganes de cabeza). Los rociadoresdebieran diseñarse para una densidad mínima de 0.25 gpm /pie2 (10.2 mm /min) por encima de 2000 pies2 (186 m2) deárea encerrada o lo más remoto de una estructura de transpor-tador 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 protegerel transportador de carbón, debería ejercerse particular cuida-do en la ubicación cercana de las cabezas de los rociadorespara que ellas puedan estar en la trayectoria de calor produci-do por el incendio y quedar todavía en posición para proveer

buen cubrimiento de todas las superficies de las correas a lolargo del transportador. Ver NFPA 15, Standard for Water Spray

Fixed Systems for Fire Protection. La anchura del transporta-dor y otras obstrucciones de rociador deberían ser considera-das en la protección de la correa de retorno y otro equipo anivel de piso. Ver NFPA 13, Standard for the Installation of

Sprinkler Systems, para posicionamiento de rociadores paraevitar obstrucciones. Donde los rociadores no pueden proveercubrimiento adecuado debido a obstrucciones, un sistema deaspersión de agua usando encima –y debajo– boquillas decorrea, debería considerarse en lugar de un sistema rociador.

7.4.6.2.2 Los transportadores que están a bajo nivel o ence-rrados son extremadamente peligrosos para el personal de man-tenimiento o de combate del fuego en el evento de un incen-dio. Deberían proveerse sistemas automáticos de aspersión orociadores de agua para estos transportadores aún cuando ellospuedan no ser críticos para las operaciones de planta.

7.4.6.2.3 La activación de los sistemas de aspersión o rocia-dores de agua debería parar la correa transportadora invo-lucrada y todas las correas de transportador que alimentan a lacorrea involucrada.

7.4.6.2.4 La válvula de control del sistema de agua orociadores debería ubicarse en un área o encerramiento sepa-rado del peligro.

7.4.6.2.5 Los colectores de polvo y ventiladores pararánautomáticamente conjuntamente con el otro equipo relaciona-do con la detección del incendio.

7.4.6.2.6 En las bases de diseño de protección de incendiosdeberían considerarse barreras de extracción instaladas al fi-nal y puntos medios de los transportadores encerrados y entrerociadores separados y sistemas aspersores de agua donde lalongitud del transportador requiere múltiples sistemas. Las ba-rreras de extracción mejorarán el tiempo de respuesta de losrociadores automáticos o sistemas de detección instalados yminimizarán los efectos chimenea en el evento de un incen-dio.

7.4.6.3 Los transportadores recuperadores-amontonadores ydescargadores de barcazas/barcos presentan una preocupaciónúnica en protección de incendios. La protección del equipo yla seguridad del personal son más difíciles debido a las capa-cidades del equipo de moverse en el sitio y su movilidad ymovimiento a lo largo de un sistema fijo de rieles. La provi-sión de hidrantes en el área puede no ser suficiente protecciónprimaria debido a la extrema demora de la respuesta en casode una emergencia por incendio y la dificultad en alcanzartodas las áreas involucradas por el fuego con equipo de man-gueras sustentadas manualmente.



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7.4.6.4 Debería considerarse la instalación de un sistema au-tomático de aspersión de agua o de rociadores sobre la correadel transportador y las áreas de percusión de la placa dentrodel recuperador-amontonador. El suministro de agua deberíaser de unos 3000 a 5000 gal (11355 a 18925 L) de capacidaddel tanque presurizado ubicado a bordo. Debería proveerseuna conexión para la bomba del cuerpo de bomberos de ma-nera que la conexión pueda hacerse a los hidrantes de incen-dios en el área durante períodos inactivos o de reparacionespara proveer un más adecuado suministro de agua. Deberíadarse consideración a la protección de los gabinetes de con-trol eléctrico cerrados mediante un sistema pre-construido fijode supresión automática tipo gaseoso activado por un sistemafijo de detección de temperatura.

7.4.6.5* Los colectores de polvo de carbón tipo bolsa que es-tán ubicados dentro de los edificios o estructuras deberíanprotegerse con sistemas automáticos de rociadores o de as-persión de agua dentro de los colectores.

7.4.6.5.1 Los rociadores para colectores de polvo tipo bolsadeberían diseñarse para sistemas de peligro ordinario. Los sis-temas de rociadores y de aspersión de agua deberían diseñar-se para una densidad de 0.20 gpm / pie2 (8.1mm/min) sobre elplano del área proyectada del colector de polvo. El uso deaditivos de combate de incendios debería ser considerado paracolectores de polvo de carbón PRB.

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

7.4.6.5.3 Debería considerarse proveer sistemas automáticosde rociadores para los colectores de polvo tipo bolsa ubica-dos exteriormente que hacen lo siguiente:

(1) Están en operación continua.(2) Procesan grandes cantidades de polvo de carbón.(3) Tienen acceso limitado para combate manual de incen-

dios.(4) Son críticos para la operación de la planta.

7.4.6.5.3.1 Un ejemplo de acceso limitado podrían ser loscolectores que tienen pasadizos angostos para acceso.

7.4.6.6 Debería darse consideración a proveer solo sistemasde detección sobre transportadores no críticos para facilitaruna respuesta manual.

7.5 Generador de vapor. Para calderas-hornos, vea NFPA85, Boiler and Combustión Systems Hazards Code.


7.5.1.1 Las calderas-hornos con múltiples quemadores deencendido por aceite o que usan aceite para ignición deberíanestar protegidas con rociadores automáticos, aspersión de agua,espuma, sistemas rociadores agua-espuma, o sistemas com-primidos aire espuma que cubran el peligro del aceite frenteal quemador.

7.5.1.2 Los sistemas de protección de incendios para el fren-te de la caldera deberían diseñarse para cubrir los quemado-res de aceite combustible, y dispositivos de encendido y tu-bería de aceite combustible adyacente y cable a 20 pies (6.1m) de distancia desde el quemador y dispositivo de encen-dido, incluyendo los elementos estructurales y pasadizos a estosniveles. El cubrimiento adicional debería incluir áreas dondeel aceite puede depositarse. Los sistemas rociadores y deaspersión de agua deberían diseñarse para una densidad de0.25 gpm/pie2 (10.2 mm/min) sobre el área protegida. Lossistemas comprimidos aire espuma deberían diseñarse e ins-talarse en concordancia con NFPA 11, Standard for Low,

Medium, and High-Expansion Foam, y su listado para lospeligros específicos y objetivos de protección previstos en tallistado.

7.5.2 Pulverizadores.

7.5.2.1 Para sistemas de combustible pulverizado, vea NFPA85, Boiler and Combustión Systems Hazards Code.

7.5.2.2 Los sistemas de detección de gas monóxido de carbo-no deberían considerarse para pulverizadores como una adver-tencia temprana por las condiciones de conducción en incen-dios y explosiones.

7.5.3 Bombas alimentadoras de calderas.

7.5.3.1 La protección de las bombas de alimentación de cal-deras a vapor debería incluir las líneas de lubricación de acei-te, apoyos, y reservorios de aceite. La descarga de agua acci-dental sobre puntos de apoyo y partes calientes de la turbinadebería considerarse. Si es necesario, es permitido que estasáreas sean protegidas por resguardos y cubiertas de aislamientocon revestimientos metálicos. Las bombas de alimentación decalderas que son accionadas eléctricamente, con peligros delubricación o aceite hidráulico, pueden requerir protección de-pendiendo de la cantidad de aceite, presión del aceite, o expo-sición a otro equipo.

7.5.3.2 Los peligros hidráulicos y del aceite de lubricaciónasociados con las bombas de alimentación de calderas queson accionadas con turbinas de vapor deberían protegerse enconcordancia con 7.7.4.1. El uso de un fluido lubricante e hi-dráulico listado y resistente al fuego puede eliminar la necesi-dad 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 alimentaciónde 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 venti-ladores de recirculación de gas.

7.6.1.1 El cubrimiento de los ventiladores accionados a va-por debería incluir las líneas de lubricación de aceite, cojine-tes y reservorios de aceite. Debería considerarse la descargade agua accidental sobre puntos de cojinetes y partes calien-tes de la turbina. Si es necesario, es permitido que estas áreassean protegidas por resguardos y cubiertas de aislamiento conrevestimientos metálicos. Los sistemas de aspersión de aguapara ventiladores de tiro forzado y tiro inducido de turbinasaccionadas a vapor deberían diseñarse para una densidad de0.25 gpm/pie2 (10.2 mm/min) sobre la superficie del equipode contención de aceite. Los sistemas de aspersión de aguadeberían diseñarse para 0.25 gpm/pie2 (10.2 mm/min) para unmínimo de 20 pies (6.1 m) desde el peligro. Los sistemas com-primidos aire espuma deberían diseñarse e instalarse en con-cordancia con NFPA 11, Standard for Low, Medium, and High-

Expansion Foam, y sus listados para los peligros específicosy objetivos de protección de tales listados. Los peligros delaceite combustible asociados con los ventiladores de tiro for-zado e inducido accionados con turbinas a vapor deberían pro-tegerse con rociadores automáticos, aspersión de agua, siste-mas rociadores agua-espuma o sistemas comprimidos aire es-puma.

7.6.1.2 Los ventiladores de tiro forzado, de tiro inducido, yde conducto de recirculación de gas deberían usar un fluidoresistente al fuego listado para accionamiento hidráulico. Don-de sean usados fluidos hidráulicos no aprobados, debería pro-veerse 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 des-pués de la acumulación de apreciables cantidades de combus-tibles no encendidos sobre las cubiertas superficiales resulta-do de combustiones incompletas del combustible en la calde-ra. La combustión incompleta es más probable que ocurradurante el arranque. La combustión incompleta también pue-de ocurrir durante períodos de cargue, lapsos de baja tasa deencendido, u operación normal debido a encendido inestableo enriquecido.

7.6.2.2 La experiencia en pérdidas por incendio no presentaindicación de la necesidad de protección especial para calen-tadores de aire distintos de los del tipo regenerativo. Los in-

cendios en calentadores de aire tipo regenerativo han ocurri-do al incendiarse todos los tipos de combustible. Más frecuen-temente, los incendios han ocurrido por el encendido del acei-te o inmediatamente después del cambio de aceite a carbónpulverizado.

7.6.2.3* Deberían proveerse sensores de temperatura en laentrada y salida de los ductos de aire y gas. Debería proveer-se una alarma en el cuarto de control para alertar cuando latemperatura de los ductos de aire y gas excedan 50° F (28° C)por sobre las temperaturas normales de operación. Los sensoresde temperatura por si solos pueden no ser adecuados para pro-porcionar la alerta temprana de un incendio en un calentadorde aire. En los calentadores de aire grandes, las tasas de flujode aire son lo suficientemente altas para que un incendio pue-da desarrollarse bien antes de que la temperatura se incrementelo suficiente para producir la alarma y alertar al operador. Eltiempo del cual dispone el operador para tomar una acción esgrandemente reducido, y puede ocurrir un daño severo. Lainstalación de un sistema especial de detección puede permi-tir a los operadores el tiempo para detectar rápidamente unincendio, aislar el calentador de aire, abrir los drenajes y acti-var el sistema de aspersión de agua.

7.6.2.4 Debería proveerse al menos una lumbrera de observa-ción en la entrada y/o salida de los ductos de aire y gas. Loscalentadores grandes de aire pueden requerir más de una lum-brera de observación. Las lumbreras de observación deberíanubicarse de manera que ellas sean accesibles para inspeccio-nar la superficie del rotor o estator,

7.6.2.5 Debería proveerse un sistema de aspersión manual deagua para proteger el rotor o estator. El sistema de aspersiónde agua debería ser capaz de ser activado desde el cuarto decontrol o desde el área del calentador de aire (la válvula decontrol debiera ser fácilmente accesible) o desde ambos. Cuan-do el rotor o estator es horizontal, la aspersión de agua aplica-da a la superficie superior puede esperarse que fluya por gra-vedad hacia abajo sobre las superficies de las placas. Es reco-mendada una densidad mínima de 0.60 gpm /pie2 (24.4 mm /min). Donde en rotor o estator es vertical, la aspersión de aguadebería aplicarse sobre ambos lados para obtener adecuadapenetración. Es recomendada una densidad mínima de 0.30gpm/pie2 (12.2 mm/min) sobre ambos lados. Los sistemas delavado con agua pueden no ser adecuados para dar un cubri-miento total debido a fallas en el accionar del rotor.

7.6.2.6 Deberían proveerse compuertas para el uso de cho-rros de manguera. Las compuertas deberían diseñarse para unrápido acceso. Debería proveerse al menos una compuerta porcada 10 pies (3.0 m) del diámetro del rotor o estator. Paracalentadores de tiro de aire horizontales, debería proveerseacceso sobre ambos lados del rotor o estator. Para unidades



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de tiro vertical, las compuertas de acceso deberían proveersepor encima del rotor o estator con una compuerta debajo paraunidades de un diámetro menor de 20 pies (6.1 m) y dos com-puertas debajo para unidades de 20 pies (6.1 m) de diámetro omayores.

7.6.2.7 Debería proveerse drenaje para remover el agua desupresión de incendios a un área segura. Los drenajes de loscalentadores de aire, ductos, o ambos, deberían ser accesibleso controlados por válvulas de operación remota.

7.6.2.8 Debería proveerse un suiche de velocidad cero conalarma en el cuarto de control sobre el del rotor o sobre lasalida del eje del acople de fluido o reductor del engranaje.Una alarma de velocidad cero alerta la parada del rotor o lascampanas de aire. Esta detención puede deberse a fallas en elmotor o acople de accionamiento que resulta en sobre-calen-tamiento de una sección del rotor o estator, lo cual puede de-rivarse en un incendio. La detención también puede ser causa-da por las altas temperaturas generadas por un incendio queha causado que el rotor se trabe contra el alojamiento o lascampanas 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 daña-dos por sobre-calentamiento o incendio. Los filtros mediospueden ser dañados por gases del conducto que entran a unaalta temperatura sobre la temperatura de operación de talesfiltros medios. Los incendios han sido causados por combus-tión incompleta en la caldera resultado de pérdida de partícu-las ardiendo que incendian los filtros medios y por operacio-nes de mantenimiento tales como corte y soldadura.

7.6.3.2 Los colectores equipados con bolsas que tienen unatemperatura límite de operación que excede 400° F (204° C)deberían estar subdivididos en compartimientos por particio-nes no combustibles. Las particiones se extenderán a travésdel área de la bolsa de gas del conducto. El área filtrante de labolsa provista en cada compartimiento debe ser tal que lossistemas de filtro de fábrica no limitarán la carga de la calderacon un compartimiento totalmente aislado para reparar lasbolsas de filtro dañadas. La caída de presión a través del siste-ma de filtros de fábrica no incrementará significativamentecuando un compartimiento esté aislado.

7.6.3.3 Los colectores equipados con otros tipos de bolsasdeberían estar subdivididos en compartimientos por particio-nes de resistencia al fuego de 30 minutos si no ha sido provis-ta protección de rociadores automáticos o por particiones nocombustibles si los rociadores han sido provistos. Las parti-ciones se extenderán desde la tolva, a través del área de bol-sas, para la limpieza plena del aire. La protección dentro de

los colectores de polvo debería incluir el área de bolsas. Ladensidad 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 considera-ción la carga máxima de agua. Puede ser provisto un métodopara drenaje de agua de las tolvas.

7.6.3.5 Cada compartimiento debería estar equipado con unsistema de detección de calor, dispuesto para alertar en unárea 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 altastemperaturas a la entrada del conducto de gas debería pro-veerse uno de los siguientes:

(1) Donde esté permitido para condiciones de emergencia,una válvula de aislamiento automática y ducto de deriva-ción para desviar los chorros de gas que entran alrededordel conducto del colector de bolsas de gas.

(2) Un sistema de aspersión de agua para atemperar el con-ducto de gas en el ducto entre la caldera y el conductodel colector de bolsas de gas.

7.6.3.7 El equipo manual de combate de incendios deberíaestar disponible para el personal que desarrolla el manteni-miento sobre un colector. Debería proveerse un sistema detubería vertical de manera que cada compartimiento quedeaccesible para al menos un sistema de mangueras.

7.6.3.8 Deberían proveerse puertas de acceso o compuertaspara combate manual de incendios y revisión de lumbreraspara todos los compartimientos.

7.6.4 Precipitadores electrostáticos.

7.6.4.1 Los precipitadotes electrostáticos pueden ser daña-dos por el calor de un incendio. Las altas temperaturas puedenalabear las placas colectoras, disminuyendo la eficiencia re-colectora. Los combustibles pueden ser generados por sobre-enriquecimiento del encendido del horno-caldera. Productossólidos y líquidos de combustiones incompletas puedenrecolectarse sobre la superficie de las placas. La ignición pue-de ocurrir por arco en el precipitador electrostático.

7.6.4.2* Deberían proveerse sensores de temperatura en elinterior y exterior de los ductos. Deberían proveerse alarmasen el cuarto de control para indicar temperaturas anormalesde operación.

7.6.4.3 El conjunto transformador-rectificador debería usarfluidos aislantes de un alto punto de encendido o ser del tipo





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seco. Si son usados fluidos aislantes de aceite mineral, loshidrantes o la tubería vertical deberían ubicarse de modo quecada conjunto transformador-rectificador pueda ser alcanza-do por al menos un chorro de manguera. Adicionalmente, de-biera proveerse uno u otro de los siguientes:

(1) Protección de rociadores automáticos o aspersión auto-mática de agua. Los sistemas de protección de incendiospor aspersión de agua provistos para conjuntos de trans-formador-rectificador deberían diseñarse para una den-sidad de 0.25 gpm / pie2 (10.2 mm /min) sobre la superfi-cie expuesta de tales conjuntos. Los sistemas automáti-cos de rociadores deberían diseñarse para una densidadde 0.25 gpm / pie2 (10.2 mm /min) sobre 3500 pies2 (325m2). El sistema de drenaje debería ser capaz de manejarvertimientos de aceite en exceso del más grande flujo deagua de diseño del sistema de protección de incendios.

(2) Barrera (s) de incendios o separación espacial en con-cordancia con el Capítulo 5. (Ver 5.1.4 y 5.1.5).

7.6.5* Lavadores, edificios lavadores y ductos de extrac-ción.

7.6.5.1 General. Los lavadores son el componente principalpara los procesos de desulfurización del conducto de gas(DCG), los cuales son frecuentemente usados para mantenerbajas emisiones de sulfuro. El equipo auxiliar asociado con elproceso DCG es a menudo encerrado en edificios lavadoresconstruidos alrededor de las más bajas elevaciones del lavador.Algunos lavadores son completamente encerrados en el edi-ficio lavador. Los ductos de escape proveen una ruta de flujodesde la salida del lavador hasta la salida del escape. Han ocu-rrido incendios en lavadores con revestimiento o empaque-tadura combustible, o ambos. Los incendios ocurrieron du-rante paradas y fueron causados por corte y soldadura. Losintentos para combatir manualmente los incendios no fueronexitosos después de que el humo y el calor evitaron el accesoa los lavadores. Donde los lavadores fueron ubicados en edi-ficios, 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 quereúnan los criterios delineados en la Sección 5.3.

7.6.5.2.2 Donde los lavadores tienen revestimientos combus-tibles, debería proveerse uno de los métodos siguientes deprotección para el edificio:

(1) Protección de rociadores automáticos a nivel del cieloraso, dimensionados para proveer 0.20 gpm /pie2 (8.1 mm/min). El área de operación debería ser el área del edificioo 10.000 pies2 (930 m2). Donde sean provistas pantallas

de tiro, el área de operación puede ser reducida al áreamayor subdividida por cortinas de tiro.

(2) La cubierta del techo y acero de soporte debería prote-gerse con un revestimiento a prueba de fuego de una hora.Las columnas del edificio deberían protegerse con un re-vestimiento a prueba de fuego de dos horas desde el te-cho hasta 20 pies (6.1 m) bajo éste. Las columnas adya-centes a las aberturas del lavador deberían protegersedesde el techo hasta abajo de la abertura del lavador.Debería proveerse venteo del calor por activación auto-mática o remota con un área de venteo de 1 pie2 (0.09m2) por 50 pies2 (4.6 m2) de área de piso.

7.6.5.2.3 Si no es usado un fluido menos inflamable listado,el equipo de aceite hidráulico y de lubricación debería prote-gerse como se describe en 7.7.4.

7.6.5.3 Lavadores.

7.6.5.3.1 Materiales de construcción. Los lavadores, tube-ría interna y ductos deberían construirse de materiales no com-bustibles o incorporarse las recomendaciones de 7.6.5.3.2 y7.6.5.3.3. Todo el equipo revestido con material combustibledebería estar identificado con avisos o placas de alerta.

7.6.5.3.2 Durante las paradas, debería hacerse todo lo si-guiente:

(1) El corte, soldadura y otros trabajos en caliente son lascausas más probables de ignición. Ver también NFPA 51B,Standard for Fire Prevention During Welding, Cutting,

and Other Hot Work. Como mínimo, debieran imponerseestrictos controles de trabajo. La empaquetadura debieraser cubierta con mantas resistentes al fuego sobre hojasde metal. Las mantas deberían mantenerse mojadas. Unamanguera alimentada y un vigilante de incendios debe-rían ser provistos para el área de trabajo.

(2) El reservorio del lavador debería mantenerse lleno si esposible o vuelto al servicio tan rápido como sea posibledurante una parada.

(3) La admisión del absorbedor y el amortiguador de salidadeberían estar cerrados durante el corte, soldadura u otrotrabajo en caliente para reducir el tiro inducido. Cuandoel amortiguador de salida del lavador está abierto no de-bería ser permitido trabajar en caliente aguas abajo delducto o tubo de escape.

7.6.5.3.3 Protección de incendios. Durante las paradas de-bería proveerse un sistema de protección de incendios paralos recipientes absorbedores que contienen empaquetaduracombustible o revestimiento y debería incluir lo siguiente:

(1) El sistema de protección de incendios puede ser de asper-sión diseñado para la operación normal del lavador o un

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sistema de protección de incendios especialmente diseña-do. Los sistemas de aspersión de agua deberían diseñar-se de manera que los modelos de aspersión cubran elrevestimiento y la empaquetadura. Donde los sistemasaspersores del lavador son usados para protección de in-cendios, los componentes del sistema interno para ellavador no deberían ser combustibles. El suministro deagua debería ser de una fuente confiable disponible du-rante la parada.

(2) Sistemas de ductos. Debería proveerse un sistema de pro-tección de incendios durante las operaciones de mante-nimiento. Es recomendado un sistema de protección fijosobre el andamio. El sistema debería diseñarse para pro-teger la plataforma de trabajo y el doble del área quepuede ser alcanzada por los trabajadores sobre la plata-forma.

(3) Dadas las características únicas de diseño y operación delos lavadores, los diseñadores de la protección de incen-dios deberían consultar a los fabricantes de estos equi-pos sobre guías tales como selección de materiales paralos sistemas internos de protección de incendios y carac-terísticas específicas de diseño de la protección.

(4) Deberían proveerse tuberías verticales de modo que es-tén disponibles mangueras de 1½ pulgadas (3.8 cm.) enlos accesos a las compuertas de los lavadores que debe-rían estar abiertas durante las paradas.

(5) La introducción de materiales combustibles dentro dellavador debería limitarse y controlarse durante las para-das de mantenimiento e inspección.

7.6.6 Transportadores que manejan material no combus-tible. Los transportadores que manejan materiales no com-bustibles son componentes típicos de sistemas DCG y siste-mas de caldera de cama fluidizada. Los materiales típicos in-cluyen piedra caliza y yeso. Estos transportadores deberíancumplir 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.

7.6.7 Ductos de escape.

7.6.7.1 Deberían usarse revestimientos no combustibles dondesea práctico. (Ver Anexo C para pruebas de incendio).

7.6.7.2 Los combustibles no deberían almacenarse en tubosde escape a menos que el revestimiento esté adecuadamenteprotegido por una barrera de incendios. La barrera deberíatener una resistencia al fuego de dos horas, o de una hora siestá provista de protección de rociadores automáticos por en-cima del material combustible.

7.6.7.3 Debería proveerse un sistema de protección de incen-dios para las operaciones de mantenimiento dentro de losrevestimientos combustibles de las tuberías de escape. Un sis-

tema de protección fija instalado sobre el andamio es reco-mendado. El debería ser capaz de una operación manual oautomática y estar diseñado para proteger la plataforma detrabajo y dos veces el área que pueda ser alcanzada por lostrabajadores sobre la plataforma.

7.6.7.4 Deberían eliminarse las fuentes de ignición cuandose estén realizando trabajos sobre revestimientos combusti-bles.

7.6.7.5 Deberían considerarse andamios no combustibles paratrabajar 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 NFPA55, Compressed Gases and Cryogenic Fluids Code.

7.7.1.1.2 Los sistemas de hidrógeno al granel que suplen unoo más generadores deberían tener válvulas automáticas ubica-das en el suministro y operadas por controles tipo «hombremuerto» en el punto (s) de llenado del generador u operablesdesde el cuarto de control. Esto minimizará el potencial parauna descarga mayor de hidrógeno en el evento de una fugadesde la tubería interna de la planta. Alternativamente, el venteode protección de la tubería debe usarse en el edificio para pro-tegerlo de fugas de la tubería de hidrógeno.

7.7.1.1.3 El tendido de la tubería de hidrógeno debería evitaráreas peligrosas y áreas que contienen equipo crítico.

7.7.1.1.4 El distribuidor de llenado y purga de los cilindrosde hidrógeno y el generador de hidrógeno debería tener ubi-cación remota respecto de la turbina del generador.

7.7.1.1.5 Para equipo eléctrico en la vecindad del equipo demanejo 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 dehidrógeno redundantes con suministros separados de energíapara una adecuada confiabilidad del sello de suministro deaceite.

7.7.1.2.2 Donde sea factible, los circuitos eléctricos para lasbombas redundantes deberían correr en ductos porta tubos en-





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terrados o provistos de revestimiento retardante de llama siestán expuestos en el área de la turbina del generador paraminimizar la posibilidad de pérdida de ambas bombas comoresultado 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 concordan-cia con la Sección 5.6.

7.7.1.4 Debería proveerse una pieza de carrete con bridas odispositivo equivalente para facilitar la separación del sumi-nistro de hidrógeno donde el generador es abierto para mante-nimiento.

7.7.1.5 Para equipo eléctrico en la vecindad del equipo demanejo de hidrógeno, incluido el equipo de descarga, bombasde sello de aceite, válvulas, etc, vea el Artículo 500 de NFPA70, 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 controlpara indicar presión de gas, temperatura, y porcentaje de hi-drógeno anormales en el generador.

7.7.1.7 Las líneas de hidrógeno no deberían ser conducidasdentro del cuarto de control.

7.7.1.8 La válvula de descarga de hidrógeno del generador yel equipo de descarga de hidrógeno deberían disponerse paraventear directamente a una instalación exterior segura. La vál-vula de vacío debería ser operable remotamente desde el cuartode control o desde un área accesible durante un incendio demaquinaria.

7.7.2 Sistema de control hidráulico.

7.7.2.1 El sistema de control hidráulico debería usar un flui-do listado resistente al fuego.

7.7.2.2 Si no es usado un fluido resistente al fuego, el equipode control hidráulico debería protegerse como se describe en7.7.4.

7.7.2.3 Los sistemas de extinción de incendios, donde sonrequeridos para el equipo de control hidráulico, deberían in-cluir reservorios y válvulas de cierre, intercepción yrecalentamiento.

7.7.3 Sistemas de aceite lubricante.

7.7.3.1 Debería considerarse el uso de un aceite lubricanteresistente al fuego, listado (ej: menos peligroso o menos infla-mable).

7.7.3.2 El almacenaje de aceite lubricante, instalaciones debombeo, y tubería asociada deberían cumplir con NFPA 30,Flammable and Combustible Liquids Code.

7.7.3.3 Los reservorios de aceite lubricante de turbinas debe-rían proveerse con un extractor de vapor, venteando a una ins-talación exterior segura.

7.7.3.4 Deberían proveerse bordillos o drenaje, o ambos,para el reservorio de aceite lubricante de la turbina en concor-dancia con la Sección 5.6.

7.7.3.5 Toda la tubería de aceite que sirve la turbina-genera-dor debería diseñarse e instalarse para minimizar la posibili-dad de un incendio de aceite en el evento de vibración severade 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 consi-derar las medidas de protección siguientes:

(1) Construcción soldada.(2) Construcción de tubería protegida con la línea de alimen-

tación a presión ubicada dentro de la línea de retorno oen una tubería protegida separada que drene al reservoriode aceite y dimensionada para manejar el flujo de todaslas bombas de aceite operando al mismo tiempo.

(3) Recorrido de la tubería de aceite despejado de o por de-bajo de la tubería de vapor o partes metálicas.

(4) Aislamiento con envoltura impermeable para la tuberíade vapor o partes metálicas calientes bajo o cerca de latubería de aceite o cojinetes de soporte de la turbina.

(5) Cubiertas no combustibles (protecciones de brida) alre-dedor de las bridas para reducir la probabilidad de asper-sión de aceite sobre una superficie caliente.

7.7.3.7 Debería ser provista operación remota desde el cuartode control de la válvula de corte de vacío del condensador yparada de las bombas de aceite de lubricación. El corte devacío del condensador reduce marcadamente el tiempo deagotamiento de la máquina y así limita la descarga de aceiteen el evento de una fuga. Vea el debate en 16.4.6.1 sobreplaneamiento de emergencias de incendio que involucran fue-gos de aceite lubricante de turbinas.

7.7.3.8 El cable para operación de bombas de aceite de lubri-cación debería protegerse de la exposición al fuego. La pro-tección puede consistir en la separación del cable para lasbombas de aceite ac y dc o una cubierta de resistencia al fue-go de una hora (la reducción de la capacidad nominal del ca-ble debería ser considerada).




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7.7.4.1 Área del generador de turbina.

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

7.7.4.1.2 Las líneas de aceite de lubricación sobre el piso deoperación de la turbina deberían protegerse con un sistemarociador automático que cubra aquellas áreas sujetas a acu-mulación de aceite incluyendo el área dentro del revestimien-to de la turbina (contorno). El sistema rociador automáticodebería diseñarse para una densidad de 0.30 gpm / pie2 (12.2mm /min).

7.7.4.1.3* Los reservorios de aceite lubricante y el equipo demanejo deberían protegerse en concordancia con 7.7.4.1.1. Siel equipo de aceite de lubricación está en un cuarto separadoencerrado, debería proveerse protección con un sistema deextinción gaseoso de inundación total.

7.7.4.1.4* Puede proveerse protección para los generadoresde turbina montados en pedestal sin piso de operación, porrecomendaciones 7.7.4.1 hasta 7.7.4.3 y para contención ydrenaje de vertimientos de aceite y provisión de sistemas deprotección automática local para las áreas de contención. Eneste tipo de disposición, la aspersión de incendios de aceitelubricante y aceite del sello de hidrógeno del equipo de acondi-cionamiento y de control de los sistemas de aceite que usanaceite mineral, si son liberados, podrían exponer el acero deledificio o el equipo de generación crítica. Debería considerar-se protección adicional tal como encerramiento del peligro,instalación de barreras no combustibles entre el peligro y elequipo crítico o el uso de sistemas de aspersión de agua sobreel peligro.

7.7.4.1.5* Los sistemas rociadores agua-espuma instalados enlugar de los rociadores automáticos descritos en el Capítulo 7deberían 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 espe-cificadas en el Capítulo 7.

7.7.4.1.6 El equipo eléctrico en el área cubierta por un siste-ma de agua o de agua-espuma debería ser de tipo encerrado ypor otro lado estar protegido para minimizar el daño del aguaen el evento de la operación del sistema.

7.7.4.2* Cojinetes del generador de turbina.

7.7.4.2.1* Los cojinetes de la turbina-generador deberían pro-tegerse con un sistema automático de rociadores de cabezacerrada utilizando boquillas direccionales. La activación au-tomática es más confiable que la manual. Los sistemas de pro-tección de incendios para cojinetes de turbina-generador de-bieran diseñarse para una densidad de 0.25 gpm / pie2 (10.2mm /min) sobre el área protegida de todos los cojinetes.

7.7.4.2.2* Debería considerarse la descarga accidental de aguasobre los cojinetes de apoyo y partes calientes de la turbina.Si es necesario, es permitido que estas áreas sean protegidaspor pantallas y encerradas con aislamiento de cubiertas me-tálicas.

7.7.4.3 Excitatriz. El área interior directamente conectadacon el alojamiento de la excitatriz debería protegerse con unsistema automático de dióxido de carbono de inundación to-tal.

7.7.4.4 Sello de aceite para hidrógeno. Las unidades de aceitede sello de hidrógeno deberían protegerse en concordanciacon 7.7.4.1.

7.7.4.5 Áreas de almacenaje de aceite. Las áreas de alma-cenaje de aceite limpias o sucias debieran protegerse segúnlas bases de diseño de protección de incendios. Esta área ge-neralmente representa la concentración más grande de alma-cenaje de aceite en la planta. El diseñador debería considerar,como mínimo, la instalación de sistemas de protección de in-cendios 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 telecomuni-caciones deben reunir los requerimientos aplicables de NFPA75, Standard for the Protection of Information Technology

Equipment.

7.8.1.2 Incluyendo las consolas tipo trasmisor-receptor, de-bería instalarse un sistema de detección de humo a través deestos cuartos, sobre los cielos rasos suspendidos donde soninstalados combustibles y bajo pisos salientes. Donde los com-bustibles sobre el falso cielo raso son sólo cables en ductosporta cables y el espacio no es usado como un retorno plenode aire, puede permitirse que los detectores de humo seanomitidos en esa área.

7.8.1.3 Debería considerarse en las bases de diseño de protec-ción de incendios la protección de rociadores automáticos o





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sistemas de protección de incendios de neblina de agua auto-máticos para los cuartos de computadores o telecomunicacio-nes. Puede usarse un sistema de pre-activación.Adicionalmente, deberían considerarse sistemas gaseosos deextinción de incendio por inundación total para áreas por de-bajo de pisos salientes que contienen cables o para áreas oencerramientos que contienen equipo de alto valor o que escrítico para la generación de energía. Podría considerarse equi-po individual o armarios de protección en lugar de los siste-mas de inundación total.

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

7.8.1.5* Los sistemas de detección de incendios darán laalarma en un área constantemente atendida.

7.8.2 Cuarto de despliegue de cables y túneles de ca-bles.

7.8.2.1 Los cuartos de despliegue y los túneles de cables de-bieran protegerse con rociadores automáticos, aspersión deagua, neblina de agua o sistemas automáticos de extincióngaseosa. Los sistemas rociadores automáticos deberían dise-ñarse para una densidad de 0.30 gpm//pie2 (12.2 mm/min) paramás de 2500 pies2 (232 m2) o el más remoto túnel de cables de100 pies lineales (30 m), hasta 2500 pies2 (232m2).

7.8.2.2 Los cuartos de despliegue de cables y los túneles decables deberían ser provistos con un sistema de detección deincendios de alerta temprana.

7.8.3 Cables eléctricos agrupados.

7.8.3.1 Debería darse consideración al uso de aislamiento decable retardante de llama tal como aquellos que pasan la prue-ba de propagación de llama del IEEE-1202, Standard for

Flame-Propagation Testing of Wire and Cable. Los cableseléctricos agrupados deberían tenderse lejos de la exposicióna peligros o protegerse como es requerido por las bases dediseño de protección de incendios. En particular, debería te-nerse cuidado para evitar el tendido de bandejas de cablescerca de fuentes de ignición o de líquidos inflamables y com-bustibles. Cuando tal tendido es inevitable, las bandejas decables deberían diseñarse y disponerse para prevenir la pro-pagación del incendio.

7.8.3.2 Las bandejas de cables sujetas a acumulación de pol-vo de carbón y a la propagación de un vertimiento de aceitedeberían cubrirse con hojas de metal. Donde el potencial defugas de aceite es un problema, deben evitarse las bandejas defondo sólido. Los cambios de elevación pueden evitar que elaceite viaje a lo largo de los cables en una bandeja.

7.8.3.3 Las bases de diseño de protección de incendios debe-rían considerar la provisión de sistemas de supresión de in-cendios o recubrimientos de cable retardadores de llama, oambos, para la protección de concentraciones de cables de laexposición a incendios. Debería ejercerse cuidado en la selec-ción de los recubrimientos retardadores de llama para asegu-rar que es considerada la reducción de la capacidad nominaldel cable. También debería darse consideración a la habilidadpara agregar o retirar cables y para hacer reparaciones a ca-bles protegidos con recubrimientos retardadores de llama.

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

7.8.5 Cuartos de baterías. Los cuartos de baterías deberíanproveerse de ventilación para limitar las concentraciones dehidrógeno a 1% por volumen. Para mayor información, remí-tase 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, deestación de servicio y de puesta en marcha que no reúnan lasrecomendaciones de separación o barrera de incendios de 5.1.4o como esté determinado por las bases de diseño de protec-ción de incendios deberían protegerse con sistemas de asper-sión automática de agua o de aspersión agua-espuma.

7.8.7* Subestaciones y patios de distribución. Las subes-taciones y patios de distribución ubicados en la instalación degeneración y que utilizan equipo llenado con aceite combusti-ble deberían protegerse donde sea práctico con el sistema dehidrantes del patio. La separación espacial de los transforma-dores y otro equipo que contenga más de 500 gal (1890 L) deaceite debería hacerse en concordancia con 5.2.4. Debe darseconsideración a la protección con aspersión de agua de lostransformadores críticos para la transmisión de la energía ge-n e r a d a .

7.9 Equipo auxiliar y otras estructuras.

7.9.1 Generadores de emergencia.

7.9.1.1 La instalación y operación de generadores de emer-gencia 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 delas estructuras de la planta principal deberían protegerse con



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7.9.6.2 Las calderas auxiliares para aceite combustible insta-ladas dentro de las estructuras principales de planta deberíanprotegerse con sistemas rociadores automáticos, de aspersiónde agua, rociadores agua-espuma o aire espuma comprimi-dos. Un sistema de rociadores es preferido a lo largo del cuar-to auxiliar de la caldera a una densidad de 0.25 gpm/pie2 (10.2mm/min). Como mínimo, debería proveerse protección derociadores o aspersión de agua como está delineado en 7.5.1.Los sistemas aire espuma comprimidos deberían designarse einstalarse en concordancia con NFPA 11, Standard for Low,

Medium and High-Expansion Foam y sus listados para lospeligros específicos y objetivos de protección especificadosen tales listados.

7.9.7 Las instalaciones para reparación de vehículos debe-rían reunir los requerimientos de NFPA 30 A, Code for Motor

Fuel Dispensing Facilities and Repair Garages.

IDENTIFICACIÓN Y PROTECCIÓN DE PELIGROS PARA TURBINAS DE COMBUSTIÓN INTERNA

sistemas rociadores automáticos, de aspersión de agua,rociadores agua-espuma, aire espuma comprimidos o extin-ción de tipo gaseoso. Los sistemas de protección por rociadoresy 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 diseña-dos e instalados en concordancia con NFPA 11, Standard for

Low, Medium and High-Expansion Foam y sus listados paralos peligros específicos y objetivos de protección consigna-dos en tales listados.

7.9.1.2.2 Donde son usados sistemas de supresión gaseosossobre máquinas de combustión, que pueden ser requeridas paraoperar durante la descarga de los sistemas, debería darse con-sideración al suministro de aire de combustión a la máquina yaire exterior para enfriamiento del equipo.

7.9.2 Cuartos de almacenaje, oficinas y almacenes. Debe-rían proveerse rociadores automáticos para los cuartos de al-macenaje, oficinas y almacenes que contengan materiales com-bustibles que presentan una exposición para las áreas circun-dantes 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 automáticospara bodegas que contienen equipo de alto valor y materialescombustibles que son críticos para la generación de energía oque constituyen una exposición a incendios para otros edifi-cios importantes.

7.9.4 Bombas de incendio. Los cuartos de alojamiento debombas de incendio de accionamiento-diesel deberían proteger-se con rociadores automáticos, aspersión de agua, rociadoresagua espuma o sistemas aire espuma comprimidos. Si son pro-vistos sistemas de protección por rociadores y aspersión deagua, ellos deberían diseñarse para una densidad de 0.25 gpm/pie2 (10.2 mm/min) sobre el área de incendio. Los sistemasespuma aire comprimido deberían diseñarse e instalarse enconcordancia con NFPA 11, Standard for Low, Medium and

High-Expansion Foam y sus listados para los peligros especí-ficos y objetivos de protección especificados en tales listados.

7.9.5 Torres de enfriamiento. Las torres de enfriamiento deconstrucción combustible que son esenciales para la continui-dad de las operaciones de planta deberían protegerse por siste-mas de rociadores automáticos o de aspersión de agua en con-cordancia con NFPA 214, Standard on Water-Cooling Towers.

7.9.6 Calderas auxiliares.

7.9.6.1 Las calderas-hornos auxiliares, sus sistemas de com-bustión de combustible, sistemas de remoción de productosde combustión y equipo de control relacionado deberían dise-ñarse, instalarse y operarse en concordancia con la Sección 7.5.

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 explo-sión de turbinas de combustión (TC) y unidades de genera-ción eléctrica de máquinas de combustión interna (MCI) yespecifica criterios de protección recomendados.

8.1.2 Debería reconocerse que algunas instalaciones de ge-neración TC consisten de módulos fabricados donde la cons-trucción consiste en poner en posición estos módulos, pro-veerlos de suministro de combustible, servicios esenciales einterconexiones al sistema eléctrico, mientras otras instalacio-nes constan de edificios específicamente diseñados y cons-truidos o modificados para el generador CT y sus auxiliares.Por consiguiente, algunas recomendaciones deberían ser másapropiadas para un tipo de planta que otras.

8.1.3* El equipo de generación MCI moderno está típicamen-te previsto como un paquete completo que requiere solo unafuente de combustible y conexiones eléctricas para el sistemaa ser energizado. La instalación debería ser fija/permanente oinstalada como una fuente de energía portátil/temporal. Lasrecomendaciones de este capítulo deberían aplicarse solo ainstalaciones fijas no residenciales.

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




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de generación eléctrica específica CT y MCI. Esta determina-ción es hecha por evaluación de los peligros específicos queexisten en la instalación y evaluación del nivel de riesgo acep-table para la instalación. Para unidades CT grandes o plantasde ciclo combinado, es de esperarse que la mayoría de lasrecomendaciones aplicarán, en tanto que para paquetes indi-viduales de unidades CT y MCI, muchas de las recomenda-ciones no aplicarán en vista de que los peligros descritos pue-den no existir (ej: las pequeñas unidades pueden no tener uncuarto de distribución de cables o un depósito).

8.3 Diseño general y disposición del equipo.

8.3.1 Debería proveerse separación adecuada, en concordan-cia con las bases de diseño de protección de incendios, entrelas siguientes:

(1) Unidades CT y MCI adyacentes.(2) Estructuras o exposiciones adyacentes.(3) Propiedades adyacentes (ej: tanques de granjas o instala-

ciones de gas natural que podrían presentar una exposi-ción severa).

8.3.2 Debería darse consideración a la disposición de equipoque está adyacente a CTs y MCIs y en línea con los planos delos discos de la turbina y compresor que tienen un alto poten-cial de daño por desechos que vuelan.

8.3.3 Los compresores y estaciones reguladoras instaladasen el sitio deben protegerse en concordancia con las recomen-daciones del Capítulo 8.

8.4 Instalaciones no atendidas. Instalaciones que son ope-radas en forma no atendida, presentan protección especial res-pecto de incendios.

8.4.1 Debería darse consideración tanto a la demora en eltiempo de respuesta de la brigada de incendios o del personalde combate de incendios de los bomberos (la cual puede serde varias horas) y a la falta de personal disponible para alertara otros en una condición de incendio.

8.4.2 Las bases de diseño de protección de incendio deberíanconsignar la demora en la respuesta y la falta de comunica-ción. Este análisis puede establecer la necesidad de proveermedidas adicionales de protección de incendios para evitaruna mayor propagación del fuego antes de la llegada del per-sonal de combate de incendios.

8.4.3 La anunciación remota del panel de señalización de in-cendios para una o más instalaciones constantemente atendi-das es crítica para la respuesta de emergencia. El panel deseñalización de incendios debería ubicarse a la entrada de laplanta no atendida.

8.4.4 Es importante que la respuesta de la brigada de emer-gencia o las fuerzas del cuerpo de bomberos estén familiari-zados con el acceso, sistemas de protección de incendios deplanta, iluminación de emergencia, peligros específicos, ymétodos de control de incendios. Este esfuerzo de coordina-ción debería reflejarse en el plan de emergencia de incendiosde la planta. (Ver Sección 16.4.)

8.4.5 Si es provisto un sistema automático de espuma para lostanques de almacenaje de combustible, el sistema debería dis-pararse automáticamente cuando el suministro de concentra-do de espuma esté agotado.

8.5 Turbinas de combustión y máquina generadoras decombustión interna.

8.5.1 General.

8.5.1.1 La instalación y operación de generadores CT y MCIde combustión interna debería hacerse en concordancia coneste 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 deldiseño típico del fabricante regularán qué equipo tieneencerramientos o cuántos encerramientos separados deberíanproveerse para los CTs o las MCIs. El generador CT es fre-cuentemente suministrado como un paquete completo de plan-ta de energía con equipo montado sobre patines o camas yprovisto con encerramientos metálicos formando un alojamien-to para todos los climas. Adicional a que es a prueba de agua,el encerramiento está diseñado para proveer aislamiento tér-mico y acústico. Las plantas pequeñas MCI pueden involu-crar encerramientos para equipo, pero más comúnmente lasmáquinas generadoras son instaladas en una fila en un cuartoabierto o vestíbulo.

8.5.1.3* Los peligros de incendio y explosión asociados conlas unidades de generación eléctrica CT y MCI son comosigue:

(1) Combustibles inflamables y combustibles.(2) Aceites hidráulicos y lubricantes.(3) Equipo eléctrico y de control.(4) Medio filtrante.(5) Aislamiento combustible del encerramiento.(6) Explosiones internas en CTs.(7) Explosiones del cárter del cigüeñal en MCIs

8.5.1.4 En el evento de un problema con MCIs viejas, la para-da podría ser difícil. Deberían ser provistos varios métodosdiferentes, operando de manera independiente. Estos méto-dos pueden incluir disparadores centrífugos (condición de

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sobre velocidad) cierre del paso de combustible operado porcremallera de resorte, cierre del regulador de paso de com-bustible, cierre electro neumático del paso de combustible, ocierre de la entrada de aire tipo guillotina.

8.5.2 Prevención de explosiones internas en turbinas decombustión.

8.5.2.1* Las turbinas de combustión deberían tener un siste-ma de detección de prueba de llama en la sección de combus-tión para detectar la detención de la llama durante la opera-ción o falla de ignición durante el encendido. En caso de de-tención, el combustible debería ser cerrado rápidamente. Si laignición no es alcanzada dentro del tiempo normal de arran-que, entonces el sistema de control debería abortar el arran-que y cerrar las válvulas de combustible.

8.5.2.2* Deberían usarse dos válvulas de cierre de seguridaden serie con la línea principal de combustible para minimizarla probabilidad de fugas de combustible dentro de la máqui-na. En los sistemas de gas debería proveerse un venteo auto-mático 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 ygases inflamables y combustibles deberían diseñarse para mi-nimizar las fallas de las tuberías de aceite y combustible comosigue:

(1) Si es usada tubería de metal rígido, debería diseñarse conlibertad para desviarse con la unidad, en cualquier direc-ción. Esta recomendación también debería aplicar a lí-neas hidráulicas que están conectadas a cajas accesoriasde engranajes o actuadores montados directamente so-bre la unidad. La manguera metálica apropiadamente di-señada es una alternativa para líneas de combustible, hi-dráulicas y de aceite lubricante en áreas de alta vibra-ción, entre líneas de suministro de tubería rígida y distri-buidores en y hacia los puntos de entrada a la interfasede la máquina.

(2) La tubería rígida conectada directamente a la unidad de-biera estar soportada de manera que las fallas no ocurrandebido a la frecuencia natural de la tubería coincidiendocon la velocidad rotacional de la máquina. Debería te-nerse cuidado en el diseño de los soportes de tubería paraevitar vibraciones inducidas por otro equipo que puedeexcitar su frecuencia natural.

(3) Las uniones soldadas de tubería deberían usarse dondesea práctico. Los acoples roscados y bridas dejadas fueraen la tubería de combustible y aceite deben ensamblarseusando una llave de torque para llevarlas al momento detorsión requerido por el fabricante. Los acoples deberían

tener un dispositivo de seguro positivo para evitar eldesenroscado.

(4) Los tubos de instrumentación, tubería, y medidores de-bería protegerse del daño mecánico accidental. Losindicadores de nivel de líquidos deberían ser listados yprotegidos contra impacto.

(5) Donde sea práctico, las líneas de aceite lubricante debe-rían usar tubería de construcción protegida con la líneade presión de alimentación ubicada dentro de la línea deretorno. Si esto no es práctico, deberían usarse mangui-tos de tubería y/o entubado y guardas de brida para redu-cir la posibilidad de atomización del aceite con subse-cuentes incendios por aspersión.

(6) Cuando sea práctico, la tubería de fluidos no debería sertendida sobre equipo eléctrico para impedir que el fluidoescapado gotee sobre él.

8.5.3.2* En muchas unidades el aceite de lubricación es usa-do para lubricar y como control hidráulico. Para sistemas com-binados, debería considerarse un fluido resistente al fuego lista-do para el sistema de lubricación. Si son usados sistemas se-parados, el sistema de control hidráulico debería usar un flui-do listado resistente al fuego, y un fluido resistente al fuegolistado debería ser considerado para el sistema de lubricación.

8.5.3.3 Debería considerarse un detector (s) de gas combusti-ble para los encerramientos de CT y MCL.

8.5.3.4 Para recomendaciones relacionadas con contención ydrenaje de líquidos, vea la Sección 5.5.

8.5.3.5 En orden a evitar condiciones que podrían causar unincendio mientras la unidad está en operación, los paquetesde control deberían incluir el parámetro de monitoreo y lascapacidades 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 combus-tión y generadores eléctricos de combustión interna.

8.5.4.1 General. La determinación de la necesidad de supre-sión de incendios para las máquinas de turbina de combustióndebería basarse en la consideración del valor de la unidad,consecuencias de su pérdida, y vulnerabilidad al daño de lasestructuras y equipo adyacente.

8.5.4.2 Sistemas rociadores automáticos y de aspersión deagua.

8.5.4.2.1 Los sistemas rociadores automáticos y de aspersiónde agua, donde sean provistos, deberían seguir las reco-mendaciones del Capítulo 7 y los criterios siguientes:


• •




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(1) Si es permitido por la configuración de la turbina, lasboquillas de aspersión de agua provistas para protegerlos alojamientos de los cojinetes de potencia de la turbi-na de combustión detrás del ducto de escape deberíanbasarse directamente en la geometría de la unidad paraevitar posible daño por agua.

(2) Debería proveerse protección de rociadores automáticoso de aspersión de agua para la tubería de aceite expuestay áreas sobre el piso bajo la unidad donde pudieren de-positarse fugas de aceite.

(3) Deberían considerarse las descargas de agua accidenta-les sobre puntos de cojinetes y partes calientes de la tur-bina. Si es necesario, estas áreas pueden protegerse conpantallas y aislamiento encerrado con cubiertas de me-tal.

(4)* Dependiendo de la disposición del paquete de la unidad,debería darse consideración al cierre automático de lasválvulas de combustible sobre el flujo de agua. Esta ac-ción no debería ser tomada para sistemas de suministrode energía de emergencia MCL (ej: energía de emergen-cia en hospitales).

(5) Los turbo-cargadores en MCLs constituyen una parte delpeligro y debería proveerse protección.

8.5.4.2.2 Los reservorios de aceite lubricante y el equipo demanejo deberían estar protegidos en concordancia con 7.7.3.3y 7.7.4.1.3. Donde este equipo esté ubicado en áreas abiertasdentro de un edificio, tal edificio deberá ser dotado derociadores en concordancia con 7.7.4.1.1. Donde los reser-vorios de aceite lubricante y el equipo de manejo estén insta-lados 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 deinundación total, el sistema debería ser listado e instalado enconcordancia 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 procedi-mientos de instalación del fabricante.

8.5.4.3.2 Donde sean usados sistemas gaseosos de inunda-ción total, el encerramiento de la máquina debería ser dispuestopara fugas mínimas por parada automática de los ventiladoresy cierre automático de puertas, amortiguadores de ventilacióny otras aberturas. Los compartimientos CT o MCL están dise-ñados para ser capaces de un cierre nominalmente a prueba deaire. Durante la operación hay, sin embargo, la necesidad desubstanciales cantidades de aire de enfriamiento secundario(ventilación compartimentada). Este aire puede ser movido através de los compartimientos por ventiladores o acción venturidel aire CT o MCL. Este flujo de aire no se detiene inmedia-

tamente con la parada y, por consiguiente, debería ser consi-derado en el diseño del sistema de extinción.

8.5.4.3.3* Las concentraciones de gas de diseño deberíancumplirse ya que existen los peligros de las superficies de metalcaliente más allá de la temperatura de auto-ignición y flujoincontrolado del líquido combustible. El tiempo mínimo depeligro que existe es una función de los tiempos de descarga ybajo enfriamiento de la turbina. Es de esperarse que los fabri-cantes valorarán y proveerán los tiempos de descarga y bajoenfriamiento de sus unidades.

8.5.4.3.4 La operación del sistema de incendio debería serdispuesta para cerrar las válvulas de combustible excepto parasistemas 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 to-tal es particularmente crítico. Debería ser mantenida la inte-gridad del encerramiento a ser inundado y los enclavamientosentre el sistema de incendios y equipo asociado, tales comolos amortiguadores del sistema de ventilación. La integridaddel encerramiento debería verificarse siempre que haya sidodesensamblado o modificado. Esto puede ser hecho con unaprueba de ventilador de puerta u otros medios calificados dedetección de fugas. La prueba de fuga debería ser realizada almenos cada 5 años. El mantenimiento y prueba del sistema deprotección de incendio debería realizarse como está definidoen 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, puedenestar presentes y requerirán extinción manual después del tiem-po de infiltración del sistema gaseoso.

8.5.4.3.7 Para CTs y MCLs ubicadas en interiores, deberíanconsignarse previsiones para la segura remoción del gas y pro-ductos de combustión potencialmente tóxicos delencerramiento de la turbina luego de la activación del siste-ma.

8.5.4.4 Sistemas de neblina de agua de inundación total.

8.5.4.4.1 Donde son usados sistemas de neblina de agua deinundación total, tales sistemas deberían instalarse en concor-dancia con NFPA 750, Standard on Water Mist Fire Protection

Systems, listados para la aplicación. El sistema debería insta-larse en concordancia con los procedimientos de instalacióndel fabricante.

8.5.4.4.2 La turbina o encerramiento de la máquina deberíadisponerse para reducir las fugas por cierre automático de laspuertas, amortiguadores de ventilación, otras aberturas y parada



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automática de ventiladores. Las válvulas de combustible de-berían disponerse para cerrar automáticamente a la activacióndel sistema.

8.5.4.4.3 El suministro de agua (y aire) debería dimensionarsepara que sea capaz de proveer protección ya que existen lospeligros de superficies de metal caliente más allá de la tempe-ratura de auto-ignición y flujo incontrolado del líquido com-bustible (consultar al fabricante sobre tiempos de bajo enfria-miento). Este requerimiento puede ser satisfecho por unadescarga cíclica de neblina siempre que ésta esté incluida enel listado y haya mostrado ser efectiva en pruebas de incen-dio.

8.5.4.4.4 El sistema debería ser funcionalmente probado alcompletamiento de las actividades de servicio y cualquier tiem-po de mantenimiento mayor conducido sobre el sistema, paraverificar su integridad y flujo de las boquillas.

8.5.4.5 Sistemas de extinción localizados.

8.5.4.5.1 Un sistema de extinción localizado puede ser apro-piado donde las unidades no están encerradas y es deseableque un primer nivel de protección podrá operar antes que losrociadores o donde éstos no hayan sido instalados. Tal siste-ma debería ser de un tipo de aplicación local listado tal comoneblina de agua, aire-espuma comprimidos, dióxido de carbo-no o químico seco.

8.5.4.5.2 Las tasas y duración de la descarga deberían sertales que el enfriamiento y la parada ocurran para evitar la re-ignición del incendio. El sistema de operación debería dispo-nerse para cerrar las válvulas de combustible.

8.5.4.5.3 El posicionamiento de las boquillas de aplicaciónlocal debería ser tal que el acceso a la turbina o máquina noresulte obstruido.

8.5.4.6 Sistemas de espuma de alta expansión. Donde sonusados sistemas de espuma de alta expansión para inundacióntotal de encerramientos CT o MCL, la operación del sistemade protección debería disponerse para cerrar las válvulas decombustible.

8.5.4.7 Sistemas aire-espuma comprimidos. Donde seanprovistos, los sistemas aire-espuma comprimidos deberían serinstalados en concordancia con los requerimientos de NFPA11, 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 evapo-rativo deberían ser construidos de materiales menos inflama-

bles siempre que sean prácticos. ANSI UL 900, Standard for

Safety Test Performance of Air Filters, puede usarse a manerade guía.

8.5.5.2 El equipo manual de combate de incendios deberíaestar disponible para el personal que ejecuta el mantenimien-to sobre los filtros de aire.

8.5.5.3 Las puertas o compuertas de acceso deberían estarprovistas para combate manual de incendios a lo largo de lasestructuras de los filtros de aire.

8.5.6 Generadores.

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

8.5.6.2 Debería proveerse protección de incendios en con-cordancia con 8.5.4 para los apoyos del generador y la tuberíade aceite o cualquier área donde el aceite pueda fluir, acumu-larse, o ser pulverizado.

8.5.6.3* Los generadores de aire-enfriado deben sellarse her-méticamente contra la entrada de humedad en el evento dedescarga (accidental o de otra naturaleza) de un sistema deaspersión de agua. El sellado debería ser positivo, tal comopor un empaque o relleno expansivo, alrededor de todo el alo-jamiento del generador.

8.5.7 Equipo de arranque para CTs. Donde son usadosMCLs o convertidores de torque, debería proveerse protec-ción de incendios basada en la consideración de los factoresen 8.5.4.1.

8.6 Equipo eléctrico.

8.6.1 Encerramientos de control. Los encerramientos decontrol contienen paneles de control, mecanismo de control,baterías, relevadores, y medidores indicadores. Los ence-rramientos del equipo eléctrico auxiliar, donde son provistos,normalmente contienen equipo de excitación estática, meca-nismos de control, transformadores de corriente, transforma-dores de potencia, transformadores a tierra y otro equipo eléc-trico.

8.6.2 Un sistema de detección de humo debería instalarse conanunciación de alarma a una instalación constantemente aten-dida.

8.6.3 Debería ser considerado un sistema automático de su-presión para los encerramientos.

8.7 Unidades de ciclo combinado.





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8.7.1 Generadores de vapor de recuperación de calor.Los generadores de vapor de recuperación de calor que usanencendido suplementario deberían diseñarse y protegerse enconcordancia con la Sección 7.5 (Ver NFPA 85, Boiler and

Combustión Systems Hazards Code, for additional

requirements).

8.7.2 Turbinas de Vapor. Las turbinas de vapor, generado-res, y sus peligros asociados deberían diseñarse y protegerseen concordancia con la Sección 7.7.

ción de polvo. El polvo recogido en un sistema recolector,casa de bolsas o ciclón, debería descargarse aguas abajo delsistema recolector, detrás del sistema transportador o detrásde la corriente de residuos o desperdicios. (Para una guía

adicional, ver 7.4.3).

9.1.3 Equipo de alimentación de calderas.

9.1.3.1 El equipo de alimentación de la caldera, tal como unrecipiente medidor, debería ser de material no combustible ydiseñado para minimizar los bolsillos o equinas que podríancausar que se formen espacios de material combustible. Pue-de considerarse el monitoreo por video para instalaciones norealmente visibles para la administración de la planta. (Remí-tase a NFPA 85, Boiler and Combustión Systems Hazards

Code).

9.1.3.2* Deberían proveerse compuertas de acceso para per-mitir la operación del personal para desmenuzar acumulacio-nes u obstrucciones de material combustible. Adicionalmente,las compuertas deberían situarse de modo que el chorro deuna manguera de incendios pueda estar directamente sobre elincendio que puede ocurrir en el interior del equipo.

9.1.4 Prevención de incendios y explosiones.

9.1.4.1 El personal de la instalación debería asegurarse queel combustible es constantemente movido hacia el área de pro-ceso o almacenaje. Los vehículos cargados con materialescombustibles no deberían aparcar en el edificio durante perío-dos de inactividad.

9.1.4.2 Debería proveerse un sistema de comunicación entreel administrador de la plataforma y el cuarto de control parauna asistencia expedita en el evento de un incendio.

9.1.4.3 Debería establecerse un programa regular de limpiezageneral para mantener al mínimo las concentraciones de ma-terial y polvo combustibles. La limpieza general pobreincrementa la frecuencia y resultados en grandes incendios.

9.1.4.4 La experiencia operacional ha demostrado que losoperadores ambulantes y otro personal de planta han sido facto-res clave en la detección de incendios y condiciones insegu-ras. Es importante que estén apropiadamente entrenados paraobservar y reaccionar a situaciones de incendios incipientes.Estos deberían reportarse al operador del cuarto de controlpara evaluación y determinación de qué acciones deben to-marse.


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

Capítulo 9 Combustibles Alternativos

9.1 General. El Capítulo 9 identifica peligros de incendio yexplosión del combustible alternativo [ej: combustible deri-vado de desechos (RDF), basuras sólidas municipales (MSW),biomasa] – del encendido de plantas de generación eléctrica yespecifica criterios recomendados de protección que son co-munes para todas las plantas sin consideración del combusti-ble usado.

9.1.1 Los mayores peligros de incendio y explosión asocia-dos con unidades de masa que arde son los siguientes:

(1) Suministro, recepción, manejo, y almacenaje de grandescantidades de combustibles alternativos.

(2) Basura inservible entrando a la instalación. Ejemplos in-cluyen ciertos hidrocarburos, líquidos inflamables, pol-vos metálicos, acetileno, y explosivos.

(3) Aceites hidráulicos y lubricantes asociados con el equi-po 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 ca-liente deberían diseñarse y separarse de otras áreas (preferi-blemente en exteriores) de suerte que las cargas que contienenconstituyentes humeantes u otros sospechosos puedan ser se-gregados. Tales áreas deberían monitorearse apropiadamentey equiparse con extintores de incendios incipientes apropia-dos antes de mezclarlas con otras MSW y RDF.

9.1.2.2 Los venteos de humo y calor deberían considerarseen concordancia con 5.4.1 en áreas tales como pisos de reci-bo / descargadero o en áreas de almacenaje de combustibles.

9.1.2.3 Hay un polvo potencial inherente asociado con elprocesamiento de la mayoría de los combustibles alternati-vos. El proceso debería diseñarse para minimizar la produc-



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of Standpipe and Hose Systems, a través del almacenaje demateriales combustibles (edificio del descargadero), piso decargue, piso de descarga, área hidráulica, y edificio de resi-duos. Debido a la alta frecuencia de uso, deberían considerar-se los puntos siguientes:

(1) Ubicación y protección física para evitar daño potencialdebido a los modelos de tráfico.

(2) Tamaño y número para ser determinados para la geome-tría única de la planta (ej: muros móviles).

(3) Facilidad de uso, mantenimiento, y almacenaje, talescomo el uso de carreteles de manguera no colapsibles através del flujo continuo.

(4) Protección contra congelamiento en áreas no calentadas.

9.1.5.2* Las estructuras para manejo de combustible y trans-portadores deberían protegerse en concordancia con 7.4.6.

9.1.5.3 El equipo hidráulico, reservorios, enfriadores, y equi-po de llenado de aceite asociado, debería proveerse con rocia-dores automáticos, protección con aspersión de agua o siste-mas comprimidos aire-espuma. La protección debería estarsobre el equipo de contención de aceite y 20 pies (6.1 m) másallá en todas direcciones. Debería proveerse una densidad 0.25gpm/pie2 (10.2 mm/min). Los sistemas comprimidos aire-es-puma deberían diseñarse e instalarse en concordancia conNFPA 11, Standard for Low, Medium and High-Expansion

Foam y su listado para los peligros específicos y objetivos deprotección especificados en tal listado.

Excepción: Donde sea usado un fluido resistente al fuego lis-

tado, la protección no es necesaria.

9.1.5.4 Con base en la carga combustible, ubicación, y usoesencial, un sistema automático de rociadores debería consi-derarse para los colectores de polvo, casa de bolsas, yseparadores tipo ciclón. (Remítase a 7.4.6.5).

9.1.5.5* Debería proveerse protección con rociadores auto-máticos en ductos plásticos de mas de 12 pulgadas (300 mm)de diámetro siempre que los ductos estén ubicados dentro ofuera del edificio guarnecido. Los rociadores no deberían es-tar espaciados a más de 12 pies (3.7 m) de separación en ductoshorizontales y a no más de 24 pies (7.32 m) de separación enductos verticales. El suministro de agua debería ser adecuadopara una tasa de flujo de 20 gpm (1.26L/segundo) por cabeza.

9.1.5.6 Los rociadores automáticos deberían ser resistentes ala corrosión para tolerar los efectos de oxidación de produc-tos de combustión de cargadores frontales y de camiones debasura accionados por motores de combustión.

9.2 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16. Las reco-mendaciones contenidas en los Capítulos 4 hasta 7, 15 y 16

pueden aplicar a unidades de estaciones de generación eléc-trica de encendido por combustibles alternativos. Las basesde diseño de protección de incendios determinarán cuales re-comendaciones aplican para cualquier unidad específica deencendido por combustible alternativo. Esto es hecho por eva-luación de los peligros específicos que existen en la instala-ción y la determinación del nivel de riesgo aceptable para ella.Es de esperarse que la mayoría de las recomendaciones apli-carán a todas las unidades, excepto las siguientes:

(1) Donde el tamaño y el diseño específico eliminan la cer-teza de los riesgos (ej: unidades de H

2 con sello de acei-

te, 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) quees considerada adecuada y confiable.

9.3 Combustibles de masa que arde.

9.3.1 General. La Sección 9.3 identifica peligros de incen-dio y explosión que son únicos en el uso de MSW como com-bustible de calderas por medio de un proceso que incluye eltransporte de MSW directamente hasta un piso de descarga ofoso de almacenaje y quemado sin ningún procesamiento es-pecial. MSW es desperdicio sólido municipal consistente enbasura del común acontecer residencial y comercial liviana.


9.3.2.1 El foso de desechos está normalmente encerrado so-bre tres lados, hasta el nivel de cargue, por muros de concretoreforzado. El espesor de los muros varía con el diseño de lainstalación pero puede proveer un mínimo de dos horas deseparación del incendio.

9.3.2.2 Las columnas de acero expuestas ubicadas al frentedel foso de desechos deberían protegerse contra el daño es-tructural causado por el calor (incendio). Esta protección pue-de incluir encajonamiento en concreto, aspersión de agua, uotras alternativas apropiadas y se extiende desde la base de lacolumna hasta el techo del encerramiento del foso de dese-chos. Debería tenerse el cuidado de resguardar la proteccióncontra incendios del daño mecánico.

9.3.2.3 Las grúas elevadas son usadas a menudo para mez-clar y almacenar los desechos dentro del foso. La basura inde-seable (elementos grandes tales como refrigeradoras) son amenudo separadas del almacenaje de basura por el operadorde la grúa para disposición fuera del sitio o para trituración /procesamiento (Vea 9.4.5) antes que restituirlas al almacenajede basura. Todos los otros elementos son cargados directa-mente dentro de las tolvas de alimentación de la caldera sinprocesamiento. Adicionalmente, el método aceptable para la

COMBUSTIBLES ALTERNATIVOS




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extinción de pequeños incendios es también la carga directadel desecho humeante y sin llama dentro de las tolvas por eloperador de la grúa. Respecto de los puestos de operación delas grúas deben darse las consideraciones siguientes:

(1) Ubicación del puesto de manera que la seguridad el ope-rador no aparezca comprometida.

(2) Habilidad para tener una visión clara y no obstruida detodo el almacenaje y las áreas de cargue.

(3) Provisión de aparatos de respiración auto-contenida parala salida del operador.

(4) Provisión de comunicación directa con el cuarto de con-trol de la caldera y el piso de administración.

(5) Habilidad para activar el equipo de protección de incen-dios.

9.3.2.4 Para instalaciones de masa que arde que utilizan tritu-radoras y molinos de golpe remítase a los criterios de 9.4.2.2.


9.3.3.1* El edificio de descarga / recibo debería proveersecon protección total de rociadores automáticos. Los sistemasdeberían diseñarse para un mínimo de 0.25 gpm / pie2 (10.2mm /min) sobre el más remoto 3000 pies2 (279 m2) (incre-mentado en 30% para los sistemas de tubería seca) de área depiso con el área de protección para rociadores que no excedade 130 pies2 (12.0 m2). Deberían usarse rociadores de alta tem-peratura [250° F a 300° F (121° C a 149° C)].

9.3.3.2* El foso de almacenaje MSW, piso de cargue, yáreas de disposición y agarre.

9.3.3.2.1 Debería proveerse protección automática de rocia-dores a través del encerramiento de desecho para proteger elárea entera de piso contra el daño estructural. Los sistemasdeberían diseñarse para un mínimo de 0.20 gpm / pie2 (8.1mm /min) sobre el más remoto 3000 pies2 (279 m2) (incre-mentado por 30% para sistemas de tubería seca) de área depiso / foso con el área de protección por rociadores que noexceda 100 pies2 (9.3 m2). Deberían usarse rociadores de altatemperatura [250°F a 300°F (121°C a 149°C). La protecciónde las columnas de acero expuestas, donde sea provista, debediseñarse en concordancia con NFPA 15, Standard for Water

Spray Fixed Systems for Fire Protection, y puede ser conecta-do al sistema elevado de rociadores. Debido a la distanciaentre el fondo del foso de desechos y el sistema de rociadores,deberían considerarse boquillas monitoras y mangueras ma-nuales como los medios primarios de combatir un incendiodel foso de almacenaje MSW.

9.3.3.2.2 Adicional a la protección con rociadores, el foso dealmacenaje debería ser provisto con protección de boquillas

monitoras diseñadas para suministrar al descargadero un mí-nimo de 250 gpm (946 L / min) a 100 psi (689 kPa). Los mo-nitores deberían localizarse para permitir el cubrimiento detodas las áreas del foso con al menos dos chorros operandosimultáneamente. Debido a la frecuencia de uso y el potencialde exposición al fuego para el operador, deberían proveerseboquillas monitoras oscilantes con sobrepaso manual.

9.3.3.3 Debería tenerse especial cuidado en la selección dedispositivos de detección de incendios en consideración delos ambientes duros y polvorientos y los altos flujos de aire.

9.3.4 Supresión de explosiones. Las instalaciones de masaque arde que utilizan trituradoras y molinos de golpe para elprocesamiento de basura voluminosa de tamaño enorme debeseguir las recomendaciones de 9.4.3.

9.4 Combustibles derivados de desechos (RDF).

9.4.1 General. La Sección 9.4 identifica peligros de incen-dio y explosión que son únicos para el procesamiento de ba-sura sólida municipal (BSM) hasta combustibles derivados derechazos (CDR). El CDR es un combustible de caldera fabri-cado por medio de un proceso que incluye almacenaje, tritu-ración, clasificación y transporte de basura a un área de alma-cenaje de combustible. Es luego transportada hasta la calderaa través de un dispositivo de medición.


9.4.2.1 Las áreas de incendio deberían separarse una de otrapor medios aprobados. En adición a los requerimientos aplica-bles 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 deBSM).

(2) El área de procesamiento.(3) El almacenaje de CDR.

9.4.2.2 Hay un peligro potencial de incendio y explosión conel uso de trituradoras y martillos de golpe y el equipo recolectorde polvo asociado. Durante el proceso de reducción de tama-ños, los materiales combustibles o explosivos pueden ser in-cendiados.

9.4.2.2.1 El triturador primario y el colector de polvo asocia-do deberían ubicarse dentro de un encerramiento de construc-ción limitante de daños. Es preferible que el encerramientoesté separado del edificio principal. Otras alternativas inclui-das son las instalaciones siguientes:

(1) Afuera de, pero compartiendo un muro común con, eledificio principal.



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(2) Dentro del edificio principal, a lo largo de una pared ex-terior.

(3) Dentro del edificio principal.

9.4.2.2.1.1 En vista de las dificultades en la prevención ycontrol de todos los tipos de explosiones de trituración, esimportante aislar el triturador y encerrar el contorno del equi-po vulnerable y las áreas ocupadas en la planta. Debería darseconsideración a la protección del personal de operación o vi-sitantes de la zona potencial de voladura.

9.4.2.2.2 Los trituradores secundarios no exhiben como sig-nificativo un potencial de incendio y explosión como lostrituradores primarios. Donde los diseños específicos no eli-minan el potencial para explosiones en el triturador secunda-rio, remítase a 9.4.3.

9.4.2.2.3* Deberían diseñarse trituradores, encerramientosde trituradores, y aberturas dentro de los encerramientos paraque, por una combinación de venteo y muros resistentes, ellospuedan resistir el peor caso supuesto de explosión verosímil.Debería darse consideración al substancial incremento en lapresión explosiva como resultado del venteo de los trituradoresdentro de una mezcla combustible vapor-aire dentro del ence-rramiento. Es recomendable que los diseñadores busquen guíasde aquellos que tienen experiencia especializada en el análisisde tales peligros, incluidas especificaciones y construcción deventeos de explosión y encerramientos de trituradores.

9.4.2.2.4 Las plataformas y elevaciones intermedias deberíanser de enrejado abierto para reducir las obstrucciones para unárea de venteo efectiva.

9.4.2.2.5 El equipo eléctrico localizado dentro del encerra-miento del triturador debería ser clasificado para uso en at-mósferas peligrosas de vapor y de polvo en concordancia conlos Artículos 500 y 501 de NFPA 70, National Electrical Code.

9.4.2.2.6 Los paneles de servicio o controles para los tritu-radores deberían ubicarse de modo que no expongan al perso-nal de operación a la zona de voladura.

9.4.2.2.7 El venteo de explosiones debería dimensionarseusando los nomogramas de hidrógeno como lo describe NFPA68, Guide for Venting of Deflagrations. Donde sean usadosductos para desfogue de explosiones hacia el exterior, tam-bién debería darse consideración al incremento de presión cau-sado por la longitud del ducto de venteo. Si el área disponiblede desfogue es inadecuada para el venteo suficiente de la ex-plosión debido a la altura de la chimenea de venteo u otrosfactores, debe usarse un sistema de supresión de explosionesen el triturador para incrementar la disposición del desfogue.(Remítase a 9.4.5).

9.4.2.2.8 Donde sean provistos montajes de puertas de acce-so para el encerramiento de los trituradores primarios, ellosdeben mantenerse asegurados para evitar el acceso no autori-zado cuando el equipo está operando. Los montajes de puertade acceso deberían tener la misma tasa de presión delencerramiento.

9.4.3 Prevención de incendios y explosiones en unidadesRDF.

9.4.3.1 El proceso debería ser diseñado para minimizar la pro-ducción de polvo. Los colectores de polvo en un sistemarecolector, casa de bolsas, o ciclón, deberían descargar aguasabajo del sistema recolector, por detrás del sistema de trans-porte o atrás de la corriente de residuos o basura. (Para guíaadicional, 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 tanqueso contenedores que podrían contener materiales inflamables.El equipo de detección debería ser dispuesto para monitorearbasuras sobre el transportador antes de que entre a la tritu-radora. Una imagen de qué se está viendo en la basura es trans-mitida a un operador. Si un objeto en forma de tanque es ob-servado, el transportador debería ser detenido y el tanque reti-rado.

9.4.3.3 Un sistema de detección de gas combustible deberíaconsiderarse como una medida suplementaria de protecciónde explosiones. Prever que los vapores inflamables puedenincluir una amplia variedad de materiales inflamables y selec-cionar el dispositivo de detección de gas debieran tomar estoen consideración.

9.4.3.3.1 La localización de sensores o líneas de muestreodebería estar basada en las condiciones específicas del sitio,incluyendo tasas de flujo de aire a través del triturado y com-ponentes asociados localizados aguas arriba y aguas abajo deltriturado.

9.4.3.3.2 El sistema de detección de gas combustible deberíaestar dispuesto con una alarma con anunciador al 25 % dellímite inferior de explosividad calibrado (LIE) y enclava-mientos al 50% del LIE. Los enclavamientos que deberíanconsiderarse incluyen área de evacuación, parada de la tritu-radora, trasportadores asociados, sistemas de recolección depolvo y operación de sistemas de supresión de incendio o ex-plosión.


9.4.4.1* Enclavamientos. La activación de un sistema de su-presión de incendios origina que la protección del equipo ac-





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túe para detenerlo. Con la parada del equipo, los transporta-dores de alimentación aguas arriba deberían parar también paradetener el suministro de material combustible al fuego, mien-tras los transportadores aguas abajo deben ser detenidos paraevitar la propagación del fuego. Debería proveerse un sobre-paso manual.

9.4.4.2 Deberían proveerse zarandas / clasificadoras, talescomo las zarandas rotatorias, con protección de aspersión deagua para evitar la propagación del incendio aguas abajo através de la zaranda. Los sistemas deberían diseñarse para unmínimo de 0.25 gpm /pie2 (10.2 mm /min) del área de la za-randa entera con boquillas a no más de 10 pies (3.0 m) sobreel centro. Debería considerarse evitar el daño físico por ope-ración de equipo móvil en el área y del material que está sien-do procesado.

9.4.4.3* El edificio de descarga / recibo debería proveersecon protección total de rociadores automáticos. Los sistemasdeberían diseñarse para un mínimo de 0.25 gpm / pie2 (10.2mm /min) sobre el más remoto 3000 pies2 (279 m2)(incrementado en 30% para los sistemas de tubería seca) deárea de piso con el área de protección para rociadores que noexceda de 130 pies2 (12.0 m2). Deberían usarse rociadores dealta temperatura [250° F a 300° F (121° C a 149° C)].

9.4.4.4* El edificio de procesamiento debería proveerse conprotección total de rociadores automáticos. Los sistemas de-berían diseñarse para un mínimo de 0.25 gpm / pie2 (10.2 mm/min) sobre el más remoto 3000 pies2 (279 m2) (incrementadoen 30% para los sistemas de tubería seca) de área de piso conel área de protección para rociadores que no exceda de 130pies2 (12.0 m2).

9.4.4.5 El edificio de almacenaje RDF debería proveerse conprotección total de rociadores automáticos. Los sistemas de-berían diseñarse para un mínimo de 0.35 gpm / pie2 (14.3 mm/ min) sobre el más remoto 3000 pies2 (279 m2) (incrementadoen 30% para los sistemas de tubería seca) de área de piso conel área de protección para rociadores que no exceda de 100pies2 (9.3 m2). Deberían usarse rociadores de alta temperatura[250° F a 300° F (121° C a 149° C)]. La altura del almacenajeen exceso de 20 pies (6.1 m) requerirá densidades de diseñomás altas.

9.4.4.6 El área del sistema de alimentación de la calderaRDF, incluidos recipientes, tolvas, canales, transportadores, yotros, debería ser considerado para protección con rociadoresautomáticos. Donde sean provistos, los sistemas deberían di-señarse para un mínimo de 0.20 gpm / pie2 (8.1mm /min) so-bre el más remoto 2000 pies2 (186 m2) (incrementado en 30%para los sistemas de tubería seca) de área de piso con el áreade protección para rociadores que no exceda de 130 pies2 (12.0m2). También debería considerarse protección, tanto interna

como externa, dependiendo del diseño específico del equipo,altura de cielos rasos y accesibilidad para el combate manualde incendios.

9.4.4.7 Los encerramientos de trituración deberían proveer-se con protección de rociadores automáticos o aspersión deagua. Los sistemas deberían diseñarse para un mínimo de 0.25gpm / pie2 (10.2 mm /min) sobre el más remoto 3000 pies2

(279 m2) (incrementado en 30% para los sistemas de tuberíaseca) de área de piso con el área de protección para rociadoresque no exceda de 100 pies2 (9.3 m2). También debería pro-veerse aspersión de agua dentro del alojamiento de lostrituradores a la entrada y descarga de las canales y dentro delos pozos de venteo.

9.4.4.8 El ambiente debería considerarse en la selección delos dispositivos de detección. La detección de calor es másconfiable bajo las condiciones encontradas en las áreas deproceso. La detección de humo no debería usarse en las áreasde proceso. Si son usados detectores de llama, debería pro-veerse un limpiador de aire de los lentes.

9.4.5 Supresión de explosiones.

9.4.5.1 Deberían considerarse sistemas de supresión de ex-plosiones para protección de los trituradores. Si son seleccio-nados tales sistemas, ellos deberían diseñarse e instalarse porindividuos calificados usando componentes listados. (VerNFPA 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 explosio-nes y agentes de distribución deberían cubrir el volumen ente-ro del triturador y todas las áreas contiguas, incluyendo entra-da y descarga de los transportadores, canales de rechazo, ysistemas de recolección de polvo.

9.4.5.3* El equipo del sistema de supresión de explosión ymontajes asociados deberían inspeccionarse periódicamente.Los extintores y puertos de detección deberían ser limpiadosfrecuentemente para asegurar una operación exitosa.

9.4.5.4 Los sensores de presión deberían ubicarse en áreas dela trituradora donde no podrán ser obstruidos. Si hay una de-mora en la operación del sistema de supresión, habría un in-cremento en la presión por encima de aquel que podría espe-rarse en una explosión no suprimida.

9.5 Combustibles de biomasa.

9.5.1 General. La Sección 9.5 identifica peligros de incen-dio y explosión que son únicos para el procesamiento de sub-



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productos forestales y agrícolas (ej: astillas de madera, casca-rilla de arroz, caña de azúcar) en combustible para calderasfabricado por medio de un proceso que puede incluir, peroque no está limitado a, almacenaje, trituración, clasificación,y transporte de biomasa a un área de almacenaje de combusti-ble para alimentar a la caldera a través de un dispositivo demedición. En general, los combustibles biomasa son tales quepueden esperarse incendios de baja a moderada intensidad.Puede haber casos, sin embargo, donde el tipo y procesamien-to del combustible presentarán un gran peligro de incendio yello requiere un alto nivel de protección.


9.5.2.1 El área de recibo inicial y almacenaje de biomasa, yasea interior o exterior, debería ser diseñada en concordanciacon lo siguiente:

(1) NFPA 1, Fire Code

(2) NFPA 61, Standard for the Prevention of Fires and Dust

Explosions in Agricultural and Food Processing Facili-

ties.(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 Faci-

lities.

(5) NFPA 1144, Standard for Reducing Structure Ignition

Hazards from Wildland Fire.

9.5.2.2 Donde los equipos de proceso o manejo involucranmateriales biomasa con tamaño de partículas menores que unamalla 80 y con un contenido de humedad menor del 30% porvolumen, existe un riesgo potencial de explosión. (Remítase aNFPA 68, Guide for Venting of Deflagrations, NFPA 69, Stan-

dard on Explosion Prevention Systems; y NFPA 664, Stan-

dard for the Prevention of Fires and Explosions in Wood

Processing and Woodworking Facilities, para una guía másamplia).

9.5.2.3 Las áreas de incendio deberían estar separadas unade otra por barreras de incendio aprobadas, separación espa-cial, u otros medios aprobados. En adición a los requerimien-tos de 5.2.1.3, es recomendable que, como mínimo, sean deli-mitadas 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 proce-sos descritos en 9.5.2.2, remítase a 9.3.2.3.

9.5.3 Prevención de incendios y explosiones en unidadesbiomasa.

9.5.3.1 Almacenaje exterior. Para la prevención de incen-dios con almacenaje exterior de biomasa, vea NFPA 230, Stan-

dard for the Fire Protection of Storage.

9.5.3.2 Almacenaje interior. Para materiales biomasa suje-tos a ignición espontánea, los apilamientos deberían rotarsesobre unas bases regularizadas.


9.5.4.1 Para la protección de incendios exteriores de mate-rial de biomasa, ver NFPA 1, Fire Code.

9.5.4.2* Los edificios de almacenaje de biomasa deberíanproveerse en todas partes con rociadores automáticos. Los sis-temas 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) deárea de piso con el área de protección para rociadores que noexceda de 130 pies2 (12.0 m2).

9.5.5 Protección contra explosiones. Las unidades debiomasa que utilizan equipo capaz de producir concentracio-nes explosivas de gases o polvos como está descrito en 9.5.2.2deberían proveerse con venteo de explosiones o sistemas desupresión 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 yexplosión que son únicos en el procesamiento de llantas decaucho como un combustible primario o secundario para cal-deras mediante un proceso que puede incluir pero no está li-mitado al almacenaje, trituración, y transporte de las llantasde caucho a un área de almacenaje de combustible (y su trans-porte desde el área de almacenaje para combustión en la cal-dera).

9.6.1.2 Hay varios peligros de incendio inherentes asociadoscon los desperdicios de llantas, sea dentro o fuera de un edifi-cio. Una vez las llantas se incendian, el fuego se desarrollarápidamente y es difícil de extinguir. Las llantas generaránuna gran cantidad de humo negro. Adicionalmente, así comolas llantas queman, generan aceite que puede propagar e in-crementar el tamaño del incendio.

9.6.2 Recibo inicial y áreas de almacenaje.





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9.6.2.1 Las áreas de recibo inicial y almacenaje deberían lo-calizarse en exteriores. El área debería asegurarse y despeja-da de toda vegetación dentro de 100 pies (30 m) del almace-naje de llantas. Vea el Anexo C de NFPA 230, Standard for

the Fire Protection of Storage, para una mayor guía sobre ta-maño de los apilamientos, separación, y acceso.

9.6.2.2* Donde son usadas grúas elevadas para cargar dentrode tolvas alimentadoras desde el interior de fosos de almace-naje, debería considerarse lo siguiente:

(1) Localización del puesto del operador púlpito de modoque su seguridad no esté comprometida.

(2) Habilidad para tener una visión clara y no obstruida detodo el almacenaje y las áreas de cargue.

9.6.2.3 Para los procesos con llantas en la planta que generanun 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 expe-riencia especializada.

9.6.3 Prevención de incendios y explosiones en desperdi-cios de llantas de caucho. (Reservado).


9.6.4.1 Para los requerimientos de suministro de agua y pro-tección de incendios del almacenaje exterior de desperdiciosde llantas de caucho, ver el Capítulo 33 de NFPA 1, Fire Code.

9.6.4.2 El foso de desperdicios de llantas de caucho deberíaproveerse 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 protec-ción del área por boquillas que no excedan 100 pies2 (9.3 m2).Debido al peligro extremo, debería minimizarse el espacio li-bre entre la cima del almacenaje y los sistemas aspersores deagua-espuma.

9.6.4.3* Adicional a la protección con aspersión de agua-es-puma, el foso de almacenaje debería proveerse de protecciónde boquillas monitoras diseñadas para suministrar un mínimode 250 gpm (946 L / min) a 100 psi (689 kPa) para el foso.Los monitores deberían ubicarse de modo que permitan elcubrimiento de todas las áreas del foso con al menos dos cho-rros operando simultáneamente. Debido al potencial de expo-sición al fuego del operador, deberían proveerse boquillasmonitoras oscilantes con un sobrepaso manual.

9.6.4.4 Para protección y almacenaje interior de desperdiciosde llantas de caucho, remítase a la Sección 34.8 de NFPA 1,Fire Code.

9.6.4.5 El sistema de alimentación de llantas a la caldera,incluidos recipientes, tolvas y canales, debería considerarsepara protección automática agua-espuma. Donde sea provis-to, 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 sercapaces de activación remota desde el cuarto de control u otrasáreas constantemente atendidas. Adicionalmente, las estacio-nes de activación local deberían ubicarse adyacentes a las áreasde incendio a lo largo de las líneas de salida y en considera-ción a la seguridad y protección del operador del daño debidoal equipo.

9.6.4.7 Debería tenerse particular cuidado en la selección dedispositivos de detección de incendios en consideración delos ambientes duros y polvorientos y los altos flujos de aire.

9.6.5 Protección contra explosión. Las unidades de desper-dicios de llantas de caucho que utilizan equipo capaz de pro-ducir concentraciones explosivas de gases o polvos deberíanproveerse con venteo de explosiones o sistemas de supresiónde las mismas. (Para una guía mayor, ver NFPA 68, Standard

on Explosion Protection by Deflagrating Venting, y NFPA 69,Standard on Explosion Prevention Systems.

9.7 Otros combustibles y procesos alternativos. Otros com-bustibles alternativos (ej: cisco, turba, desechos) son usadoscomo combustible de calderas. También, existen otras tecno-logías para la utilización y procesamiento de combustiblesalternativos como combustibles de caldera. Es recomendableque los diseñadores busquen la guía de aquellos que tienenexperiencia especializada para entender las característicasúnicas de cualquier combustible o tecnología particular enorden de aplicar apropiadamente las partes adecuadas de éstay 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 yexplosión de las unidades de generación eléctrica de turbinasde viento e instalaciones de generación de viento asociadas(granjas de viento) y los criterios específicos de protecciónrecomendados.

10.1.2 La mayoría de las granjas de viento consisten de unnúmero 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 depotencia eléctrica aumentado hasta igualar el voltaje de reji-lla. El diseño particular de los generadores de turbina de vien-to puede variar así como la configuración del circuito de po-tencia de salida y sus componentes. En consecuencia, algu-nas recomendaciones pueden ser más apropiadas para un tipode turbina de viento o instalación de granja de viento que otras.Muchos de los lineamientos guía específicos aquí pueden re-querir después modificación, debido a la consideración detodos los factores locales involucrados. Dada la geografía re-mota de la granja de viento típica, el énfasis de este lineamientoguía es sobre prevención de incendio por diseño con la adi-ción de equipo de supresión del fuego guiado por las bases dediseño de protección de incendios, así como un análisis delcosto-beneficio para determinar la extensión a la cual la pro-tección de incendios está justificada.

10.2 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16. Lasrecomendaciones contenidas en los Capítulos 4 hasta 7, 15 y16 pueden aplicar a instalaciones de generación de viento. Lasbases de diseño de protección de incendio debieran determi-nar cuales recomendaciones aplican a cualquiera instalaciónde generación de viento específica. Esta determinación es he-cha por evaluación de los peligros específicos que existen enla 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 vientoy diseños de circuito de salida para los cuales algunas de lasrecomendaciones no aplicarán puesto que los peligros descri-tos pueden no existir (Ej: transformadores sin barquilla de tur-bina de viento).

10.3 Diseño general y disposición de equipo.

10.3.1 Debiera proveerse separación adecuada entre lo si-guiente, como está determinado por las bases de diseño deprotección de incendios.

(1) Unidades de turbina de viento adyacentes, consistente conlas restricciones topográficas de la tierra y el viento.

(2) Estructuras o exposiciones adyacentes, incluidos trans-formadores.

(3) Propiedades adyacentes, (ej: líneas de tubería sobre elsuelo, tanques de granja o instalaciones de gas naturalque podrían presentar una exposición severa).

10.3.2 Debería darse consideración a la disposición del equi-po adyacente a las turbinas de viento y en línea con los planosde los alabes rotatorios y cubos en condiciones típicas de vientoque tienen un alto potencial de daño por partículas que vue-lan (tales como secciones de alabes en sobre velocidad o hie-lo).

10.4 Instalaciones no Atendidas.

10.4.1 La mayoría de las granjas de viento están típicamenteubicadas en áreas remotas y puede esperarse que permanez-can desatendidas por largos períodos de tiempo. Ello está nor-malmente configurado de tal manera que el acceso oportuno alas torres y barquillas no está usualmente disponible. Esta si-tuación presenta especial interés para la protección de incen-dios aplicable a instalaciones de generación de energía de vien-to en tierra y costa afuera.

10.4.2 Deberían darse consideraciones al tiempo de retardoen la respuesta del personal de combate público de incendios(el cual puede ser de varias horas) y a la carencia de personaldisponible para alertar a otros en una condición de incendio.

10.4.3 Las bases de diseño de protección de incendios debe-rían consignar respuesta retardada, carencia de comunicacióny de acceso. Las bases de diseño de protección de incendiosdeberían establecer la necesidad de proveer medidas de pro-tección de incendios adicionales para evitar una mayor propa-gación del fuego antes del arribo del personal que combate elincendio.

10.4.4 Los sistemas de señales de incendio de anunciaciónremota a una o más de las instalaciones constantemente aten-didas es crítica para la respuesta de emergencia. Debería con-siderarse la ubicación y diseño de sistemas de señalización deincendios y sus interfaces con el control de la instalación ge-neradora de viento y sistemas de información.

10.4.5 Es importante que las fuerzas de respuesta pública paracombate de incendios estén familiarizadas con el acceso a y elmovimiento alrededor del sitio de la instalación de genera-ción de viento, así como con los peligros específicos con res-pecto a las turbinas de viento y el esquema de potencia desalida. Este esfuerzo de coordinación debería reflejarse en elplan 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 genera-doras de turbina de viento deberían hacerse en concordanciacon las prácticas normalizadas de la industria, excepto comoha sido modificado por la Sección 10.5.

10.5.1.2* Las consideraciones específicas del sitio o una dis-posición típica del fabricante dictarán el diseño de la instala-ción generadora de turbina de viento. Esto incluirá el diseñode la turbina de viento, diseño y altura de la torre, cimentacio-nes de la torre, salida de potencia y circuitos de control de




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carga. Esto determinará cuantas estructuras separadas oencerramientos serán provistos en adición a las torres de tur-bina de viento. Las turbinas de viento y torres asociadas soncomúnmente instaladas en filas múltiples o hileras largas, de-pendiendo del suelo y topografía del viento.

10.5.1.3 En el evento de un problema con el generador deturbina de viento, deberían proveerse paradas automáticas queresulten en detención de la rotación del eje, frenada, y aisla-miento de la potencia eléctrica para la torre y barquilla. Debe-rían proveerse diferentes métodos de parada y aislamiento delequipo, operando independientemente. Esto puede incluir con-trol de separación del alabe y/o frenada hidráulica, así comoaislamiento de potencia en concierto con la terminación delcontrol electrónico.

10.5.2 Prevención de incendios en instalaciones de genera-ción de turbina de viento.

10.5.2.1 En general, los principios delineados en NFPA 30,Flammable and Combustible Liquids Code, deberían aplicar-se a cajas de engranajes y sumideros de aceite lubricante, bom-bas, enfriadores, filtros y tubería asociada. Como mínimo, lossistemas de tubería que suministran líquidos inflamables ycombustibles debieran diseñarse para minimizar las fallas hi-dráulicas y de tubería de aceite de lubricación, como sigue:

(1) Si es usada tubería rígida de metal, debería diseñarse conlibertad para desviarse siguiendo la caja de engranajes,en cualquier dirección, hacia la interfase con la citadacaja de engranajes. Esta recomendación también debieraaplicar a las líneas hidráulicas que están conectadas acajas de engranajes accesorias o actuadores montadosdirectamente en la barquilla. La manguera metálica dise-ñada apropiadamente es una alternativa para líneas deaceite lubricante e hidráulico en áreas de alta vibraciónal permitir un movimiento relativo entre las líneas de su-ministro de tubería rígida y los distribuidores, y entre lospuntos de entrada a la caja de engranajes y las interfacesdel generador.

(2) La tubería rígida conectada directamente con la caja deengranajes debería ser soportada de manera que las fa-llas no ocurran debido a la frecuencia natural de la tube-ría coincidiendo con la velocidad rotacional de la caja deengranajes, eje impulsor, cubo y generador. Debería te-nerse cuidado en el diseño de los soportes de tubería paraevitar vibraciones inducidas por otro equipo que puedeexcitar sus frecuencias naturales.

(3) Son preferidas las juntas soldadas de tubería. Los aco-ples roscados y los pernos de brida en tubería de aceitedebieran ser ensamblados usando una llave de torque ytorqueando según los requisitos del fabricante. Los acce-sorios roscados deberían tener un dispositivo de seguropositivo para evitar el desenroscado.

(4) El entubado de instrumentación, tubería y medidores de-bieran ser protegidos contra daño mecánico accidental.Los vidrios de observación deberían ser listados.

(5) Las líneas de aceite de lubricación deberían emplear tu-bería de construcción «protegida» con la línea ali-mentadora de presión localizada dentro de la línea deretorno. Donde no es usada tubería de construcción pro-tegida, deberían usarse manguitos de tubería para redu-cir la posibilidad de atomización del aceite. Todas lasconexiones mecánicas deberían ser protegidas.

(6) Debería proveerse contención y drenaje a fin de minimi-zar la propagación del aceite dentro de la barquilla o exte-riormente, lo cual coloca en riesgo al personal y equipoabajo.

(7) La tubería de fluidos debería ser tendida por debajo detodo el equipo eléctrico para controlar los escapes de flui-do que gotean sobre tal equipo.

10.5.2.2 Para generadores de turbina de viento, debería pro-veerse el monitoreo siguiente y/o funciones de disparo, parala vigilancia de la seguridad de la operación de los generado-res de turbina de viento e iniciar una parada segura ante con-diciones o parámetros anormales de operación.

(1) Perturbación de la rejilla.(2) Errores o restricciones de desviación.(3) Problemas de frenado.(4) Vibración anormal.(5) Sobre velocidad (incluidas condiciones del viento).(6) Fallas de temperatura.(7) 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 serconsiderado un fluido resistente al fuego listado. El diseño desistemas debería reflejar un trabajo objetivo para minimizarla cantidad de aceite y de tubería y componentes asociadospor fuera de la caja de engranajes.

10.5.2.4 Los sistemas de control hidráulico deberían usar unfluido hidráulico resistente al fuego listado. El diseño de sis-temas debería reflejar un trabajo objetivo para minimizar lacantidad de aceite hidráulico y tubería y componentes asocia-dos requeridos.

10.5.2.5 Los sistemas de entrega de energía eléctrica y con-trol, así como los de comunicaciones, incluyendo el cableado,alambrado, aislamiento, ventiladores / motores y gabinetesdeberían cumplir las normas de diseño industrial aplicablespara el uso propuesto y ciclo de trabajo especificado. Tales



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normas deberían ser aplicadas a los sistemas dentro de la bar-quilla y torre así como también a aquellos asociados con laenergía del movimiento desde las unidades de turbina de vientohasta la rejilla. Esto también incluye cables y líneas de ener-gía, transformadores y sistemas de acondicionamiento de ener-gía y/o componentes. Las fallas del equipo eléctrico son lafuente más probable de ignición de materiales combustibles.El equipo eléctrico debería constar de mecanismos de controlresistentes al arco listados.

10.5.2.6 Los transformadores son usados para aumentar laenergía eléctrica producida por el generador en la barquilla.Estos transformadores pueden ser ubicados en la barquilla, enla torre o sobre almohadillas cerca de la base de la torre. Eldiseño de planta debería incluir características que dirijan lasexposiciones que pasan por tales transformadores y, si eltransformador no es del tipo seco o está lleno de un aceiteaislante fluido menos inflamable de lista, debería tenerse encuenta su ubicación, contención del aceite, espaciamiento res-pecto de otros objetos incluida la torre, y el uso de barreras yprotección fija. Los mismos principios deberían ser aplicadosen transformadores elevadores usados para conectar una granjade viento a la rejilla. La instalación de transformadores ele-vadores debería reflejar una apropiada evaluación de la exposi-ción creada con respecto a otros transformadores, así como alas estructuras de soporte de granjas de viento. Debería obser-varse una apropiada separación física, o erigirse muros barre-ra apropiados, donde sea necesario para controlar tales expo-siciones.

10.5.2.7 Las baterías son frecuentemente empleadas para pro-veer energía de reserva en la barquilla y cubo de una turbinade viento apropiada, y otras estructuras de soporte (ej: cuartosde control). Las baterías deberían ser provistas de ventilaciónadecuada y mantenerse limpias.

10.5.2.8 Pueden usarse calentadores eléctricos de propósitoespecial en las barquillas de las turbinas de viento para abas-tecer el sumidero de aceite y espacio de calentamiento. Estoscalentadores deberían ser listados para el tipo de uso en elcual son empleados.

10.5.2.9 Debería proveerse protección contra rayos para ala-bes, barquillas, torres, líneas de energía, transformadores yestructuras de soporte, en concordancia con la InternationalElectrotechnical 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 com-bustibles o de materiales menos inflamables siempre que seaposible. Tales principios deberían aplicarse a barquillas, to-rres, edificios de control O&M y otras estructuras de soportecomo casas relevadoras, patios de maniobra de edificios decontrol y edificios acondicionadores de energía.

10.5.2.11 Los frenos de alta velocidad (si son usados) puedencrear una gran cantidad de chispas. Debería considerarse eluso de pantallas para aislar estas chispas de componentes com-bustibles del equipo e instalaciones donde puedan acumularsefugas de fluidos combustibles.

10.5.3 Protección de incendios para instalacionesgeneradoras de viento.

10.5.3.1 General.

10.5.3.1.1 La determinación de la necesidad de detección/su-presión de incendios y secuencia asociada con la parada deseguridad de la turbina de viento para instalaciones generadorasde este tipo, debería estar basada en su diseño y disposición,incluidos equipo y componentes específicos usados en la pro-ducción de energía dentro de la instalación. Esto debería serconsiderado en las bases de diseño de protección de incendiosen relación con la turbina y torre de viento así como con loscircuitos de transferencia y control. Adicionalmente, deberíadarse consideración a las consecuencias de la pérdida de unao múltiples unidades de turbina de viento, así como a la vul-nerabilidad al daño de las estructuras y equipo adyacente.

10.5.3.1.2 Las bases de diseño de protección de incendios indi-cadas en 10.5.3.1.1 deberían determinar la necesidad de siste-mas de detección de incendios dispuestos para activar las alar-mas en una instalación constantemente atendida o mediante laprovisión de circuitos de operador remoto. Esto aplica a bar-quillas, torres, encerramientos de equipo eléctrico y edificios.

10.5.3.1.3 Debido a la ubicación remota de la mayoría de ins-talaciones de generación de viento costeras y la carencia desuministros de agua abundantes, es improbable el uso de sis-temas de protección de incendios base-agua. Para instalacio-nes costa afuera, la misma situación es válida porque la cons-trucción de sistemas de bombeo y distribución de agua de in-cendios tendría un costo prohibitivo. Si el diseño de una insta-lación en particular, sin embargo, permite el uso de sistemasde supresión de agua, estos sistemas deberían seguir las reco-mendaciones generales del Capítulo 7.

10.5.3.2 Sistemas gaseosos de inundación total.

10.5.3.2.1 Donde son usados sistemas gaseosos de inunda-ción total, los encerramientos eléctricos, gabinetes o edificiosdeberían estar dispuestos para minimizar las fugas por cierreautomático de los amortiguadores de ventilación y puertas, comosea aplicable, y la parada automática de los ventiladores.

10.5.3.2.2* Son críticos el mantenimiento e inspección de lossistemas de agente gaseoso de inundación total y el equipoenclavado.

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




Edición 2010

10.5.3.2.3 Para encerramientos eléctricos o gabinetes locali-zados en edificios o estructuras similares, deberían consignarseprevisiones para la segura remoción del gas y tóxicos poten-ciales de combustión sub-productos de estas estructuras luegode 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 deinundación total, tales sistemas deberían instalarse en concor-dancia con NFPA 750, Standard on Water Mist Fire Protection

Systems y aparecer listados para la aplicación. El sistema de-bería instalarse en concordancia con los procedimientos deinstalación del fabricante.

10.5.3.3.2 Los encerramientos eléctricos, gabinetes y edifi-cios, deberían ser dispuestos para reducir fugas por cierre au-tomático de puertas, amortiguadores de ventilación y paradaautomática de ventiladores.

10.5.3.3.3 El suministro de agua (y agente) debería dimen-sionarse para que esté en capacidad de proveer protección yaque existen peligros sobre la temperatura de auto-ignición. Elsistema debería aparecer listado y dimensionado para la apli-cación.

10.5.3.4 Sistemas comprimidos aire-espuma.

10.5.3.4.1 Donde son usados sistemas comprimidos aire-es-puma, deberían instalarse en concordancia con NFPA 11, Stan-

dard for Low, Medium and High-Expansion Foam, y apare-cer listados para la aplicación. El sistema debería instalarseen concordancia con los procedimientos de instalación delfabricante.

10.5.3.4.2 El suministro de agua (y agente) debiera dimen-sionarse para que esté en capacidad de proveer protección yaque existen peligros sobre la temperatura de auto-ignición. Elsistema debería aparecer listado y dimensionado para la apli-cación.

10.5.3.5 Protección de incendio de la barquilla.

10.5.3.5.1 La necesidad de protección de incendio fija auto-mática dentro de la barquilla de un generador de turbina deviento debería apoyarse en las bases de diseño de protecciónde incendios y la evaluación del riesgo de incendio asociado.La supresión del incendio dentro de encerramientos eléctri-cos sellados y gabinetes es debatida en 10.5.3.2 y 10.5.3.3.Un sistema de aplicación local es más apropiado paraencerramientos eléctricos no sellados y gabinetes dentro de labarquilla y la torre. Por otro lado, un sistema de extinción deaplicación local puede ser apropiado para el sistema de lubri-cación de la caja de engranajes o el sistema de control hidráu-

lico. Si es usado, debería proveerse la capacidad de supresióndel incendio para la tubería de aceite o cualquier área a dondeéste pueda fluir, acumularse o ser asperjado. Los sistemas deextinción de incendio, donde son provistos para equipo decontrol hidráulico, deberían incluir protección de reservorios,bombas, acumuladores, tubería y sistemas de activación. De-bieran usarse sistemas listados.

10.5.3.5.2* Las tasas de descarga y duración deberían ser ta-les que el enfriamiento y parada ocurran para evitar la re-igni-ción del incendio. La operación del sistema debería ser dis-puesta para coincidir con la parada automática de la turbinade viento.

10.5.3.5.3 El posicionamiento de las boquillas de aplicaciónlocal debería ser tal que sea mantenido el acceso para mante-nimiento de los componentes de la turbina de viento dentro dela barquilla.

10.6 Cuartos de equipo eléctrico y edificios.

10.6.1 El tamaño y complejidad del sitio de la instalación degeneración de viento determinará cuáles encerramientos de con-trol son provistos, si los hay. Los encerramientos de controlson típicamente usados para acondicionamiento de energía yequipo de estabilidad de la rejilla y son diseñados para funcio-nar sin ser atendidos. Este tipo de encerramiento contiene pa-neles de control, mecanismos de control, baterías, relevadores,rectificadores y circuitos de interrupción electrónica.

10.6.2* Los encerramientos de equipo eléctrico auxiliar, don-de son provistos, pueden contener equipo excitatriz, mecanis-mos de control, transformadores de corriente, transformado-res de potencia, transformadores a tierra y otro equipo eléctrico.

10.6.3 Debería instalarse un sistema detector de humo paraproveer alerta temprana y funciones de alarma en el evento deun incendio eléctrico dentro del encerramiento.

10.6.4 Debería considerarse un sistema automático de supre-sión para los encerramientos.

Capítulo 11 Generación con Energía

Térmica Solar

11.1* General. El Capítulo 11 cubre riesgos de incendio aso-ciados con estaciones de generación térmica solar. El procesousado en las actuales aplicaciones comerciales típicas involucracalentamiento de fluidos de transferencia de calor (FTC) encampos solares y uso de este fluido para generar vapor paraimpulsar un generador de turbina de vapor.



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GENERACIÓN CON ENERGÍA TÉRMICA SOLAR

11.4.1.4 Debería darse consideración al uso de válvula (s) deaislamiento de emergencia de operación remota al disponer latubería para reducir el volumen de fluido inflamable liberado.Los actuadores para las válvulas de aislamiento de emergen-cia 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 pérdidadel aire o energía eléctrica del instrumento. Si es reque-rida fuerza neumática para cerrar la válvula (s), las líneasde aire y accesorios deberían ser de construcción en ace-ro inoxidable.

(2) Las válvulas operadas eléctricamente y cableado asocia-do deberían ser provistos a prueba de fuego, permitiendoque el cable permanezca en servicio cuando es expuestoa una exposición UL 11709 de tiempo-temperatura. Elcable para válvulas que falla en la posición cerrada porpérdida de energía no necesita ser a prueba de incendio.

(3) Los controles o dispositivos de activación remota debe-rían ubicarse en un cuarto de control constantemente aten-dido. 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 FTClejos de equipo y estructuras importantes. Puede usarse la in-clinación del piso para canalizar las fugas de FTC hacia áreasseguras y bordillos, evitando el flujo hacia el equipo.

11.4.1.6 Las superficies de piedra o roca triturada podrían seruna medida eficaz de controlar incendios cerca de equipo deproceso valioso o crítico (Ver 5.5.6).

11.4.1.7 La tubería FTC y componentes de válvulas de aliviodeberían descargar a una localización que limite la exposi-ción al fuego del equipo crítico.

11.4.1.8 La tubería FTC debería estar aislada o tendida lejosde materiales combustibles.

11.4.1.9 Debería considerarse el uso de sellos mecánicos do-bles en bombas para reducir fuentes potenciales de fuga.

11.4.2 Protección del calentador FTC.

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

11.4.2.2 Debería proveerse un sistema interno de extinción deincendios fijo para el calentador.

11.4.2.3 Deberían proveerse sistemas de protección deincendios frente al quemador (Ver 7.5.1).

11.2 Aplicación de los Capítulos 4 hasta 7, 15 y 16.

11.2.1 Aplican las recomendaciones contenidas en los Capítu-los 4 hasta 7, 15 y 16. Las bases de diseño de protección deincendios determinarán cuales recomendaciones aplican a cual-quier instalación específica. Esta determinación es hecha porevaluación de los peligros específicos que existen en la insta-lación y la valoración del nivel de riesgo aceptable para ella.Los parágrafos remanentes en este capítulo proveen recomen-daciones que van más allá del alcance de otros capítulos enesta práctica recomendada.

11.3* Consideraciones del riesgo.

11.3.1 La mayoría de los peligros asociados con las plantas degeneración 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 poruna liberación de FTC. El espaciamiento y diseño del equipocrítico y estructuras debería ser tal que pueda limitarse el dañoen el evento de una exposición al fuego en el campo solar y enáreas 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 deberíaseguirse la norma ANSI/ASME B.31.1, Power Piping. La tu-bería y los accesorios deberían estar apropiadamente diseña-dos para resistir una exposición a un incendio hasta que puedaser lograda la protección mediante aspersión de agua. Parareducir la posibilidad de fuentes de fugas debería considerar-se el uso de conexiones tipo junta de bola rotatoria en lugar deuniones de manguera flexible en áreas tales como la conexiónen espira FTC de los montajes colectores solares adyacentes.Las empaquetaduras y sellos deberían ser compatibles conFTC. Las bridas y conexiones de tubería sobre sistemas FTCdebieran tener guardas.

11.4.1.2 La tubería y componentes que contengan y usen FTCdebieran ubicarse externamente.

11.4.1.3 Deberían ser provistos monitoreo de presión con alar-ma a un área constantemente atendida aguas arriba delintercambiador de calor FTC y sobre cada espira FTC yenclavamientos para detener las bombas o aislar una espira enel evento de una caída de presión.




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11.4.2.4 Deberían proveerse medios para identificar rupturasde tubo, y válvulas para aislar el tubo o el colector de abaste-cimiento FTC hacia el conducto donde podría ocurrir un flujode una gravedad significativa.

11.4.2.5 El suministro de combustible al calentador deberíaser capaz de ser cerrado en forma remota o aislado a través deuna acción tomada en el cuarto de control o en un área cons-tantemente atendida.

11.4.2.6 Deberían proveerse controles y salvaguardas de ins-trumentación para calentadores como son identificados enNFPA 86, Standard for Ovens and Furnaces y en las reco-mendaciones del fabricante del equipo. Debería considerarseincluir monitoreo, alarmas, y/o paradas automáticas para lascondiciones siguientes:

(1) Flujo bajo del FTC.(2) Alta temperatura de salida del FTC.(3) Baja presión de gas combustible o flujo bajo del com-

bustible 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 intercam-biadores de calor del generador de vapor, de los calentadoresFTC y otro equipo que contenga hidrocarburo líquido reteni-do, para evitar el colapso estructural de estas unidades en elevento de un incendio de alberca. Adicionalmente, debieraconsiderarse protección para los soportes de equipo críticoadyacente, tales como soportes de tubería, entre 20 y 40 pies(6.1m a 12.2m), dependiendo de las bases de diseño de pro-tección de incendios. Proteger los soportes estructurales concualquiera de lo siguiente:

(1) Una tasa de resistencia al fuego de 2 horas al ser proba-dos con el tiempo de exposición a temperatura de UL1709. Si es usado un revestimiento para aplicaciones ex-teriores, debería ser aceptable para uso externo.

(2) Protección con aspersión de agua en concordancia conNFPA 15, Standard for Water Spray Fixed Systems for

Fire Protection.

11.5.2 Equipo tal como bombas FTC, áreas de tanquesigualadores o de oscilación, áreas de intercambiadores de ca-lor de generadores de vapor, equipo de merma FTC y áreas desuelo donde fluidos FTC podrían ser asperjados, fluidificadoso acumulados, debieran protegerse con sistemas automáticosde protección de incendios de espuma o base-agua.

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

de toda la tubería FTC asociada con montajes colectores sola-res y tubería de suministro y distribución FTC. Esto ayudaráen el combate manual temprano de incendios y el control de laexposición.

11.5.4 Un sistema automático de protección de incendios lis-tado debería ser provisto para las áreas siguientes con base enlas bases de diseño de protección de incendios (donde el peli-gro es aceite lubricante o hidráulico, un fluido resistente alfuego listado es una alternativa aceptable para la protecciónfija de incendios):

(1) Sistemas de lubricación.(2) Sistemas de control hidráulico.(3) Cuartos de equipo eléctrico, incluido control, computa-

dores, comunicaciones, bandejas y túneles de cables, enconcordancia con el Capítulo 7.

Capítulo 12 Plantas de Energía Geotérmica

12.1 General. El Capítulo 12 cubre peligros de incendio yexplosión y criterios de protección recomendados asociadoscon 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 4hasta 7, 15 y 16 aplican a todas las plantas de energía geotér-mica (vapor directo, ráfaga de vapor, y binaria). Las bases dediseño de protección de incendios determinarán cuales reco-mendaciones aplican a cualquier instalación específica. Estadeterminación es hecha por evaluación de los peligros especí-ficos que existen en la instalación y valoración de su nivel deriesgo aceptable. El remanente de este capítulo provee reco-mendaciones que no están incluidas en otros capítulos de estapráctica recomendada.

12.2.2 En general, las consideraciones de riesgo para plantasgeotérmicas de vapor directo y de ráfaga de vapor son lasmismas que aquellas para plantas convencionales de energíade turbina de vapor. Para plantas binarias, las diferencias estáprevistas abajo en este capítulo. Los peligros mayores son comosigue:

(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.

12.3 Plantas binarias. Las recomendaciones de esta secciónaplican a plantas binarias.

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



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(1) Liberación de líquido inflamable sobre el punto de ebu-llición con potencial exposición de incendio para otroequipo 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 conel daño que podría ser causado por una liberación de fluidoorgánico inflamable como un líquido o como una nube de va-por. El espaciamiento y diseño de equipo y estructuras críti-cos debiera ser tal como para limitar el daño en el evento deuna explosión o exposición al fuego.

12.3.2 Ubicación.

12.3.2.1 Debería ser considerada la dirección en la prevalen-cia del viento con relación a la disposición de los componen-tes mayores, porque esto reducirá la posibilidad de una exposi-ción crítica del equipo o unidades adyacentes ante un escape.

12.3.2.2 Los componentes que contienen fluido de trabajo in-flamable debieran ubicarse afuera o en encerramientos ade-cuadamente ventilados. Se considera una adecuada ventila-ción aquella que limita las concentraciones a menos del 25%del LIE.

12.3.2.3 Las bombas de fluido de trabajo deberían ubicarsede modo que no expongan el equipo crítico.

12.3.2.4 Las exposiciones potenciales a incendios tales comolos reservorios de aceite de lubricación de turbinas y tanquesde almacenaje de fluidos de trabajo deberían ubicarse de modoque no expongan el equipo crítico.

12.3.3 Fluídos.

12.3.3.1 Estructuras de proceso que contienen fluídos in-flamables.

12.3.3.1.1 Deberían protegerse los soportes de estructuras deproceso, para prevenir el colapso de estas unidades en el eventode un incendio de alberca. Debería considerarse uno o más delos aspectos siguientes:

(1) Protección de acero con revestimiento de una tasa de doshoras (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.

(3) Drenaje adecuado (estructura sobre terreno elevado conel 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 paradiseño de sistemas de tubería de fluido geotérmico y de hidro-carburos.

12.3.3.2.2 Debería considerarse la protección de bombas, tu-bería asociada y accesorios usando sistemas automáticos deaspersión de agua, si cualquiera de lo siguiente aplica:

(1) Ellos están ubicados en un área de exposición de otroequipo.

(2) Ellos no pueden ser remotamente aislados.

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

12.3.3.2.4 Debería considerarse el uso de sellos mecánicosdobles en bombas para reducir las fuentes potenciales de fu-gas.

12.3.3.2.5 Deberían proveerse válvula (s) de aislamiento deemergencia en la disposición de la tubería para reducir la di-mensión de posibles liberaciones de fluido inflamable. Debe-ría considerarse lo siguiente:

(1) Los actuadores para válvulas de aislamiento de emergen-cia de operación remota deberían ser neumática oeléctricamente potenciados. El método preferido debie-ra ser proveer «válvulas de seguridad de falla» que cie-rran por pérdida de aire de instrumentos o energía eléc-trica.

(2) Si es requerida energía neumática para cerrar la válvula(s), las líneas de aire y accesorios deberían ser de cons-trucción en acero inoxidable y las válvulas y el cableadoasociado que opera eléctricamente deberían proveerse aprueba de incendio con una clasificación de 15 minu-tos.

(3) Las estaciones de activación remota son idealmente ubi-cadas en un cuarto de control constantemente atendidopero, si tal localización no es posible o práctica, ellasdeberían ubicarse al menos 50 pies (15.2m) alejadas delos puntos de fuga anticipados.

12.3.3.2.6 Debería proveerse alivio de presión para cualquiersección del sistema que contenga un fluido inflamable a bajapresión de vapor que pueda ser aislado entre dos válvulas.

12.3.3.3 Control de fugas de fluidos inflamables.

PLANTAS DE ENERGÍA GEOTÉRMICA




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12.3.3.3.1 Deberían proveerse medios para dirigir fugas delíquidos inflamables lejos de equipo y estructuras importan-tes. La inclinación del piso para canalizar las fugas de fluidohacia áreas seguras y bordillos para evitar el flujo hacia elequipo son algunos métodos que pueden usarse.

12.3.3.3.2 Las superficies porosas del suelo tales como piedrao suelos que pueden controlar superficies ardiendo podríanser medidas efectivas de control de incendios cerca de equipovalioso de proceso.

12.3.3.4 Detección de vapor.

12.3.3.4.1 Debería proveerse detección de vapor para equiposujeto a fugas de fluidos o vapores inflamables, la cual permi-tiría alertas tempranas de modo que pudieran tomarse accio-nes correctivas antes de que la fuga se incremente a un nivelincontrolable.

12.3.3.4.1.1 Para plantas atendidas, los sistemas de detecciónde vapor debieran tener una alarma a una ubicación constan-temente atendida como el cuarto de control. Debiera conside-rarse lo siguiente:

(1) La alarma de un detector debería ser inmediatamente in-vestigada.

(2) Debería darse consideración a la parada automática delequipo en el evento que dos detectores generen alarmasimultáneamente.

12.3.3.4.1.2 En plantas no atendidas, la detección de vapordebería proveer una parada automática y notificación inme-diatas.

12.3.3.5 Eléctrico.

12.3.3.5.1 Todo el equipo eléctrico ubicado en un área clasifi-cada debería ser Clase A, División 2 o Zona 2 y tener el grupoapropiado (ver Artículo 500 o 505 de NFPA 70, National

Electrical Code, para determinar el grupo). Alternativamente,los edificios con mecanismos de control, centros de controlde motores y cuartos de control deberían ser presurizados paraevitar la entrada de vapor usando aire de una ubicación segurasi ellos podrían estar expuestos a una nube de vapor inflama-ble. La presión debería monitorearse, con alarmas por pérdi-da de presión a una ubicación constantemente atendida.

12.3.3.5.2 Los transformadores aislados en aceite deberíanprotegerse como está delineado en el Capítulo 5.

12.3.3.5.3 Los cuartos de baterías deberían ser protegidoscomo está delineado en el Capítulo 7.

12.3.3.5.4 La fuerza eléctrica, cableado de control y cableadode instrumentos requeridos para paradas de seguridad de equi-

po crítico durante emergencias y paradas de planta, deberíaser tendido bajo tierra o alrededor de áreas de peligro alto. Sies tendido sobre el suelo, el cableado debería ser protegidocon material a prueba de incendio en concordancia con la pu-blicación API 2218, Fireproofing Practices in Petroleum and

Petrochemical Processing Plants.

12.3.3.5.5 Deberían usarse mecanismos de control resistentesal arco (remítase a IEEE C37.20.7, Guide for Testing Metal-

Enclosed 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 debe-rían determinar la necesidad de detección/supresión para ins-talaciones geotérmicas, con base en el diseño y disposiciónde la instalación, incluyendo equipo y componentes específi-cos usados. Las bases de diseño de protección de incendiosdeberían examinar el tipo de detección necesaria así como lasalarmas y dispositivos de parada de emergencia (DPEs).

12.4.2 Debería proveerse un sistema de protección de incen-dios automático listado para las áreas siguientes con apoyo enlas bases de diseño de protección de incendios (donde el peli-gro es aceite lubricante o hidráulico, un fluido resistente alfuego listado es una alternativa aceptable para una protecciónde incendios fija):

(1) Sistemas de lubricación.(2) Sistemas de control hidráulico.(3) Protección de cuartos de equipo eléctrico, incluidos con-

trol, computadores, comunicaciones, bandejas de cablesy túneles, en concordancia con el Capítulo 7.

12.4.3 Los ambientes corrosivos podrían requerir especial aten-ción por los materiales usados en los sistemas y equipo deprotección de incendios.

12.4.4 Para el equipo y área del suelo donde fluidos inflama-bles podrían fluir y exponer equipo crítico, debiera darse con-sideración a la protección por sistemas fijos de incendio deaspersión de agua y/o boquillas monitoras, las cuales podríanayudar en el combate del incendio y control de la exposición.

(1) Deberían usarse boquillas monitoras ajustables con tasasde flujo mínimas de 500 gpm (1893L/min) que excede-rían al menos uno u otro modelo de aspersión de otraboquilla monitora.

(2) Considérense los vientos prevalecientes al ubicar las bo-quillas monitoras. Debería asumirse que debido a los cam-bios climáticos en la dirección del viento habría veces enque algunas boquillas monitoras estarían a favor del éste



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y no serían accesibles debido a la nube de vapor y/o ca-lor generado desde un incendio.

(3) Los sistemas fijos de aspersión de agua deberían ser di-señados en concordancia con NFPA 15, Standard for

Water Spray Fixed Systems for Fire Protection.

13.1.2 Debido a los peligros involucrados en el procesamien-to, almacenaje y manejo de mezclas de gas inflamables, mu-chos 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 Natu-

ral Gas (LNG); son aplicables respecto de lo siguiente:

(1) Características de seguridad de construcción de contene-dores, tanques, tubería y válvulas.

(2) Instrumentación y controles.(3) Clasificación del equipo eléctrico para atmósferas peli-

grosas.(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 deincendio, etc.

13.2 Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16. Las re-comendaciones contenidas en los Capítulos 4 hasta 7, 15 y 16aplican fácilmente a instalaciones IGCC. Con la adición delas diferentes tecnologías involucradas en la producción de laSintegas (Syngas) y las diferencias de la Sintegas (Syngas)

respecto del gas natural, las bases de diseño de protección deincendios deberían determinar cuales recomendaciones apli-can a cualquier instalación específica IGCC. Esta determina-ción es hecha por evaluación de los peligros específicos queexisten en la instalación y valoración de su nivel de riesgoaceptable. Para instalaciones IGCC, es de esperarse que apli-carán la mayoría de las recomendaciones, aunque podrían serloen particular para plantas en las cuales algunas de las reco-mendaciones no aplicarían puesto que los peligros descritospueden no existir (ej: unidad de separación sin aire). El usua-rio es responsable por la determinación de las propiedades delos materiales usados o generados en la instalación (vapor,densidad, temperatura de ignición, LIE, etc.). Es recomenda-ble que los diseñadores sigan las guías de aquellos que tienenexperiencia especializada para entender las característicasúnicas de cualquier combustible o tecnología en particular, enorden de aplicar las partes apropiadas de ésta y otros docu-mentos apropiados.

13.3* Diseño general y disposición de equipo.

13.3.1 Debiera proveerse separación física entre las áreassiguientes como está determinado por las bases de diseño deprotección de incendios:

(1) La preparación del aprovisionamiento alimentador decombustible y área de almacenaje.

(2) La planta de energía, incluyendo el patio de maniobras.

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

Capítulo 13 Identificación y Protección de

Peligros para Instalaciones de Generación de

Ciclo Combinado de Gasificación Integrada

13.1* General. El Capítulo 13 identifica peligros de incendioy explosión asociados con instalaciones de generación eléc-trica de ciclo combinado (IGCC) de gasificación integrada ycriterios específicos de protección recomendados.

13.1.1 Los mayores peligros de incendio y explosión asocia-dos con las instalaciones (IGCC) diseñadas e instaladas hoyson los siguientes:

(1) Combustibles inflamables que son almacenados y proce-sados en el área de preparación de comburentes ysubsecuentemente entregados al combustor.

(2) Una reacción incontrolada que involucra oxígeno y unasíntesis de gas combustible Sintegas (Syngas) en el gasi-ficador o aguas abajo del equipo, a menudo debido a pér-dida de combustible inflamable sin pérdida de oxígeno oinadecuados procedimientos de purga.

(3) Las altas temperaturas y presiones producidas en el gasi-ficador.

(4) Líquidos inflamables y combustibles asociados con sis-temas de aceite de lubricación e hidráulico (compresores,bombas, ventiladores, turbinas, etc.)

(5) Gas combustible altamente enriquecido en hidrógeno mo-viéndose desde el gasificador a la turbina de combustión(s).

(6) Gas natural o aceite combustible usado como un com-bustible alternativo para la turbina de combustión (s) enla 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 lim-pieza inadecuada, o materiales de construcción inapro-piados) que resultan en detonaciones.

(9) Propano y otros combustibles de arranque precalentados.(10) Aire u oxígeno introducidos dentro de la llama del siste-

ma.

Nuevas tecnologías están siendo exploradas e incorporadas aun paso rápido. El impacto de las nuevas tecnologías deberíaser considerado con base en los méritos de cualquier elemen-to nuevo de diseño específico.




Edición 2010

(3) La planta de gasificación.(4) La unidad separadora de aire.(5) El área de tratamiento/limpieza de la Sintegas (Syngas).

(6) Las áreas de producción química.(7) Las propiedades adyacentes (ej: refinería, instalaciones

de proceso, líneas de tubería sobre el suelo, tanques degranjas o instalaciones de gas natural que podrían pre-sentar una severa exposición).

13.3.2 Debería darse consideración a las altas temperaturas,elevadas presiones, y gases combustibles (ej: hidrógeno) decontenidos asociados con la Sintegas (Syngas) desarrolladosen la planta de gasificación. Es principalísimo el apropiadocontrol del material combustible en y alrededor del gasifica-dor, enfriador de la Sintegas (Syngas), y tubería y recipientesasociados, así como la apropiada clasificación del área y eluso de equipo eléctrico listado.

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

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

13.4 Respuesta en emergencia.

13.4.1 La combinación de una planta de gasificación y unaplanta de generación de energía de ciclo combinado resulta enuna instalación disímil a una planta química y las bases dediseño de protección de incendios deberían consignar una res-puesta retardada debido a la incertidumbre de la respuesta deemergencia del personal. Las bases de diseño de protecciónde incendios pueden establecer la necesidad de proveer medi-das adicionales de protección contra el fuego para evitar unamayor propagación del incendio antes del arribo de los bom-beros.

13.4.2 Dado el tamaño de la planta y los peligros, resulta crí-tica para la respuesta de emergencia la anunciación de los sis-temas de señalización de incendios en instalaciones constan-temente atendidas. Debería considerarse la ubicación y dise-ño de sistemas de señalización del incendio, incluyendo esta-ciones de parada de emergencia y sus interfases con el controlde la instalación IGCC y los sistemas de información.

13.4.3 Es importante que la brigada de respuesta al incendio ylos bomberos estén familiarizados con el acceso a y movi-mientos alrededor del sitio de la instalación IGCC y peligrosespecíficos respecto de la planta de gasificación y sus siste-mas de soporte así como también de la planta de energía. Esteesfuerzo de coordinación es esencial y debería reflejarse en elplan de emergencia por incendio de las instalaciones IGCC.

13.5 Instalaciones de generación IGCC.

13.5.1 General.

13.5.1.1 La instalación y operación de instalaciones de gene-ración IGCC debería estar en concordancia con las prácticasnormalizadas de la industria y los varios capítulos de esta prác-tica 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.

13.5.1.3 La disponibilidad de combustible, tipo de combusti-ble, consideraciones específicas del sitio, incluyendo límitesambientales; y una disposición típica de una firma de ingenie-ría gobernarán el diseño de una instalación IGCC. Este diseñodebería incluir la escogencia del combustible y la preparaciónde los sistemas de carburante necesarios, el diseño y disposi-ción de la planta de gasificación, la necesidad de una unidadde separación de aire y la cantidad de sistemas de recupera-ción de sub-productos. Esto, a su turno, dictará cuantas es-tructuras separadas o encerramientos deberán proveerseadicionalmente para la turbina (s) de gas de la planta (s) deenergía, HRSGs y generador (s) de turbina de vapor.

13.5.2 Prevención de incendios en instalaciones IGCC.

13.5.2.1 Tubería.

13.5.2.1.1 Los principales lineamientos de NFPA 30,Flammable and Combustible Liquids Code, deberían aplicar-se a cajas de engranajes y sumideros de aceite lubricante,reservorios, bombas, enfriadores, filtros y tubería asociada queson necesarios para la operación de los sistemas de prepara-ción de combustible, unidad de separación de aire, otras fun-ciones de soporte y la planta de energía de ciclo combinado.Como mínimo, los sistemas de tubería que alimentan líquidosinflamables y combustibles deberían diseñarse para minimi-zar las fallas de la tubería de aceite hidráulico y lubricante,así:

(1) La tubería de metal rígido debería ser diseñada con liber-tad para flectarse con la tubería que sirve al sistema/com-ponente, en cualquier dirección, hasta la interfase con elcomponente. La manguera metálica diseñada apropiada-mente es una alternativa para líneas de aceite hidráulicoy lubricante en áreas de alta vibración para permitir unmovimiento relativo entre líneas de suministro de tube-ría rígida y los distribuidores, así como en los puntos deentrada asociados.

(2) En áreas de la Sintegas (Syngas) la tubería y recipientesdeberían ser apropiadamente diseñados con adecuadasconcesiones de corrosión. Deberían identificarse frecuen-cias apropiadas de mantenimiento y monitoreo.



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(3) La tubería rígida conectada directamente a bombas, su-mideros y cajas de mecanismos debieran estar soporta-das de manera que las fallas no ocurran debido a la fre-cuencia natural de la tubería coincidiendo con la veloci-dad rotacional de las cajas de mecanismos, ejes impul-sores, motor principal, y carga. Debería tenerse cuidadoen el diseño de soportes de tubería para evitar vibracio-nes inducidas por otro equipo que puede excitar su fre-cuencia natural.

(4) Las juntas de tubería soldadas deberían usarse donde seaposible. Los acoples roscados y pernos de bridas en tu-bería de aceite debieran ensamblarse usando una llave detorque y torqueando según los requisitos del fabricante.Los accesorios roscados deberían tener un dispositivo deseguro positivo para evitar el desenroscado.

(5) El entubado de instrumentación, tubería y manómetrosdebieran protegerse contra daño mecánico accidental. Losvidrios de inspección deberían ser listados.

(6) Donde sea práctico las líneas de aceite de lubricacióndeberían usar tubería de construcción «protegida», conla línea de alimentación de presión localizada dentro dela línea de retorno. Si esto no es práctico, debieran usar-se manguitos de tubería y/o guardas del entubado y bri-das para reducir la posibilidad de atomización de aceitecon subsiguientes incendios por aspersión.

(7) Si es práctico, la tubería de fluido no debería tendersesobre equipo eléctrico para controlar fugas de fluido quegotean sobre el equipo.

13.5.2.1.2 La tubería a través de la Sintegas (Syngas) y el gasnatural son dirigidos, deberían construirse en concordanciacon API RP 941, Steels for Hydrogen Service at Elevated

Temperatures and Pressures in Petroleum Refineries and

Petrochemical Plants, and ASME B31.3, Process Piping. Tam-bién debieran reconocerse específicas consideraciones de di-seño a los peligros impuestos por la alta concentración de hi-drógeno dentro de la Sintegas (Syngas) que es dirigida a laturbina (s) de combustión.

13.5.2.1.3 El diseño de planta debería consignar la necesidadde antorchas como sea requerido por la disposición de losvariados procesos de planta. Las guías para el diseño de lasantorchas puede encontrarse en ANSI/API RP 521, Guide for

Pressure Relieving and Depressurizing Systems, y API Stan-dard 537, Flare Details for General Refinery and

Petrochemical Service.

13.5.2.2 Funciones de monitoría y disparo para plantasIGCC. Deberían considerarse los siguientes monitoreos y/ofunciones de disparo donde sea apropiado para el diseño delequipo de vigilancia segura de las operaciones y procesos quetienen lugar dentro de la instalación e iniciar una parada segu-ra cuando es necesario:

(1) Presiones, temperaturas y tasas de flujo de los suminis-tros de combustible, incremento de reacciones, Sintegas(Syngas) y sistemas de recuperación de contaminantesde la combustión.

(2) Salvaguardas de la combustión y sistema de control de lareacción en el gasificador, generador (s) de turbina decombustión y generador (s) de vapor de recuperación decalor (si está equipado con ductos quemadores).

(3) Detección de gas combustible en el evento de una fugade gas combustible.

(4) Detección de llama en el evento de una fuga de gas com-bustible.

(5) Detectores de monóxido de carbono y luces de alerta paraseñalar 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 hidráulicodebieran minimizar la cantidad de aceite, de tubería y de com-ponentes asociados necesarios.

13.5.2.3.2 Debería considerarse un fluido resistente al fuegolistado, para cajas de mecanismos y sistemas de lubricaciónde cojinetes.

13.5.2.3.3 Los sistemas de control hidráulico deberían usarun fluido hidráulico resistente al fuego.

13.5.2.4 Eléctrico.

13.5.2.4.1 Deberían usarse mecanismos de control de arco (verIEEE C37.20.7, Guide for Testing Metal-Enclosed SwitchgearRated 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 instrumen-tos requerido para paradas seguras de equipo crítico durantedetenciones de emergencia de planta. Si el tendido es hecho através del área de incendio, debiera protegerse con material aprueba 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 serprotegidos como está delineado en el Capítulo 5.

13.5.2.4.4 Los cuartos de baterías deberían ser protegidoscomo está delineado en el Capítulo 7.

13.5.2.4.5 El equipo eléctrico en áreas con atmósferas poten-cialmente peligrosas debería ser diseñado e instalado en con-cordancia con los Artículos 500 y 501 de NFPA 70, National

Electrical Code, y ANSI C2, National Electrical Safety Code.

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




Edición 2010


13.5.3.1 Las bases de diseño de protección de incendios de-berían determinar la necesidad de que la detección/supresióndel fuego en instalaciones IGCC, deberían basarse en su dise-ño y disposición, incluidos equipo específico y componentesusados en la producción de la Sintegas (Syngas) así como ener-gía dentro de la instalación. Esto puede requerir evaluacionesseparadas de riesgo de la planta de gasificación, sistemas desoporte del gasificador y planta de energía de ciclo combina-do. Los sistemas de preparación y entrega de combustible hansido relacionados en el Capítulo 7. El análisis de la planta degasificación debería examinar la necesidad de y ubicación delgas y otros tipos de detectores así como de alarmas y PEs(Paradas de Emergencia).La ubicación de antorchas para laliberación segura de cualesquiera gases inflamables en el even-to de una perturbación del proceso, disparo de la turbina degas o activación de la válvula de seguridad, debería tambiénconsiderarse. No deberían usarse tanques / tambores flash quepermiten dirigir el venteo de la Sintegas (Syngas) u otros ga-ses combustibles a la atmósfera.

13.5.3.2 Una instalación IGCC caracterizará muy diferentesprocesos 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 incen-dios determinarán el uso de un número de tipos de sistemas deprotección de incendios, con una confianza primaria en lossistemas base-agua.

13.5.3.3 Debería proveerse un sistema automático de protec-ción de incendios para las áreas siguientes en concordanciacon las bases de diseño de protección de incendios (donde elpeligro es aceite lubricante o hidráulico, un fluido resistenteal fuego listado es una alternativa aceptable para la protec-ción 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, comunicacio-nes, desplegado de cables, túneles y agrupamiento decables.

(5) Descarga de combustible, almacenaje, sistemas y áreasde transferencia /entrega.

13.5.3.4 Debería darse consideración especial a las geome-trías únicas asociadas con los diseños de algunos gasificadoresy enfriadores de la Sintegas (Syngas) con respecto al incendioprincipal y cubrimiento de hidrantes/monitores.

13.6 Estructuras.

13.6.1 Las estructuras críticas dentro de la planta gasificadoradebieran protegerse en concordancia con la Publicación API2218, Fire Proofing Practices in Petroleum and Petrochemical

Processing Plants.

13.6.2 Debería darse consideración a cualquier aislamientoexterior usado sobre estructuras, recipientes y tubería, paraminimizar cualquier posibilidad de un peligro externo de in-cendio en estas estructuras.

13.7 Cuartos de control / equipo eléctrico y edificios .

13.7.1 El tamaño y complejidad del sitio de la instalación IGCCdeterminará qué controles y encerramientos de soporte sonprovistos y cómo son modificados por los requisitos de pro-tección contra el clima asociados con el área geográfica en lacual la instalación IGCC está ubicada.

13.7.2 Debería hacerse un análisis cuidadoso del diseño y dis-posición de la instalación para determinar la ubicación másapropiada para la planta de gasificación y los cuartos de con-trol de la planta de energía, o un control integrado, si aplica.Adicional a la ubicación, debería considerarse a la necesidadde incorporar resistencia a explosión, presurización del edifi-cio / cuarto y protección de incendios dentro del diseño deledificio /cuarto.

13.7.3 Debería instalarse un sistema de detección de humopara proveer alerta temprana y funciones de alarma en el eventode un incendio eléctrico dentro del encerramiento.

13.7.4 Debería considerarse para los encerramientos un siste-ma automático de supresión.

13.8 Gas de Sintegas (Syngas)dentro de edificios y cuar-tos.

13.8.1 Debería proveerse ventilación cuando la tubería de laSyngas y los aparatos asociados están dentro de un edificio oencerramiento. La Sintegas (Syngas) contiene hidrógeno. Elhidrógeno se fuga más probablemente de los accesorios detubería que otros gases, incrementando el peligro de incendioy explosión que podría ser encontrado dondequiera que taltubería y los aparatos de medición y control asociados seaninstalados dentro de un edificio o encerramiento.

13.8.2 La clasificación eléctrica del equipo debería estar enconcordancia 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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of Locations for Electrical Installations at petroleum Facili-

ties Classified as Class I, Zone 0, and Zone 2.

13.9* Prevención de explosiones internas en turbinas decombustión. En adición a aquellas listadas en 8.5.2, aplicanlas precauciones en 13.9.1 y 13.9.2.

13.9.1 Donde la Sintegas (Syngas) tiene tubería independien-te para el combustor, debería proveerse una purga de gas iner-te dedicada para la tubería aguas abajo de la última válvula debloque en el sistema de control. Adicionalmente, debería pro-veerse un bloqueo de gas inerte entre la última válvula de blo-que y la siguiente válvula aguas arriba para evitar la libera-ción de la Sintegas (Syngas) no quemada dentro de la turbina.Esta disposición de purga y bloqueo evita la posible re-igni-ción y/o explosión en la turbina de gas.

13.9.2 Donde el sistema común de tubería de combustible esusado para entregar tanto la Sintegas (Syngas) como combus-tible de puesta en marcha para el combustor, el combustiblede puesta en marcha proveerá la restricción necesaria paraevitar que la Sintegas (Syngas) no quemada entre a la turbinabajo condiciones de operación normal. Sin embargo, en unasituación de detención/disparo de emergencia, la parada ocu-rre sin una transferencia hacia el combustible de puesta enmarcha, lo cual deja la Sintegas (Syngas) en la tubería de en-trega de combustible. Consecuencialmente, un sistema de purgainerte es necesario para evitar el potencial para re-liberar laSintegas (Syngas) quemada dentro de la turbina.

14.3 Estaciones convertidoras CDAV.

14.3.1 General.

14.3.1.1 La sección 14.3 identifica los peligros de incendioque están asociados con la operación de estaciones con-vertidoras CDAV y AC, instalaciones SVC/SVG y TFVs. Lascondiciones que podrían causar un incendio en equipo de altovoltaje incluyen las siguientes:

(1) Conexiones eléctricas perdidas.(2) Aislamiento o resistencia eléctrica averiados.(3) Componentes sobrecalentados.(4) Fuga o intrusión de agua (ej: mal funcionamiento del sis-

tema de enfriamiento, fuga del techo).(5) Objetos extraños (ej: herramientas, basura metálica, des-

perdicios, sabandijas).

14.3.1.2 Los peligros que podrían presentar un riesgo de in-cendio en las estaciones convertidoras incluyen lo siguiente:

(1) Montajes de válvula convertidora.(2) Válvula de base electrónica y tiristor (elemento electró-

nico) 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.


14.3.2.1* 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 incendioadyacentes por límites de área de incendio en concordanciacon 5.1.1.3. A menos que la consideración de los factores de5.1.1.2 indique otra cosa, es recomendable que sean previstoslos límites del área de incendio (ver Figura 14.3.2.1) paraseparar lo siguiente:

(1) Edificio de servicio.(2) Cuarto de control principal.(3) Cuartos de válvulas electrónicas.(4) Cuarto de válvula de control y equipo de control de polo.(5) Transformadores rotativos TFV.(6) Cuarto de controles de la interfase hombre-máquina

(IHM).

ESTACIONES CONVERTIDORAS DE CORRIENTE DIRECTA DE ALTO VOLTAJE (HVDC)

Capítulo 14 Estaciones Convertidoras

de Corriente Directa de Alto Voltaje (HVDC)

14.1 General. El Capítulo 14 identifica los peligros de incen-dio y especifica criterios de protección recomendados paraestaciones convertidoras de corriente directa de alto voltaje(CDAV), las cuales incluyen convertidores de corriente tantodirecta como alterna, instalaciones de compensador voltam-perio reactivo estático / generador voltamperio reactivo está-tico (CVE/GVE) y transformadores de frecuencia variable(TFVs).

14.2 Aplicación de los capítulos 4 Hasta 7, 15 y 16. Lasrecomendaciones contenidas en los capítulos 4 hasta 7, 15 y16 aplican a las estaciones convertidoras CDAV y SVC/SVG.Las bases de diseño de protección de incendios determinaráncuales recomendaciones aplican a una instalación específicaCDAV o SVC/SVG. Esta determinación es hecha por evalua-ción de los peligros específicos que existen en la instalación yvaloración de su nivel de riesgo aceptable. Es de esperarseque la mayoría de recomendaciones aplicarán a todas las ins-talaciones CDAV, SVC/SVG y TFV.




Edición 2010

(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.

bujes interiores de muro llenos de aceite deberían proveersecon medios para evitar la propagación del aceite al equipoadyacente. Donde los bujes del convertidor penetran la salade válvula, deberían tomarse previsiones para evitar que loscontenidos de aceite del transformador penetren a la sala deválvula.

14.3.2.7 Los convertidores de arco de mercurio deberían dis-ponerse para minimizar los efectos de un vertimiento de ma-terial peligroso o contaminación aerotransportada del mercu-rio que podría impedir los esfuerzos de combate del incendioy restauración de actividades.

14.3.3 Prevención de incendios.

14.3.3.1 Debería proveerse un sistema de comunicación deemergencia a lo largo de la estación para asistencia expeditaen el evento de un incendio.

14.3.2.2 Debería implementarse un plan de emergencia de in-cendio en concordancia con 16.4.4.

14.3.3.3 Debería establecerse un programa de limpieza gene-ral para mantener el combustible y otros materiales en áreas dealmacenaje designadas. También debería realizarse la limpie-za periódica de la válvula y de la estructura de la sala de vál-vula en concordancia con las instrucciones del fabricante paramantener una limpieza del equipo y el ambiente del edificio.

14.3.3.4* Donde las estaciones son atendidas, el entrenamientode emergencia en incendios para el operador del cuarto decontrol debería incluir, pero no estar limitado a, lo siguiente:

(1) Procedimientos de puesta a tierra de emergencia de laestación.

(2) Procedimientos de limpieza de la sala de válvula.(3) Aislamiento del equipo eléctrico.(4) Comunicación oportuna de todos los eventos de incen-

dio a los respondedores de la brigada de incendios y bom-beros.

4.3.3.4.1 Donde las estaciones son de operación remota, losoperadores deberían ser entrenados en los párrafos 14.3.3.4(3)y 14.3.3.4(4). La respuesta personal debería entrenarse sobrelos párrafos 14.3.3.4(1) y 14.3.3.4(2).


14.3.4.1 Las estaciones de manguera diseñadas en concordan-cia con NFPA 14, Standard for the Installation of Standpipe

and Hose Systems, deberían localizarse a lo largo de la esta-ción convertidora.

14.3.4.2 Los bujes de muro llenos de aceite deberían prote-gerse con un sistema automático de protección de incendios.

FIGURA 14.3.2.1 Separación de área típica de incendiospara estaciones convertidoras.

14.3.2.2 La válvulas convertidoras y equipo de soporte aso-ciado deberían usar materiales no combustibles o de combus-tión limitada. Donde no son usados materiales no combusti-bles o de combustión limitada, deberían instalarse barreras deseparación retardadores de incendio entre las áreas de equiposiguientes:

(1) Niveles de filas de válvulas, por adición hasta la bandejadel fondo sobre cada nivel.

(2) Módulos de válvulas, por adición hasta el costado de cadasección de bandeja.

(3) Capacitores de graduación, circuitos amortiguadores ysuministros de energía.

14.3.2.3 Los venteos de humo o calor debieran considerarseen concordancia con 5.4.1.

14.3.2.4 Los sistemas de calefacción, ventilación y acondi-cionamiento de aire (CVAA) para la sala de válvula deberíanproveerse con una disposición de amortiguadores de incendio/ humo para cerrar impidiendo la entrada de aire desde lasfuentes exteriores a la estructura de la sala de válvula. Debe-rían servir cada sala de válvula sistemas separados dedicadosa la CVAA y al manejo del humo.

14.3.2.5 Los transformadores convertidores exteriores y elreactor (s) nivelador de llenado de aceite deberían disponerseen concordancia con 5.1.4 y 5.5.6.

14.3.2.6 Deberían proveerse previsiones de drenaje para bujesde muro interiores y exteriores llenos de aceite. El drenajedebería disponerse en concordancia con la Sección 5.5. Los

Cuartode baterías

Cuarto demantenimiento

HVAC

Cuartode válvulas

Cuartode válvulas

Cuartode válvulas

ControlesHMI

Cuartode control



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El diseño del sistema de supresión del fuego debería asegurarque el agente supresor del incendio no afecta la válvula delconvertidor, los detenedores u otro equipo eléctrico energizado.

14.3.4.3 Los bujes de muro de tipo seco ac-dc, los cuales norequieren sistemas de detección o supresión, deberían ser con-siderados para eliminar el riesgo asociado con el equipo llenode aceite.

14.3.4.4 Las áreas de equipo auxiliar y otras estructuras de-bieran protegerse con sistemas automáticos de protección enconcordancia con las Secciones 7.8 y 7.9. Los transformado-res convertidores deberían protegerse en concordancia con7.8.7.

14.3.4.5* La sala de válvula debería ser provista con un siste-ma muy temprano de alerta de incendios (SAIMT). Deberíaser dada consideración a proveer un segundo sistema de de-tección de incendios fiable, como ionización, fotoeléctrico,de haz proyectado, detección de llama o video cámaras. De-bería considerarse el enclavamiento de SAIMT y el sistemaredundante de detección de incendios para iniciar una inte-rrupción rápida o de emergencia del respectivo grupo de vál-vulas, Válvulas CIT y RCT.

14.3.4.6 Para la protección del equipo de la estación conver-tidora y el edificio, deberían considerarse sistemas de supre-sión base-agua o de agente gaseoso. El tipo y diseño de lossistemas de supresión debería revisarse en consulta con el fa-bricante del equipo.

14.3.4.7 El pre-planeamiento de emergencia para la brigadade incendios y los bomberos debiera incluir el manual de uti-lización del equipo de combate de incendios y entrenamientode despliegue.

14.3.4.8 Deberían considerarse capacitores tipo seco o llena-dos con un líquido menos inflamable para minimizar el riesgode incendio asociado con el equipo lleno de aceite.

14.3.4.9 Los reactores de núcleo de aire deberían ser conside-rados como una alternativa de los reactores llenos de aceitepara eliminar el riesgo de incendio asociado con el equipolleno de aceite.

tidoras CDAV son similares a la construcción de otras plantasindustriales grandes, un nivel promedio superior de protec-ción de incendios esta justificado debido a consideracionesde seguridad de la vida para con el gran número de personasen el sitio, alto valor de los materiales y longitud del períodode construcción. Las consideraciones de la protección de in-cendios deberían incluir la seguridad de la vida y el potencialpara demoras en programas de construcción y arranque deplanta, así como protección de la propiedad.

15.1.2 Los mayores proyectos de construcción en plantas exis-tentes presentan muchos de los riesgos asociados con la cons-trucción nueva mientras surgen exposiciones adicionales parala instalación existente. La disponibilidad de equipo de pro-tección de incendios de la planta existente y la reducción de laexposición al fuego por actividades de construcción son parti-cularmente importantes.

15.1.3 Para protección de incendios en plantas y áreas bajoconstrucción, ver NFPA 241, Standard for Safeguarding

Construction, Alteration, and Demolition Operations. El Ca-pítulo 15 incluye cuanto concierne y no ha sido específicamenteconsiderado en NFPA 241.

15.2 Administración.

15.2.1 La responsabilidad por la prevención y protección deincendios para el sitio entero durante el período de construc-ción debería ser claramente definido. Las responsabilidadesadministrativas deberían desarrollarse, implementarse y elprograma interno actualizarse periódicamente según sea ne-cesario usando las medidas delineadas en esta práctica reco-mendada.

15.2.2 Debería delinearse claramente la responsabilidad porlos programas de prevención y protección de incendios entrelas diversas partes en el sitio. Debería establecerse el progra-ma de protección de incendios a seguir y el derecho del pro-pietario a administrarlo e imponerlo.

15.2.3 El programa de prevención y protección de incendiosdebería incluir las bases de diseño de protección de incendiosdel sitio de construcción y las actividades relacionadas en cual-quier sitio de la construcción. (Ver Capítulo 4).

15.2.4 Deberían establecerse procedimientos escritos para elnuevo sitio de construcción, incluidos los proyectos de cons-trucción mayores en plantas existentes. Tales procedimientosdeberían hacerse en concordancia con las Secciones 16.3 y16.4, y 16.4.2, 16.4.4 y 16.4.5.

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

Capitulo 15 Protección de Incendios

para el Sitio de Construcción

15.1 Introducción.

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

PROTECCIÓN DE INCENDIOS PARA EL SITIO DE CONSTRUCCIÓN




Edición 2010

áreas de construcción durante el tiempo en que la actividadconstructora 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 des-pués de la suspensión del trabajo para el dia. De allí en ade-lante, las rondas debieran ser hechas cada hora.

15.2.5.2 Cuando ocurran actividades de construcción parcialen segundos y terceros turnos, está permitido modificar el ser-vicio de rondas para incluir solo áreas no atendidas o escasa-mente atendidas.

15.2.5.3 En áreas donde están en servicio sistemas automáti-cos de detección o extinción de incendios con alarma anun-ciadora a una instalación constantemente atendida o en áreasde carga limitada de combustible, es permitida la omisión delas rondas después de la primera indicada en 15.2.5.1.

15.2.6 Los programas de construcción deberían coordinarsede modo que los sistemas de protección de incendios planea-dos como permanentes sean instalados y puestos en serviciotan pronto sea posible, al menos antes de la introducción decualquiera de los peligros de incendio mayores identificadosen el Capítulo 7.

15.2.7 Los sistemas de detección y extinción de incendios enservicio proveen importante protección para materiales deconstrucción, almacenaje y demás, aun antes de que el peligropermanente esté presente. Los sistemas temporales de protec-ción de incendios pueden ser garantizados durante ciertas fa-ses de la construcción. La necesidad y tipo de protección de-bieran ser determinados por el responsable individual para laprevención y protección de incendios.

15.2.8 La construcción e instalación de barreras contra incen-dio y dispositivos de aperturas de protección (ej: puertas deincendio, amortiguadores) debieran recibir prioridad en el pro-grama 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 demaleza, el propietario debería asegurarse que ha sido prepa-rado un plan escrito de control de incendios y que las herra-mientas y equipo de combate del fuego están disponibles comoes recomendado por NFPA 1143, Standard for Wildland Fire

Management. Debería hacerse contacto local con las agen-cias de incendios y forestales para información actual sobrerestricciones y potencial de incendios y para disponer los per-misos necesarios.

15.3.1.2 Todos los vehículos de construcción y equipo portá-til impulsado a motor deberían estar equipados con detenedoresde chispa efectivos. Los vehículos equipados con convertido-res catalíticos deberían prohibirse en áreas arboladas y densa-mente vegetativas.

15.3.1.3 Las herramientas y equipo de incendios deberían usar-se solo para emergencias por fuego y estar marcadasdistintivamente y mantenidas en un área designada.

15.3.1.4 Cada vehículo utilizado en el sitio debería estar equi-pado con al menos un extintor de incendio portátil o bombapara la espalda, llena con 4 o 5 galones (15 a 19 L) de agua.

15.3.1.5 Debería disponerse con prontitud de arboles corta-dos, matorrales y otros despojos combustibles.

15.3.1.6 Donde es necesario disponer de desperdicios com-bustibles para quemado en el sitio, las áreas designadas parahacerlo deberían establecerse con aprobación del propietarioy cumplir las regulaciones y lineamientos federales, estatalesy locales. El constructor debería coordinar el quemado conlas agencias responsables del monitoreo del peligro de incen-dio en el área y obtener todos los permisos apropiados antesde iniciar el trabajo. (ver Sección 15.2).

15.3.1.7 Las condiciones locales pueden requerir el estableci-miento de divisiones cortafuego para limpieza general o usode herbicidas selectivos en áreas adyacentes a líneas de pro-piedad y carreteras de acceso.

15.4 Construcción de depósitos, almacenes y oficinas.

15.4.1 Todas las estructuras que van a ser contratadas comoparte de la planta completa deberían construirse de materialescomo está indicado en el Capítulo 5 y en concordancia conotras recomendaciones para la planta total.

15.4.2 La construcción de depósitos, oficinas, remolques, co-bertizos y otras instalaciones para el almacenaje de herramien-tas y materiales deberían ubicarse con consideración de suexposición a los edificios principales de planta u otras estruc-turas importantes. (Para guía en separación y protección, ver


Buildings from Exterior Fire Exposures).

15.4.3 Las instalaciones de oficina central grandes pueden serde valor substancial y contener equipo de cómputo costoso,registros de construcción irreemplazables u otros contenidosvaliosos, cuya pérdida puede resultar en demoras significati-vas de la construcción. Debería realizarse un análisis del po-tencial de incendios. Este análisis puede indicar la necesidadde sistemas rociadores automáticos u otras protecciones, de-



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(2) Donde las pérdidas de materiales en el sitio o en el áreade planta que los rodea podrían ser mínimas, según lodetermine el responsable individual de la prevención yprotección de incendios.

15.4.7 Debería evitarse la construcción de campos encerradosde edificios movibles dispuestos unos con otros en forma con-tinua para formar una gran área de incendio. Si los edificiosno pueden estar adecuadamente separados, debería conside-rarse la instalación de muros contra incendio entre las unida-des o instalar rociadores automáticos a lo largo de los edifi-cios.

15.4.8 Deberían conectarse alarmas de incendio a una instala-ción central constantemente atendida. Todos los sistemas dealarma de incendio locales deberían ser instalados, probadosy mantenidos como está delineado en NFPA 72, National Fire

Alarm and Signaling Code. Una alternativa a las alarmas re-motas podrían ser dispositivos audibles y visuales que podríanalertar al personal de seguridad del sitio sobre condicionesanormales.

15.4.9 El manejo, almacenaje y dispensado de líquidos y ga-ses 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


15.4.10 Las instalaciones de reparación de vehículos debe-rían cumplir los requisitos de NFPA 30 A, Code for Motor


15.5 Áreas de cimentación en sitios de construcción.

15.5.1 Deberían proveerse sistemas de hidrantes con un ade-cuado suministro de agua en áreas proyectadas donde la nece-sidad sea determinada por el responsable individual de la pre-vención y protección contra incendios.

15.5.2 Los materiales combustibles deberían ser separadospor un espacio despejado para permitir el acceso del equipomanual de combate de incendios (ver Sección 15.8). Los ac-cesos deberían proveerse y mantenerse para todo el equipo decombate de incendios incluyendo mangueras de incendio,extintores e hidrantes.

15.6 Materiales de construcción temporal.

15.6.1 Deberían usarse andamios, encofrados, pisos y parti-ciones no combustibles o de combustión retardada, dentro yfuera de edificios permanentes donde un incendio podría cau-sar daño substancial o demora en los programas de construc-ción.

tección del fuego / humo o la conveniencia de subdividir elcomplejo para limitar los valores expuestos por un incendio.

15.4.4 Deberían estar dispuestos y protegidos como está indi-cado en 15.4.4 hasta 15.4.10, los depósitos que contienen equi-po de alto valor (como sea definido por el responsable indivi-dual para la prevención y protección de incendios) o donde lapérdida de o daño a contenidos podría causar demora en lafecha de arranque de la planta completa. Aunque algunas deestas estructuras son consideradas «temporales» y serán re-movidas al completamiento de la planta, el fuego y el poten-cial de pérdida deberían ser totalmente evaluados y provistaprotección donde se justifique.

15.4.4.1 Los materiales de construcción de edificios debe-rían ser no combustibles o de combustión limitada. (Ver Capítu-

lo 5).

15.4.4.2 Los sistemas rociadores automáticos deberían dise-ñarse e instalarse en concordancia con las normas NFPA apli-cables. Las alarmas de flujo de agua deberían ser provistas ymonitoreadas en una instalación constantemente atendida comosea determinado por el responsable individual para la preven-ción y protección de incendios.

15.4.4.3 Las estructuras soportadas al aire algunas veces sonusadas para proveer espacio de almacenamiento temporal.Aunque la fabricación de la cubierta pueda ser de materialresistente a la llama, deberían ser considerados la combusti-bilidad de los contenidos y los valores, lo mismo que con cual-quiera otro tipo de depósito. Dado que es impráctico proveerprotección de rociadores automáticos para ellas, las estructu-ras soportadas al aire deberían usarse solo para almacenaje nocombustible. Un factor adicional a considerar es que el relati-vamente menor daño del incendio a la cubierta de la estructu-ra puede dejar los contenidos expuestos a los elementos.

15.4.5 Deberían prohibirse los encerramientos temporales,incluidos remolques y edificios permanentes interiores de plan-ta excepto donde están permitidos por el responsable indivi-dual en prevención y protección de incendios. Donde el áreade piso de un encerramiento combustible excede 100 pies2

(9.3 m2) o donde la ocupación presenta una exposición al fue-go, el encerramiento debería protegerse con un sistema deextinción de incendios automático aprobado.

15.4.6 El almacenaje de materiales de construcción, equipo osuministros que son combustibles o están en empaques com-bustibles deberían prohibirse en edificios principales de plan-ta a menos que aplique alguna de las condiciones siguientes:

(1) Un sistema de extinción de incendios automático apro-bado que esté en servicio en el área de almacenaje.

PROTECCIÓN DE INCENDIOS PARA EL SITIO DE CONSTRUCCIÓN




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15.6.1.1 El uso de encofrados de concreto no combustible oretardante de llama es especialmente importante en estructu-ras grandes (ej: pedestal del generador de la turbina) dondeson usadas grandes cantidades de encofrados.

15.6.1.2 El uso de madera con retardante de fuego listadoimpregnado a presión o recubrimientos retardadores de in-cendio listados debería en general ser aceptable. La maderacon retardante de fuego listado impregnado a presión deberíausarse en concordancia con sus listados e instrucciones delfabricante. Donde se halla expuesto al clima o humedad (ej:encofrados) el retardante de llama usado debiera ser apropia-do para esta exposición. Los recubrimientos retardadores dellama no son aceptables sobre superficies para caminar suje-tas a daño mecánico.

15.6.2 Los alquitranados y películas plásticas deberían serlistados, resistentes al clima y de materiales resistentes a lallama. (Ver NFPA 701, Standard Methods of Fire Tests for

Flame Propagation of Textiles and Films).

15.7 Líneas principales subterráneas, hidrantes y suminis-tros 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 fuentede agua), como está indicado en el Capítulo 6, deberían insta-larse durante las etapas tempranas de construcción. Donde laprovisión de todo o parte del sistema subterráneo permanentey suministro de agua no es práctico, deberían proveerse siste-mas temporales. Los suministros de agua temporales deberíanprobarse hidrostáticamente, ser lavados y dispuestos paramantener un alto grado de confiabilidad, incluyendo protec-ción contra el congelamiento y pérdidas de energía. Si hayuna posibilidad de que el sistema temporal pudiera usarse parael funcionamiento de la planta, entonces tal sistema temporaldebiera reunir los requisitos indicados en el Capítulo 6.

15.7.1.2 La necesaria confiabilidad de la construcción de lossuministros de agua, incluyendo bombas redundantes, dispo-sición de los suministros de energía y uso del servicio combi-nado agua y construcción de la protección de agua de incen-dios, debiera ser determinado por el responsable individualpara la prevención y protección contra el fuego.

15.7.2 Los hidrantes deberían ser instalados, como está in-dicado en el Capítulo 6, en la vecindad de los edificios prin-cipales de planta, depósitos importantes, oficinas, complejosde oficinas o remolques de almacenaje e importantes estruc-turas exteriores de construcción combustible o trabajo de con-formación de concreto combustible (ej: torres de enfriamien-

to). Donde sea práctico, las tuberías principales subterrá-neas deberían disponerse para minimizar la posibilidad de queuna rotura retirará del servicio cualquier sistema fijo de extin-ción de agua o dejará un área sin protección accesible dehidrantes.

15.7.3 Debería proveerse un suministro de agua de protecciónde incendios en el sitio de construcción, capaz de entregar losmáximos 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) parachorros de manguera.

15.7.3.1 La demanda de agua más alta debería determinarsepor los peligros presentes en la etapa de construcción, la cualpodría no corresponder a la demanda de agua más elevada dela planta completa.

15.7.3.2 Cuando los sistemas fijos de extinción de agua soncompletados, deberían ser puestos en servicio aún cuando elsuministro de agua de protección de incendios de la fase deconstrucción disponible no sea adecuada para cumplir la de-manda de diseño del sistema. El sistema de extinción deberíaal menos proveer algún grado de protección, especialmentedonde la totalidad de los peligros no se ha hecho todavía pre-sente. Sin embargo, cuando el peligro permanente ha sido in-troducido, el suministro de agua debería ser capaz de proveerla demanda de diseño del sistema. Cuando es usada agua enconstrucción de sistemas permanentes, deberían proveerse fil-tros adecuados para evitar el atascamiento del sistema porobjetos extraños y suciedad.

15.7.3.3 El suministro de agua debería ser suficiente para pro-veer presión adecuada para las conexiones de manguera a lamáxima elevación.

15.8 Equipo manual de combate de incendios.

15.8.1* Debería proveerse equipo de combate de incendiosde primeros auxilios, en concordancia con NFPA 600, Stan-

dard on Industrial Fire Brigades, y NFPA 241, Standard for

Safeguarding Construction, Alteration and demolition

Operations.

15.8.2 Deberían proveerse extintores de incendio portátilesde capacidad adecuada en concordancia con NFPA 10, Stan-

dard for Portable Fire Extinguishers, así:

(1) Donde son almacenados o manejados líquidos inflama-bles.

(2) Donde son almacenados materiales combustibles.



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(3) Donde es usado equipo temporal de encendido por acei-te o gas.

(4) Donde es usada una paila de alquitrán o asfalto.(5) Donde están en uso soldadura, esmerilado o llamas abier-

tas.

15.8.3 Deberían estar disponibles mangueras y boquillas enubicaciones estratégicas, como dentro de gabinetes de man-guera o casas de manguera o sobre vehículos dedicados a larespuesta por incendio.

15.8.4 Deberían existir adaptadores disponibles si las conexio-nes de manguera de incendios no son compatibles con el equi-po local de bomberos.

PROGRAMA DE CONTROL DE RIESGO DE INCENDIO

16.3 Programa de control del riesgo de incendio. Deberíaestablecerse un programa de prevención de incendios de plantaescrito, el que debería incluir como mínimo lo siguiente:

(1) Información de seguridad de incendios para todos los tra-bajadores y contratistas. Esta información debería incluir,como mínimo, familiarización con los procedimientos deprevención de incendios, alarmas y procedimientos deemergencia de planta, y como reportar un incendio. Estodebería incluirse en la orientación de trabajadores / con-tratistas.

(2) Inspecciones documentadas de planta programadas regu-larmente, incluyendo previsiones para manejo de accio-nes remediales para corregir condiciones que incrementanlos peligros de incendio.

(3) Una descripción de las prácticas de limpieza general y elcontrol de combustibles transitorios. La experiencia deincendios ha demostrado que estos combustibles puedenser un factor significativo en una situación de incendio,especialmente durante paradas.

(4) Control de líquidos y gases inflamables y combustiblesen concordancia con las normas NFPA apropiadas.

(5) Control de fuentes de ignición incluidas fumar, esmerila-do, 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 NFPA601, Standard for Security Services in Fire Loss

Prevention).

(7) Reporte de incendio, incluida una investigación y una de-claración 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 conNFPA 704, Standard System for the Identification of the

Hazards of Materials for Emergency Response, y las hojasinformativas de seguridad del material aplicable(HISMA).

16.4 Programa de protección de incendios.

16.4.1 Prueba, inspección y mantenimiento.

16.4.1.1 Con la instalación, todos los sistemas de protecciónde incendios deberían ser pre-operacionalmente inspecciona-dos y probados en concordancia con las normas NFPA aplica-bles. Donde no existan normas apropiadas, deberían seguirselos procedimientos de inspección y control delineados en lasespecificaciones de compra y diseño.

16.4.1.2* Todos los sistemas y equipo de protección de incen-dios deberían inspeccionarse periódicamente, probarse y man-tenerse en concordancia con las aplicaciones de los National

Fire Codes.

Capítulo 16 Programa de Control

de Riesgo de Incendio.

16.1 General.

16.1.1 Este capítulo provee criterios recomendados para eldesarrollo de un programa de control del riesgo de incendioque contiene procedimientos administrativos y controles ne-cesarios para la ejecución de las actividades de prevención yprotección de incendios y prácticas para plantas de genera-ción eléctrica y estaciones convertidoras de corriente directade alto voltaje.

16.1.2 Los programas de control de riesgos de incendio reco-mendados en este capítulo deberían ser revisados y actualiza-dos periódicamente.

16.1.3 El propósito de este capítulo puede ser cumplido porincorporación de sus características en los procedimientosoperativos de la planta o, por otra parte, como lo determine eladministrador de la misma.

16.2 Política de administración y dirección.

16.2.1 La administración corporativa debería establecer unapolítica e instituir un programa comprensible de control delriesgo de incendio para promover la conservación de la pro-piedad, la continuidad de las operaciones y la protección de laseguridad de la vida mediante la prevención adecuada de in-cendios y las medidas de protección contra el fuego en cadainstalación.

16.2.2 El mantenimiento preventivo apropiado del equipo deoperación así como el adecuado entrenamiento del operadorson aspectos importantes de un programa viable de preven-ción de incendios.




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16.4.1.3 La prueba, inspección y mantenimiento deberían do-cumentarse con procedimientos escritos, resultados y conse-cutivo de acciones correctivas registradas y rastreadas paracierre.

de protección de incendios de planta, operador del cuar-to de control).

(3) Incremento de la vigilancia de incendios como sea nece-sario [ver 16.3(6)]

(4) Proveer medidas adicionales de protección como sea ne-cesario (ej: suministros temporales de agua, manguerasadicionales).

16.4.2.2 El deterioro de los sistemas de protección de incen-dio debería ser tan corto en duración como resulte práctico. Sila parada es planeada, todas las partes necesarias y mano deobra debieran disponerse antes de retirar del servicio elsistema(s) de protección. Cuando la parada no es planeada ocuando el sistema está descargado, el trabajo de reparación orestauración del sistema deberían ser expeditos.

16.4.2.3 La re-instalación apropiada después del mantenimien-to o reparación debería realizarse para asegurar la operaciónapropiada de los sistemas. Una vez completadas las repara-ciones, deberían ser hechas las pruebas que asegurarán la apro-piada operación y restauración de la capacidad total del equi-po de protección de incendios. Luego de la restauración alservicio, las partes previamente notificadas del daño debieranser avisadas. La última revisión de los documentos de diseñorefleja el estado de las condiciones que deberían estar dispo-nibles para asegurar que el sistema quedó apropiadamentereinstalado (ej: dibujos mostrando los ángulos de las boqui-llas).

16.4.3 Administración del cambio. Debería implementarseun sistema para asegurar que la persona (s) apropiada con res-ponsabilidad en protección de incendios ha sido alertada so-bre nuevas construcciones, modificaciones a estructuras exis-tentes, cambios en condiciones de operación u otras accionesque podrían impactar la protección de incendios de la planta.El documento bases de diseño de protección de incendios ylos procedimientos apropiados y programas debatidos en éstecapítulo podrían necesitar revisión para reflejar el impacto deesta acción.

16.4.4* Plan de emergencia de incendios. Debería desarro-llarse un plan escrito de emergencia de incendios y, como mí-nimo, este plan debería incluir lo siguiente:

(1) Respuesta a alarmas de incendio y alarmas supervisorasde 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 incen-dios.

(4) Coordinación con fuerzas de seguridad u otro personaldesignado para admitir a los bomberos y controlar el per-sonal y el tráfico.

Tabla 16.4.1.2 Guía de referencia para inspección, prue-ba, y mantenimiento de equipo de incendio.

Detalle Documento NFPA No.

Circuitos de supervisión 72

y alarma de incendios

Detectores de incendios 72

Alarmas de incendio manuales 72

Alarmas de flujo de agua 25 / 72

de rociadores

Sistemas rociadores 25 / 72

y de aspersión de agua

Sistemas de espuma 11 / 16 / 25

Sistemas de agentes 12/12A/17/2001

halogenados, químicos

y de CO2

Bombas de incendio 25 / 72

y bombas de refuerzo

Tanques de agua y alarmas 25 / 72

Válvulas Indicadoras P.I.V.s y O.S. & Y 25 / 72

Hidrantes de incendio 13 / 24

y válvulas asociadas

Mangueras de incendio, 1962/25

tubería vertical y boquillas

de manguera

Extintores portátiles de incendio 10

Equipo de la brigada 1971

de incendios

Puertas y ‘‘dampers’’ 80/90A

de incendio

Venteos de humo 204

Iluminación de emergencia 110

Equipo de radio 1221

comunicaciones

Señales visuales y audibles 72

Sistemas de protección contra 750

incendios de neblina de agua

16.4.2 Daños.

16.4.2.1 Debería establecerse un procedimiento escrito paraincluir daños a sistemas de protección de incendios y otrossistemas de planta que impacten el nivel de peligro de incen-dio (ej: sistemas colectores de polvo, sistemas CVAA). Comomínimo, 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



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(5) Pre-planeamiento de incendios que define las activida-des de control del fuego.

(6) Entrenamientos periódicos para verificar la viabilidad delplan.

(7) Actividades durante emergencias por incendio del ope-rador (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, lacomplejidad de los problemas de combate de incendios y ladisponibilidad de bomberos deberían determinar los requisi-tos para el personal de respuesta a emergencias o brigada deincendios.

16.4.5.2 Puede proveerse un equipo de respuesta a emergen-cias para facilitar la intervención en eventos tales como unincendio. Las actividades pueden incluir comando incidental,combate de incendios incipientes, escolta de personal del de-partamento de incendios, primeros auxilios, trabajo de res-puesta primaria a materiales peligrosos, etc. La organizacióny responsabilidades deberían estar claramente identificadas.

16.4.5.3* Si es provista una brigada de incendios, su organi-zación y entrenamiento deberían identificarse en procedimien-tos 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 limitacio-nes de operación.

16.4.6 Condiciones especiales de combate de incendios. Lasplantas de generación eléctrica presentan desafíos únicos encombate de incendios. Esta información puede ser útil en pre-planeamiento de incendios. Ella podría ser también utilizadaen la educación y entrenamiento del personal de combate deincendios que respondería en el evento de una emergencia porfuego en el sitio o fuera de él..

16.4.6.1 Incendios de aceite de lubricación de turbinas. Unaspecto crítico de la respuesta a incendios de aceite de lubri-cación de turbinas es la minimización del tamaño y duracióndel vertimiento de aceite. La necesidad de lubricación paraproteger los cojinetes y eje del generador de la turbina debe-ría ser balanceada contra el daño del incendio por permitirque la fuga de aceite continúe. Los pasos siguientes puedenser útiles en la minimización del daño del fuego y deberíanconsiderarse durante el pre-planeamiento y entrenamiento paracondiciones de emergencia:

(1) Disparo de la turbina.(2) Interrupción del condensador de vacío.(3) Purga de emergencia del generador.(4) Parada de las bombas de aceite principales y de respaldo.

La parada de las bombas de aceite puede causar daño me-cánico adicional a la turbina dependiendo de la velocidad derotación. Sin embargo, ella puede ser efectiva en la mitiga-ción del daño de conjunto debido al incendio. (Ver Anexo D).Cuando las bombas de aceite ac son detenidas, las bombas derespaldo dc arrancarán a baja presión. Las bombas de aceitede respaldo o dc tendrán también que ser aseguradas, lo cualusualmente requiere más que operar un interruptor.

16.4.6.2 Calentadores de aire regenerativo. Aunque las prue-bas de laboratorio y los incidentes reportados indican un rápi-do incremento de temperatura hasta un rango de 2800°F-3000°F (1537°C-1648°C) en un incendio de aire precalentado,debiera darse gran cuidado al combate manual del fuego. Pue-den necesitarse grandes cantidades de agua para enfriar y ex-tinguir un incendio precalentado. El pre-planeamiento de in-cendios debería realizarse para asegurar el uso de un númeroadecuado de puertas de acceso y accesos seguros a ellas.

16.4.6.3 Precipitadores electrostáticos. Una vez que un in-cendio es detectado, la unidad debiera entrar en suspensiónde su trabajo de inmediato. Debería reconocerse que durantela operación la atmósfera en el precipitador es deficiente enoxígeno y que la apertura de puertas o el funcionamiento delsistema de ventiladores enseguida de un disparo del combus-tible podría causar condiciones de agravamiento (incrementodel potencial de contratiro explosivo). Una vez el flujo de airey combustible hacia el fuego haya sido cerrado y el precipitadorelectrostática detenido y desenergizado, puede permitirse laapertura de las puertas del precipitador y, si es necesario, em-pleadas las mangueras de agua.

16.4.6.4 Bandejas de cables. Las bandejas de cables debe-rían ser tratadas como cualquier incendio que involucra equi-po eléctrico energizado. Puede no ser práctico o deseabledesenergizar los cables involucrados en el incendio. El aguaes el más efectivo agente extintor para incendios en cablesaislados pero debería ser aplicada con una boquilla eléctrica-mente segura. Algunos cables [cloruro de polivinilo (PVC),neopreno o Hipalon] pueden producir humo denso en muycorto tiempo. Adicionalmente, el PVC libera gas de clorurode hidrógeno (HCL). El personal que acomete la extinción deincendios en bandejas de cables debería usar aparatos de res-piración auto contenida.

16.4.6.5 Sistemas de hidrógeno. El hidrógeno tiene un rela-tivamente amplio rango de inflamabilidad (4 a 75 por cientopor volumen) en el aire. El rango de explosividad (paradeflagraciones y detonaciones) es más estrecho que el rangode inflamabilidad, pero las explosiones de hidrógeno puedenocurrir dentro de las salas de turbina en el evento de una libe-ración accidental e ignición retardada. Bajo la mayoría de lascondiciones es más seguro permitir que un incendio de hidró-

PROGRAMA DE CONTROL DE RIESGO DE INCENDIO




Edición 2010

geno arda de una manera controlada hasta el momento en quela fuente de gas quede agotada. La extinción del incendio mien-tras el gas aún escapa podría permitir la generación de unamezcla explosiva. Las bases de diseño de protección de in-cendios deberían incluir previsiones para que los suministrosde hidrógeno puedan ser cerrados desde una ubicación fácil-mente accesible fuera del área de incendio si ello es solicitadoen una situación de emergencia.

16.4.6.6 Almacenaje y manejo de carbón.

16.4.6.6.1 Una vez la ubicación y extensión de un incendio enuna pila de almacenaje de carbón han sido determinadas, elcarbón debería ser excavado y retirado el carbón calentado.Dado que la humedad acelera la oxidación, el agua usada paracombatir el incendio puede agravar la situación si el asientodel fuego no es alcanzado. Deberían considerarse los aditivospara el agua, a fin de romper la tensión del agua y mejorar lapenetración.

16.4.6.6.2 Para el combate manual del incendio deberían pro-veerse placas de acceso claramente marcadas en el equipo. Elpolvo de carbón presenta tanto un peligro de incendio comode explosión. El material combustible, finamente dividido, seincendia fácilmente. Sin embargo, hay la posibilidad de quepueda ocurrir un incendio de asentamiento profundo duro deextinguir. La aplicación de un agente extintor que desordenelos depósitos de polvo de carbón podría resultar en una explo-sión de polvo.

16.4.6.7 Pulverizadores de carbón. (Ver 9.5.4 de NFPA 85,Boiler and Combustion Systems Hazards Code). Informaciónadicional puede ser obtenida de las instrucciones publicadaspor el fabricante.

16.5 Identificación de peligros de incendio de los materia-les. Los materiales ubicados en la planta o en áreas de almace-naje, deberían ser identificados en concordancia con NFPA704, Standard System for the Identification of the Hazards of

Materials for Emergency Response, y las HIMS aplicables.

instalación, procedimiento, equipo o materiales, ni hace prue-bas de laboratorio para su aprobación o evaluación. En la de-terminación de la aceptabilidad de instalaciones, procedimien-tos, equipo o materiales, la autoridad competente puede basarsu aceptación de cumplimiento en NFPA u otras normas apro-piadas. En ausencia de tales normas, dicha autoridad puederequerir evidencia de instalación, procedimiento o uso apro-piados. La autoridad competente puede también referirse alistados o prácticas de rotulado de una organización interesa-da con las evaluaciones del producto que esté en posición dedeterminar cumplimiento con normas apropiadas de la pro-ducción actual de elementos listados.

A.3.2.2 Autoridad competente (AHJ). La frase «autoridadcompetente» es usada en los documentos de NFPA de unamanera amplia, desde que las jurisdicciones y agencias deaprobación varían, así como sus responsabilidades. Donde laseguridad pública es primordial, la autoridad competente puedeser un departamento federal, estatal, local, regional o indivi-duo como el jefe de bomberos, alguacil en jefe; jefe de unaoficina de prevención de incendios, departamento del trabajoo departamento de salud; oficial del edificio; inspector de elec-tricidad u otros que tengan autoridad establecida por la ley.Para propósitos de seguros, un departamento de inspecciónde seguros, oficina de clasificaciones u otra compañía repre-sentativa de seguros puede ser la autoridad competente. Enmuchas circunstancias, el dueño de la propiedad o su agentedesignado asume el rol de autoridad competente; en instala-ciones del gobierno, el oficial comandante u oficial departa-mental pueden ser la autoridad competente.

A.3.2.4 Listado. Los medios para identificar equipo listadopueden variar para cada organización interesada con la eva-luación del producto, algunas de las cuales no reconocen elequipo como listado a menos que también esté rotulado. Laautoridad competente debería utilizar el sistema empleado porla organización que lista para identificar un producto listado.

A.5.1.1.3 Donde los cuartos de control y de computadoresestán separados por un muro común, tal muro no requiere te-ner una clasificación de resistencia al fuego.

A.5.1.2.1 Los sellos de penetración listados para tubería degran diámetro pueden no estar comercialmente disponibles.En tales casos, el diseño debería ser similar a las configura-ciones del listado. Pueden excluirse los sellos de penetraciónlistados para los ductos de barras colectoras de fase no segre-gada.

A.5.1.4.2(9) Las explosiones e incendios de transformadoresllenos de aceite pueden ser evitadas por la instalación de unsistema mecánico pasivo diseñado para despresurizar el trans-formador a pocos milisegundos después de la ocurrencia de

Anexo A Material Explicatorio

El Anexo A no es parte de los requerimientos de este do-

cumento NFPA pero está incluido solamente con propósitos

informativos. Este anexo contiene material explicatorio, nu-

merado para corresponder con los parágrafos aplicables del

texto.

A.3.2.1 Aprobado. La Asociación Nacional de ProtecciónContra el Fuego no aprueba, inspecciona o certifica ninguna

•



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una falla eléctrica. Esta rápida despresurización puede ser al-canzada por un disparador de evacuación acelerada del aceitepor el pico de presión dinámica generado por el corto circuito.La tecnología de protección se activa dentro de milisegundosantes de que la presión estática se incremente, previniendo asíla explosión del transformador y el incendio subsiguiente.

A.5.1.4.3 Como mínimo, el muro contra incendio debería ex-tenderse al menos un pie (0.31m) sobre la cima de la cubiertadel transformador y tanque de conservación de aceite y almenos por el ancho del contenedor de aceite del transforma-dor. Si las columnas de soporte del techo del edificio de laturbina hacia el muro exterior tienen una tasa de resistencia alfuego de dos horas por encima del piso de operación, el murocontra incendios no necesita la altura requerida para obtenerla visual de protección para la altura del piso de operación.

A.5.1.4.5 Es permitida la provisión de una pantalla alta nocombustible para proteger contra los efectos de una detona-ción de los cojinetes del transformador.

A.5.1.5.2 Con apoyo de las bases de diseño de protección deincendios, puede ser requerida protección adicional de incen-dios donde múltiples transformadores de menos de 100 gal(379L) de capacidad cada uno sean ubicados en estrecha proxi-midad.

A.5.2.2 Es generalmente reconocido que los edificios de cal-dera y turbinas, protegidos en concordancia con este docu-mento, cumplen el propósito de NFPA 101, Life Safety Code,respecto de distancias adicionales de recorrido para instala-ciones totalmente cubiertas por rociadores.

NFPA 101 permite medios adicionales de componentes desalida para ocupaciones industriales de propósito especial.Puede permitirse que estas áreas sean provistas con escalerasindustriales 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 al-ternado (Ver NFPA 101). Ejemplos de estos espacios incluyenandenes, áreas de piso o plataformas elevadas que son provis-tas para mantenimiento e inspección de equipo en el sitio.

Los espacios internos para equipo y maquinaria están ex-cluidos de los requisitos de NFPA 101. Ejemplos de estos es-pacios incluyen pero no están limitados en esencia a los si-guientes:

(1) Calderas.(2) Secadores.(3) Pulverizadores.(4) Encerramientos de turbinas de combustión.

(5) Torres de enfriamiento.(6) Carboneras, silos y tolvas.(7) Áreas donde comienzan los transportadores de polea.(8) Precipitadores electrostáticos.

A.5.4.1.3.2 Donde es provisto un sistema separado de mane-jo de humo, debería diseñarse para áreas que podrían ser da-ñadas indirectamente en el evento de un incendio a través decualquiera de los dos escenarios siguientes:

(1) Exposición a humo desde un incendio originado dentrode los cuartos mismos.

(2) Exposición a humo en un cuarto desde un incendio origi-nado en el otro cuarto.

Debería diseñarse un sistema de manejo de humo (ventila-ción) para minimizar la penetración de éste dentro del equipoeléctrico.

A.5.5.2 La descarga de diseño para la turbina del edificiodebería basarse en el tiempo esperado necesario para tener laturbina fuera de línea y ponerla en encendido girando el me-canismo de gobierno, pero no menos de 10 minutos.

A.6.2.1 En tanto el uso de sistemas de protección de incen-dios pueda ser una manera efectiva de limpieza, es fuertemen-te desalentado. El suministro de agua para limpieza no es unaactividad de protección de incendios que deba suplirse desdeun sistema separado de agua de servicio. Donde este suminis-tro separado no está disponible, deberían hacerse considera-ciones especiales antes de usar el agua de protección contra elfuego para esta demanda que no es de incendios, incluyendobombas separadas.

Los procedimientos operacionales deberían estar en el si-tio para evitar disminución del suministro de agua de protec-ción de incendios dedicado por el uso incidental de agua parapropósitos que no son de protección de incendios. Los proce-dimientos deberían terminar todos los usos incidentales delagua para propósitos distintos a la protección contra el fuegoal recibo de una alarma de incendio.

A.7.4.1.1 La Powder River Basin (PRB) de Montana yWyoming tiene las más grandes reservas de carbón bajo ensulfuro en los Estados Unidos (76%). El carbón PRB ha gana-do popularidad como una alternativa a los costosos lavadoresrequeridos para cumplir con los estándares sobre emisionescuando es quemado carbón alto en sulfuro. El carbón PRBtiene entre la mitad y un sexto del contenido de sulfuro de lamayoría de los otros carbones. El siguiente es un análisis apro-ximado representativo de carbones PRB (información de losrangos de PRB publicados en «Guide to Coal Mines»,Burlington Northern and Santa Fe Railway, courtesy PRBCoal Users’ Group):

ANEXO A




Edición 2010

Carbón fijo: 32.06–40.00%Materia volátil: 27.70–32.66%Humedad: 23.80–31.80%Ceniza: 3.80 –8.45%Sodio como unporcentaje de ceniza: 0.32–7.50%Sulfuro: 0.20–0.80%Btu / lb: 8050– 9500Tamaño: Nominal 2 pulg. x 0 pulg.

Temperatura de fusión de la ceniza / atmósfera reducida

Inicial, °F: 2050–2268Inicial. °C: 1121–1242Fluido. °F: 2142–2348Fluido. °C: 1172–1287

El carbón PRB presenta desafíos en protección de incen-dios debido a sus características de calentamiento espontá-neo. También, el PRB es extremadamente deleznable, contri-buyendo a altos niveles de polvo y vertimiento. El manejo,pre-planeamiento, diseño del equipo de manejo del carbón yel diseño del sistema de protección de incendios son compo-nentes integrales para la minimización de los riesgos asocia-dos con un incendio de carbón PRB.

A.7.4.2.1 Calentamiento espontáneo. Las propiedades quí-micas de carbones que afectan la combustión espontánea sonel contenido de oxígeno, humedad, impurezas (especialmentesulfuro en forma de piritas), y volátiles. Las propiedades físi-cas son tamaño de partículas y friabilidad.

El calentamiento espontáneo ocurre debido a la oxidaciónde superficies de carbón expuestas recientemente. Para uncalentamiento espontáneo que induzca la ignición, debe estarpresente suficiente aire y en contacto con superficies frescas(no oxidadas), todavía sin movimiento de aire suficiente paradisipar el calor generado por la oxidación. La tasa de oxida-ción del carbón a temperaturas ambientales está determinadapor sus rangos, sus áreas de superficie expuestas, y el porcen-taje de oxígeno libre en la atmósfera que infiltra el carbón. Elcarbón de bajo rango (carbón bituminoso) podrá tener unaalta tasa de oxidación que lo endurece bajo las mismas condi-ciones. Del mismo modo, si el carbón es triturado a un tamañode partículas finas, más área de superficie estará expuesta y latasa de oxidación se incrementará. Una reducción en el conte-nido del oxígeno libre en la atmósfera que infiltra el carbónreduce la tasa de oxidación (casi proporcionalmente). La oxi-dación continuará a una tasa reducida hasta que el oxígenolibre esté agotado. El calor producido por la combustión es-pontánea será absorbido por el carbón, resultando en un in-cremento en su temperatura. Debido al efecto chimenea, pue-den esperarse fugas de aire infiltrado alrededor de la válvula

de descarga u otras fugas del fondo de silos y carboneras o de5 a 6 pies (1.5 a 1.8 m) de la cima del carbón en la carbonera.Por consiguiente, los «puntos calientes» tenderán a desarro-llarse en las partes bajas y superiores del carbón en el silo ycerca de cualquier grieta o abertura que permita la infiltraciónde aire. Inertizar el carbón con dióxido de carbono o nitróge-no y cubrir la cima de la carbonera para evitar que el airecause ignición espontánea son una práctica común para para-lizar forzada y prolongadamente el carbón en la carbonera.Así como la temperatura del carbón se incrementa, crece tam-bién a tasa de oxidación. Debido al rango y número de varia-bles es difícil definir el tiempo de ignición del carbón en al-macenaje.

El calentamiento espontáneo puede ser mitigado por la re-ducción al mínimo de los turnos de rotación del carbón, laduración del almacenaje y el movimiento del aire en el silo.

Varios diseños pueden ser usados para lumbreras de acce-so de varillas de penetración para distribuir agentesencapsulados-micela con agua. Son recomendadas lumbrerasde acceso de un diámetro mínimo de 4 pulgadas (10.16 cm.)para facilitar la inserción de las varillas de penetración. Unode tales diseños es una conexión embridada de 4 pulgadas(10.16 cm.) con una brida ciega. El interior de la lumbrera deacceso debería llenarse con espuma expandida (en el mismoplano con la superficie interior del silo) para evitar la acumu-lación del carbón en el acceso de la lumbrera. Cuando es re-querido el uso de una lumbrera de acceso dada, la espuma esremovida del exterior para permitir la inserción de la varillade penetración. Debería proveerse una plataforma espacial paraubicar las lumbreras de acceso como es requerido para dispo-ner la varilla de penetración en secciones de 5 pies (1.5 m) ypara operar la línea de mano y equipo eductor.

A.7.4.2.2 Construcción del silo. Si la planta está diseñadapara quemar un tipo de carbón que es considerado propenso ala combustión espontánea o uno que tiene un alto porcentajede «volátiles», los silos deben ser cilíndricos con tolvas cóni-cas. Debería considerarse el ángulo de reposo del carbón cuan-do sea diseñado el declive interno del silo y la tolva para queel carbón pueda fluir libremente (normalmente a 60 grados dela horizontal será suficiente) para evitar arqueamiento y va-cíos. Los cañones de aire ubicados en la garganta del silo pue-den usarse para asegurar que el flujo de carbón continúe. Sinembargo, es necesaria precaución para asegurarse que los ca-ñones de aire no son utilizados durante un incendio o dondelos bajos niveles de carbón podrían resultar en polvo de car-bón en suspensión entrando al rango de explosividad.

La experiencia indica que el carbón bajo en sulfuro PowderRiver Basin (PRB) es altamente susceptible al calentamientoespontáneo. Para otros tipos de carbón, la experiencia indica



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que contenidos en su volatilidad por encima del 38% puedenser propicios al calentamiento espontáneo. El diseñador pue-de considerar la inertización del silo si el contenido de voláti-les del carbón excede 38% o si es usado carbón PRB. Dondeel carbón usado ha conocido problemas de calentamiento es-pontáneo, deben proveerse transportadores especiales y cana-les o bateas para descargar los silos durante paradas forzadas.

A.7.4.2.3 Operación y mantenimiento del silo. Donde seaposible, los silos de carbón deberían operarse a toda su capa-cidad con el carbón fluyendo continuamente. Cuando los si-los no son operados a o cerca de su volumen total, puede ocu-rrir un incremento de la tasa de combustión espontánea.

Dependiendo de la construcción del recipiente, carbonerao silo, el espacio interno puede permitir el conglomerado decarbón sobre sus muros. La remoción del carbón de los murosdel recipiente, carbonera o silo puede emplearse para minimi-zar el riesgo de combustión espontánea del carbón atrapado.

Durante paradas de mantenimiento planeadas, los silosdeberían ser vaciados y limpiados totalmente de depósitos decarbón. Los procedimientos operativos deberían asegurar quelos separadores magnéticos están en servicio cuando el car-bón está siendo transportado dentro del silo para evitar la in-troducción de fragmentos metálicos. El movimiento de frag-mentos metálicos dentro del silo puede resultar en una fuentede ignición por partes de metal que golpean, causando chis-pas que pueden incendiar el polvo de carbón.

Tres incendios involucrando silos de carbón en una esta-ción de generación eléctrica operando ocurrieron en o cercade roturas en el fondo del cono del silo. Durante las paradasde mantenimiento los conos fueron totalmente inspecciona-dos en busca de agrietamientos.

A.7.4.2.4 Estas condiciones deberían ser monitoreadas perió-dicamente. El monitoreo puede ser realizado en la cima delsilo sobre concentraciones de gas metano y monóxido de car-bono.

Los monitores de gas inflamable deberían ser dispuestospara alertar a los operadores de planta si son detectadas con-centraciones de metano o éstas exceden el 25% del LIE.

Los niveles incrementados de monóxido de carbono pue-den dar una indicación temprana de un punto caliente o incen-dio de silo. Alguna experiencia en esta área indica que losniveles de monóxido de carbono pudieran elevarse días antesde que los incendios sean detectados por otros medios. Debe-rían determinarse niveles aceptables de monóxido de carbonopor el personal de la planta con base en tendencias para variosmodelos de operación normal. Deberían tomarse muestreos

diarios de monóxido de carbono en la cima de cada silo paraestablecer una marca fija de nivel de este gas. Los silos debe-rían ser vaciados e inspeccionados si el monóxido de carbonoexcede dos veces la concentración fijada.

La detección portátil de calor infrarroja o termografía haprobado ser exitosa en la localización de puntos calientes. Lospuntos calientes típicos son fácilmente detectados cuando es-tán en un rango de tamaño de 2 pies (0.6m) de diámetro. Lospuntos calientes en el centro y arriba pueden no ser encontra-dos hasta que el punto caliente penetre al área en cono en lamedida en que el carbón desciende de nivel. También puedenser insertadas termocuplas para detectar incrementos de tem-peratura debido a combustión espontánea. Puede emplearseuna termocupla larga [ej: 10 pies (3 m)] conectada a un moni-tor portátil de lectura instantánea. Empujando la termocupladentro del almacenaje de carbón puede detectarse el desarro-llo de áreas calientes o estratos a diferentes profundidades. Elmonitoreo periódico de cambios de temperatura en estas áreaspuede ayudar a predecir espontáneos desarrollos de combus-tión y ayudar en el pre-planeamiento de la respuesta.

A.7.4.2.6 Todas las señales de combustión espontánea e in-cendio deberían ser eliminadas antes del movimiento de car-bón.

Supresión manual de incendios. El combate de incendiosen silos de carbón es una actividad larga y difícil. Algunasoperaciones de combate de incendios han tomado varios díaspara completar la extinción de un fuego.

El carbón humeante en un silo recipiente, carbonera o silo,es una situación potencialmente peligrosa que depende de laubicación del carbón humeante. Hay un riesgo de un incendiodestellante o explosión si el carbón humeante es desequilibra-do. Este riesgo debería ser considerado en el pre-planeamiento.El personal de respuesta a un incendio de carbón debería te-ner su equipo de protección personal propio, incluyendo SCBAy aparejos de salida, y entrenamiento en este peligro.

El área alrededor del carbón humeante debería ser consi-derada también. El potencial de desarrollo de una atmósferainmediatamente peligrosa para la vida y la salud (IPVS) esposible. Esto también debe ser considerado en el pre-planeamiento.

Dependiendo de la estrategia seleccionada, la demanda derecursos puede ser variada pero desafiante. El planeamientopre-incendio es un elemento importante en el control exitosode incendios de silos y debería estar incluido en las bases dediseño de protección de incendios (Ver Capítulo 4) y el plande emergencia de incendios (Ver 16.4.4). Los operadores delcuarto de control deberían estar involucrados en el pre-planeamiento.

ANEXO A




Edición 2010

Uso de agentes encapsulados-micela. El uso de agentesencapsulados-micela ha sido encontrado exitoso en los añosrecientes, especialmente para incendios de carbón PRB. Laaplicación de este agente es el método de supresión de incen-dios preferido por el Grupo de Usuarios de Carbón PRB paraprotección de incendios de carboneras, tolvas y silos (vea elPRB Coal Users’ Group Recommended Practice, Coal Bunker,

Hopper & Silo Fire Protection Guidelines).

Los lineamientos básicos y procedimientos para pre-pla-neamiento y aplicación de agentes encapsulados-micela a es-tos incendios está incluido en el documento del PRB CoalUsers’ Group. Estas guías y procedimientos pueden usarsecomo un punto de partida por la brigada de incendios estruc-turales del propietario y bomberos para construir una aproxi-mación para la instalación específica. Estas actividades decombate de incendios son inherentemente peligrosas y no de-bieran ser realizadas por brigadas de incendio incipientes uotro personal. Este documento está disponible para los miem-bros del PRB Coal Users’ Group en línea a www.prbcoals.com.

La aplicación de agentes encapsulados-micela puede serincrementada por el uso de una cámara infrarroja para la bús-queda de los puntos calientes, sobre los costados o cima delsilo, para facilitar la inyección del agente tan cerca como seaposible al área del incendio. Las imágenes infrarrojas puedenser usadas para evaluar el desempeño y progreso del monitoreode ataque. La solución agua-agente debe penetrar hasta el si-tio de la combustión para que sea efectivo. Esta penetraciónpuede ser afectada por el grado de compactación, vacíos, tasade aplicación, tasa de evaporación y demás. El escurrimientodebe drenarse a través de la tubería del alimentador y requeri-rá recolección, limpieza, y disposición. Los agentes encapsu-lados-micela están diseñados para ser ambientalmente amiga-bles (no corrosivos, no tóxicos, no peligrosos, y totalmentebiodegradables).

Uso de espumas clase A y penetrantes. El uso de espumasClase A y penetrantes ha tenido algunos éxitos pero ha sidodifícil pronosticar los recursos requeridos para el exitoso con-trol del incendio. Los agentes generalmente requieren mez-clarse con agua antes de su aplicación, usualmente en el rangode 1% por volumen mezclados de una manera similar a losagentes Clase B. Mientras la aplicación típica de la espumaClase A es para combatir incendios al descampado al 1%, mu-chas plantas reportan resultados con el uso de espumas ClaseA al 0.1%. Esto causa que el agente actúe como un surfactante.Proporciones superiores causan una excesiva acumulación deespuma que impide la penetración dentro del carbón.

La aplicación de espumas y penetrantes puede ser incre-mentada por el uso de una cámara infrarroja para buscar lospuntos calientes, sobre los costados o la cima del silo, para

facilitar la inyección de los agentes tan cerca como sea posi-ble al área del incendio. Las imágenes infrarrojas pueden usarsepara evaluar el desempeño y el avance de monitoreo del ata-que. La solución agua-agente debe penetrar hasta el fondo dela combustión para ser efectiva. Esta penetración puede serafectada por el grado de compactación, vacíos, tasa de aplica-ción, tasa de evaporación, y otros aspectos. El líquido resul-tante debe drenarse a través de la tubería del alimentador yrequerirá recolección, limpieza y disposición.

Uso de gas inerte. El dióxido de carbono y el nitrógenohan sido usados exitosamente como sistemas gaseosos deinertización. El vapor de dióxido de carbono, con una densi-dad de 1.5 veces la del aire, ha probado ser efectivo en esta-blecer rápidamente una atmósfera inerte en el espacio sobre elcarbón, la cual evita la creación de una atmósfera explosivaen ese espacio.

Al mismo tiempo el vapor de CO2 puede ser inyectado

dentro del carbón almacenado en la parte baja del silo, dondees más probable que los incendios se originen. Este CO

2

inertiza los vacíos entre los pedazos de carbón mientras llenael silo desde abajo hasta arriba con vapor de CO

2. La tasa de

inyección de vapor de CO2 es aquella necesaria para exceder

cualquier pérdida en el fondo del silo mientras empuja el gasinerte hacia arriba a través del carbón a una tasa razonable.(Silos muy altos requieren inyección a puntos intermedios delvapor de CO

2 entre la cima y el fondo del silo).

A partir de que el dióxido de carbono esté almacenadocomo un gas líquido comprimido, el debe ser vaporizado an-tes de la inyección dentro del silo. Son usados vaporizadoresexternos dimensionados para manejar las tasas máximas deflujo de vapor anticipadas.

Es una práctica común monitorear el nivel de monóxidode carbono (CO) mientras se inertiza con CO

2. 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 sumi-nistro de CO

2 una vez establecido el control del incendio.

Un gran incendio de carbón incrustado provee una masacaliente que será extremadamente difícil de extinguir solamentecon CO

2. Es, sin embargo, importante que el combate suple-

mentario del incendio sea hecho en un ambiente inerte. Lamisión primaria del sistema de CO

2 es evitar la ocurrencia de

grandes incendios por detección temprana del fuego mediantelos detectores de CO cuando todavía es pequeño y entoncesinertizar para contenerlo y extinguirlo.

Generalmente son usadas unidades de CO2 líquido al gra-

nel, pero pueden usarse cilindros para inertizar silos peque-



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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 ensistemas de supresión de incendios en el edificio de turbinas).Las unidades de CO

2 al granel tienen la capacidad de ser relle-

nadas mientras están en uso. Para los silos pequeños, el vaporde CO

2 es separado del distribuidor de los cilindros por tubos

sifón exteriores.

La inertización con dióxido de carbono tiene un efectobenéfico tan pronto como alcanza el carbón en oxidación.Como cae el nivel de soporte de oxígeno, menos calor es ge-nerado, ayudando a limitar la propagación del incendio. Peropara una extinción total cualquier masa grande de carbón ar-diendo puede requerir una concentración de CO

2 muy alta,

sostenida por un largo tiempo puesto que la capacidad de en-friamiento del CO

2 es relativamente pequeña y el carbón mis-

mo tiende a retener calor.

El sistema de CO2 debería ser considerado como un siste-

ma de prevención / contención de incendios. El sistema puedeser operado desde una estación de liberación manual dedica-da o desde el cuarto de control mediante el controlador lógicoprogramable de la planta (PLC). El personal de planta no ne-cesita involucrarse excepto para ajustar las tasas de flujo deCO

2 como sea necesario para manejar la inertización o supre-

sión del incendio.

Cuando es usado dióxido de carbono, hay un riesgo dedepleción de oxígeno en el área sobre, alrededor o debajo deun recipiente, carbonera o silo. Las áreas donde el gas podríarecolectarse y disminuir el oxígeno, las cuales pueden incluirel cuarto del disparador y las áreas bajo la compuerta de ali-mentación de la descarga, deben identificarse con barrerasapropiadas y señales de advertencia.

El nitrógeno ha ido usado exitosamente para inertizar in-cendios en silos. Es aplicado de una manera muy similar aldióxido de carbono. Una notable diferencia es que el nitróge-no tiene aproximadamente la misma densidad que el aire (mien-tras el dióxido de carbono es significativamente más denso).Por consiguiente, el debe ser aplicado en numerosos puntosde inyección alrededor del silo para asegurar que desplaza eloxígeno disponible, lo cual resulta en la necesidad de un equi-po mayor de inyección y una más grande cantidad del agente.

Vaciado del silo. El silo puede ser descargado a través dela tubería de alimentación, pero es una operación sucia y desali-ñada. Es necesario derivar la correa del alimentador para des-cargar el carbón sobre el piso de la central eléctrica a la eleva-ción del alimentador. Una cuadrilla de mangueras debe estardisponible para extinguir el carbón ardiendo en la medida enque es descargado del silo. Existe el riesgo de que el polvo

levantado durante esta actividad pueda incendiarseexplosivamente. Puede aplicarse espuma de alta expansión.

El monóxido de carbono producido durante el proceso decombustión también tenderá a asentarse en las elevacionesbajas y puede ser un peligro para el operador de la manguera.Una vez vertido y extinguido, usualmente es necesario palearel carbón dentro de un camión de volteo para transportarlodetrás de apilamiento de carbón.

Combate manual de incendios. Sin consideración deltipo de propuesta seleccionada para la supresión, el planea-miento anterior al incendio es un elemento importante para elexitoso control y extinción del incendio. Todos los recursosnecesarios deberían ser identificados y puestos en el sitio an-tes de iniciar las actividades de supresión. Si los materialesnecesarios no han sido acopiados en el sitio, debería contactarsepor adelantado a los proveedores para asegurar que el equipoy los suministros están disponibles a un relativamente cortoaviso.

Los requerimientos de personal para esta actividad de com-bate de incendios deberían estar identificados por adelantado.El personal debe estar entrenado y calificado para el combatede incendios en el ambiente caluroso y humeante que puedeacompañar el incendio de un silo. Este entrenamiento incluyeel uso de aparatos de respiración auto-contenida y equipo deprotección personal. El personal empleado en esta operacióndebe como mínimo estar entrenado en y equipado al nivel deestructuración de la brigada de incendios como ha sido defini-do en NFPA 600, Standard on Industrial Fire Brigades. Si elpersonal de la estación no está entrenado en el uso de aparatosde respiración auto-contenida, será necesario que los bombe-ros ejecuten la lucha contra el fuego en estas áreas. No obs-tante, el personal de la estación puede ser necesario para asis-tir con el asesoramiento y guía necesarios. El cuerpo de bom-beros o agencia pública de combate de incendios que respon-de a un incendio en la instalación debe involucrarse en el pre-planeamiento de las actividades de combate del fuego en in-cendios para silos. Los bomberos o agencia pública necesitaninstrucción específica concerniente a la operación y potencia-les peligros asociados con los incendios en silos así como enla operación en el ambiente de la planta de energía. Es impor-tante que los bomberos reciban información y guía en cadaoportunidad.

Los recursos de la estación y del servicio de bomberosnecesitan trabajar en concertación, incluyendo trabajo con losoperadores del cuarto de control y mantenerlos a ellos informa-dos de las operaciones de control de incendios. El pre-pla-neamiento debería incluir detalles administrativos tales comocadena de mando, acceso, y demás. Las operaciones debencoordinarse por un sistema de comando de incidentes estable-

ANEXO A




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cido de conformidad con NFPA 1561, Standard on Emergency

Services Incident Management System. Todo el personal de-bería estar familiarizado con este sistema antes del evento.

A.7.4.3 Peligros del polvo de carbón. Los peligros de cual-quier polvo de carbón dado esta relacionado con la facilidadde ignición y la severidad de la explosión consecuente. ElBureau of Mines del Departamento del Interior de los EstadosUnidos ha desarrollado una escala arbitraria, basada en prue-bas a pequeña escala, que es efectivamente usada para medirel peligro potencial de explosión de varios polvos de carbón.La sensibilidad de la ignición es una función de la temperatu-ra de ignición y de la energía mínima de ignición, mientras laexplosividad está basada en información desarrollada en elBureau of Mines. Los resultados de las pruebas están basadosen una norma de polvo de carbón de Pittsburgh tomada a unaconcentración de 0.5 / pie3 (0.5 kg / m3) onzas por pié cúbico.El índice de explosividad es el producto de la sensibilidad deignición y la severidad de explosión. Este método permite laevaluación de los peligros relativos de varios polvos de car-bón.

Cuando los silos de carbón son operados con bajo inven-tario hay un potencial para que el polvo de carbón suspendidoentre al rango de explosividad. Como en calentamiento es-pontáneo, el rango de explosividad y el potencial para unaexplosión están basados en las variables anteriores.

A.7.4.3.1 La construcción de campanas de encerramiento enpuntos de transferencia puede minimizar la cantidad de polvoliberado a las áreas circundantes, lo cual reduce la necesidadde colectores de polvo.

A.7.4.3.2 Al tiempo que el carbón húmedo está siendo mane-jado, la supresión de polvo adicional puede no ser deseada.En estos casos, el enclavamiento entre el sistema de supresióny el transportador debería ser capaz de un traslapo para per-mitir el movimiento del carbon sin supresión. Debería consi-derarse el traslape del enclavamiento de supresión de polvocomo un daño del sistema de protección de incendios total ydebiera manejarse por 16.4.2.

A.7.4.6.2 En muchos casos, los transportadores de carbóndentro de sus estructuras están equipados con campanascolectoras de polvo o «faldones» los cuales hacen la protec-ción de la cima de las correas transportadoras dificultada porla ubicación convencional de rociadores y boquillas. En plan-tas donde son usados carbones altos en piritas, es recomenda-ble que la protección sea provista dentro de estas campanasasí como los encerramientos de poleas de accionamiento. Debetenerse cuidado cuando sean instalados los rociadores o bo-quillas para permitir el fácil acceso a estos dispositivos conpropósitos de inspección.

Donde los transportadores están ubicados en estructurasde galería encerrada, la protección para la correa superior co-múnmente toma la forma de rociadores o boquillas en el cieloraso de la galería con un segundo nivel de protección para lacorrea de retorno. En esta instancia, el ancho entero de la ga-lería debería incluirse en el diseño del área para el nivel supe-rior de protección.

Si el sistema de aspersión de agua es seleccionado para laprotección contra incendio del transportador, debería consi-derarse el diseño de estructural del transportador para sopor-tar el peso del carbón húmedo a lo largo de su estructura.

Todos los transportadores que presentan una exposición ainstalaciones o procesos críticos deberían ser consideradoscomo «críticos para la generación de energía». Un incendiodebido a un transportador no protegido que transporta materia-les dentro de la casa de generación puede resultar en un fuegoque crea pérdidas inaceptables de generación de energía.

A.7.4.6.2.1 Los sistemas de aspersión de agua deben consi-derarse para transportadores encerrados que están inclinadosa causa del gran potencial para la rápida propagación del in-cendio.

A.7.4.6.5 El agua ha sido exitosamente usada para controlarincendios en colectores de polvo. Sin embargo, la cantidad deagua entregada a un colector de polvo puede crear problemasde soporte estructural para el equipo mismo y para la estructu-ra de soporte del edificio. El uso de aditivos de combate deincendios con agua puede ser altamente efectivo para incen-dios de carbón, especialmente para incendios del carbón PowerRiver Basin (PRB). El uso de aditivos de combate de incen-dios puede típicamente resultar en que menos agua está sien-do entregada dentro del colector de polvo debido al mejora-miento de las propiedades de supresión del incendio del agen-te y subsiguiente acortamiento del período de entrega. Unareducción en el agua puede ayudar en la minimización de losproblemas potenciales por peso ganado.

A.7.6.2.3 Los sistemas de detección especial corrientementeusados son los siguientes:

(1) Sistemas de detección infrarroja para monitorear las su-perficies del rotor o el estator.

(2) Detectores tipo-línea entre camadas de góndolas inter-medias y terminales sin actividad.

Hasta la fecha, se ha tenido una experiencia limitada deincendios con ambos sistemas. Las cámaras de televisión li-geramente bajas montadas al exterior del calentador de airetienen una posible aplicación en la detección de incendios decalentadores de aire.

•



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A.7.6.4.2 Sensores de temperatura solos pueden no ser ade-cuados para proveer alerta temprana de un incendio en unprecipitador electrostático.

A.7.6.5 Experiencia en pérdidas por incendios en lavadores.Ha habido al menos tres grandes incendios que involucranlavadores con recubrimiento plástico o con relleno plástico.Ellos han tenido en común los factores siguientes:

(1) El incendio ocurrió durante una parada.(2) El incendio fue detectado inmediatamente.(3) El incendio fue causado por corte y soldadura.(4) La rápida propagación del fuego evitó el acceso al inte-

rior del lavador, lo cual hizo inefectivo el combate ma-nual del incendio.

El siguiente es un breve sumario de las pérdidas reporta-das hasta la fecha.

Incendio No 1. El lavador tenía 36 pies (11 m) de diámetroy 139 pies (42 m) de altura. El lavador contenía dos seccionesde empaquetamiento de polipropileno: una sección tenía 4 pies(1.2 m) de grueso y la otra 3 pies (1 m) de grueso. La secciónde 3 pies (1 m) de gruesa fue retirada en el momento del in-cendio. Ambas capas de empaquetamiento se extendían a tra-vés del diámetro total de la torre. Un contratista externo estu-vo haciendo reparaciones sobre un aspa de rotación en la cimadel lavador. Una manta de soldadura Había sido situada sobrela cima del relleno. Chispas de la operación de soldadura ca-yeron a través de la plataforma de trabajo de madera e incen-diaron el empaquetamiento de polipropileno 30 pies (9 m)abajo. El incendio fue detectado inmediatamente. Los emplea-dos de la planta reaccionaron rápidamente y siguieron los pro-cedimientos establecidos de antemano. Ellos activaron lasboquillas aspersoras, entonces cerraron las puertas de accesoy el amortiguador de salida para aislar el lavador. Los emplea-dos de planta usaron una manguera de 1½ pulg. (3.8 cm.) so-bre la salida del ducto. Los bomberos respondieron. La dura-ción total del incendio fue de dos minutos. El daño a la pro-piedad fue estimado en $ 5 millones, y la parada fue de 41días.

Incendio No 2. Había 4 lavadores en un edificio. Loslavadores eran de 30 pies x 30 pies x 80 pies (9 m x9 m x 24m) de alto. Los lavadores tenían una cantidad extensiva deempaquetamiento plástico y estaban revestidos. El manteni-miento era ejecutado sobre uno de los lavadores. Una cuadri-lla planeó hacer reparaciones al revestimiento cerca de la cimadel lavador. El trabajo de reparación involucró operacionesde corte y soldadura. Metal caliente cayó dentro del lavador.Un incendio pequeño fue observado en la parte baja del lavadorque rápidamente se propagó y quemó el revestimiento yempaquetamiento. El incendio ardió a través de la junta de

expansión sobre la cima del lavador y se propagó a través dela superestructura, con daño al acero estructural del edificioen el área sobre el lavador. El daño a la propiedad fue estima-do en $7 millones, y la parada fue de cerca de 8 meses. Estosucedió debido a la necesidad de reemplazo del casco.

Incendio No 3. Había tres torres de absorción en un edifi-cio. Las torres eran de 40 pies x 65 pies x 185 pies (12.1 mx19.7 m x 56 m) de altura. Los lavadores fueron revestidoscon una cubierta de caucho y tenían eliminadores de neblinade polipropileno. Los trabajadores estaban en el ducto de es-cape de uno de los lavadores intentando sellar pequeños orifi-cios en el ducto. Fue usado plástico laminado para protegeruna junta de expansión. Chispas de la operación de soldaduraincendiaron el plástico. El fuego fue detectado inmediatamente.Fueron utilizados extintores portátiles para extinguir el fuegoEl incendio se propagó rápidamente al andamio de madera.La brigada de incendios de planta respondió pero no pudoentrar al ducto debido al humo denso. El incendio se propagóal eliminador de neblinas de polipropileno y al revestimientode caucho del lavador. El calor del incendio venteó dentro deledificio, colapsando el cielo raso. El lavador fue destruido. Eldaño a la propiedad fue estimado en $42 millones. La esta-ción estaba bajo construcción, y su completamiento fue de-morado dos años por el incendio.

A.7.7.3.6 En algunos turbo-generadores que emplean el prin-cipio de guarda tubería, el dispositivo de protección de la tu-bería termina bajo el alojamiento de la máquina donde la tu-bería de alimentación y retorno corre a la par de los cojinetes.Tales ubicaciones son vulnerables a roturas con la correspon-diente liberación de aceite en el evento de vibración excesivade la máquina y deberían protegerse.

A.7.7.4.1.1 Para evitar la aplicación de agua a partes calien-tes u otras áreas sensitivas al agua y proveer cubrimiento ade-cuado, puede ser necesario un diseño que incorpore compo-nentes como elementos fusibles que operen boquillas asper-soras direccionales.

A.7.7.4.1.3 Si el reservorio de aceite lubricante está elevado,la protección de rociadores debería extenderse para protegerel área bajo el reservorio.

Si los reservorios de aceite lubricante y su equipo de ma-nejo están ubicados sobre el piso de operación de la turbina yno están encerrados en un área de incendios separada, enton-ces todas las áreas sujetas al flujo o acumulación de aceitedeberían protegerse con un sistema automático de rociadoreso de inundación.

A.7.7.4.1.4 Sobre el piso de operación, los sistemas rociadoresa 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 aceitedada la altura de los cielos rasos [típicamente por encima de40 pies (12 m)].

La aspersión de un incendio puede ir más allá de la protec-ción de un rociador automático convencional sin que el siste-ma opere y puede exponer el acero estructural o componentescríticos del generador de la turbina. Lo que interesa es que eldebilitamiento del techo de la turbina por el tiempo de exposi-ción al incendio podría abatir el acero del edificio y resultaren daño prolongado para la iniciación del equipo crítico queopera la turbina o que el incendio podría exponer directamen-te equipo crítico como el generador. Donde sea posible, de-biera usarse una de las medidas de protección siguientes:

(1) Encerramiento del peligro. Un ejemplo podría ser ubi-cación dentro de un cuarto de construcción no combusti-ble y protegido con rociadores automáticos.

(2) Uso de una barrera. Una barrera de metal podría ser insta-lada entre el peligro y el equipo crítico del techo del edifi-cio con rociadores automáticos instalados bajo la barrera.

(3) Protección con aspersión de agua. Pruebas han demos-trado que los rociadores de inundación sobre el peligropueden reducir el tamaño de un incendio de aspersión deaceite. Las pruebas fueron conducidas con rociadorespendientes espaciados 5 pies x 5 pies (1.5m x 1.5m) deseparación, con un coeficiente de orificio de K-8.0 (115)y terminando con una presión de cabeza de 50 psi (3.9bares) ubicados a 6 pies (1.8m) sobre el peligro. El siste-ma debería ser automáticamente activado por un sistemade línea listado tipo detección de calor o de detección dellama.

A.7.7.4.1.5 Las espumas proteínicas y formadoras de películaacuosa (EPFPA) son efectivas en el control de incendios dealberca de líquidos inflamables en compartimientos de edifi-cios altos. FM Global condujo pruebas para la Fuerza Aéreaen el campo de pruebas en 1975. Fueron usados Incendios dealberca de líquidos inflamables de un área de 900 pies2

(83.6m2). La espuma fue aplicada desde boquillas a nivel decielo raso a 60 pies (18.3 m) por encima del piso. La espumaredujo el área incendiada en 90% en menos de 5 minutos des-pués de iniciada la aplicación. Ella es efectiva en incendios delíquidos de alto punto de inflamación tales como el aceitemineral. También fueron conducidas pruebas usando espumapara la protección de estructuras de proceso químico. Las prue-bas involucraron vertimientos tridimensionales de líquido in-flamable de un recipiente de proceso de 20 pies (6.1m) sobreel piso por encima del nivel del suelo. La estructura de proce-so tenía 40 pies (12.2 m) de alto. La protección de espumafue provista en cada elevación del piso. La espuma limitó eltamaño del incendio de alberca pero no tuvo efecto sobre elincendio del vertimiento tridimensional.

Los agentes encapsulados micelle pueden mejorar los sis-temas de aspersión de agua de cabeza abierta para incendiosde alberca. Han sido conducidas investigaciones para el usode este agente en algunos incendios de alberca de hidrocarbu-ros, aunque el aceite de lubricación de la turbina no ha sidoprobado. Adicionalmente, las pruebas no han sido realizadaspara escenarios de incendio en tres dimensiones que puedenocurrir durante un fuego de aspersión de aceite de lubricaciónde la turbina. Ver A.7.4.2.6 para información adicional sobreagentes encapsulados micelle.

A.7.7.4.2 Información adicional concerniente a protección deincendios de turbina-generador puede encontrarse en el re-porte EPRI Research Project 1843-2, Turbine Generator Fire

Protection by Sprinkler System.

En Febrero de 1997, el Instituto Nacional de Normas yTecnología publicó el NIST Report Technical Note 1423,«Analysis of High Bay Hanger Facilities for Fire Detector

Sensivity and Placement». Este reporte provee recomendacio-nes de diseño para sistemas rociadores y de detección (protec-ción de incendios en piscinas de combustible) para aquellasinstalaciones, las cuales pueden proveer algunas guías de di-seño si los sistemas rociadores son instalados a nivel del cieloraso del edificio de la turbina.

Sin embargo, los peligros del edificio de la turbina inclu-yen incendios de piscinas y fuegos tridimensionales y pulveri-zados. Sin mayores pruebas, tales sistemas no deben conside-rarse para proveer protección equivalente a los sistemas deledificio de la turbina recomendados en el cuerpo de NFPA850. Si son usados como adición de aquellos sistemas recomen-dados, un apropiado diseño del sistema de rociadores a niveldel cielo raso puede proveer protección adicional para el te-cho del edificio de la turbina si la exposición a un incendiogrande sobre el piso de operación es de su interés.

A.7.7.4.2.1 Los sistemas de activación automática deben pro-veer un funcionamiento apropiado bajo condiciones de incen-dio y no ser propensos a activaciones espúreas. Si es instaladoun sistema de agua de operación manual, debería darse consi-deración a la instalación de un sistema gaseoso automático deextinción de incendios suplementario.

A.7.7.4.2.2 La edición 2000 de NFPA 850 permite la opera-ción manual de sistemas de protección de cojinetes. En lamayoría de los incidentes que involucraban liberación de aceitede los cojinetes esto pudo ser adecuado. En algunos tipos deliberación, tales como fallas del sistema de sello, eso pudo nopermitir al operador el tiempo para activar el sistema. Hayalgunos edificios de turbina donde el cuarto de control no estálocalizado en el edificio de la turbina, lo cual también puededemorar la respuesta.



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Si los cojinetes del turbo-generador están protegidos conun sistema de rociadores operado manualmente, debe proveer-se lo siguiente:

(1) La activación manual debería hacerse desde el cuarto decontrol o una ubicación fácilmente accesible que no ex-ponga al operador a la condición del incendio. La admi-nistración de planta debería ser suficiente para manejarapropiadamente esta función así como otras responsabi-lidades durante una emergencia de esta naturaleza.

(2) Debería proveerse protección automática de incendiossobre el área de cada cojinete y dentro del borde de laturbina donde un potencial para aceite a la piscina puedealertar a operadores hacia una condición de incendio.

(3) Procedimientos documentados deberían estar en el sitiocon autorización aprobada dada a los operadores paraactivar el sistema si es necesario en una condición deincendio.

(4) Debería darse entrenamiento periódico a los operadoressin desconocer la necesidad de una operación apropiadadel sistema.

A.7.8.1.5 La detección temprana del incendio en el edificiode la turbina es importante para una acción de emergenciaefectiva. Los cuartos de control en algunas plantas están fueradel edificio de la turbina, y los operadores hacen rondas cadahora, lo cual mejora la seguridad del operador y su habilidadpara permanecer en el cuarto en una emergencia de incendiospero podría resultar en una demora en la detección del fuego.

A.7.8.6 En años recientes, algunos transformadores han sidodiseñados con relativamente altas temperaturas. La operaciónde los ventiladores de enfriamiento puede liberar grandes can-tidades de calor que inadvertidamente pueden viajar por lossistemas de inundación usando la tasa de elevación o la tasade compensación del equipo de detección de calor. Para evi-tar estos viajes inadvertidos, deberían usarse sistemas de de-tección de calor de temperatura fija para activar los sistemasde aspersión de agua de inundación al transformador.

A.7.8.7 Para información pertinente de lineamientos guíapara 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 seanaplicadas solo a grandes unidades ICEs no residenciales, fi-jas, portátiles (montadas a menudo en remolques) pueden in-cluir sistemas de detección y supresión de incendios para li-mitar el daño por fuego. Las recomendaciones de este capítu-lo pueden usarse también como guía para estas unidades.

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

das al contacto con partes de metal calientes. Adicionalmentea los peligros de incendio externos, los CTs están sujetos aexplosiones si ocurren detenciones y el combustible no es ce-rrado inmediatamente, o si el combustible es admitido en unamáquina caliente y la ignición no ocurre. Las explosiones delcárter del cigüeñal en ICEs han causado grandes incendiosexternos.

A.8.5.2.1 Cuando ocurre una parada del motor, las válvulasde combustible deberían cerrarse tan rápido como sea posiblepara evitar la acumulación de combustible no quemado en lacámara de combustión. La experiencia documenta que hanocurrido incendios o explosiones en sistemas donde el aisla-miento del combustible no fue alcanzado dentro de tres se-gundos.

A.8.5.3.2 Las máquinas de combustión interna no tienen nor-malmente ningún sistema hidráulico.

A.8.5.4.2.1(4) La generación de energía de emergencia parainstalaciones tales como hospitales es provista para la seguri-dad de la vida de personas que pueden no ser ambulatorias.En tales situaciones, la necesidad de proveer un suministroininterrumpido de energía para servicios esenciales pesa másque el deseo de minimizar el daño a la unidad y las instalacio-nes inmediatamente adyacentes.

A.8.5.4.3 Los incendios que involucran solo materiales quearden superficialmente pueden a menudo ser extinguidos du-rante el período de descarga de gas. Sin embargo, donde lastemperaturas superficiales del equipo expuesto o componen-tes instalados permanecen sobre la temperatura de ignición decombustibles presentes más allá del final del período de ladescarga de gas, y/o donde el encerramiento protegido no estáajustadamente sellado, es necesario considerar esto en el di-seño del sistema de protección. La solución común es la adi-ción de un método de descarga de gas prolongado para suple-mentar el sistema inicial de inundación de gas.

El diseñador del sistema requiere, para cada tipo de insta-lación, información sobre la longitud de tiempo requerida paraenfriar componentes «calientes» después de la parada, ade-más de información sobre la tasa de pérdidas de gas del ence-rramiento.

Esta información es a menudo obtenida por unidades pro-totipo de prueba. La información es el arranque del diseño delsistema de gas propuesto pero no garantiza que un sistemaparticular de ese tipo no tendrá un potencial grande de pérdi-da 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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ANEXO A




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Reconociendo esto, NFPA requiere una prueba de descar-ga total para cada sistema de CO

2 (Ver 4.3.3.4.1) antes de ser

puesto en servicio. Un diseño prudente del sistema de gas an-ticipa que más allá de un intervalo se tiempo, un encerramientoprobablemente desarrolla más puntos de fuga, haciéndolo asíun sistema diseñado sin ningún factor de seguridad, poten-cialmente propenso a fallar en el evento de una descarga delsistema años después de la instalación original. Algunos siste-mas requieren inspección de almacenaje y componentes des-pués de un número de años. Estos a menudo requieren un su-ministro de presurización de CO

2. Ello puede ser una excelen-

te oportunidad para descargar el sistema como una «prueba»de chequeo que demuestre que el sistema todavía de desem-peña como fue originalmente diseñado.

Adicionalmente, durante paradas mayores (como cuandola cubierta es retirada), tanto el encerramiento como el siste-ma de tubería de supresión serán típicamente sometidos a al-gún grado de desmonte. Después del rearme, la prueba de fun-cionamiento es esencial para asegurar que el sistema operacomo fue diseñado.

Solamente una prueba de descarga total asegurará que esalcanzada la concentración adecuada y mantenida despuésdel mantenimiento. Alternativamente, la prueba de «compre-sión de puerta» puede usarse para verificar el sello de unencerramiento protegido luego de su mantenimiento, si unaprueba de la línea base de compresión de la puerta fue condu-cida cuando el ensayo original de concentración fue realiza-do. Una prueba de compresión de puerta no demuestra la su-presión del sistema de integridad; es necesaria una prueba fun-cional para tal verificación. Sin embargo, la mayoría de losencerramientos de turbina y máquina no están hechos parapruebas funcionales. Adicionalmente, la cantidad de pérdidapotencial de las aberturas puede identificarse de este modo,pero no necesariamente la ubicación de tales aberturas. Laubicación de los puntos de pérdida de gas es tan importantecomo su tamaño en encerramientos protegidos con sistemasde inundación de gas.

Es importante que la documentación sobre la cantidad degas perdida haya sido diseñada dentro del sistema y que comoparte del diseño sea retenida como base para la determinaciónde la adecuación del sistema después de años de servicio.

A.8.5.4.3.3 El diseño apropiado del sistema de extinción ga-seosa establece que la concentración de diseño sea guardadaen el compartimiento por el tiempo de enfriamiento necesariopara asegurar que todas las superficies expuestas están bajo latemperatura de auto-ignición (TAI) de los combustibles den-tro del espacio protegido. Las unidades auto-derivativas tie-nen un tiempo rápido de enfriamiento debido a sus cubiertaslivianas. A la inversa, el tiempo de reacción para turbinas gran-

des, las cuales pueden tener tiempos de parada que exceden30 minutos, requieren un tiempo de mantenimiento de la con-centración apropiadamente seleccionado para asegurar la mi-tigación del riesgo de re-ignición. También ha sido demostra-do que la descarga inicial de gas no será mantenida por elperíodo de tiempo de enfriamiento en la mayoría de las turbi-nas o compartimientos de la máquina. Así las cosas, el dise-ñador debería determinar la tasa de descarga prolongada ne-cesaria para mantener la concentración del agente. Esto usual-mente requiere una prueba de descarga para determinar si lasconcentraciones de diseño pueden ser mantenidas. Donde lasconcentraciones de gas no pueden ser efectivamente manteni-das, un sistema alternativo, tal como una espuma de alta ex-pansión o la extinción con agua, pueden ser deseables.

A.8.5.5.1 Es recomendado el uso de filtros menos inflama-bles o intermedios en el aire de entrada CT donde no estárestringido por otras necesidades de ingeniería (tales comopérdida de presión a través de los elementos) y consideracio-nes de costos asociadas con UL 900 Clase I (no aportan com-bustible) versus elementos resistentes al fuego Clase II.

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

A.9.1.3.2 Por consideraciones de seguridad del personal, verNFPA 85, Boiler and Combustion Systems Hazards Code, parauna guía más amplia.

A.9.1.5.1 Con base en la geometría de la planta, cargue decombustible, y tamaño de la planta de personal, podría sernecesaria una boquilla monitora de 250 gpm (946 L /min) enlugar de o en conjunto con mangueras.

A.9.1.5.2 Los transportadores pueden considerarse protegi-dos por la protección elevada de los edificios si no están ence-rrados o con campanas.

A.9.1.5.5 Podrían usarse sistemas de ductos para control deolores por extracción del aire del proceso hacia la caldera. Unincendio en un sistema de ducto plástico no protegido podríaresultar en un número de incendios en diferentes áreas de losedificios de procesamiento agobiando el sistema rociador.

A.9.3.3.1 Los requerimientos están basados sobre alturas dealmacenaje 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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A.9.4.2.2.3 Un ejemplo de un postulado del peor caso deexplosión creíble puede ser un tanque de acetileno. Las ex-plosiones involucran material detonante y van más allá delalcance de este documento.

A.9.4.3.2 El equipo de imágenes radiadas es superior a losmétodos con que cuentan los operadores de pie al lado deltransportador, y es usado para rastrear la identificación de tan-ques u otros contenedores de materiales inflamables. Los si-guientes factores hacen de este, un método menos que efecti-vo:

(1) Velocidad del transportador- la mayor rapidez de movi-miento de éste, disminuye la oportunidad que los opera-dores 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 ope-ración aplicada rígidamente y que da satisfacción a ella mis-ma y a la autoridad competente de que las prácticas de opera-ción y el juicio de los operadores de planta provee protecciónaceptable, este enclavamiento con el sistema de protección deincendios podría ser permitido para ser provisto a través de laacción de los operadores en concordancia con procedimien-tos de operación.

A.9.4.4.3 Los requerimientos en 7.4.4.7 están basados en al-turas 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 bajotodas las obstrucciones mayores de 4 pies (1.2 m) de anchura.

A.9.4.5.3 Los sistemas automáticos de limpieza no han suidoprácticos. La limpieza manual de al menos una vez por turnode trabajo ha sido encontrada necesaria en varias instalacio-nes en orden a que es más efectiva. La limpieza manual podríatambién resultar poco práctica si el triturador permanece porvarios días en continua operación. Los fabricantes han intenta-do ubicar sensores de presión en áreas donde ellos no puedanser obstruidos. Si hay una demora en la operación del sistemade supresión, habría un incremento en la presión por encimade la cual podría esperarse una explosión no suprimida.

A.9.5.4.2 Los combustibles biomasa exhiben un amplio ran-go de características de combustión y en la evaluación puedenrequerir un incremento de los niveles de protección.

A.9.6.1.1 En general, las llantas de caucho tienen un conteni-do de Btu de 15.000 Btu / lb (7180 J / kg), aproximadamentedos a tres veces más que la madera o RDF.

A.9.6.2.2 Para una guía adicional sobre grúas y fosos dealmacenaje, remítase a 9.4.2.

A.9.6.4.3 Debería considerarse una adición de espuma paralas boquillas monitoras.

A.10.5.1.2 Los generadores de turbina de viento son suminis-trados típicamente como un paquete de una unidad con alabesy cubo montados en un eje que hace girar una caja de meca-nismos y un generador, todo lo cual está instalado dentro deuna barquilla que está, a su turno, situada en la cima de latorre de la turbina de viento. La barquilla y la torre tubularforman un alojamiento para todos los climas. En adición a laprotección contra el clima, las barquillas están diseñadas paraproveer aislamiento termal y acústico.

La cabina de control puede ser montada en la barquilla otorre o dentro de un encerramiento acolchado localizado ad-yacente a la torre, o una combinación de estos. La energíadesarrollada por el generador es conducida a través de cableadobajo la torre y hacia adelante hasta acoplarse en paralelo conlas salidas de otras unidades antes de que el condicionamientode energía sea aplicado y la instalación y el voltaje de poten-cia de salida de la instalación sean intensificados para uso sobrela rejilla. Para granjas de viento grandes, el condicionamientode energía (ej: controles armónicos, reactivos y de potenciareal) es hecho en el módulo electrónico de potencia ubicadoen cada turbina de viento individual. Las granjas de vientograndes tienen un significativo efecto sobre la estabilidad dela rejilla de potencia, de modo que el generador de turbina deviento es requerido para pruebas instrumentales de voltaje,energía y estabilidad de frecuencia en la terminal del genera-dor similares a las de los generadores convencionales.

Los cimientos de la torre de turbina de viento pueden in-cluir una bóveda de concreto o acero a través de la cual laenergía y el cableado de control son tendidos. Las necesida-des de condicionamiento de energía y requerimientos de vol-taje intensificado, determinarán que otras estructuras oencerramientos pueden ser necesarios.

Los peligros más grandes de incendio asociados con gran-jas 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 dela barquilla, significativas cantidades de aceite podrían libe-rarse e incendiarse. En adición, las fallas en la cabina eléctri-ca, cableado y transformadores en la barquilla o torre podríanresultar en incendios.

ANEXO A




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La Figura A.10.5.1.2(a) muestra una turbina de viento tí-pica, la cual tiene los componentes siguientes:

(1) Anemómetro. Mide la velocidad del viento y trasmite estedato al controlador.

(2) Alabes. La mayoría de las turbinas tienen dos o tres ala-bes. La fuerza del viento sobre los alabes hace que estosse «levanten» y roten.

(3) Freno. Un disco de freno, el cual es aplicado mecánica,eléctrica o hidráulicamente, detiene el rotor en emergen-cias.

(4) Controlador. El controlador arranca la máquina a una ve-locidad del viento de entre 8 y 16 MPH (13 a 26 CPU) ydetiene la máquina cerca de las 55 MPH (89 kph). Lasturbinas no operan a velocidades de viento por encimade 55 MPH (89 kph) porque ellas pueden ser dañado porlos vientos fuertes.

(5) Caja de mecanismos / convertidor de torque. Los conver-tidores de mecanismos / torque conectan el eje de baja velo-cidad al eje de alta velocidad e incrementan las velocida-des rotacionales desde una típicamente menor a 60 rota-ciones por minuto (rpm) hasta cerca de 1000 – 1800 rpm,la velocidad rotacional requerida por la mayoría de losgeneradores para producir electricidad. La caja de meca-nismo es una costosa (y pesada) parte de la turbina deviento, y los ingenieros son quienes exploran la «transmi-sión directa» de los generadores que operan a bajas velo-cidades rotacionales y no necesitan cajas de mecanismos.

(6) Generador. Usualmente un generador de inducción fuerade 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 veloci-

dad a una velocidad típica menor de 60 rotaciones porminuto.

(9) Barquilla. La barquilla descansa en lo alto de la torre ycontiene la caja de mecanismos, los ejes de baja y altavelocidad, generador, controlador y freno. Algunas bar-quillas son suficientemente grandes para que sobre ellasaterrice un helicóptero.

(10) Ajuste. Los alabes son girados o ajustados, sin viento paracontrolar la velocidad del rotor y mantenerlo girando conel viento a velocidades que no sean muy altas o muy ba-jas 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 celosíaacerada. Dado el peso con el incremento de la velocidaddel viento, las torres taller habilitan a las turbinas paracapturar 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 porqueopera de cara al viento. Otras turbinas son diseñadas paragirar a «favor del viento», la cara lejos del viento.

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

Renewable Energy (EERE).]

(14) Veleta para el viento. Mide la dirección del viento y lacomunica a la propulsión de movimiento angular paraorientar apropiadamente la turbina con respecto del vien-to.

(15) Propulsor de giro angular. Turbinas de cara al viento; elpropulsor de giro angular es usado para mantener el rotorde cara al viento en la medida en que la dirección de éstecambia. Las turbinas a favor del viento no requieren pro-pulsor de giro angular; el viento sopla el rotor a favor deéste.

(16) Motor de giro. Impulsa el propulsor de giro.

Vea Figura A.10.5.1.2(b) para componentes de la instala-ción de granja de viento.

A.10.5.3.2.2 Debería mantenerse la integridad del ence-rramiento a ser inundado y los enclavamientos entre la bar-quilla y la torre tubular. La integridad del encerramiento de-bería ser verificada cada vez que haya sido desmontado omodificado. Sin embargo, tal integridad del encerramientodebería verificarse por una prueba de «compresión de puerta»u otros medios de detectar fugas. La prueba debería ser reali-zada al menos cada cinco años.

A.10.5.3.5.2 La duración por la que es mantenida la supresióndel incendio debería ser suficiente para el intervalo particularde parada de la turbina de viento y los tiempos de enfriamien-to como son determinados por el fabricante.

A.10.6.2 Es rara la provisión de un sistema excitatriz separa-do. Para muchas granjas de viento generatrices, son usados



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generadores de inducción de doble alimentación. Aquí, la fuen-te de excitación es desde la rejilla y no hay fuente excitatrizseparada. Donde son usados generadores sincrónicos, puedenemplearse magnetos permanentes para evitar tener una fuenteexcitatriz separada.

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

El proceso más comúnmente usado en aplicaciones comer-ciales corrientes de tecnología de generación solar involucrael calentamiento de HTF en los campos solares a temperatu-ras por encima de 700°F (371°C). El HTF es calentado en unared de tubos de acero inoxidable que están ubicados en el puntofocal de los montajes de colección solar (MCSs). Los MCSsconsisten de espejos curvados individualmente montados so-bre un bastidor de acero apuntalado y dispuesto en formaparabólica. Cada MCS podría ser de una longitud de 80 pies

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

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

Los espejos MCS son controlados por computador. CadaMCS tiene un sensor solar y un inclinómetro. Los computado-res en el cuarto de control calculan el ángulo del sol, el cual esentonces transmitido a los controladores MCS. Estos, a su tur-no, ajustan la posición de los MCSs para igualarla a la del soly automáticamente lo rastrean a medida que se mueve a travésdel cielo en una dirección que va hacia el oeste.

Los tubos de calentamiento HTF están rodeados por unvidrio envuelto con un vacío en el espacio intersticial. El flui-do es movido a través de un campo dado por bombas HTFque traen el fluido calentado a la planta de energía donde, engeneradores de vapor (intercambiadores de calor con el HTFsobre el lado primario y agua / vapor sobre el lado secunda-rio), el fluido caliente vierte entonces agua al vapor. El vapores entonces usado para impulsar uno o más generadores deturbina de vapor. Menos los antedichos intercambiadores de

ANEXO A




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calor, la parte de vapor es similar a las más tradicionales ins-talaciones de generación de turbina de vapor.

Para incrementar el calentamiento de los HTF, cada uni-dad de generación solar está típicamente provista con calenta-dores auxiliares HTF de encendido a gas natural. Al final deldía, como decrece la cantidad de luz disponible, o durantedías nublados, los calentadores son operados como sea nece-sario para mantener adecuadas temperaturas HTF. Las plantassolares tienen típicamente también un sistema de tonel que esusado para remover las impurezas y agua del HTF a un reci-piente tonel separado. Este recipiente es entonces vaciadodentro de un tanque montado en un camión para disposiciónposterior.

A.11.3 El HTF inflamable constituye un significativo peligrode incendio. Es necesaria en los campos solares protecciónadecuada en forma de hidrantes y boquillas monitoras, en adi-ción a la apropiada capacidad de aislamiento de la tubería HTF.Debería proveerse protección con rociadores de aspersión deagua para las bombas HTF, el sistema tonel y las áreas delgenerador de vapor e intercambiador de calor.

A.11.4.1.1 Las fugas presurizadas pueden incendiarse y la ato-mización HTF arder con daño térmico o sin él a otro equipo.En un incidente un vástago de válvula falló resultando en ne-blina HTF transportada sobre una gran área, causando dañocontaminante a un número de espejos. Una fuga presurizada,aún distante de los espejos, podría transportarse un largo tre-cho debido a las altas temperaturas ambientales en las instala-ciones de plantas solares.

A.12.2.1 Una guía adicional para plantas geotérmicas incluyelo siguiente:

Plantas geotérmicas. Las aplicaciones geotérmicas usanfluidos calentados obtenidos de pozos de perforación en áreasdonde hay una fuente hidrotérmica. La mayoría de las fuentesgeotérmicas tienen temperaturas desde 300 hasta 700°F (149a 371°C), pero los reservorios geotérmicos pueden alcanzartemperaturas de cerca de 1000°F (538°C). El vapor o agua delos pozos geotérmicos usualmente contiene dióxido de carbo-no, sulfuro de hidrógeno, amoníaco y bajas concentracionesde otros constituyentes tales como metano, etano, propano,nitrógeno y antimonio.

Las tecnologías de conversión de energía son vapor direc-to, expansión de vapor y sistemas binarios. El tipo de conver-sión usado depende del estado del fluido (si es vapor o agua)y su temperatura.

Sistemas de vapor directo. Los sistemas de vapor directoson llamados también sistemas de vapor seco y sistemas de

vapor directo en solución salina. El vapor tomado del suelo esel fluido de trabajo. En este caso, la planta es típicamente ser-vida por un número de pozos de producción y de inyección.

El sistema de vapor típico llega al edificio de la turbinadirectamente de los pozos de producción para alimentar laturbina de vapor. La turbina típica descarga dentro de un con-densador. El vapor de baja energía es condensado atrás dentrodel condensado de baja presión en un contacto –o superficie-tipo condensador y es entonces típicamente re-dirigido a latorre de enfriamiento. El sistema completo de balance de aguaes mantenido por las bombas de inyección de condensado quedescargan el exceso de condensado atrás dentro del reservoriogeotérmico.

En razón del contenido de sulfuro (sulfuro de hidrógeno)del vapor, este tipo de planta puede tener equipo para remo-ver y recuperar el sulfuro. El sulfuro es típicamente converti-do a su forma elemental. Tubería de acero inoxidable es co-mún, y puede usarse titanio en la construcción de la turbina yel condensador.

Los peligros especiales incluyen mitigación de los siste-mas de sulfuro de hidrógeno. El sulfuro de hidrógeno es ex-traído del condensador y puede ser quemado en un incineradorde encendido a gas, dependiendo de los constituyentes pre-sentes en el chorro de gas no condensable y las característicascompletas de diseño del sistema de mitigación. Adicional-mente, podría haber arsénico presente en el vapor que se pre-cipita sobre los componentes del equipo, lo cual necesita serconsiderado durante las actividades de mantenimiento. (Ver

Figura A.12.2.1(a)).

Sistemas de expansión de vapor. En las plantas de expan-sión de vapor, el fluido es bombeado o fluye bajo su propiaalta presión hasta el equipo de generación en superficie. Elfluido entra a un separador como una mezcla bifásica de líqui-do y vapor. La mezcla es separada, con el vapor dirigido a ungenerador de turbina de vapor. La salmuera no expandida estípicamente enviada a un separador de segunda etapa, dondeuna caída de presión permite una segunda expansión de la sal-muera. Los dos chorros de vapor (uno a alta presión y otro abaja presión) impulsan el generador de turbina. El vapor ago-tado de la turbina es condensado por circulación de agua de latorre de enfriamiento y el fluido en exceso de esta torre esintroducido mediante una inyección «fría» dentro del sistemao combinado con la salmuera e introducido dentro del sistemade inyección «caliente». La salmuera no expandida delseparador de segunda etapa es bombeada dentro de la tuberíade inyección «caliente». Esta tubería regresa la salmuera alreservorio geotérmico en los límites exteriores de éste. La sal-muera inyectada provee la composición de fluido y soporte depresión del reservorio. [Ver Figura A.12.2.1(b).].



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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 sonplantas en las cuales moderadas temperaturas de agua del cam-po geotérmico son usadas para expandir un fluido de trabajo avapor, el cual entonces impulsa una turbina. El fluido de tra-bajo es condensado y reciclado hacia el intercambiador decalor para regeneración del proceso. Este es un sistema deenlace cerrado.

El fluido de trabajo usado es un líquido inflamable de bajopunto de ignición (eJ: isobutano, isopentano, y n-pentano). Laselección del fluido está grandemente basada en la temperatu-ra del agua del campo y subsiguiente eficiencia del proceso.Podría haber varios miles de galones de fluido en sistemascerrados dependiendo del tamaño de la planta. El fluido escondensado en un condensador enfriador de agua o en un con-

ANEXO A




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densador enfriador de aire. El fluido es reciclado hacia elvaporizador por una bomba de ciclo fluido. Válvulas de aliviode presión son instaladas sobre la tubería en circuito cerrado yajustadas para operar evitando sobre presiones en caso de per-turbación del proceso o exposición a incendio. En diseñosanteriores, pequeñas unidades de generación múltiple (con-vertidores de energía) fueron usados para suplir una plantabinaria típica. En instalaciones modernas, la energía es produ-cida por un limitado número de series de generadores de tur-bina.

Las unidades de energía individuales típicas comprendenlo siguiente:

(1) Bombas y tubería para transferencia de fluido orgánicoinflamable.

(2) Turbina (s) de expansión / convertidor (s) y generador(s).(3) Intercambiadores de calor, torres de enfriamiento o con-

densador de enfriamiento de aire para proveer el ciclo dereducción de calor.

Peligros especiales incluyen la liberación accidental de lí-quido inflamable por encima de su punto de ebullición y laformación de una nube de vapor con potencial explosivo oincendio con daño a lo siguiente:

(1) Equipo de proceso tal como turbinas / convertidores deenergía, intercambiadores de calor y otro equipo de pro-ceso 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 sobreespaciamiento son NFPA 30, Flammable and Combustible

Liquids Code; NFPA 58, Liquefied Petroleum Gas Code; NFPA59, 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 proce-sos de reacción de oxidación parcial para producir la síntesisde gas combustible Sintegas (Syngas) para subsiguiente com-bustión en turbinas de gas. Los tres métodos de gasificaciónson cama móvil, cama fluidizada y arrastre. La tecnologíaIGCC toma ventajas de las eficiencias disponibles vía genera-ción de energía de ciclo combinado y combustibles base-car-bón más fácilmente disponibles y de cumplimiento más eco-nómico de las normas de emisión. En los casos más simples,como se ve frecuentemente en las refinerías, los gases deriva-dos o aceites con adecuados valores de calentamiento son en-viados directamente a una turbina de combustión que, a suturno, impulsa un generador eléctrico mientras sus gases deescape son enviados a un generador de vapor recuperador decalor (GVRC) que produce vapor para ser usado en un genera-dor de turbina de vapor. El diseño GVRC puede incluir recalen-tamiento y un sistema de remoción catalítica selectiva (SRC),como es común en muchas plantas de energía. Los productosbase-carbón tales como carbón, aceites residuales, coque depetróleo, desperdicios de lodo, biomasa, etc., puede usarsecomo 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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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 deuna manera muy similar a una planta de proceso químico.

Los aparatos de conversión para Sintegas (Syngas) inclu-yen lo siguiente:

(1) Gasificador de cama móvil. Son introducidos oxidantesen el fondo de una cama de combustible y movida haciaabajo mientras es consumida por las reacciones degasificación en el fondo. El carbón es introducido a tra-vés de una tolva cerrada en la cima. Estos gasificadoresproducen alquitranes y aceites, un peligro especial paraplantas con estos tipos de gasificadores por los incendiosy exposición personal a carcinógenos.

(2) Gasificador de cama de circulación fluidizada. Loscombustores de cama de circulación fluidizada usan al-tos flujos de aire para entrar y mover el material de lacama y casi todo el material de ésta es recirculado conti-nuamente con separadores ciclón calientes de alto volu-men adyacentes. Esta aproximación simplifica el diseñode alimentación, extiende el contacto entre el sorbente yel tubo de gas, reduce la posibilidad de erosión del tubointercambiador de calor y mejora la captura del dióxidode carbono y la eficiencia de la combustión. Este es eldiseño más apropiado para uso con combustibles de bajacalidad tales como biomasa, lignita, y carbón sub-bitu-minoso.

Algunos diseños posteriores incluyen un combustor enpunta en el cual el gas es quemado para adicionar energíaal tubo de gas del combustor. Diseños más avanzadospueden incluir un carbonizador presurizado que convier-te el carbón de alimentación en gas combustible y car-bón. El carbón es entonces quemado para producir vapormientras el gas combustible del carbonizador es dirigidoa través de un combustor de punta.

(3) Gasificador de arrastre. Otra aproximación para convertircombustible en la Sintegas (Syngas) es el uso de un gasi-ficador en el cual el material de alimentación preparadoes reactivo con una cantidad sub-estequiométrica de aireu oxígeno a alta temperatura [más de 2.300°F (1260°C)y presión moderada en una atmósfera reducida. El pro-ceso de gasificación produce un producto Sintegas(Syngas) que en gran parte es monóxido de carbono ehidrógeno, con pequeñas cantidades de dióxido de car-bono. Para gasificadores de encendido por aire, hay tam-bién una significativa cantidad de nitrógeno en la Sintegas(Syngas) resultante. Los gasificadores de arrastre son tí-picamente recipientes cilíndricos revestidos altamente re-fractarios dentro de los cuales el combustible preparadoes alimentado a todo lo largo con oxígeno o aire. La ce-niza corre bajo las paredes del revestimiento refractariohasta un tanque de apagado. El gas caliente producido en

el gasificador es entonces enfriado en un enfriadorSintegas (Syngas). Este enfriador puede ser incorporado den-tro del diseño del gasificador o puede ser una unidad in-dividual. En muchos diseños, el medio enfriante es agua/ vapor que es cambiado a vapor sobre calentado en elenfriador y entonces usado en el ciclo de vapor de la plantade energía o para otras funciones de soporte en la refine-ría.

A.13.3 Diseño general. Dependiendo del diseño de la planta,un número de diferentes sistemas de soporte IGCC podrá serincluido en adición a la planta de energía de ciclo combinado,incluyendo lo siguiente:

(1) Preparación de combustible. En cualquier instalaciónIGCC, la existencia de combustible de alimentación ten-drá que ser alistada para uso y entrega al gasificador.Varios tipos de material de alimentación podrían reque-rir calentamiento, mezcla, secado, etc., y debería entre-garse al gasificador por varios medios.

(2) Separación de aire. Si el oxígeno es usado para combus-tión en el gasificador, una unidad de separación de airesería típicamente necesaria, a menos que en una refineríao el medio ambiente de procesamiento de productos deaire, el oxígeno pueda ser transformado en un compuestodisponible desde otro proceso. La escogencia de diseñoen la separación del aire está basada en cuántos produc-tos son deseados, la pureza requerida de los productos,las presiones liberadas por los productos gaseosos y silos productos deben o no ser producidos en forma líqui-da. En la mayoría de las aplicaciones modernas, los pro-cesos criogénicos son usados para la separación del aire.En tales instalaciones, la separación del aire podría invo-lucrar grandes compresores de gas, numerosos recipien-tes a presión e intercambiadores de calor y ciclos de re-frigeración especialmente diseñados. Para procesos nocriogénicos, grandes compresores de gas y numerososrecipientes de presión deberían todavía ser encontrados.En cualquier caso, los productos son oxígeno, nitrógenoy argón. Dependiendo del grado de integración entre laplanta de separación de aire y otras partes de la instala-ción huésped, estos productos pueden ser usados de muydiferentes maneras (ej: nitrógeno como un diluente en elgas combustible de la turbina de combustión) o almace-nado para ventas comerciales.

(3) Tratamiento del gas combustible. Adicionalmente a serenfriado los gases combustibles que dejan el gasificador,deberían ser limpiados o tratados antes de ser dirigidos alas turbinas de combustión, para remover partículas rema-nentes y trazas contaminantes. Esta es una significativaventaja de la metodología IGCC, dado que los poluentesambientales son retirados antes de que el gas sea quema-do.

ANEXO A




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(4) Remoción de mercurio. El mercurio es el más típicamen-te removido por paso del gas combustible a través detorres que contienen carbón activado. Tal proceso puederemover 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 tecnologíasestán siendo investigadas para la remoción de los com-puestos de sulfuro. Los compuestos son removidos porun proceso de solvente físico o un proceso de solventequímico. El primero permite un alto grado de remociónde sulfuro mientras también se muestra más efectivo enla remoción del carbonil sulfuro (COS) y mejora la habi-lidad para adicionar un sistema base-amoniaco SCR alextremo trasero para control de Nox. En tales sistemas,un reactor de hidrólisis COS es empleado, en el cual re-acciona con agua en presencia de un catalizador para for-mar dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Unseparador remueve amoniaco, sulfuro de hidrógeno ydióxido de carbono. Los solventes usados pueden seraminas u otros fluidos combustibles. El Selexol refrige-rado o Rectisol son escogencias comunes para removerlos compuestos de sulfuro y la captura seleccionada deCO2. El Rectisol es básicamente metanol a –40°F (–40°C)operando a alta presión (por encima de 1000 psi [68 at-mósferas]), de modo que habrá la posibilidad de incen-dios de chorro que pueden propagarse al equipo adya-cente. También, las unidades de remoción de gas ácidoson aptos para tener sistemas de refrigeración que usangases peligrosos tales como propano, propileno oamoniaco como refrigerante.

(6) Recuperación de contaminante. Dependiendo del dise-ño de planta, el equipo remanente de planta variará, conbase en cuales contaminantes serán usados en otros pro-cesos (como en una refinería) o recuperados con propó-sitos comerciales. Como un ejemplo, el sulfuro de nitró-geno removido de la Sintegas (Syngas) en el separadorpodría ser recuperado como sulfuro elemental o comoácido sulfúrico.

A.13.9 La turbina es típicamente arrancada con gas natural yentonces cambiada a Sintegas (Syngas). La Sintegas (Syngas)

tiene un substancialmente más bajo valor de calentamientoque el gas natural, requiriendo de cuatro a cinco veces el volu-men de combustible para liberar la misma tasa de energía. Laenergía mínima necesaria para ignición de combustibles car-gados de hidrógeno es grandemente reducida, cercana a unorden de magnitudes comparable al de los combustibles típi-cos de hidrocarburos.

Adicionalmente, para incrementar la disponibilidad de laplanta de energía así como para la provisión del relativamentelargo tiempo que toma estabilizar el proceso de producciónde gas con respecto al arranque y parada, un combustible de

«arranque» (gas natural o fuel oil típicamente) es usado parael arranque y parada de la turbina (s) de combustión. Donde elSintegas (Syngas) tiene tubería independiente para elcombustor, una purga dedicada de gas inerte debiera proveer-se para la tubería aguas debajo de la válvula de cierre de laSintegas (Syngas) para evitar la liberación de la Sintegas(Syngas) no quemada dentro de la turbina. Esta purga evitaposible re-ignición y/ explosión en la turbina de gas. Dondeun sistema de tubería de combustible común es usado paraentregar tanto Sintegas (Syngas) como un combustible de arran-que gaseoso para el combustor, el combustible de arranqueproveerá la necesaria amortiguación para evitar que la Sintegas(Syngas) no quemada entre a la turbina bajo condiciones nor-males de operación. Sin embargo, en una situación de parada/ disparo de emergencia, la detención ocurre sin una transfe-rencia al combustible de arranque, el cual lleva Sintegas(Syngas) en la tubería de entrega de combustible. En conse-cuencia, es necesario un pequeño sistema de purga para evi-tar el potencial de entrega de la Sintegas (Syngas) no quema-da dentro de la turbina.

Las modificaciones a la turbina de combustión a fin deque use Sintegas (Syngas) como combustible deben contar parael incremento de la tasa de flujo de combustible y la tasa depropagación de llama en términos de dinámica de la combus-tión y cargas mecánicas sobre el alabeado de la turbina.

Cuando es empleado un combustible alternativo para elarranque y parada de la turbina de combustión, los cambiosen los requisitos para el control de la combustión necesitanser tenidos en cuenta, así como los peligros de incendio y ex-plosión presentados por el combustible alternativo, incluidoscualesquiera requisitos adicionales para purga del sistema decombustión.

A.14.3.2.1 Si el equipo relevador, SCADA, o RTU está ubi-cado en el cuarto principal de control, las barreras de separa-ción no son requeridas para este equipo.

A.14.3.3.4 El entrenamiento de emergencia del operador delcuarto de control debería incluir, pero no estar limitado a, losiguiente:

(1) Procedimientos de puesta a tierra de emergencia de laestación.

(2) Procedimientos de evacuación de la sala de la válvula.(3) Aislamiento del equipo eléctrico.(4) Comunicación oportuna de todos los eventos de incen-

dio a la brigada de respuesta al fuego y a los bomberos.

A.14.3.4.5 Los detectores usados para llevar a cabo VEWFDson listados como capaces de proveer la iniciación de una alar-ma a valores umbral más sensitivos que los de los detectoresde humo convencionales. VEWFD puede ser realizada usan-



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do muestreo de aire o equipo de detección puntual. La detec-ción de humo que reconoce productos de combustión por deba-jo del 0.5% por pie de oscurecimiento (generalmente de 0.003a 0.2% por pie de oscurecimiento) es considerada comoVEWFD. El objeto es detectar fuego humeante sin llama o sa-turación por gas típicamente generada desde una condición desobre-calentamiento o desde incendios de baja energía. Paralograr VEWFD, algunas veces es necesario disminuir el espacia-miento de los elementos sensores. En adición al área de detec-ción, los elementos sensores deberían ubicarse para monitorearel 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 piede oscurecimiento. Los listados les permiten un rango de en-tre 0.5% y 4% por pie de oscurecimiento.

A.15.8.1 El equipo móvil de combate de incendios puede serutilizado para proveer el equipo necesario de combate de in-cendios de primeros auxilios.

A.16.4.1.2 Pueden permitirse intervalos de inspección paraplantas no atendidas que sean extendidos a inspecciones nor-males de planta.

A.16.4.4 Las condiciones de emergencia pueden justificar quelos aparatos de respiración estén fácilmente disponibles en elcuarto de control. Los aparatos de respiración auto contenidadeberían considerarse para actividades fuera del cuarto decontrol.

A.16.4.5.3 Las recomendaciones contenidas en NFPA 600,Standard on Industrial Fire Brigades, y 29CFR 1910, sub-partes E y L deberían ser consultadas para información adi-cional.

Anexo B Modelo de Reporte de Incendio

Este anexo no es una parte de las recomendaciones de este do-

cumento NFPA pero ha sido incluido para propósitos informativos

solamente.

B.1 La Figura B.1 es un ejemplo de un reporte de incendiostípico a ser usado por la brigada de incendios después de unincidente.

B.2 El reporte de incendios debería ser revisado para determi-nar si el evento podría ser exitoso como entrada para las basesde diseño de protección de incendios. Por ejemplo, el impac-to del evento podría haber sido mitigado por el diseño, o eldiseño cumplió los objetivos del control de peligros de incen-dio (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 númerosde lista para referencia al final del Anexo C.

C.1 Introducción. Este anexo resume los resultados de prue-bas de incendio en las cuales rociadores automáticos o siste-mas de aspersión de agua fueron usados para extinguir o con-trolar incendios en aceite y cables agrupados. También inclui-dos en este anexo están los resultados de pruebas conducidassobre 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) mane-jado al granel en estaciones eléctricas están limitados a líqui-dos combustibles que ayudan ellos mismos al control y extin-ción por sistemas de protección tipo-agua.

En orden a asegurar resultados satisfactorios sobre talesincendios, el diseño del sistema debe tomar en cuenta la natu-raleza física del incendio esperado, la cual tomará una o másde tres formas: una presión jet o de aspersión, una descargatridimensional de combustible ardiendo sobre el equipo y es-tructuras, o un vertimiento o piscina de combustible.

La experiencia con incendios líquidos en estaciones eléctri-cas confirma que un incendio frecuentemente despliega múl-tiples características. Un incendio en un generador de turbinase origina frecuentemente como un incendio atomizado en uncojinete con aceite ardiendo que corre hacia los niveles bajosde la estación de lo cual resulta un vertimiento o piscina in-cendiados. Similarmente, una fuga de aceite ardiendo en unacaldera produce un incendio asperjado con aceite ardiendoque baja por la pared de la caldera a un piso inferior. Una fugade aceite hidráulico sobre un ventilador que la impele del mis-mo modo combinando un incendio asperjado y las caracterís-ticas de un incendio de vertimiento.

Es de esperar que un sistema de protección controle o ex-tinga un incendio líquido, al tiempo que provee protección dela exposición para la estructura y el equipo en la vecindad delincendio. Las pruebas de incendios de aceite resumidas enC.2.2 indican que la completa extinción de los incendios depresión jet o de aspersión puede ser difícil de alcanzar a cual-quier densidad de aplicación práctica. Las pruebas tambiénmuestran que los incendios de vertimientos o piscinas puedencontrolarse y protegerse el equipo y estructuras en el área ge-neral con la protección de los rociadores del área operando adensidades moderadas [0.15 gpm / pie2 – 0.20 gpm /pie2 (6.1

ANEXO C




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MODELO DE REPORTE DE INCENDIOS

FIGURA B.1 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? Fueron llamados bomberos?

Fue usada la brigada de la instalación? 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: Titulo:

© 2009 National Fire Protection Association NFPA 850



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mm /min – 8.1 mm /min)]. Donde puede ser identificada lalocalización probable de incendios asperjados (ej: tubería ex-puesta que corre sin guardas de tubería o elementos específi-cos de equipamiento), boquillas aspersoras direccionales dealta velocidad del tipo abierto o de fusión operando a densi-dades ampliadas de aproximadamente 0.25 gpm / pie2 (10.2mm /min) pueden radicalmente limitar el daño al área comoresultado de un incendio jet o de aspersión.

Los diseños específicos para sistemas de aspersión de aguadeberían ser cubiertos por las bases de diseño de protecciónde incendios sobre las condiciones existentes en una planta enparticular.

C.2.2 Pruebas. Han sido conducidas pruebas de incendio li-mitadas para desarrollar criterios de diseño para sistemas desupresión del fuego en aceites lubricantes.

C.2.2.1 Las primeras series de pruebas fueron conducidas porla Factory Mutual Research Corporation en 1957 bajo el pa-trocinio de la U.S. Atomic Energy Commission. [1] Estas prue-bas incluían grandes incendios de vertimientos [por encimade 2100 pies2 (195m2)], con alturas de techo similares a aque-llas encontradas en bajas elevaciones de edificios de turbina[35 pies (10 m)]. Las pruebas mostraron que los incendios devertimientos de aceite podrían ser extinguidos y el daño es-tructural mantenido a un mínimo con rociadores automáticosa nivel del techo entregando una densidad de descarga tan bajacomo 0.13 gpm/pie2 (5.3 mm/min). También incluido es elresultado de una prueba de incendio de aspersión de aceite.Esta prueba mostró que los rociadores a nivel de techo nofueron exitosos al extinguir el incendio de aspersión aún condensidades de descarga por encima de 0.36 gpm/pie2 (14.7mm/min). Mostró además que el daño causado por el impactode la llama de un incendio de aspersión de aceite sobre unacolumna estructural puede no ser prevenido por la protecciónde rociadores de techo a una densidad de 0.36 gpm/pie2 (14.7mm/min).

Estas pruebas de incendio de alberca involucraron profun-didades de alberca de ¼ de pulgada (6,35mm) de aceite conventilación normal del edificio. Siguiendo los resultados de laprueba descritos en C.2.2.3 en un gran edificio con mejor ven-tilación, es de creer que los resultados de las pruebas de in-cendio de alberca descritos arriba no fueron consideradosconclusivos. Es de creer que tales incendios fueron limi-tadamente oxigenados con el resultado de que una baja densi-dad de los rociadores fue necesaria para extinguir el fuego.

C.2.2.2 Una serie de pruebas conducidas en Finlandia en 1979por un comité de compañías de seguros y compañías oficialesmostró similares resultados. [2] Estas pruebas con aspersiónde aceite e incendios de alberca indicaron la dificultad de ex-

tinguir incendios de aspersión de aceite. Densidades de hasta0.66 gpm/pie2 (26.89 mm/min) desde rociadores automáticoselevados a 10 pies (3.05m) fueron impotentes para extinguirel incendio de aspersión. Sistemas de aspersión de agua usan-do boquillas aspersoras de alta velocidad y de velocidad me-dia fueron también probados en incendios de aspersión de hasta1.0 gpm/pie2 (40,7 mm/min). Estas pruebas mostraron la im-portancia de colocar la boquilla en el cubrimiento entero de laaspersión de aceite para suprimir el incendio. Aunque la ubi-cación y dirección de una fuga de aceite que podría resultar enun incendio de aspersión no es realmente predecible, el énfa-sis en el diseño de sistemas de aspersión de agua debería estaren el área de enfriamiento para minimizar el daño del fuegoantes que en la extinción del incendio de aspersión. Las prue-bas mostraron que una densidad de 0.30 gpm/pie2 (12.2 mm/min) provee enfriamiento adecuado.

Las pruebas finales también incluyeron incendios de pis-cinas en una batea de recolección de aproximadamente 130pies2 (12.8 m2), de una profundidad de 1 pie (0.30 cm.). Estaprueba mostró que una distribución uniforme de 0.18 gpm /pie2 (7.3 mm /min) pudo extinguir un incendio de piscina deaceite.

La diferencia en densidades para incendios en piscinas deaceite entre las dos series de pruebas puede ser resultado delas condiciones de las pruebas. Las series de pruebas finalesinvolucraron una piscina de 12 pulgadas (30.48 cm.) de pro-fundidad de aceite con tasas de ventilación de 75000 pies cú-bicos (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 tur-bina que medía 15 pies de ancho x 20 pies de largo x 18 piesde altura (4.6m x 6m x5.5 m), con un pasadizo enrejado deunos 7.5 pies (2.3 m) extendido a lo largo de uno de sus bor-des y un tanque de aceite de lubricación adyacente con undique rodeando el tanque. Veintitrés pruebas a escala total fue-ron conducidas por FM Global en el amplio laboratorio dequemado. Inicialmente, fueron intentadas como pruebas dedemostración para mostrar a clientes potenciales los riesgosde incendio. Sin embargo, pronto en el proceso de planeación,el alcance del esfuerzo se extendió para incluir un componen-te de investigación. Las pruebas de incendio de aspersióntridimensional y de incendio de alberca fueron conducidasusando varios sistemas de protección de incendios. Fue usadoaceite mineral con un punto de inflamación de 261°F (127°C)y un calor de combustión de 19080 Btu/lb (44.345 kJ/kg) decalor de combustión.

Fueron conducidas diez pruebas de incendio de aspersión.Aceite lubricante fue bombeado a través de una boquilla bajopresión a una tasa de 20 gpm (75.7L/min). El incendio de as-

ANEXO C




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persión bajo condiciones de quemado libre generó una tasa deliberación de calor de 40 MW. La boquilla fue ubicada sobreel tanque de aceite lubricante y dirigida hacia el techo. Laprotección usada incluyó solo protección del techo conrociadores y protección local cerca de la aspersión: cabezasde 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 decabeza abierta. La disposición de rociadores de cabeza abier-ta 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 as-persión. Las temperaturas de techo durante los incendios deaspersión alcanzaron 1500°F (816°C) sin protección derociadores y ligeramente menos con rociadores de techo. Losrociadores de cabeza cerrada en espaciamientos de 8 x 8 pies(2.4 x 2.4 m) no operaron durante la parte de la prueba delincendio de aspersión. Los rociadores de cabeza abierta enespaciamientos de 5 x 5 pies (1.5 x 1.5 m) con un factor K de8.0 y una presión de descarga de 50 psi (3,5 bares) o mayor noextinguieron pero pareció ser más efectiva en el control detemperatura de los incendios de aspersión. Esta disposiciónde protección redujo las temperaturas del gas en el techo deun máximo de 1500°F (816°C) a menos de 400°F (204°C).

Fueron conducidos dos incendios tridimensionales. Un in-cendio fluido simulando una fuga en un accesorio en la turbi-na en el piso de operación fue iniciado y se le permitió fluirdesde la plataforma dentro de una batea sobre el piso de laplanta baja. Las tasas de flujo variaron desde 6.0 hasta 10.5gpm (22.7 a 39.7L/min). Protección de rociadores automáti-cos fue provista bajo el piso de operación y por debajo delpasadizo enrejado alrededor de la turbina. La protección derociadores automáticos no controló el componentetridimensional pero pareció limitar el tamaño del incendio dealberca sobre la planta baja.

Fueron conducidos once incendios de alberca y compara-dos con los resultados de otra prueba de incendio de albarcacon rociadores a una alta elevación. Las pruebas fueron con-ducidas por debajo del pedestal de la turbina con aceite lubri-cante contenido en una batea de 81 pies2 (7.5m2). La protec-ción de los rociadores fue de cerca de 15 pies (4.6 m) porencima de la superficie del aceite. Fueron usadas densidadesde 0.20 y 0.30 gpm/pie2 (12 y 18 mm/min) Fue usada protec-ción con rociadores de cabeza cerrada y abierta. Los incen-dios de alberca fueron más confiablemente extinguidos porrociadores con una densidad de 0.30 gpm/pie2 (12L/min . m2).Otra serie de pruebas de incendios de alberca fue conducida a30 pies (9,1 m). [8] Se encontró que a una elevación de 30pies (9.1 m) sobre la superficie del aceite, una densidad de0.40 gpm/pie2 (16 mm/min fue necesaria para extinguir un in-cendio de alberca. Se concluyó que la densidad necesaria delos rociadores depende de la altura sobre el incendio de al-berca.

C.3 Fluido resistente al fuego.

C.3.1 General. En los Estados Unidos, han sido usadosfluidos hidráulicos menos inflamables en el control de siste-mas de aceite de turbinas grandes por un número de años. Enlos países que en otro tiempo conformaron la U.S.S.R. estosfluidos son usados para el control y lubricación de sistemasde aceite de turbinas de vapor. Las pérdidas experimentadasdonde esta información está disponible (U.S.) han estado bien.Los incidentes que involucran pérdidas peligrosas de fluidoshidráulicos han resultado en incendios relativamente menoresque causaron daños pequeños. En un caso una instalación in-dicó de una fuga de un diámetro de 1 pulgada (2.5 cm.) ocu-rrida en un control del sistema de aceite con fluido asperjadosobre una superficie a 1000° F (538° C). Un pequeño incen-dio resultante fue fácilmente extinguido con aspersión de agualiviana. Los operadores fueron capaces de aislar la línea sindaño a la propiedad y con una demora en el arranque de unahora. El personal de planta estimó que si aceite mineral hubie-se estado involucrado en las mismas condiciones, hubiera ocu-rrido un incendio severo sin posibilidad de acceso de los ope-radores para aislar la fuga, lo cual podría haber resultado enmayores daños del incendio y una parada prolongada.

C.3.2 Pruebas. Una de las organizaciones listadas para flui-dos menos inflamables condujo las dos pruebas siguientes paracalificar fluidos hidráulicos menos inflamables para listado.En ambas pruebas, el fluido es calentado a 140° F (60° C) ydescargado a través de un quemador tipo aceite, con una bo-quilla 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 esasperjado sobre una canal de acero calentada a 1300° F(704° C). La aspersión es hecha directamente sobre lasuperficie caliente por sesenta segundos desde una dis-tancia de seis pulgadas (15.2 cm.). Si ocurre la ignición,el modelo de aspersión es retirado de la superficie ca-liente a un área abierta. La combustión local sobre la ca-nal es aceptable. No es aceptable si las llamas siguen almodelo de aspersión hasta el área abierta.

(2) Prueba de propagación de llama. Una antorcha de pro-pano es usada para incendiar la aspersión de 6 pulgadas(15.2 cm.) y a 18 pulgadas (44.7 cm.) de la boquilla. Diezpruebas son conducidas para cada instalación, con la lla-ma de la antorcha movida a través del modelo de asper-sión. No es aceptable si la aspersión arde más de 5 se-gundos después de retirada la antorcha del modelo deaspersión en cualquiera de las 20 pruebas.

C.4 Pruebas de incendio en cables agrupados.

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



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disposición de las bandejas (horizontal o vertical), tipo de cableusado, disposición del cable en la bandeja y el tipo de bandeja(escala vs. fondo sólido). Las pruebas indicaron que el aguapodría penetrar las bandejas de cables a escala densamenteempacadas dispuestas a una altura de seis bandejas y aunquela propagación del fuego estuvo limitada en la dirección hori-zontal, probablemente podría involucrar el conjunto entero enla dirección vertical. Una densidad de diseño de 0.30 gpm /pie2 (12.2 mm /min) desde rociadores de cielo raso resultóefectiva. Sin embargo, densidades bajas no fueron ensayadassobre pruebas a escala total.

C.4.2 Pruebas. Tres programas de pruebas de incendio hansido realizados usando agua para extinguir incendios en ca-bles agrupados. Todas las pruebas involucraron aislamientode polietileno, cables con enchaquetado de PVC en bandejaspara cable tipo escala. Las primeras series de pruebas fueronrealizadas por un grupo de compañías aseguradoras en Fin-landia en 1975. [3] Las pruebas involucraron protección decables en un encerramiento similar a un túnel de cables de unalongitud de 6.5 pies x 6.5 pies x 65 pies (1.98 m x 1.98 m x19.82 m). Seis bandejas de cables fueron localizadas a lo lar-go 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 0.40gpm /pie2 (16.3 mm /min). Las pruebas mostraron la capaci-dad del sistema de rociadores para evitar la propagación hori-zontal del incendio en un grupo de seis bandejas donde el in-cendio se inició y para proteger cables en el muro opuesto deltúnel.

La segunda serie de pruebas fue realizada por la CentralElectricity Generating Board of the United Kingdom en 1978.[4] El propósito fue comparar la efectividad de un sistema deinundación activado por un cable de detección de calor conun enlace de fusible activado automáticamente por el sistemade rociadores.

Las bandejas de cables fueron dispuestas a una altura deseis unidades y dos bandejas a lo ancho (12 bandejas). El sis-tema de aspersión de agua fue activado por un cable detectorde calor a una tasa de 160° F (71.1° C). El cable fue instaladoa 9 pulgadas 22.86 cm.) sobre cada bandeja de cables y a lolargo del centro del fondo de la bandeja. Boquillas aspersorasfueron posicionadas a intervalos de 10 pies (3.05 m) a niveldel cielo raso en el pasillo entre el conjunto de bandejas decables. El sistema de rociadores automáticos fue localizadodirectamente sobre el conjunto de bandejas de cables con lascabezas de los rociadores espaciadas con una separación de10 pies (3.05 m).

Estas series de pruebas mostraron que ambos sistemas deprotección podrían controlar un incendio que involucrara ca-

bles agrupados. El sistema de aspersión de agua respondiórápidamente con un daño menor para los cables debido al in-cendio. El sistema de aspersión de agua limitó el daño a loscables en una o dos bandejas. El sistema de rociadores limitóel daño a seis de nueve bandejas.

El tercer programa de pruebas fue conducido por la FactoryMutual Research Corporation bajo el patrocinio del ElectricPower Research Institute. [5]

Una fase de las pruebas estudió la capacidad del sistemade rociadores de cielo raso para controlar un incendio en unconjunto de bandejas de cables. Las bandejas de cables fue-ron dispuestas a una altura de seis unidades y dos bandejas alo ancho con un número de bandejas de cables verticales en elespacio entre ellas. Las pruebas fueron realizadas en un cuar-to de 40 pies x 40 pies x 20 pies (12.20 x 12.20 x 6.10 m) dealto. 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 x3.05 m) a nivel del cielo raso. Fue usada una densidad de 0.30gpm /pie2 (12.2 mm/min). Fueron provistos detectores deionización a nivel del cielo raso.

Donde los rociadores actuaron, de uno a tres rociadoresabrieron para controlar el incendio. El fuego se propagó ente-ramente a la altura vertical de las bandejas pero pudo ser con-tenido dentro de los 8 pies (2.44 m) de longitud de la mayoríade las bandejas horizontales. El cable fue dañado en la mayo-ría de las bandejas. Los detectores de ionización respondie-ron entre los 21 y los 25 segundos.

C.5 Pruebas de incendio de revestimientos de tubos deescape.

C.5.1 General. Las pruebas fueron conducidas sobre cuatrorevestimientos plásticos de fibra de vidrio reforzada retardantede llama por Factory Mutual Research Corporation. [6] Losrevestimientos tenían tres pies (0.91 m) de diámetro y 30 pies(9.15 m) de largo. Ellos fueron suspendidos verticalmente sobreuna batea de 10 pies2 (0.93 m2) conteniendo tres pulgadas (7.62cm.) de heptano. Los revestimientos fueron expuestos a estafuente de ignición por 2½ minutos, tiempo después del cual,la batea fue retirada.

C.5.2 Pruebas. Los resultados fueron similares para todoslos cuatro materiales probados. Ellos alcanzaron inicialmenteuna temperatura moderada debido a la energía de cabeza ab-sorbida del incendio del heptano, una nivelación de tempera-tura anterior al involucramiento de los plásticos, luego un muyrápido incremento de la temperatura causado por el calor decombustión del plástico ardiendo, otra nivelación durante unperíodo de combustión activa del aislamiento, luego un de-crecimiento en la temperatura coincidente con el retiro de la

ANEXO C




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exposición al fuego. De una revisión de la información de laprueba, aparece que una vez iniciada la combustión del aisla-miento, la propagación del incendio sobre la superficie fuecasi instantánea. Las temperaturas a diferentes elevaciones enel interior del revestimiento alcanzaron casi simultáneamenteen cada prueba 1000° F (537.8° C).

C.6 Pruebas de incendios en contenciones de aceite detransformadores. Los sistemas de contención intentan confi-nar y drenar líquido liberado de un transformador en el eventode una fuga o falla de ruptura de la cubierta del transforma-dor. El sistema de contención consiste de un foso localizadodebajo y extendido a alguna distancia por fuera de los compo-nentes de contención del líquido del transformador. En el esta-do primario del incidente un incremento de la presión que ge-nera una falla del transformador puede resultar en líquido so-plado más allá del área del foso. A mayor tamaño del áreasuperficial del foso, más líquido será capturado. El foso debeequiparse con un drenaje o bomba para evitar la intensifica-ción del agua lluvia. El volumen del foso es típicamentedimensionado para recibir el contenido de líquido en el trans-formador y la descarga máxima esperada de agua del sistemafijo de protección por aspersión de agua y chorros de man-guera sobre el transformador por 10 minutos. La mayoría defosos usados están llenos de rocas. También son usados losfosos abiertos.

Los fosos llenos de rocas contienen rocas grandes de tama-ño suficiente para permitir el drenaje inferior a través de lacama y suficientemente pequeñas para evitar la propagacióndel incendio dentro del foso. Un tamaño recomendado porIEEE para subestaciones son piedras de 1.5 pulgadas (3.8 cm.)o mayores (lavadas y dimensionadas uniformemente). Estascorresponden 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 elespacio vacío de las rocas. El espacio vacío es un porcentajedel volumen del foso que está disponible para contención.Típicamente, el espacio vacío es de entre el 30% y el 40% delvolumen del foso. Los fosos abiertos están construidos demanera que el volumen del foso está disponible para conten-ción del líquido. El transformador puede ser montado sobreun pedestal en el foso o estar soportado sobre vigas de aceroque se extienden sobre las paredes del recipiente. Lo que in-quieta de este diseño es que no provee la supresión del incen-dio. Un incendio que exponga el soporte de acero podría re-sultar en una falla del acero, y la caída del transformador den-tro del foso. Algunas instalaciones de uso práctico han provis-to un sistema automático de rociadores para esta área. Alterna-tivamente, un manto de piedra puede ser ubicado en la cimadel foso para actuar como un atrapa-llamas y evitar la combus-tión del aceite que entra al foso. Las pruebas fueron conduci-das para determinar lo siguiente: la profundidad mínima de

roca, sobre un foso abierto, necesaria para extinguir un incen-dio de líquido aislante, la tasa de combustión del aceite sobreuna superficie de roca comparada con esa sobre una superfi-cie compactada, la profundidad a que un incendio podría ar-der antes de ser extinguido por una cama de roca y la tasa dedrenaje del aceite de aislamiento a través de la cama de roca.Las pruebas fueron conducidas con una trampa de roca y pie-dra lavada de 1½ pulgadas (3.8 cm.), la cual es una piedrafracturada con el rango de tamaños siguiente: 33.8% por pesocontenida sobre una malla de 1 pulgada (2.5 cm.), 47.6% conte-nida sobre una malla de ¾ de pulgada (1.9 cm.), 15.7% conteni-da sobre un malla de ½ pulgada (1.3 cm.), y 2.2% por pesocontenida sobre una malla de ¼ de pulgada (0.6 cm.). La trampade roca es piedra fracturada con el rango de tamaños siguien-te: 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% con-tenida por una malla de ½ pulgada (1.3 cm.), y 1.2% conteni-da por una malla de ¼ de pulgada (0.6 cm.). El aceite usadoen las pruebas fue un líquido aislante estándar para transfor-mador.

C.6.1 Profundidad mínima de roca. El objetivo de esta prue-ba fue determinar, los diseños de contención para fosos abier-tos, si un manto de roca de un grosor específico en sándwichentre la reja de acero, localizado cerca de la cima del fosopodría actuar como un atrapa-llamas para evitar la combus-tión del aceite del foso entero. Para esta prueba, el aceite ar-diendo del transformador fue derramado sobre la superficiede la roca bajo el área de prueba y se permitió el flujo a travésde la cama de roca hasta que el aceite ardiendo fue observadobajo la superficie de la cama.

Ambos tipos de roca actuaron como un atrapa-llamas porperíodos específicos de tiempo. El más efectivo fue la piedralavada de 1½ pulgadas (3.8 cm.) a una profundidad de 12 pul-gadas (30 cm.), la profundidad máxima investigada, la cualevitó el paso de aceite ardiendo durante 50 minutos. La tram-pa de roca a una profundidad de 12 pulgadas (30 cm.) evitó lapenetración del aceite ardiendo entre 6 y 10 minutos.

C.6.2 Extinción antes que profundidad. El objetivo deesta prueba fue determinar que tan lejos dentro de la cama deroca podría ir el aceite antes de que en incendio fuera extin-guido, y si tuvo lugar un cambio en la tasa de combustión asícomo la profundidad del aceite decrecía hasta cerca de la su-perficie de la roca. Esta prueba fue conducida con una roca de12 pulgadas (30 cm.) de profundidad y un nivel inicial de aceitede 2 pulgadas (5.1 cm.) por encima del nivel de la roca. Elaceite fue incendiado y se le permitió correr hacia abajo den-tro de la roca. Mientras el nivel de aceite lentamente retroce-dió dentro de la cama de roca como resultado de un drenaje



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controlado de la cama, fueron hechas mediciones y observa-ciones de la tasa de combustión.

Se encontró que la tasa de calor liberada permaneció esen-cialmente sin cambios mientras el nivel de aceite estuvosignificativamente 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 nivelde aceite ha caído por debajo del MSRL habrá un decreci-miento en la tasa de liberación de calor. El incendio fue extin-guido a aproximadamente 1 pulgada (2.5 cm.) por debajo delMSRL a aproximadamente dos pulgadas (5.0 cm.) por debajode la cima de la cama de roca.

C.6.3 Tasa de drenaje. El objetivo de esta prueba fue deter-minar 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) dediámetro a través de una tubería de acero de 4 pies (1.2 m) dealto, 12 pulgadas (30.5 cm. de diámetro conteniendo la rocabajo prueba. El flujo fue medido a diferentes temperaturas deaceite. Se encontró que las tasas de flujo de aceite para lapiedra 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 deflujo 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 profun-didad de cama donde el foso está diseñado para el contenidodel líquido en el transformador. Donde el foso es tan pequeñoen tamaño que el volumen de aceite en el transformador y eldrenaje son para un separador agua-aceite o un foso de con-tención remoto, la tasa de drenaje debe determinarse con baseen la cabeza hidráulica y en las pérdidas de cabeza. Las pérdi-das de cabeza a través de la cama de roca pueden ser descui-dadas, pero las pérdidas de cabeza en la entrada desde la camade roca a la tubería de drenaje pueden ser grandes a menosque la roca esté limitada desde una zona por fuera de un radiode 1.5 diámetros de la tubería desde el centro de la abertura.Si no, el diseño debería tomar en cuenta la restricción del flu-jo de la roca cerca de la entrada de la tubería. La efectividadde un sistema de contención depende de qué tan bien es man-tenido. Debe creerse que el aceite será lanzado más allá delárea del foso cuando la cubierta del transformador falla. Sinembargo, en un foso bien diseñado y mantenido, la mayoríadel líquido liberado fluye dentro del foso con aceite ardiendoen la cima y costados de la envoltura del transformador. Lossistemas de contención están sujetos a la acumulación de su-ciedad y polvo traídos por el viento como, por ejemplo, en lasáreas sur occidentales de los Estados Unidos. Las acumula-ciones de polvo pueden también ocurrir cerca de instalacio-nes donde el polvo es generado. Si los sistemas de contenciónno son limpiados frecuentemente, ellos no serán efectivos enla contención del aceite liberado. Para sistemas de contención

de foso abierto, donde la roca es para ser usada como un para-llamas, es más efectiva la piedra lavada de 1 ½ pulgadas (3.8cm.) o la roca No 5 de ASTM D 448, Standard Classification

for Sizes of Aggregate for Road and Bridge Construction. Parafosos de contención llenos de rocas, podría ser más efectiva latrampa de rocas o rocas tamaño No 24 debido a sus grandesespacios vacíos y altas tasas de drenaje. Se han intentado lossistemas de contención para confinar fluidos liberados en unincidente de transformador. El volumen de líquido en el trans-formador requiere un sistema de contención dependiendo deltipo de fluido usado. Si es usado aceite mineral, se asume queenseguida que un transformador falle el se incendiará y que-mará como un incendio de piscina sobre el suelo alrededordel transformador. Si los desniveles del terreno son en direc-ción a un edificio o hacia otro equipo o si el volumen del trans-formador excede 500 galones (1.9 m3), es recomendada lacontención. Si es usado un fluido menos inflamable listado, lalimpieza del fluido es lo que concierne en primer lugar. Eltamaño de los transformadores que necesitan contención pue-de ser incrementado a 1320 galones (5 m3).

C.7 Referencias.

(1) «Fire Tests of Automatic Sprinkler Protection for Oil SIPIFires», 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 RautaruukkiOy’s Factory in Raahe». Industrial Mutual Insurance Co.,1975.

(4) «Report on the Performance of Fire Fighting EquipmentUtilizing Water Spray When Initiated by Head DetectingCable», Central Electricity Generating Board, February1978.

(5) «Fire Tests in Ventilated Rooms Extinguishment of Firein Grouped Cables Trays», Electric Power ResearchInstitute, EPRI NP-2660, December 1982.

(6) «Tests of Candidate Glass Fiber-Reinforced Stack LinerMaterials», Factory Mutual Research Corporation, July1975.

(7) Technical Report ID 0003018250, «Turbine FireProtection», C Wieczorek, FM Global, April 2004.

(8) Technical Report ID 003013258, «Investigation intoProtection of Flammable Liquids in Large Plastic Totes-Phases I y II,» R. Dean, FM Global, December 2004.

Anexo D Experiencia en Pérdidas


este documento NFPA pero ha sido incluido para propósitos

informativos solamente.

ANEXO D




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D.1 Experiencia en pérdidas en paradas de emergencia.Esta sección describe la experiencia de incendio donde el su-ministro de aceite lubricante fue detenido más rápidamente delo normal, en forma intencional o accidental. El aceite lubri-cante fue cerrado a o rpm para el incendio No 1, a 1000 rpmpara el incendio No 2, de 1000 rpm a 1400 rpm para el incen-dio 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 dedoble recalentamiento, de 5 cubiertas de 640 MW (e) con pre-sión de entrada de vapor a un medidor de presión de 3675 psi(25,339 kPa) y 1000° F (537.8° C) estaba operando normal-mente cuando un incendio fue descubierto cerca del tanqueprincipal de aceite de lubricación. Fueron hechos intentos noexitosos para combatir manualmente el incendio cuando elcable de control ardió totalmente y el control y las válvulas deestrangulación comenzaron a cerrarse. A los 6 minutos, la bom-ba ac de aceite lubricante arrancó. El operador envió un asis-tente para ventear hidrógeno del generador y purgar condióxido de carbono. Una válvula fue entonces operada ma-nualmente para cortar el condensador de vacío. Esta acciónresultó en la reducción del tiempo de parada por inercia a 30minutos desde 45 a 60 minutos. Cuando el eje cesó de rotar, eloperador cogió la unidad de engranaje de rotación y detuvolas bombas ac y dc de aceite de emergencia. Los bomberos yla brigada de incendios de planta controlaron rápidamente elfuego con chorros de manguera de 2 ½ pulgadas (6.4 cm.) yde 1 ½ pulgadas (3.8 cm.).

No hubo daño en los cojinetes como resultado de la para-da. Una revisión del recorrido indicó que las holguras medi-das estaban bien dentro de sus tolerancias. Las vigas de acerode 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, enbandejas cerca del área del incendio fueron dañados. La ac-ción tomada por el operador resultó en una substancial reduc-ción del daño para la turbina y el edificio y fue acreditada conuna rebaja importante del lapso en que la turbina estuvo fuerade servicio. La turbina fue puesta en servicio cerca de 26 díasdespués del incendio. El piso de operación fue reforzado y launidad operó hasta la próxima parada programada.

D.1.2 Incendio No 2. En Julio de 1987, una máquina de con-densados, de extracción automática doble, de flujo simple de35 MW (e) con presión de entrada de vapor a un medidor depresión de 1250 psi (8618 kPa) y 900° F (482° C) operabanormalmente mientras unos instaladores atendían la limpiezade los tubos de enfriamiento de aceite en uno de los dosenfriadores de aceite. Durante el proceso de limpieza uno delos tubos cayó fuera de su cama y aceite fue proyectado verti-calmente a cerca de 40 psi (275.8 kPa) a través de una abertu-ra 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 devapor elevada. Aproximadamente 20 rociadores de cielo rasoy 16 boquillas aspersoras directamente debajo del piso deoperación abrieron. Las gotas de neblina de aceite pasaron através de una abertura de 6 pulgadas (15.2 cm.) entre el pisode operación y el muro y se incendió sobre el piso de opera-ción. Aproximadamente 15 minutos dentro del incendio, alcolapsar el edificio en peligro las bombas de aceite lubricanteaccionadas por ac se detuvieron. La intensidad del fuego de-creció notablemente. Aproximadamente 15 minutos más tar-de (30 minutos dentro del fuego) la bomba dc se detuvo conla turbina girando aproximadamente a 1000 rpm. El incendiode aceite fue rápidamente extinguido.

Los cojinetes principales del eje de la turbina fueron lim-piados y el cojinete de empuje fue destruido. Hubo indicacio-nes de rozamiento menor en el extremo de alta presión, y loshangares para la válvula de cierre de vapor principal fueronagrietados. Hubo pequeña evidencia de altas temperaturas enel área de sótanos debido al efecto de la protección de losrociadores automáticos. Sin embargo, hubo una gran cantidadde estructuras de acero deformadas sobre el piso de opera-ción, sobre el muro, y a nivel del techo.

D.1.3 Incendio No 3. En enero de 1989, una turbina de ex-tracción automática doble de condensado de 12.5 MW (e) conpresión de entrada de vapor a un medidor de presión de 475psi (3275 kPa) y 750° F (400° C) estaba operando normal-mente cuando el personal de mantenimiento descubrió una fugade tamaño-goteo en un codo sobre la tubería de control deaceite. El personal del cuarto de control fue notificado, y yaque tuvieron dificultad en reducir la carga, ellos dispararon launidad por apertura del interruptor. Un incendio se inició enla vecindad del cilindro hidráulico. No había protección fijaprovista y el personal atendió el combate del incendio conextintores manuales y chorros de manguera sin éxito. Dosminutos después de iniciado el incendio, con la máquina gi-rando entre 1100 rpm y 1400 rpm, el operador recibió la or-den de detener las bombas de aceite principal y de emergen-cia. Aproximadamente 150 galones (568 L) de aceite se per-dieron antes de que las bombas fueran detenidas. El departa-mento de incendios respondió 4 minutos después de iniciadoel 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 incen-dio bajo control 23 minutos después de iniciado.

Fueron dañados los cojinetes de la turbina y las terminalesdel eje fueron rayados. Adicionalmente, todo el cableado decontrol bajo la cubierta de la turbina fue quemado y dañadoslos manómetros, indicadores, y controles montados sobre lacubierta de la turbina. El acero estructural fue alabeado hastael techo del edificio. Las reparaciones para el turbo-genera-dor fueron estimadas en de dos a tres semanas.



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D.1.4 Incendio No 4. En Febrero de 1988, dos unidades de660 MW (e) operaban a 550 y 530 MW, respectivamente. Lasunidades estaban punta con punta. El cable de control y ener-gía para los motores de las bombas de aceite de lubricaciónpara ambas máquinas fueron ubicados sobre el encerramientode la válvula de control del servomotor para una de las unida-des. La tubería para el encerramiento estaba protegida y con-tenía el control de aceite a una presión manométrica de 250psi (1724 kPa). Una fuga ocurrió en el control de la tubería deaceite dentro del resguardo de la tubería. La turbina paróautomáticamente. El aceite inundó la protección de la tuberíay se acumuló dentro del encerramiento del servomotor, incen-diándose en la vecindad de las válvulas principales de cortede vapor. El fuego daño los cables de energía y control paraambas máquinas, y paró las bombas de aceite ac y dc de am-bas unidades. Ambas máquinas giraban a más de 3000 rpm enel momento en que perdieron la lubricación de aceite.

Fueron necesarias reparaciones extensivas para las superfi-cies laminadas de los cojinetes y para rectificar el balance delos ejes en ambas unidades. Una máquina fue puesta fuera deservicio por aproximadamente tres meses, la otra por cincomeses.

D.2 Otras experiencias de pérdidas. Las experiencias de pér-didas discutidas en esta sección fueron provistas a través de lacooperación de varios propietarios de estación generadoras /de servicio público, y otras, y su intención es asistir a los usua-rios de esta práctica recomendada en el entendimiento del tipode incidentes que pueden ocurrir y la razón que asiste a algu-nas de sus recomendaciones. Es en con propósito que esta sec-ción se extenderá en futuras ediciones, en la medida en quemás detalles llegan a estar disponibles para el comité técnico.Esta sección no intenta ser un listado completo de todos lostipos de incendios y explosiones que pueden ocurrir o hanocurrido.

D.2.1 Planta de ciclo combinado – Sistema de control dis-tribuidor (SCD). Este incidente de incendio ocurrió en losEE.UU. en 2008 en una planta de generación de ciclo combi-nado con dos turbinas a gas MW 52. Estas unidades teníancapacidades de arranque rápido pico de 10 minutos. El incen-dio estuvo limitado al DCS (Printed circuit boards and wiringinsulation). No fue verificado si el incendio se originó en laenergía de una descarga de rayo o un corto circuito entre con-ductores de energía dc de 120 voltios y cableado de control de24 voltios que hacían parte del mismo circuito. No había de-tección o supresión en el edificio DCS. El incendio se autoextinguió y no fue descubierto hasta horas después. El montoaproximado de los daños a la propiedad fue de U.S. $600.000y la parada se prolongó por 44 días.

Lecciones aprendidas: La protección del equipo eléctricocon un sistema de detección de humo es recomendada en la

Sección 7.8 de NFPA 850. El documento también sugiere de-tectores de alarma a una instalación constantemente atendida.Si este edificio DCS hubiera estado protegido con un sistemade detección de humo que diera la alarma a los ocupantes delcuarto de control, el personal de operaciones podría haber res-pondido durante el evento y reducido el impacto del incendio.Sin detección, pasaron varias horas antes de que el incidentefuera descubierto.

D.2.2 Planta de carbón – Aceite lubricante. Esta pérdidaocurrió en 2008 e involucró una turbina IP sobre una uni-dad de carga base de 1325 MW en una planta de encendidopor carbón. Una fuga de aceite ocurrió en la brida de lacubierta del eje giratorio. El aceite de la fuga bajó por el cos-tado de la cubierta sobre el aislamiento de la tubería de vapor.La tubería de vapor caliente llevó el aceite a su punto de igni-ción y ocurrió el incendio. La unidad se disparó debido a lafuga de aceite y el incendio. El fuego fue extinguido usandoun agente encapsulado micelle y líneas de mano. Hubo muylimitado daño físico al aislamiento y equipo eléctrico misce-láneo, y los daños a la propiedad fueron estimados en U.S.$85.000. Sin embargo, el tiempo de parada de la unidad fuede 8 días.

D.2.3 Planta de carbón – Galería de transportadores. Esteincidente ocurrió en los EE.UU. en 2001 en una planta deenergía western MW 800 activada por carbón. Una pequeñapila de carbón acumulado sobre el piso de la galería del trans-portador se incendió espontáneamente. El calor del carbónincendió la correa inferior. Un sistema de inundación activa-do por detección puntual de calor operó exactamente al tiem-po que la correa se rompía. No hubo mayor propagación delincendio. El daño a la propiedad fue estimado en cerca de U.S$100.000. No hubo parada de planta porque fue usada unaruta secundaria de carbón.

D.2.4 Planta de carbón – Mecanismo de control eléctrico.Este incidente ocurrió en los EE.UU. en 2002 en una unidadde encendido por carbón MW 2 x 250. Una falla eléctrica enun panel de mecanismo de control causó un incendio. El fue-go fue extinguido por de-energizado del panel y el uso deextintores portátiles. El daño a la propiedad fue estimado encerca de U.S. $100.000. No hubo parada de la unidad porquela energía pudo ser redirigida.

Lecciones Aprendidas: Prueba y mantenimiento al meca-nismo de control eléctrico; uso de escáner infrarrojo para de-tectar problemas potenciales.

D.2.5 Planta de carbón – Pulverizador. Este incidente ocu-rrió en los EE.UU. en 2003 en una planta de encendido porcarbón MW 2 x 250. Un punto de calor se desarrolló dentrodel pulverizador de carbón durante una parada. Este punto

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caliente incendió el polvo de carbón cuando el pulverizadorfue 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 as-persión de agua dentro del pulverizador.

Lecciones aprendidas: Asegurarse que las acumulacionesde carbón son limpiadas de cualquier equipo que maneje ouse carbón durante una parada.

D.2.6 Planta de ciclo combinado – Filtros de entrada deaire. Este incidente ocurrió en los EE.UU. en 2005 en unaturbina de gas de ciclo combinado de encendido a gas. Launidad estaba en parada y un trabajo estaba siendo realizadoen el plenum del filtro de entrada de aire. Una lámpara halógenade un contratista fue de modo no intencional situada contra elmedio filtrante de papel. El calor de la lámpara incendió elfiltro. El fuego fue extinguido por el cuerpo honorario de bom-beros local; sin embargo, los filtros fueron destruidos y el ca-lor del incendio pandeó el encerramiento. Esto resultó en unaparada permanente extendida durante varios meses y pérdidaspor daño a la propiedad de cerca de U.S. $1.000.000.

Lecciones aprendidas: Ser muy cuidadoso con los dispo-sitivos portátiles generadores de calor.

D.2.7 Planta de carbón – Transportador. Este incendio ocu-rrió en los EE.UU. en 2007 en una planta de encendido a car-bón 2 x 150 MW. Un rollo caliente sobre un transportador decarbón incendió polvo de carbón (carbón del oeste), resultan-do en un pequeño incendio sobre el transportador. El sistemade inundación automático operó rápidamente (el incendio seoriginó muy cerca a un detector) y extinguió el fuego. Hubodaños mínimos en el transportador, con pérdidas para la pro-piedad estimadas en U.S. $ 5.000. No resultó en parada.

Lecciones aprendidas: Mantenimiento de los rodillos deltransportador; mantener las galerías limpias; pruebas y man-tenimiento de los sistemas de protección de incendios.

D.2.8 Planta de carbón – Transportador. Una pérdida porincendio ocurrió en 2006 en una planta de encendido por car-bón de doble unidad ubicada en los EE.UU. La planta teníauna tasa total de salida de más de 300 MW y había sido ope-racional desde cerca del año 1960.

Este incendio ocurrió sobre un transportador principal decarbón para alimentación de la planta. Había varios transpor-tadores en el sistema; sin embargo, solo uno resultóinvolucrado. Los transportadores de carbón tenían sistemasde inundación de cabeza abierta manualmente operados. Unsistema de detección tipo línea térmica había sido instalado,aunque no era operacional.

La causa del incendio fue combustión espontánea, friccióno una combinación de las dos, involucrando una acumulaciónde carbón entre el tablero, las poleas y la correa del transpor-tador. El incendio ocurrió al final de la tarde y los fuertes vien-tos de una tormenta fueron un factor en el desarrollo del fue-go. La correa del transportador se incendió y fue básicamenteel único material combustible involucrado. No había carbónen la correa porque las operaciones de toma de combustiblehabían terminado esa tarde temprano. Había seis secciones detransportador que fueron instaladas desde la casa de tritura-ción hasta el piso del disparador de la planta. Tres seccionesde transportadores fueron destruidas más allá de la reparaciónpero se mantuvieron en su lugar y no colapsaron. El soporte yencerramiento de acero del transportador sufrieron daño se-vero por calor y resultaron severamente deformados y retorci-dos. Aunque no hubo detección disponible, el incendio fuedescubierto por un empleado de la planta que esa noche seretrasó durante la tormenta. Fue solicitada la asistencia de losbomberos y ellos extinguieron el incendio del transportadorcon chorros de manguera. Un sistema rociador de tubería seca,el cual había sido instalado sobre el piso del disparador de laplanta varios años antes, operó y previno una mayor propaga-ción del incendio dentro de la planta. El daño a los sistemastransportadores de la planta, incluida demolición, remoción ytrabajo nuevo fue de aproximadamente U.S. $ 2.600.000. Estono incluyó los costos de no generación de energía asociadoscon la parada. Fueron incorporadas previsiones de emergen-cia para suministrar carbón a la planta, que estuvo parada al-rededor de casi dos semanas.

Después que las secciones de transportador fueron reem-plazadas, nuevos sistemas automáticos de inundación con pro-tección sobre y por debajo de la línea de la correa del trans-portador fueron instalados usando sistemas piloto de detec-ción seca. Los sistemas manuales de protección de incendiosremanentes que protegían las otras líneas de transportadoresque no resultaron involucradas en el fuego fueron tambiénreemplazados con nuevos sistemas de inundación total.

Lecciones aprendidas: Los problemas de mantenimientocon la limpieza de las correas, los sistemas de protección au-tomática de incendios de rampa ascendente y los programasde prueba / mantenimiento de la protección de incendios fue-ron identificados como las mayores adelantos que podríanquizá mitigar cualesquiera futuros eventos de pérdida similara este.

D.2.9 Planta de gas / aceite – Generador / excitatriz. Esteincidente de incendio ocurrió en 2002 en los EE.UU. en unaplanta de generación convencional de vapor con unidades deencendido a gas / aceite. El evento se inició con inmediata ysevera vibración de la máquina que involucró el cojinete delencerramiento de la excitatriz y los cojinetes de los dos gene-



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radores. La primera indicación de problema fue la alarma dealto nivel de vibración a lo largo del cuarto de control conalarmas indicadoras de alta temperatura de la excitatriz y pér-dida de excitación. Fue estimado que el incendio se iniciódentro de los 10 a 15 segundos después de la activación de lasalarmas por vibración. La unidad está provista con alarmas devibración al cuarto de control pero no estaba equipada condisparadores por alto nivel de vibración.

Los operadores de la planta observaron un incendioinvolucrando el generador / final de la excitatriz de la unidad.Los bomberos locales fueron inmediatamente notificados. Enadición, al detenerse la unidad después de un disparo automá-tico de la turbina debido a una falla eléctrica, los empleadosaseguraron el sistema de hidrógeno de la unidad. Se estimaque la unidad fue detenida y el sistema de hidrógeno asegura-do dentro de los siguientes 3 o 4 minutos. Se cree que tomóaproximadamente 12 minutos para que la unidad se detuvierapor gravedad. El incidente involucró un incendio de hidróge-no presurizado y un incendio de aceite lubricante.

El generador de la turbina de vapor era una unidad exte-rior posicionada sobre un pedestal en concreto, elevado, conun costado abierto, con dos niveles de concreto y acero abier-tos al costado por debajo del generador de turbina de vapor.Ambos niveles por debajo de la unidad estaban totalmenteprotegidos por rociadores de tubería húmeda diseñados apro-piadamente; los cojinetes del generador de turbina de vaporno fueron provistos con protección automática de rocia-dores.

El incendio inicial fue un fuego tipo antorcha de hidróge-no / aceite de lubricación a nivel del cojinete de la unidad. Seestimó que el incendio de hidrógeno / aceite lubricante se pro-pagó a todo lo largo del encerramiento del generador y tam-bién por debajo del nivel del entrepiso. Luego de asegurado elsistema de hidrógeno, el incendio de aceite lubricante involucróel nivel del entrepiso bajo la sección del generador / excitatriz.Se estimó que aproximadamente 15 a 20 cabezas rociadorasoperaron sobre este nivel conteniendo y extinguiendo el in-cendio. Algún aceite lubricante se propagó desde el entrepisohasta el piso del primer nivel a través de las aberturas en elsuelo del entrepiso. Aproximadamente cuatro cabezas rociado-ras operaron sobre el primer nivel o suelo bajo la sección delgenerador / excitatriz.

El incendio de la unidad fue contenido y extinguido poruna combinación de operaciones de emergencia de planta (sa-cando manualmente la unidad, asegurando el sistema de hi-drógeno y asegurando los sistemas de lubricación de aceite) yprotección de rociadores automáticos apropiados sobre am-bos niveles bajo el generador de la turbina de vapor. Se esti-mó que el incendio fue extinguido en 20 minutos. Los bombe-

ros locales respondieron; sin embargo, el incendio estaba con-tenido y extinguido para el momento en que ellos llegaron.

La excitatriz fue completamente destruida y tuvo que serreemplazada. Otros daños involucraron los cojinetes y sellosanteriormente mencionados. El daño del incendio estuvo li-mitado al cableado y alambrado superior y a nivel de la cu-bierta de la turbina. La apropiada operación del sistema rocia-dor bajo la cubierta previno cualquier daño sobre el entrepisoy a nivel; solo fueron requeridas operaciones de limpieza. Eltotal de los daños excedió los U.S. $ 10.000.000.

D.2.10 Planta de carbón – Transportador. Una pérdida porincendio ocurrió en 2004 en una unidad de una planta de en-cendido de carbón ubicada en los EE.UU. La planta tenía unatasa total de salida de más de 450 MW y había sido operacio-nal desde el año 1980.

Este incidente de incendio ocurrió sobre un transportadorde carbón inclinado que alimentaba un silo de almacenaje.Hay varios transportadores en el sistema; sin embargo, sola-mente uno resultó involucrado. Los rociadores de cabeza fu-sible operaron en el punto inicial del incendio; no obstante, elfuego se movió sobre el transportador más allá del sistemarociador. La causa del incendio no pudo ser determinada. Co-menzó en la cima del alojamiento del tensor de la correa. Seasume que brasas muy calientes cayeron dentro del área deltensor, incendiando eventualmente la correa. La correa se que-mó y el fuego se propagó sobre la galería del transportador.La estructura del tensor actuó como una chimenea ayudando ala combustión. El incendio ocurrió temprano en la tarde y lacorrea del transportador fue el único material combustibleinvolucrado. El transportador no estaba en operación y no habíacarbón sobre la correa. Las operaciones de combustible ter-minaron esa mañana temprano.

Todos los sistemas de detección de incendios trabajaroncomo fueron diseñados. El cuarto de control recibió una alar-ma y un operador fue enviado a investigar. Una vez el incen-dio fue confirmado, fueron llamados los bomberos locales ytodos los sistemas eléctricos fueron detenidos. Debido al mo-vimiento del fuego sobre el transportador más allá de losrociadores, no pudo ser extinguido inmediatamente. El incen-dio continuó hacia arriba de la galería del transportador hastaque mangueras y rociadores pudieron ser manualmente apli-cados en la cima o cabeza del transportador.

Aproximadamente 450 pies (137m) del sistema del trans-portador fueron dañados más allá de la reparación. Esto inclu-yó tableros, equipo eléctrico, equipo de protección de incen-dios y la cinta transportadora. El soporte de acero y elencerramiento del transportador sufrieron daño ligero por ca-lor. Algunos desviaderos de acero y secciones del techo tuvie-

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ron que ser reemplazadas. Ninguna estructura de soporte fuereemplazada.

El daño a la propiedad en los sistemas transportadores dela planta, incluyendo demolición, remoción y trabajo nuevofue de aproximadamente U.S. $ 760.000. Esto no incluyó cos-tos por pérdida de generación asociados con reducción de lacarga de operación o provisiones de emergencia para suplircarbón a la planta.

Después que el transportador fue reemplazado, un estudiode ingeniería fue iniciado para impulsar el mejoramiento de laprotección de incendios y sistemas de supresión de polvo.

D.2.11 Planta de ciclo combinado – Control de aceite. En2004, en Turquía, un incidente de incendio del control de aceiteocurrió dentro de un encerramiento de una turbina a vapor enuna planta de energía de ciclo combinado de 791 MW quehabía comenzado operación en 2002. Las válvulas de controlde vapor y sistemas de lubricación de la turbina utilizaban unaceite mineral grado-turbina que era suministrado desde unreservorio común. El control de la presión de aceite es hechonormalmente a 40 bares. Alta vibración causada por un des-ajuste de la frecuencia natural rompió una unión en la tuberíadel actuador de la válvula de control IP, asperjando aceite, elcual se incendió en una gran bola de fuego casi inmediata-mente. La fuente de ignición estaba en contacto con superfi-cies calientes alrededor de los cojinetes. El incendio activó elsistema de pre-acción automática de rociadores que protegíalos cojinetes de la turbina. Fue también despachado combatemanual del incendio. El aislamiento normal no combustiblede la sección IP comenzó a empaparse de aceite, resultandoen un incendio de asiento profundo, pero que no se propagó alresto del equipo dentro del encerramiento. El control de flujode aceite fue inmediatamente detenido por caída de presión,lo cual ayudó a limitar el incendio y la extensión del daño. Nofueron registradas lesiones.

Los sistemas de detección y extinción fueron diseñadospara proteger el área limitada directamente bajo los cojinetesSTG. Sin embargo, la alta presión de la aspersión del incendioinvolucró un área muy grande y activó seis detectores casisimultáneamente y quemó cables, detectores y sirenas. Es decreerse que cortos circuitos ocurridos en el circuito cerradode detección y suministro de energía a las sirenas, causaronpérdida de las baterías y energía ac para el panel de control dealarmas. Ocurrieron fallas de la función de señalización y alar-ma pero el sistema solenoide de pre-acción operó automáti-camente y las alarmas fueron registradas. El panel funcionóapropiadamente 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. Luegodel incendio, todas las uniones de tubería del actuador de la

válvula de control IP fueron sometidas a un proceso dereingeniería y reemplazadas por el fabricante. Dos parales desoporte adicionales fueron provistos para los actuadores.

D.2.12 Planta de ciclo combinado – Falla e incendio de lostransformadores principales. En 2006 en una planta de ci-clo combinado de 520 MW en los EE.UU., ocurrió una fallasúbita dentro del transformador elevador de generación (GSU)de 250 MVA. La falla se inició en el buje H3 550 kV debido ala rotura del aislamiento del buje de condensación ubicadodentro del tanque del transformador. La planta fue puesta fue-ra de línea por el tiempo de la falla, pero todos los tres trans-formadores GSU fueron energizados. La falla del buje causóel aumento de la presión interna del tanque, lo cual rompióexplosivamente la cubierta de uno de los bujes de pozo de550 kv. El aceite ardiendo del transformador se vació enton-ces a través de la abertura, resultando en una bola de fuegoque alcanzó 20 pies (6.1 m) sobre la cima del transformador.Cada uno de los tres GSUs está protegido por un relevador ypor un sistema automático de inundación individual diseñadopara 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 aislarlos transformadores de otros GSU y unidades auxiliares. Losrelevadores dispararon los disyuntores de los transformado-res y el sistema de inundación para la GSU se activó auto-máticamente. El enfriamiento del sistema de inundación noextinguió el incendio pero ayudó a enfriarlo y protegió el trans-formador. Los bomberos habían sido notificados inmediata-mente y las primeras unidades llegaron en 7 minutos. Aproxi-madamente 9 minutos después de la ruptura inicial del buje,un segundo buje explotó debido al calor, resultando en un in-cendio más intenso. Los bomberos comenzaron la aspersiónde agua y espuma y el fuego fue extinguido cerca de 15 minu-tos después.

Después del incendio, el personal notó un daño severo enel buje H3. Partículas volantes del H3 causaron también dañoal buje H2 y a las porcelanas del detenedor de ondas.Empaquetaduras, aislamiento del cableado, red eléctrica ycabina de control fueron destruidos. Una prueba inicial de lasbobinas del GSU, después del incidente, encontró la bobinade aislamiento en relativamente buena condición, aunque huboevidencia de alguna contaminación debida a partículas y acei-te carbonizado. No hubo evidencia de movimiento mecánicoen la bobina, ni pérdida de compactación del bloque, ni dis-torsión del tanque. El sistema de inundación, los muros contrafuego, el buen espacio de separación, la activación delrelevador y la acción rápida del operador y los bomberos ayu-daron a limitar el daño a solo el transformador afectado y suequipo auxiliar. Toda la descarga de agua de protección delincendio fue capturada en la alberca de retención del sitio.



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

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)


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 StandardsInstitute Inc., 25 West 43rd Street, 4th Floor, New York, NY10036.

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 Testingand 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 andElectronics Engineers, Three Park Avenue, 17 th Floor, NewYork, NY 10016-5997.

IEEE 979, Guide for Substation Fire Protection, 1994.

Anexo E Documento Base de Diseño

de Protección de Incendios


este documento NFPA pero es incluido con propósitos

informacionales solamente.

E.1 Información. El documento bases del diseño de protec-ción de incendios contiene la información siguiente:

(1) Nombre de la planta(2) Ubicación de la planta(3) Ingeniero de protección de incendios(4) Tabla de contenidos (un compendio general, el cual no

es exhaustivo)(5) Interesados(6) Filosofía general de la protección de incendios (ej:, pro-

tección pasiva versus activa)(7) Hipótesis(8) Información específica del sitio (ej: condiciones ambien-

tales)(9) Documentos fuente (ej: códigos adoptados, normas, re-

gulaciones, requisitos de seguros)(10) Disposición de planta (ej: separación de peligros, barre-

ras 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 turbi-

na, 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 siguien-tes o partes de ellos listados en este anexo son referenciadosdentro de las secciones informativas de esta práctica recomen-dada y no hacen parte de las recomendaciones de este docu-mento a menos que también estén listados en el Capítulo 2 porotras razones.

F.1.1 Publicaciones NFPA. National Fire ProtectionAssociation, 1 Batterymarch Park. P.O. Box 9101, Quincy,MA 02169-7471.

ANEXO F




Edición 2010

F.1.2.6 Publicaciones NIST. National Institute of Standardand Technology, 100 Bureau Drive, Stop 3460, Gaithersburg,MD, 20899-3460.

Technical Note 1423, «Analisys of High Bay HangerFacilities for Fire Detection Sensitivity and Placement»,Febrero 1997.

F.1.2.7 PRB Coal Users’ group publications. The PowderRiver 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 FeRailway

F.1.2.8 Publicación gubernamental. U.S. GovernmentPrinting Office, Washington, DC 20-402.

Title 29, Code of Federal Regulations, Part 1910, SubpartsE y L.

F.1.2.9 Otras publicaciones. «Fire Tests in Ventilated RoomsExtinguishment of Fire in Grouped Cable Trays», ElectricPower Research Institute, EPRI NO-2660, Diciembre 1982.

«Fire Tests of Automatic Sprinkler Protection for Oil SpillFires», 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 EquipmentUtilizing Water Spray When Initiated by Head DetectingCable», 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 RautaraukkiOy’s Factory in Raahe», Industrial Mutual Insurance Co.,1975.

Technical Report ID 0003018250, «Turbine FireProtection» C. Wieczorek, FM Global, Abril 2004

Technical Report ID 0003013258, «Investigation intoProtection of Flammable Liquids in Large Plastic Totes –Phases I and II», R. Dean, FM Global, Diciembre 2004.

«Tests of Candidate Glass Fiber-Reinforced Stack LinerMaterials», Factory Mutual Research Corporation, Julio1975.

F.2 Referencias informacionales. (Reservado)

F.3 Referencias para extractos en secciones informacionales(Reservado)



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Edición 2010

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 ADefinición ...................................................... 3.3.17.1

Acabado interior clase BDefinición ...................................................... 3.3.17.2

Definición ............................................................... 3.3.17Administración .......................................................... Cap. 1

Alcance ....................................................................... 1-1Aplicación ....................................................................1.3Equivalencia ................................................................1.4Propósito ......................................................................1.2

Aire espuma comprimidos (CAF)Definición ................................................................ 3.3.4

AprobadoDefinición ................................................... 3.2.1, A.3.2.1

Protección de activos ...................................... 1.2.2.2Área de incendio

Definición ................................................................ 3.3.6Autoridad competente (AHJ)

Definición ................................................... 3.2.2, A.3.2.2

–B–Barrera de incendio

Definición ................................................................ 3.3.7Biomasa

Definición ................................................................ 3.3.2Interrupción de negocios ................................. 1.2.2.3

–C–Clasificación

Definición .............................................................. 3.3.23Tasa de protección de incendios

Definición ...................................................... 3.3.23.1Tasa de resistencia al fuego

Definición ...................................................... 3.3.23.2Carga de incendio

Definición ................................................................ 3.3.8Combustibles alternativos

Definición ................................................................ 3.3.1Combustibles alternativos..... .............................Cap. 9

Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 ............9.2Combustibles de masa .................................................9.5

Disposición de planta ......................................... 9.5.2

General ............................................................... 9.5.1 Prevención de incendios y explosiones

en unidades biomasa ..................................... 9.5.3Almacenaje exterior .................................. 9.5.3.1Almacenaje interior ................................... 9.5.3.2

Protección contra explosiones ........................... 9.5.5Protección de incendio ....................................... 9.5.4

Combustibles de masa que arde ..................................9.3Protección de incendios ..................................... 9.3.3

Foso de almacenaje MSW, pisode cargue y áreas de disposicióny agarre ..................................................... 9.3.3.2,

A.9.3.3.2Disposición de planta ......................................... 9.3.2General ............................................................... 9.3.1Supresión de explosiones ................................... 9.3.4

Combustibles derivados de desechos (RDF) ...............9.4Disposición de planta ......................................... 9.4.2General ............................................................... 9.4.1Prevención de incendios y explosiones

en unidades RDF .......................................... 9.4.3Protección de incendio ....................................... 9.4.4Supresión de explosiones ................................... 9.4.5

Enclavamientos..........................9.4.4.1, A.9.4.4.1General .........................................................................9.1

Disposición de planta ......................................... 9.1.2Equipo alimentador de calderas ......................... 9.1.3Prevención de incendios y explosiones ............. 9.1.4Protección de incendio ....................................... 9.1.5

Llantas de caucho ........................................................9.6Recibo inicial y áreas de almacenaje ................. 9.6.2General ............................................................... 9.6.1Prevención de incendios y explosiones

en desperdicios de llantas de caucho .......... .9.6.3Protección contra explosión ............................... 9.6.5Protección de incendios ..................................... 9.6.4

Otros combustibles y procesos alternativos ................9.7Combustibles derivados de rechazos (CDR)

Definición .............................................................. 3.3.24Fosos llenos de roca ........................................ 5.5.6.1

Combustible fósilDefinición .............................................................. 3.3.15

Combustible limitadoDefinición .............................................................. 3.3.18

ÍNDICE




Edición 2010

–D–Debería

Definición ................................................................ 3.2.6Definiciones ................................................................ Cap. 3Interesado

Definición .............................................................. 3.3.25Desperdicios sólidos municipales (DSM)

Definición .............................................................. 3.3.21Diseño general de planta ........................................... Cap. 5

Contención y drenaje ................................................... 5.5Disposición de planta ..................................................5.1

Almacenaje de hidrógeno .................................. 5.1.3Aberturas en barreras de incendio ..................... 5.1.2Determinación del área de incendio .................. 5.1.1Transformadores exteriores aislados

en aceite ........................................................ 5.1.4Iluminación de emergencia ..........................................5.6Materiales de construcción de edificios ......................5.3

Acabado interior ................................................ 5.3.5Protección de la iluminación ....................................... 5.7Seguridad de la vida ....................................................5.2Venteo de humo y calor, calefacción,

Ventilación y acondicionamientode aire ............................................................... 5.4

Sistemas de calefacción normal,ventilación y acondicionamientode aire ........................................................... 5.4.2

Ventilación de humo y calor .............................. 5.4.1General ...................................................... 5.4.1.1Venteos de calor ........................................ 5.4.1.2Venteos de humo ....................................... 5.4.1.3

Documento base de diseñode protección de incendios ...............................Anexo E

–E–Estación de conversión de corriente directa

de alto voltaje (ECCD)Definición .............................................................. 3.3.16

Estaciones convertidoras de corriente directade alto voltaje (ECCD) ...................................... Cap. 14Aplicación de los capítulos 4 hasta 7,

15 y 16 ..................................................................14.2Estaciones convertidoras (CDAV) .............................14.3

Disposición de planta ....................................... 14.3.2General ............................................................. 14.3.1Prevención de incendios .................................. 14.3.3Protección de incendios ................................... 14.3.4

General .......................................................................14.1Etiquetado

Definición ................................................................ 3.2.3Evaluación de riesgos de incendio

Definición .............................................................. 3.3.13Experiencia en pérdidas ........................................ Anexo D

–F–Fluido

Definición .............................................................. 3.3.14 Fluido no inflamable

Definición ...................................................... 3.3.14.2 Fluido resistente al fuego

Definición ...................................................... 3.3.14.1Fosos abiertos ........................................................... 5.5.6.2

–G–Generación con energía térmica solar .................... Cap.11

Aplicación de los capítulos 4hasta 7, 15 y 16 .................................................... 11.2

Consideraciones del riesgo ........................... 11.3, A.11.3Fluido de transferencia de calor (HTF) ..................... 11.4

Bombas y tubería .............................................. 11.4.1Protección del calentador (FCT) ......................11.4.2

General .......................................................... 11.1, A.11.1Protección de incendios ............................................. 11.5

–I–Identificación y protección contra peligros ............ Cap. 7

Equipo suxiliar y otrasEstructuras ..............................................................7.9Bodegas .............................................................. 7.9.3Bombas de incendio ........................................... 7.9.4Calderas auxiliares ............................................. 7.9.6Cuartos de almacenaje, oficinas

y almacenes ................................................. .7.9.2Bodegas ....................................................... 7.9.3

Generadores de emergencia ............................... 7.9.1Protección de incendios ............................ 7.9.1.2

Torres de enfriamiento ....................................... 7.9.5Equipo eléctrico ...........................................................7.8

Cables eléctricos agrupados ............................... 7.8.3Cuartos de baterías ............................................. 7.8.5Cuartos de control, computadores

y comunicaciones ......................................... 7.8.1Cuartos de despliegue de cables y túneles

de cables ....................................................... 7.8.2Cuartos de mecanismos de control

y relevadores ............................................... 7.8.4Transformadores .................................. .7.8.6, A.7.8.6

Generador de turbina ...................................................7.7Protección de incendios ..................................... 7.7.4

Áreas de almacenaje de aceite .................. 7.7.4.5Área del generador de turbina ................... 7.7.4.1Cojinetes del generador de turbina ........... 7.7.4.2,

A.7.4.4.2Excitatriz ................................................... 7.7.4.3Sello de aceite para hidrógeno .................. 7.7.4.4

Sistemas de aceite lubricante ............................. 7.7.3Sistema de control hidráulico ............................ 7.7.2



107850–

Edición 2010

Sistema de hidrógeno ......................................... 7.7.1Bombas de hidrógeno de sello de aceite ................................... 7.7.1.2General ...................................................... 7.7.1.1

Generador de vapor .....................................................7.5Bombas alimentadoras de calderas .................... 7.5.3Protección de incendios ..................................... 7.5.1Pulverizadores .................................................... 7.5.2

General .........................................................................7.1Operación de protección de incendio ................ 7.1.1

Manejo de combustible – aceite ..................................7.3Protección de incendios ..................................... 7.3.9

Manejo de combustibles – carbón ...............................7.4 Protección de incendios ...................................... 7.4.6

Recipientes, carboneras y silos .......................... 7.4.2Supresión y control de polvo ................ 7.4.3, A.7.4.3Bandas transportadoras de carbón ..................... 7.4.4Estructura de transporte y manejo

de carbón ...................................................... 7.4.5Manejo de combustible – gas ......................................7.2Conductor de gas .........................................................7.6

Calentadores de aire regenerativo ...................... 7.6.2Edificios lavadores de gas .............................. 7.6.5.2General ............................................................ 7.6.5.1Transportadores que manejan material

no combustible ............................................. 7.6.6Precipitadores electrostáticos ............................ 7.6.4Lavadores ........................................................ 7.6.5.3

Materiales de construcción ..................... 7.6.5.3.1Protección de incendios ......................... 7.6.5.3.3

Lavadores, edificios lavadoresy 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 ................................................ 7.6.7Conductos colectores de polvo

tipo bolsa de gas ........................................... 7.6.3Identificación y protección de peligros para

Instalaciones de generación de cicloCombinado de gasificación integrada ........ Cap. 13

Aplicación de los capítulos 4 hasta 7, 15 y 16 ..........13.2Cuartos de control / equipo eléctrico

y edificios .............................................................13.7Diseño general y disposición del equipo ...... 13.3, A.13.3Estructuras .................................................................13.6General .......................................................... 13.1, A.13.1

Instalaciones de generación IGCC ............................13.5Protección de incendios ................................... 13.5.3General ............................................................. 13.5.1

Instalaciones de generación IGCC ........................13.5Eléctrico .................................................. 13.5.2.4Sistemas de aceite .................................... 13.5.2.3Tubería ..................................................... 13.5.2.1

Prevención de explosiones internasen turbinas de combustión ................. 13.9, A.13.9

Respuesta de emergencia ...........................................13.4Gas de Sintegas (Syngas) dentro de

edificios y estructuras ..........................................13.8Identificación y protección de peligros

para turbinas de combustión interna ................ Cap. 8Aplicación de los capítulos 4

hasta 7, 15 y 16 ......................................................8.2Diseño general y disposición del equipo .....................8.3Equipo eléctrico ...........................................................8.6

Encerramientos de control ................................. 8.6.1General .........................................................................8.1Instalaciones no atendidas ...........................................8.4Turbina de combustión y máquina generadora

de combustión interna ............................................8.5Equipo de arranque para CTs ............................. 8.5.7General ............................................................... 8.5.1Generadores ....................................................... 8.5.6

Prevención de explosiones internasen turbinas de combustión ............................ 8.5.2

Prevención de incendios externos ...................... 8.5.3Sistema de entrada de aire ................................. 8.5.5Protección de incendios para turbinas de

combustión y generadores eléctricos de combustión interna .............. 8.5.4General ...................................................... 8.5.4.1Sistema rociadores automáticos de aspersión de agua ............................. 8.5.4.2Sistemas aire espuma comprimidos .......... 8.5.4.7Sistemas de espuma de alta expansión ...... 8.5.4.6Sistemas de extinción localizados ............. 8.5.4.5Sistemas de neblina de agua de inundación total ................................ 8.5.4.4Sistemas gaseosos de inundación total ...... 8.5.4.3,

A.8.5.4.3Unidades de ciclo combinado......................................8.7

Generadores de vapor de recuperaciónde calor ......................................................... 8.7.1

Turbinas de vapor .............................................. 8.7.2Identificación y protección de peligros para

Instalaciones generadoras conturbina de viento .......................................... Cap. 10

Aplicación de los capítulos 4hasta 7, 15 y 16 ......................................................8.2

Diseño general y disposición del equipo ...................10.3Cuartos y edificios de equipo eléctrico .....................10.6General .......................................................................10.1Instalaciones generadoras de viento ..........................10.5

General ............................................................. 10.5.1Protección de Incendios para instalaciones

generadoras de viento ................................. 10.5.3General .................................................... 10.5.3.1

ÍNDICE




Edición 2010

Protección de incendios de la barquilla ....................................... 10.5.3.5Sistemas comprimidos aire - espuma ...... 10.5.3.4Sistemas de neblina de agua de Inundación total .............................. 10.5.3.3Sistemas gaseosos de inundación total ...................................................... 10.5.3.2

Instalaciones no atendidas .........................................10.4Prevención de incendios en instalaciones

Generadoras de turbina de viento .................... 10.5.2

–L–Líquido Combustible .............................................. 3.3.19.1

Líquido ................................................................... 3.3.19Líquido Inflamable ............................................. 3.3.19.2Líquido con punto de incendio alto .................... 3.3.19.3Líquido menos inflamable .................................. 3.3.19.4

Listado ......................................................... 3.2.4, A.3.2.4

–M–Material combustible .................................................. 3.3.3Material explicatorio ............................................. Anexo AModelo 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 ..........12.2General .......................................................................12.1Plantas binarias ..........................................................12.3

Consideraciones de riesgo ............................... 12.3.1Fluidos .............................................................. 12.3.3

Bombas y tubería para fluidos Inflamables .......................................... 12.3.3.2Control de fugas de fluidos Inflamables .......................................... 12.3.3.3Detección de vapor .................................. 12.3.3.4Eléctrico .................................................. 12.3.3.5Estructuras de proceso que contienen fluidos inflamables .............................. 12.3.3.1

Protección de incendios .............................................12.4Práctica recomendada ................................................. 3.2.5Prevención de incendios ............................................ 3.3.10Proceso de diseño de protección de incendios ........ Cap. 4

Interesados ...................................................................4.2Documento base de diseño de protección

de incendios (disponible) ....................................... 4.5Entradas al proceso de diseño .....................................4.3

Entradas generales ............................................. 4.3.1Entradas específicas del proyecto ...................... 4.3.2

General .........................................................................4.1Proceso base de diseño de protección de incendios ....4.4

Programa de control de riesgos de incendio ......... Cap. 16Política de administración y dirección ......................16.2General .......................................................................16.1Identificación de peligros de incendios

de materiales ........................................................16.5Programa de control de riesgos

de incendio ...........................................................16.3Programa de protección de incendios .......................16.4

Administración del cambio .............................. 16.4.3Condiciones especiales de combate

de Incendios ................................................ 16.4.6Bandejas de cables .................................. 16.4.6.4Calentadores de aire regenerativo ........... 16.4.6.2Incendios de aceite de lubricación de turbinas ........................................... 16.4.6.1Almacenaje y manejo de carbón ............. 16.4.6.6Precipitadores electrostáticos .................. 16.4.6.3Pulverizadores de carbón ........................ 16.4.6.7Sistemas de hidrógeno ............................. 16.4.6.5

Daños ............................................................... 16.4.2Personal de respuesta a emergencias ............... 16.4.5Plan de emergencia

de incendios ................................. 16,4.4, A.16.4.4Prueba, inspección y mantenimiento ............... 16.4.1

Protección ambiental ................................................ 1.2.2.4Protección de incendios .............................................. 3.3.11Protección de incendios para el sitio

de construcción .................................................. Cap. 15Administración ...........................................................15.2Áreas de cimentación en sitios

de construcción ....................................................15.5Construcción de depósitos, almacenes

y oficinas ..............................................................15.4Diseño general y disposición de equipo ....................13.3Limpieza del sitio .................................................. 15.3.1Introducción ...............................................................15.1

Líneas Principales subterráneas, hidrantesy suministros de agua ...........................................15.7General ............................................................. 15.7.1

Equipo manual de combate de incendios ..................15.8Materiales de construcción temporal .........................15.6

Protección del personal de planta ........................... 1.2.2.1Pruebas de incendio .............................................. Anexo CPublicaciones de referencia ...................................... Cap. 2

General .........................................................................2.1Otras publicaciones .................................................... .2.3Publicaciones NFPA ....................................................2.2Referencias para extractos en secciones

Referencias para extractos en seccionesde recomendaciones .........................................2.4

Punto de inflamación .................................................. 3.3.9



109850–

Edición 2010

–Q–Masa que arde ........................................................... 3.3.20

–R–Referencias informacionales ................................. Anexo F

–S–Sello clasificado de penetración del fuego .............. 3.3.12Sistema de despresurización rápida .......................... 3.3.5Sistemas y equipo de protección general

contra incendios ................................................... Cap. 6Extintores portátiles de incendio .................................6.5General .........................................................................6.1Tuberías principales, hidrantes y tubería vertical

de edificios .............................................................6.4

Boquillas de manguera ....................................... 6.4.3Tuberías principales e hidrantes ........................ 6.4.1Roscas de manguera ........................................... 6.4.4Sistemas de tubería vertical

y manguera ................................................... 6.4.2Sistemas y equipo de supresión de incendios –

requisitos generales ................................................6.6Consideraciones de seguridad para sistemas

de supresión de incendios ............................ 6.6.3Sistemas de señalización de incendios ........................6.7Suministro de agua ......................................................6.2

Bombas de incendio ........................................... 6.2.5Tanques de suministro de agua .......................... 6.2.6

Supervisión de válvulas ...............................................6.3

ÍNDICE



Secuencia de Eventos que Llevan a la Publicación de un Documento de un Comité de la NFPA

Paso 1. Pedido de Propuestas

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)

El Comité se reúne para actuar sobre las propuestas, para desarrollar sus propias propuestas y para preparar su informe.

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.

El Informe sobre Propuestas (ROP) se publica para la revisión y comentario públicos.

Paso 3. Informe sobre Comentarios (ROC)

El Comité se reúne para actuar sobre los comentarios públicos recibidos, para desarrollar sus propios comentarios y para preparar su informe.

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.

El Informe sobre Comentarios (ROC) se publica para la revisión pública.

Paso 4. Sesión sobre Informes Técnicos

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).

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”.

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

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.

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.



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.

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

PARA USO ADMINISTRATIVO

# de registro:

Fecha Recepción:

Por favor indique en qué formato desea recibir el ROP o ROC: 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 John B. Smith No. Tel. 617-555-1212

Empresa

Dirección 9 Seattle Street Ciudad Seattle Estado/Provincia WA Zip/C.P. 02255

Por favor indique la organización a la que representa (si representa a alguna) FIre Marshals Assn. Of North America

1. (a) Título del Documento NFPA National Fire Alarm Code NFPA No. & Año NFPA 72, 1993 Edition

(b) Section/Paragraph )1 noitpecxE( 1.8.5-1

2. Recomendación de la propuesta: (elija uno) Texto nuevo Texto corregido 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).

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 enincendios, 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) □ 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 otrosimilar o análogo. Salvo en la medida en la cual no tengo autoridad para asignar en materiales que he identificado en (b)citadoanteriormente, 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 further information on the standards-making process, please contact the Codes and Standards Administration at 617-984-7249 or visit www.nfpa.org/codes.

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

FOR OFFICE USE ONLY

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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.

(b) Some or all of the text or other material proposed in this Proposal was not authored by me. Its source is as 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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