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TESIS DE MÁSTER

ANÁLISIS Y EVOLUCIÓN PCI EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS.

INCENDIOS EN TRANSFORMADORES.

AUTOR: José Luis Barrera Lobato.

Madrid, Septiembre 2012.

Firma Autor: VºBº Director proyecto:

Autorizada la entrega de la tesis de máster del alumno/a:

José Luis Barrera Lobato.

EL COORDINADOR DEL MIPCI

Gabriel Santos.

Fdo.: …………………………………… Fecha: 07/ 09/2012

Vº Bº del Director de proyecto

Jimmy Jonsson

Fdo.: ………………………………… Fecha: 07/09/2012.

Proyecto Fin de Máster

Máster en Ingeniería de Protección contra Incendios – MIPCI Análisis y evolución PCI Centrales Hidroeléctricas. Incendios en Transformadores. – José L. Barrera Lobato

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2011-2012

ANALISIS Y EVOLUCIÓN PCI EN CENTRALES HIDROELECTRICAS.

INCENDIOS EN TRANSFORMADORES

JOSE LUIS BARRERA LOBATO

Curso académico 2011-2012

Director de proyecto: Jimmy Jonsson.


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2011-2012

TÍTULO Análisis y evolución PCI en Centrales Hidroeléctricas. Incendios en Transformadores.

ALUMNO 1 José Luis Barrera Lobato

ALUMNO 2

DIRECTOR Jimmy Jonsson.

ÍNDICE

1.- INTRODUCCION…………………………………………………………………………….7

1.1.- JUSTIFICACION………………………………………………………………...7

1.2.- OBJETIVO……………………………………………………………….............7

2.- DESARROLLO DE LA TESIS…….……………………………………………………….8

3.- INTRODUCCION ENERGIA HIDRAULICA…………………………………………….10

3.1.- HISTORIA……………………………………………………………………….10

3.2.- TIPOS DE EXPLOTACION HIDRAULICA…………………………………..11

3.3.- IMPACTO AMBIENTAL POTENCIAL…………………………………………12

3.4.- BENEFICIO……………………………………………………………………….12

4.- GENERACIÓN HIDRAULICA EN ESPAÑA………………………………………..........13

5.- EVOLUCIÓN PCI EN CENTRALES HIDROELÉCTRICAS……………………………16

5.1.- DESCRIPCION CENTRAL HIDROELECTRICA……………………………..16

5.2.- MARCO NORMATIVO………………………………………………………….18

5.3.- DESCRIPCIÓN EVOLUCIÓN SISTEMAS DE PROTECCIÓN ACTIVA…..19

5.3.1.- SISTEMAS DE DETECCION……………………………………….19

5.3.2.- MEDIOS MANUALES………………………………………………..20


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5.3.3.- ABASTECIMIENTO DE AGUA………………………………………….21

5.3.4.- SISTEMAS DE EXTINCION…..…………………………………………22

5.4.- SISTEMAS DE DETECCION ACTUALES EN TRANSFORMADORES.…….22

5.5.- SISTEMAS DE EXTINCION ACTUALES EN TRANSFORMADORES. …….24

6.- METODOLOGIA / PROCESO………………………………………………………………….28

6.1.- DEFINICIÓN DE ESCENARIOS…………………………………………………..29

6.1.1.- TIPO DE TRAFOS…………………………………………………………29

6.1.2.- TIPO DE CUBETO………………………………………………………...29

6.1.3.- MEDIDAS PASIVAS EXISTENTES………..……………………………30

6.1.4.- TIPO DE ENTORNO………………………………………………………30

6.2.- ANÁLISIS……………………………………………………………………………30

6.2.1.- CALCULO HRR MAX. ………………………………………………….30

6.2.2.- CALCULO ALTURA DE LA LLAMA…………………………………………….31

6.2.3.- CALCULO DURACIÓN DEL INCENDIO………………………………31

6.2.4.- CALCULO RADIACION………………………………………………….32

6.3.- DISTANCIAS DE SEGURIDAD…………………………………………………..34

6.3.1.- DEFINICION DE OBJETIVOS. …………………………………………34

6.2.2.- DEFINICION DE CRITERIOS……………………………………………………34

6.2.3.- DEFINICIÓN DISTANCIAS DE SEGURIDAD……………………….34

7.- ANALISIS CASO REAL………………………………………………………………….......35

7.1.- DESARROLLO INCENDIO TRANSFORMADORES EN

INTEMPERIE SIN MUROS DE SEPARACIÓN………………………………………35


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7.2.- DESARROLLO INCENDIO TRANSFORMADORES

EN INTEMPERIE CON MUROS DE SEPARACIÓN. ……………………………36

7.3.-DESARROLLO INCENDIO TRANSFORMADORES

EN SEMI INTEMPERIE…………………………………………………………………38

7.4.-DESARROLLO INCENDIO TRANSFORMADORES EN CAVERNA…………41

8.- REFLEXIONES SOBRE RESULTADOS…………………………………………………….44

9.- CONCLUSIONES………………………………………………………………………………45

10.- BIBLIOGRAFIA / REFERENCIAS………………………………………………………….46

APENDICE 1.- TIPOS DE CENTRALES HIDRAULICAS…………..………………….47

APENDICE 2.- TRANSFORMADORES. ………………………………………………..49

A2.1.- INTRODUCCION………………………………………………………………….49

A2.2.- TIPOS DE TRANSFORMADORES Y RIESGO DE INCENDIO…….….…….50

A2.3.- CAUSAS DE INCENDIO EN TRANSFORMADORES………………..……….52

A2.4.- DETECCION DE FALLOS EN T.RANSFORMADORES……………………..70

APENDICE 3.- CÁLCULOS……………………………………………………………...77

A3.1.- CALCULOS INCENDIO TRANSFORMADOR…………………………………77

A3.2.-CALCULOS INCENDIO TRANSFORMADOR 2………………………………..79

A3.3.- CALCULOS INCENDIO TRANSFORMADOR 3 ………………………………81


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1.- INTRODUCCION.

1.1.- JUSTIFICACIÓN.

En las últimas décadas han evolucionado enormemente las tecnologías de control para las centrales de generación hidroeléctrica, pasado de centros de trabajo con personal dedicado a centros con muy poca presencia operativa, y controlados en gran medida desde Centros de Control que se encuentran a Km del riesgo.

La publicación del reglamento de seguridad contra incendios en los establecimientos industriales en 2004, RSCIEI; apenas aporta soluciones para este tipo de escenarios, catalogándolo con riesgo industrial bajo, (catalogación cuestionable), que en algunos casos siguen sin estar tipificados como tal (centrales en caverna o bajo rasante), obligando por tanto a utilizar reglamentación internacional, o diseño prestacional.

Por tanto, creo interesante analizar dicha evolución, describir la protección actual en este tipo de escenarios industriales de forma genérica, para una vez definido el entorno, profundizar en los transformadores, principal riesgo de estas instalaciones, investigar el tipo de incendios que se pueden producir, como afecta su situación (intemperie, semi intemperie o caverna) y la influencia de la protección pasiva con respecto a las distancias de seguridad.

También, una vez descrito y estudiado el funcionamiento del equipo propiamente dicho (transformador), reflexionar sobre la idoneidad de las protecciones activas aplicadas actualmente.

1.2.- OBJETIVO.

Con los resultados obtenidos, el objetivo es desarrollar una metodología a seguir para la ubicación de los transformadores y establecer las distancias de seguridad dependiendo de las protecciones activas, pasivas y características del propio transformador. Conclusiones extrapolables a todos aquellos riesgos industriales que tengan este tipo de equipos. (Centrales nucleares, térmicas, subestaciones etc.…).

Utilizando dicha metodología en cuatro casos específicos, reflexionar y sacar conclusiones de los datos obtenidos.


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2.- ESTRUCTURA DE LA TESIS.

Partiendo de la Generación Hidráulica, situando esta en un contexto histórico, y describiendo los principales hitos, evolución, impacto medioambiental, beneficio y problemática, pasaré a situar esta dentro del marco nacional, su aportación actual a la Generación, y su proyección de futuro.

Con esta pequeña introducción pretendo situar el estudio dentro del marco de la generación de energía, la importancia que tienen como instalaciones estratégicas (definiendo estás como vitales para el funcionamiento del país), y analizando el riesgo, no solo como la carga de fuego, sino como las posibles consecuencias.

Una ver descrito el marco, profundizar un poco en las centrales hidráulicas como riesgo de incendios, la aplicación de la normativa vigente y la evolución de las medidas de protección activa contraincendios en los últimos 50 años, basado en gran medía en mi experiencia personal.

Intentaré dar una visión general, sin entrar a realizar cálculos de instalaciones de protección activas en un caso concreto, ya que considero que se trata de un tema ya suficientemente documentado y que no aportaría nada con respecto a los conocimientos adquiridos en el Máster, y a la protección contra incendios en estos riesgos industriales.

Por dicho motivo, he decidido profundizar y focalizar la tesis en los transformadores; desde el conocimiento de equipo (fundamental para conocer que tipo de fallas se pueden producir), y analizar la idoneidad de la protección contra incendios utilizada en la actualidad.

En el siguiente punto describiré la metodología a seguir para conocido el entorno del transformador y los datos del combustible principal (aceite dieléctrico); calcular las distancias de seguridad en función de los elementos de protección pasiva existentes. Las distancias propuestas serán:

Zona de máximo riesgo.

Zona límite de intervención bomberos.

Zona límite para operario habituales, zona que dará las distancias a las que deben instalarse los medios manuales existentes, puestos de control, pulsadores etc.…

Una vez definida dicha metodología, se aplicará a 4 casos concretos, en los cuales se calcularán dichas distancias.


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Una vez conocidos los resultados de algunos casos reales, dejaré algunos puntos abiertos a la reflexión, sobre:

Normativa Actual.

Protección Activa Actual.

Protección pasiva, distancias de seguridad.

Por último, indicar las conclusiones resultantes de la tesis, aplicables con ya he indicado, a todos aquellos procesos industriales en los que existan transformadores de potencia; y poder aportar algo nuevo después de un curso de estas características, contando con mi experiencia en el sector.


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3.- INTRODUCCIÓN ENERGIA HIDRÁULICA

3.1.- HISTORIA.

Los griegos fueron los primeros que comenzaron a utilizar y aprovechar la energía proveniente del agua; utilizando ruedas hidráulicas para diferentes actividades. Durante la edad media, las enormes ruedas hidráulicas de madera desarrollaban una potencia de hasta cincuenta caballos, pero presentaban problemas de corrosión provocada por el agua.

La energía hidroeléctrica debe su mayor desarrollo al ingeniero civil británico John Smeaton, que construyó por primera vez grandes ruedas hidráulicas de hierro colado. La hidroelectricidad tuvo mucha importancia durante la Revolución Industrial, impulsó a las industrias textiles y del cuero y los talleres de construcción de máquinas a principios del siglo XIX. Aunque las máquinas de vapor ya estaban perfeccionadas, el carbón era escaso y la madera poco satisfactoria como combustible. La energía hidráulica ayudó al crecimiento de las nuevas ciudades industriales que se crearon en Europa y América.

A mediados del siglo XIX, la construcción de grandes presas de contención todavía no era posible; el bajo caudal de agua durante el verano y el otoño, unido a las heladas en invierno, obligaron a sustituir las ruedas hidráulicas por máquinas de vapor en cuanto se pudo disponer de carbón.

A finales del siglo XIX (1880-1885) se construyo la primera presa hidroeléctrica en Gran Bretaña, posteriormente se desarrollo el primer generador eléctrico que fue perfeccionándose hasta que ya en la actualidad las Centrales hidroeléctricas son una de las principales fuentes de generación.

En España, la evolución tanto de las presas como del sistema, pueden distinguirse cuatro periodos:

* Periodo previo a la firma del Convenio Internacional de 1927.

* Periodo de inicio de las obras del Sistema (1927-1936).

* Periodo de escasez tecnológica (1936-1955).

* Periodo de esplendor de la Ingeniería de Presas (1955-1970).

* Periodo de optimización de las instalaciones existentes y estudio de nuevas

instalaciones (1970-actualidad).


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Presa De Ricobayo, construida en 1929.

3.2.- TIPOS DE EXPLOTACIÓN HIDRÁULICA.

Las formas más frecuentemente utilizadas para explotar la energía hidráulica son:

Desvío del cauce de agua

El principio fundamental de esta forma de aprovechamiento hidráulico de los ríos se basa en el hecho de que la velocidad del flujo de estos es básicamente constante a lo largo de su cauce, el cual siempre es descendente. Este hecho revela que la energía potencial no es íntegramente convertida en cinética como sucede en el caso de una masa en caída libre, la cual se acelera, sino que ésta es invertida en las llamadas pérdidas, es decir, la energía potencial se "pierde" en vencer las fuerzas de fricción con el suelo, en el transporte de partículas, en formar remolinos, etc. El conjunto de obras que permiten el aprovechamiento de la energía anteriormente mencionada reciben el nombre de central hidroeléctrica o Hidráulica.

Interceptación de la corriente de agua

Este método consiste en la construcción de una Presa o embalse de agua que retenga el cauce de agua causando un aumento del nivel del río en su parte anterior a la presa de agua, el cual podría eventualmente convertirse en un embalse. El dique establece una corriente de agua no uniforme y modifica la forma de la superficie de agua libre del río antes y después de éste, que toman forma de las llamadas curvas de remanso. El establecimiento de las curvas de remanso determinan un nuevo salto geodésico aprovechable de agua.

http://es.wikipedia.org/wiki/Represa

http://es.wikipedia.org/wiki/Embalse


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3.3.- IMPACTOS AMBIENTALES POTENCIALES.

Los impactos ambientales de los proyectos hidroeléctricos son significativos.

La construcción de la presa y el embalse constituye el principal impacto medioambiental; pudiendo causar cambios ambientales irreversibles, en un área geográfica muy extensa.

Ha aumentado la crítica de estos proyectos en los últimos años, argumentando que los costos sociales, ambientales y económicos de estos proyectos, pesan más que sus beneficios y que, por lo tanto, no son justificables.

En la mayoría de los casos, los costos ambientales y sociales pueden ser evitados o reducidos a un nivel aceptable, si se evalúan los problemas potenciales y se implantan medidas correctivas.

Por tanto, es esencial que los proyectos de los embalses sean planificados y manejados considerando el contexto global de la cuenca del río y los planes regionales de desarrollo, incluyendo, tanto las áreas superiores de captación, aguas arriba de la presa y la zona de inundación, como las áreas de la cuenca hidrográfica, aguas abajo.

La inundación de la tierra para formar el embalse, y la alteración del caudal de agua, aguas abajo, ejercen impactos directos en los suelos, la vegetación, la fauna, el clima y la población del área afectada.

Los efectos indirectos de la presa incluyen los que se asocian con la construcción, el mantenimiento y el funcionamiento de la presa (p.ej., los caminos de acceso, la zona de construcción, las líneas de transmisión de energía) y el desarrollo de las actividades agrícolas, industriales o municipales que posibilita la presa.

3.4.- BENEFICIO.

El beneficio obvio del proyecto hidroeléctrico es la energía eléctrica generada, apoyando el desarrollo económico y mejorando las oportunidades de desarrollo en la zona. Los proyectos hidroeléctricos requieren mucha mano de obra y ofrecen oportunidades de empleo. Las carreteras de acceso y otras infraestructuras pueden dar a las poblaciones cercanas mejores comunicaciones con zonas de mayor población y servicios.

Además, la generación de la energía hidroeléctrica en una energía renovable, proporciona una alternativa para la generación que necesita combustibles fósiles, o la energía nuclear, permitiendo satisfacer la demanda de energía sin producir agua caliente, emisiones atmosféricas, ceniza, desechos radioactivos ni emisiones de .

Si el embalse ha sido bien planificado, considerando el contexto global de la cuenca del río y los planes regionales de desarrollo, los otros beneficios pueden incluir el control de las inundaciones y la provisión de un suministro de agua para riego, uso doméstico e industrial.

También puede contemplar instalaciones de recreo (embarcaciones, pesca, playas..); potenciando así el turismo en la zona.

http://es.wikipedia.org/wiki/Combustible_f%C3%B3sil

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_nuclear


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4.- GENERACIÓN HIDRAULICA EN ESPAÑA

España tiene un elevado potencial hidroeléctrico, desarrollado a lo largo de más de un siglo. Como consecuencia, en la actualidad, contamos con un importante y consolidado sistema de generación hidroeléctrica altamente eficiente.

Dentro de las energías renovables que explotamos en nuestro país, la energía hidroeléctrica es la tecnología más consolidada y de mayor grado de madurez, gracias al aprovechamiento de la orografía y a la existencia de un gran número de presas.

Aunque la evolución de la energía hidroeléctrica en España ha sido creciente, en los últimos años ha experimentado una importante disminución en su aportación a la producción total de la electricidad, en favor de otras energías renovables. No obstante, todavía continúa siendo una de las renovables más productivas junto con la energía eólica.

Actualmente el desarrollo del sector en España se orienta sobre todo a conseguir una mayor eficiencia, mejorando los rendimientos de las instalaciones en funcionamiento. Las propuestas se dirigen a la rehabilitación, modernización, mejora o ampliación de las centrales actuales.

España se encuentra en la línea de otros países de la OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos), siendo en 2011 del 19 %. (Potencia hidráulica instalada con respecto al total).


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Datos Informe 2011 REE.


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Datos Borrador Plan energías renovables. Ministerio de Industria.

Se trata por tanto de ubicaciones consolidadas, muy importantes para conjunto de la generación instalada y generada.

El desarrollo del sector está orientado a la mejora de la eficiencia, mejora del rendimiento de las centrales actuales y por tanto es necesario adecuar, modernizar y minimizar los riesgos de incendio en dichos emplazamientos.


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5.- EVOLUCIÓN PCI EN CENTRALES HIDRAULICAS

No es objeto de este Proyecto el estudio de una central específica y sus necesidades de Protección; por tanto, se analizará un Central hidroeléctrica Tipo, describiendo a groso modo su distribución, la carga de fuego, y las instalaciones necesarias. Para focalizar el estudio sobre los transformadores de potencia.

5.1.- DESCRIPCIÓN CENTRAL HIDROELÉCTRICA.

En una central hidroeléctrica se utiliza energía hidráulica para la generación de energía eléctrica.

Estas centrales aprovechan la energía potencial gravitatoria que posee la masa de agua de un cauce natural en virtud de un desnivel. El agua en su caída entre dos niveles del cauce se hace pasar por una turbina hidráulica la cual transmite la energía a un generador donde se transforma en energía eléctrica.

Podemos clasificar los tipos de Central según:

Se concepción Arquitectónica.

Su Régimen de Flujo.

Su altura de caída de agua.

Según su potencia

En el Apéndice 1, se anexa una descripción algo más detallada de dicha clasificación, aunque la que realmente nos afecta es su concepción arquitectónica.

Centrales al aire libre, al pie de la presa, o relativamente alejadas de esta. Están conectadas por medio de la tubería en presión.

Centrales en caverna, conectadas igualmente a la presa por medio de medio de la tubería de presión y al exterior por medio de túneles.

Las partes principales de una central son:

• Presa o Embalse. • Tubería forzada y o canal. • Turbina. • Generador. • Transformadores.

http://es.wikipedia.org/wiki/Generaci%C3%B3n_de_energ%C3%ADa_el%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Generaci%C3%B3n_de_energ%C3%ADa_el%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_potencial_gravitatoria

http://es.wikipedia.org/wiki/R%C3%ADo

http://es.wikipedia.org/wiki/Turbina_hidr%C3%A1ulica

http://es.wikipedia.org/wiki/Generador_el%C3%A9ctrico

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_el%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Presa_hidr%C3%A1ulica

http://es.wikipedia.org/wiki/Tuber%C3%ADa_forzada

http://es.wikipedia.org/wiki/Transformador


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Digamos que podemos dividirlo en tres bloques en función de su riesgo.

Zona de Presa y Tubería Forzada. Sin Riesgo. (Salvo alguna zona puntual con riesgo mínimo a proteger con detección de incendios y extintores, como por ejemplo, las casetas de toma etc...).

Edificio. Dentro del que están las turbinas, alternadores, instrumentación necesaria para su funcionamiento, salas de Control y Oficinas. Su Carga de fuego es Baja.

Zona Exterior o Parque de Transformadores. Zona de Riesgo alto por los transformadores propiamente dichos. Se describen dichos equipos en el apéndice 2 del presente documento.


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5.2.- MARCO NORMATIVO.

Siguiendo las directrices marcadas por el R.D. 2267/2004 (Reglamento de Seguridad contra incendios en los Establecimientos Industriales) RSCIEI, las Centrales Hidroeléctricas están catalogadas como riesgo intrínseco bajo. Valoración realizada únicamente por su carga de fuego por área total.

Dicha clasificación es cuestionable si consideramos el parque de transformadores exteriores como un sector; aunque por no tener limitaciones de resistencia al fuego, realmente no lo es. Si calculamos el riesgo intrínseco teniendo en cuenta esta, nos confirma el Riesgo Alto.

Si añadimos que las Centrales Hidroeléctricas al aire libre, se suelen encontrar en zonas naturales, con vegetación en sus inmediaciones; el riesgo secundario puede ser mayor.

Además, en el caso de las centrales situadas bajo rasante, no están tipificadas en dicha reglamentación, obligando a utilizar reglamentación internacional o diseño prestacional.

Si tenemos en cuenta el riesgo variable según probabilidad, el riesgo también es bajo; pero si lo miramos desde el punto de vista de sus consecuencias, es alto.

A continuación se describen a groso modo las protecciones activas utilizadas en la actualidad y teniendo en cuenta su origen y evolución.


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5.3.- DESCRIPCIÓN EVOLUCIÓN SISTEMAS DE PROTECCIÓN ACTIVA CONTRA INCENDIOS.

5.3.1.- SISTEMAS DE DETECCIÓN.

La evolución de los sistemas de detección ha sido semejante a otras industrias, viniendo determinado por la gran evolución tecnología de los sistemas.

En la época de la construcción de la mayoría de las centrales, solo existía la alternativa de detección convencional, muy limitada en puntos de detección, distancias de cableado, y sobre todo, capacidad de transmisión de información.

Dichos sistemas se han ido sustituyendo a tecnología analógica en una primera fase; en la que aprovechando la intervención, se han ampliado puntos de riesgo anteriormente no protegidos, zonas que por distancias de cable con el anterior sistema no era posible, control sobre sistemas de extinción existente, y aumento de supervisión de equipos existentes.

Con el paso de los años, la explotación de este tipo de industria ha sido cada vez más en modo remoto, disminuyendo la presencia de personas dedicadas en campo de una forma muy significativa.

Los sistemas de detección y control, como el resto de los sistemas, se han integrado a dicha evolución, instándose sistemas de gestión gráfica en los centros de control, de tal manera que la activación de un detector puede ser vista sobre un plano gráfico en el ordenador destinado para tal fin en dicho centro de control.

Con la actualización de la Norma de obligado cumplimiento, que indica la instalación de Centralitas locales para la coordinación de extinciones, se han ido adaptando las extinciones comandadas por la centralitas maestras analógicas, pasado a estar controladas por dichas centrales locales, pero si perder la información, es decir, la extinción es controlada por la centralita local, pero toda la información es convertida a lenguaje analógico, estando toda la información recogida por la Centralita analógica, y por consiguiente, en la sala de control.

En una tercera fase, gracias a la renovación de otras tecnologías, fundamentalmente CCTV (Circuito Cerrado de Televisión), y megafonía; se han interrelacionado.

En el primer caso, es posible relacionar por programación zonas de detección, o detectores concretos con las cámaras cercanas, consiguiendo así que la cámara enfoque hacía la zona de detección cuando esta se activa, teniendo así en tiempo casi real confirmación de la alarma.

En el segundo caso, también por programación, un modulo genera un mensaje pregrabado de evacuación; siendo esto muy importante a la hora de reducir el tiempo de pre movimiento, tan


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importante en una evacuación. En este caso, se suele asociar a pulsadores manuales, o a equipos que confirman que realmente hay un conato de incendio.

Aunque es un asunto no tratado en este estudio, creo importante reflejar que esta gran evolución ha dejado desfasado por completo las operaciones de mantenimiento reflejadas en el RD 1942/1993, focalizadas al mantenimiento punto a punto y a la comprobación local, siendo de suma importancia en la actualidad la comprobación remota, bidireccional, supervisión de redes y comprobaciones de programación. Llamémosle, mantenimiento y comprobación de los flujos de comunicación.

5.3.2.- MEDIOS MANUALES.

Básicamente, los medios manuales a comentar son Hidrantes, Bies y Extintores.

HIDRANTES

Por lo general, no es un equipo habitual en Centrales Hidráulicas, debido a la catalogación del riesgo, la orografía del terreno donde suelen estar estos emplazamientos, y la no unificación/ criterio sobre el abastecimiento de Agua (tratado más adelante), siendo en muchos casos conexiones de mangueras no normalizadas, o bies situadas en el exterior.

Por tanto, desde mi experiencia, no ha habido evolución a tener en cuenta, salvo la instalación de alguna unidad puntual para el parque de transformadores cuando existe grupo de bombeo especifico para protección contra Incendios.

BIES.

En el caso de las bocas de Incendio equipadas, no ha existido un criterio para su instalación en el edificio de central, estando instaladas en unos casos si y en otros no, y en muchos casos se trataba de tomas de agua no normalizadas o no estandarizadas.

La evolución ha ido hacia la instalación de bies de 25 mm con boca de conexión para mangueras de 45, (utilizando en muchos casos la red de tubería existente); bies manejables por una sola persona, con una formación mínima en intervención; teniendo la posibilidad de conectar mangueras de 45 en caso de necesitar apoyo más profesional.

Como en el caso anterior, el abastecimiento de agua de la red, es tratado en un punto aparte.

EXTINTORES

La evolución observada en los extintores portátiles ha sido a groso modo:


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Retirada de extintores de Halón existentes por la prohibición de su uso, y su sustitución por polvo polivalente o co2 dependiendo su situación.

Retirada y sustitución de carros de 100 Kg de polvo polivalente, ya que su tamaño y peso, hacían prácticamente imposible su manipulación.

Aumento de extintores de CO2 con respecto al número de extintores de polvo polivalente, debido a la existencia de muchos cuadros eléctricos y de instrumentación en el interior de la central, siendo este agente extintor micho más apropiado.

Retirada y sustitución de extintores de polvo polivalente de presión adosada por extintores de presión permanente. La razón fundamental en que los de presión adosada son más caros de mantener (dos cilindros), siendo su eficacia y funcionamiento semejante.

5.3.3.- ABASTECIMIENTO DE AGUA.

Es en este punto, donde la ausencia de un criterio, la escasez de normativa y las posibilidades hidráulicas del propio riesgo industrial; hace que existan múltiples soluciones dependiendo el caso. A destacar:

Depósitos de gravedad. Debido a la orografía del terreno, son múltiples casos en los que existen depósitos de obra civil, situados por lo general con unas diferencias de cotas con el riesgo de 60 /100 mts consiguiendo presiones aceptables para la Protección contra Incendios. No obstante la mayoría de los casos el caudal difícilmente supera los 30 m3. Siendo únicamente valido para BIES, no siendo efectivos para otros equipos (generalmente agua pulverizada).

Su situación, en zonas de difícil acceso, y normalmente en la falda del valle, hace muy costoso su mantenimiento, y sobre todo , y después de que en muchos casos hayan pasado 75 años de su instalación, la sustitución o reparación de la tubería que une dicho depósito con los equipos es prácticamente inviable.

Grupos de Presión. Ha sido habitual la existencia de bombas, situada en cotas inferiores, utilizadas como emergencia o apoyo del suministro anteriormente descrito. En su mayoría no estaban normalizadas, y realmente no se trataba de grupos de bombeo para PCI.

Depósitos a Presión. También era muy habitual la utilización de este tipo de abastecimientos; compuesto de un deposito para unos 15 / 20 m3; presurizado con aire (mediante compresor) y con una batería de botellas de nitrógeno o CO2 como apoyo para su descarga. Al igual que en el caso de los depósitos de Gravedad, en la mayoría de los casos estaban diseñados para las extinciones por agua pulverizada de los transformadores; que en función de los caudales y tamaño de los transformadores a refrigerar, solían tener capacidad para un 4 minutos de


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suministro; tiempo fuera de normativa, y como más adelante veremos, insuficiente para el tamaño, tipo y duración del incendio que puede llegar a desarrollarse.

Recursos Hidráulicos Propios. Una presa no deja de ser un aljibe de grandes dimensiones, con la misma filosofía de un depósito de presión, pero con caudales y presión desorbitados para la protección contra incendios. En algunos casos, tanto para la extinción por agua pulverizada, como para los medios manuales (fundamentalmente Bies) estaba directamente conectada a la tubería forzada, es decir, a la propia tubería que une la presa con la central, y que es el motor que produce la energía. La falta de criterio para los cálculos hidráulicos y dimensionamiento de tubería hizo que en algunos casos no tuviera un dimensionamiento correcto.

Realizado con criterio normativo, es una opción muy válida, con la problemática de que la cota de agua es variable según el año; pudiendo ser una opción válida en la zona el norte de España, y no tanto en Sur. Indicar que si no existe reserva de agua hay menos posibilidades de que se esté turbinando (generando), y transformador no estará en servicio, reduciéndose el riesgo de Incendio.

La tendencia ha ido encaminada a respetar los recursos hidráulicos propios cuando estos estaban bien diseñados y la zona o estadísticas de la presa daban seguridad de caudales. O hacia la instalación de un abastecimiento de agua típico para protección contra Incendios, con depósito de uso exclusivo y bombas estandarizadas y normalizadas.

5.3.4.- SISTEMAS DE EXTINCIÓN.

A parte de la extinción en transformadores que trataremos en un punto especifico, únicamente destacar la extinción en algunos alternadores; equipo que es objeto de estudio en el presente proyecto. Las extinciones solían ser por CO2, y la tendencia ha sido hacia su desmontaje, quedando el equipo protegido únicamente por detección.

5.4.- SISTEMAS DE DETECCIÓN ACTUALES EN TRANSFORMADORES.

Siendo el punto central del análisis del presente proyecto, analizaremos las protecciones de los transformadores en apartados independientes.

SITUADO EN INTEMPERIE O SEMIINTEMPERIE.

Al estar en el exterior cualquier equipo electrónico queda descartado, teniendo únicamente la posibilidad de utilizar detección térmica para exteriores.

Habitualmente se utilizan detectores térmicos – termovelocimétricos, que se activan tanto por temperatura fija como por una elevación brusca (gradiente); se suelen colocar con un brazo


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articulado anclado a los muros de separación y con una placa retenedora de calor para aumentar la rapidez de respuesta.

Los brazos articulados de colocan para favorecer el mantenimiento.

También existe la posibilidad de colocar cable sensor, aunque esta opción es menos común.

SITUADO EN INTERIOR.

Normalmente se utiliza el mismo sistema, la gran altura techos dificulta o descarta la posibilidad de poner los detectores que comandan la extinción a techo. En estas condiciones de entorno, se le añade un sistema de aspiración (detección precoz), que habitualmente solo actúa como detección. La extinción sigue siendo comandada por los detectores térmicos.

Aunque se desarrollará en el punto siguiente, en transformadores en interior se instala un sistema de redundante por espuma de media expansión. Dicha extinción es controlada por otros detectores térmicos – termovelocimétricos a más temperatura (generalmente 315 º C).


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Resumiendo, en función de tiempo en activación

Detección precoz por aspiración.

Detección térmica para la activación de la extinción por NOVEC (normalmente 88º C).

Detección térmica para la activación de la extinción de Espuma (normalmente 315 º C), como sistema redundante.

5.5.- SISTEMAS DE EXTINCIÓN ACTUALES EN TRANSFORMADORES.

SITUADO EN INTEMPERIE O SEMIINTEMPERIE.

La gran mayoría, o no están protegidos, o lo están por agua pulverizada

Como ya indicamos en uno de los puntos anteriores, existían muchos casos en el que el problema lo teníamos abastecimiento de agua.

Una vez resuelto por alguna de las vías planteadas, la idoneidad cómo método de extinción también es cuestionable; la extinción de fuegos por medio de agua pulverizada, se logra al coincidir los siguientes mecanismos:


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- Enfriamiento superficial, de los elementos propios y de estructuras colindantes, consiguiendo por la densidad de descarga bajar la temperatura del aceite por debajo de su punto de inflamación, siempre que se consiga una cobertura total.

- Sofocación, debido al vapor producido, reduciendo la concentración de oxígeno al interponerse las partículas de agua en la reacción en cadena producida en la combustión.

- Emulsificación. Esta se genera en el caso de la extinción de un líquido no miscible con el agua. El agua debe aplicarse en toda la superficie del líquido.

- Por dilución, en caso de extinción de líquidos miscibles con el agua, alcanzando una concentración que dificulta o impide la combustión.

- Por combinación de procesos.

El combustible principal es el aceite dieléctrico, luego se trata más de un sistema de refrigeración de las superficies sólidas exteriores, que de un sistema de extinción; con el riesgo de que si la descarga es de mucho tiempo, el producto de agua + combustible pueda desbordar el foso y extenderse a otros equipos.

SITUADO EN INTERIOR O CAVERNA.

Se protegían también por agua pulverizada explicado en el punto anterior, pero la existencia de paramentos de limitación, hace que sean mucho más efectivos otros sistemas, que se describen a continuación:

Protección por CO2, cuyo mecanismo de extinción es:

Desplazamiento del oxígeno. Mínima concentración de diseño: 34% en volumen (NFPA 12).

Enfriamiento. Descarga a -79ºC.

Es un agente limpio y no daña los equipos, pero requiere de grandes concentraciones (volumen de almacenaje) y es muy peligroso para las personas. Aunque el riesgo que nos ocupa son zonas habitualmente desocupadas, pueden estarlo en tareas de mantenimiento. Es necesario que el compartimento sea estanco para que la concentración se mantenga. (Las normas de diseño permiten ciertas aberturas para la ventilación).

Protección por NOVEC 1230 (FK-5-1-12)

En la última década, con la aparición del NOVEC 1230 (FK-5-1-12); que actúa enfriando la reacción de combustión por:

–Evaporación.

–Absorción de calor del gas.

–Rotura de enlaces.


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Es por tanto, un agente muy apropiado para el riesgo que nos ocupa, ya que comparándolo con otros sistemas de extinción tenemos:

Agua

Cada molécula del interior del agua líquida es atraída fuertemente a su más cercana formando un vínculo de hidrógeno. Esta fuerte atracción tiene un profundo efecto sobre las propiedades físicas del agua.

Los fuertes vínculos de hidrógeno producen que el agua tenga un alto calor de vaporización. Por lo tanto se requiere mucha energía para transformar el agua líquida en vapor. Cuando el agua se descarga a través de boquillas, tiende a permanecer como gotas líquidas hasta que exista suficiente energía para convertirla en vapor.

El agua tiene una baja presión vapor, el propio aire tiene gran limitación en coger agua en estado de vapor. A 25 ºC, el vapor de agua saturará el aire al 3 %.

Novec

La presión vapor de NOVEC 1230 es 12 veces la del agua, por ello tiene gran facilidad de transformase de líquido a vapor. A 25 ºC, el aire puede quedarse con un 40 % en volumen de agente extintor.

NOVEC 1230 no contiene ningún átomo de hidrógeno, por lo tanto no tiene vínculos de hidrógeno.

Los vínculos entre moléculas en NOVEC-1230 son más débiles. Esta débil atracción aporta las cualidades físicas del NOVEC 1230 líquido.

NOVEC 1230 tiene un bajo calor de vaporización. La energía necesaria para transformarlo en vapor es 25 veces menos que en el agua. La energía para transformar el agente en gas es absorbida directamente del aire. La evaporación se producirá en pocos segundos.

Con respecto al CO2, destacar, la necesidad de mucha menos concentración, las magnificas cualidades medioambientales y la seguridad para las personas.

Debido a estas cualidades, se trata de buen agente extintor para los transformadores, ya que como se ha analizado en apéndice 2 del presente proyecto, en caso de fallo, hay una alta probabilidad de explosión; y el NOVEC tiene la capacidad de absorber parte de esa energía.

En interiores, también se está utilizando la espuma de media expansión como sistema redundante al Novec,


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Las cualidades de extinción de la espuma son:

Abatimiento de la llama/ Fluidez

Estabilidad Retención de agua

Capacidad de sellado

Cohesión

Resistencia a la re ignición

Resistencia al calor Tolerancia y captura del combustible

Supresión del vapor.

Son muy aconsejables para los fuego de tipo B, sobre todo, y como punto más importante, la capa aislante que se genera entre el liquido y el oxigeno, ahogando por tanto el incendio.

En el caso del los transformadores en interior, los paramentos verticales ayudan a la rápida creación de dicha capa, cubriendo rápidamente la zona del posible derrame.


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6.- METODOLOGIA / PROCESO

El método se basa en cálculos teóricos realizados sobre “Pool Fires”, debido a la complejidad del escenario, es necesario simplificar, para poder obtener una serie de datos muy aproximados, ya que en la realidad influyen muchas variables; y sería muy complejo poder realizar un cálculo de estas características. No obstante la información desarrollada, nos puede dar una idea sobre el tipo de incendio, y sus características principales.


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6.1.- DEFINICIÓN DE ESCENARIOS.

6.1.1.- TIPO DE TRANSFORMADOR.

Ya que la metodología se basa en el fenómeno “pool fire”; el dato fundamental que debemos conocer es el tipo de transformador a estudiar (ver punto A2.2 del apéndice 2 sobre tipo de transformadores); y conocer el tipo de aceite utilizado para refrigerar/ aislar, así como la masa contenida.

Por lo indicado en el comienzo de este apartado, no tenemos en cuenta el efecto que podría tener el resto de combustibles existentes (fundamentalmente el aislante de las bornas y el cable). Las dimensiones del transformador tampoco es un dato en principio necesario.

6.1.2.- TIPO DE CUBETO.

Todo transformador que contenga aceite refrigerante, debe tener un foso capaz de albergar la totalidad del producto en caso de derrame. Suelen ser rectangulares, con una determinada profundidad. La bibliografía utilizada para los cálculos nos indica que los cuadrados y superficies similares deben ser tratados como circulares, para poder sacar un diámetro equivalente.

Por tanto el dato fundamental es la superficie del cubeto, que debe de convertirse a un área circular equivalente.

En un incendio real es muy difícil que todo el aceite este en el cubeto, además de que este tenga mecanismos para drenar el aceite a una zona alejada. Tampoco se tiene en cuenta que el cubeto está lleno de piedras, con la misión de enfriar y ahogar el posible incendio.

En caso de explosión del transformador, la propia cuba se puede comportar como cubeto, y el área expuesta al oxigeno será variable en función del caso.

En definitiva, se trata de una aproximación con los datos existentes a “pool Fire” puro.


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6.1.3.- MEDIDAS PASIVAS EXISTENTES.

Por la radiación generada por el incendio, es fundamental conocer si existen muros de separación entre transformadores en el caso de haber varios, en el punto 7 del presente estudio se calculan 4 casos concretos:

Sin medidas pasivas.

Solo con muros laterales.

Con muros laterales y trasero.

En caverna o interiores. Cada transformador es un sector de incendios.

6.1.4.- TIPO DE ENTORNO

Este punto es complementario al anterior; una ver conocidos las medidas pasivas, es importante saber qué es lo que hay alrededor, zona despoblada, casco urbano, bajo rasante o caverna. Dato fundamental para la influencia y determinación de las distancias de seguridad.

6.2.- ANÁLISIS.

6.2.1.- CALCULO HRR MAX.

Una vez conocidos el tipo de aceite y volumen y/o masa y área del cubeto; seguimos las indicaciones del libro “Enclosure Fire Dynamics” para “pool fire” en fuegos abiertos.

Calcularemos primero “Mass burnnig rate” masa consumida por unidad de tiempo y por unidad área Kg/s.m2.

Sacando de tablas todos los datos salvo el diámetro (D), también conocido por el Área del cubeto.


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Una vez conocido este coeficiente aplicamos la fórmula siguiente para determinar el Q. (HRR)

Siendo Af el área del derrame.

X = “combustion Efficiency”; se estima en un 70 %.

Ya tendríamos la Energía máxima liberada.

6.2.2.- CALCULO ALTURA DE LA LLAMA.

Una vez conocido el HHR aplicamos la formula siguiente para determinar la altura de la llama, dato que nos dará si la altura de los paramentos laterales de sectorización son suficientes.

Siendo D el diámetro equivalente calculado anteriormente.

6.2.3.- CALCULO DURACIÓN DEL INCENDIO.

Tenemos de los ejercicios anteriores la masa consumida por unidad de tiempo y por unidad de área, conocemos el área y la masa, por lo tanto, se puede conocer el tiempo.


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6.2.4.- CALCULO RADIACION.

Para el cálculo de la radiación emitida podemos utilizar las indicaciones del libro “SFPE Handbook of Fire Protection Engineering” que indica:

Aparte de la altura de la llama, debemos conocer la anchura, grosor y su temperatura; además necesitamos el factor de configuración F12 calculado desde el centro de la llama al punto elegido para saber la radiación recibida.

Se trata de un cálculo complicado, en el que se necesitan más valores, y tendíamos calcular puntos aleatorios.

Por tanto he decidido utilizar una fórmula simplificada, que ha sido generada sobre ensayos, por tanto sus valores son muy aproximados a la realidad.

Siendo todos los valores conocidos, aplicando el caso más desfavorable para el coeficiente de Radiación = 0.6. (Que parte de energía se va en Radiación).


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Y conocidos los valores de radiación límite para las tres distancias buscadas son:

q = 4 Kw /m2. Para determinar la distancia segura para los operarios.

q = 12.5 Kw /m2. Para determinar la distancia máxima a la que se podrían acercar los bomberos en caso de una intervención.

q = 40 Kw /m2. Para determinar la distancia máximo riesgo, donde prácticamente todo ardería por la radiación emitida; aparte de los daños estructurales.


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6.3.- DISTANCIAS DE SEGURIDAD.

6.3.1.- DEFINICION DE OBJETIVOS.

En función de los parámetros expuestos anteriormente el objetivo es conocer las distancias críticas al incendio, tanto para las personas, como para los elementos colindantes.

6.2.2.- DEFINICION DE CRITERIOS.

Para cumplir con los objetivos, es necesario conocer tanto los datos del equipo, como los datos del entorno que le rodea.

6.2.3.- DEFINICIÓN DISTANCIAS DE SEGURIDAD.

Por tanto definimos las tres distancias desarrolladas:

Distancia 1.- Zona de Seguridad. Fuera de ella deben de encontrarse cualquier equipo de intervención manual para las extinciones, tipo puestos de control, pulsadores de disparo, válvulas de by pass etc...; así como otros elementos de instrumentación habitual.

Distancia 2.- Zona de intervención. Determina el radio hasta el que se podrían acercar los bomberos en caso de incendio. Según haya o no paramentos cortafuegos, dicha zona nos indicará la zona de aproximación.

Distancia 3.- Zona de máximo Riesgo. En el radio calculado, en caso de incendio prácticamente todo ardería; lo que nos indicaré la necesidad de más medidas de protección pasiva o necesidad de aumentar las distancias a otros equipos colindantes.


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7.- ANÁLISIS CASO REAL.

7.1.- DESARROLLO INCENDIO TRANSFORMADORES EN INTEMPERIE SIN MUROS DE SEPARACIÓN.

.

Datos de Transformador.

Transformador de potencia refrigerado por aceite dieléctrico.

Masa aceite por transformador. = 15.000 Kg.

Datos del cubeto.

Datos del Cubeto 6 mts largo x 5 metros ancho x 0,75 alto.

Tipo de entorno.

Se trata de una central a pie de presa, con 3 transformadores trifásicos de 15 KV situados en intemperie. La superficie del sector de incendios es aproximadamente de 3500 m². (70 m x 50 m).

Como particularidad de escenario, indicar:

Zona normalmente desocupada, poco riesgo para las personas. (En una primera fase).

Su situación, en entorno natural, y cerca de zonas boscosas, nos hace considerar el riesgo de que el incendio se extienda al medio natural en una primera fase y a las poblaciones cercanas en una segunda.

Su situación, no obstante, favorece la posible intervención de los bomberos.


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Medidas Pasivas.

No existen (aparte de los fosos), medidas de protección pasiva entre transformadores; lo que incrementa en gran medida la posibilidad de que el incendio afecte a elementos colindantes.

Resultados (Cálculos desarrollados en Apendice 3).

HRR.- 37 MW.

Altura de la llama.- 9, 5 metros.

Duración de Incendio.- 3 horas y 45 minutos.

Distancias Seguridad Radiación.-

Distancia 1.- q” = 4 Kw/ m2. C = 21 metros.

Distancia 2.- q” = 12,5 Kw/ m2. C = 12 metros.

Distancia 3.- q” = 40 Kw/ m2. C = 6.6 metros

Conclusiones específicas

El incendio se extendería a los transformadores colindantes (transformadores a 6 metros); aumentado todas las variables cálculadas, y por tanto, aumentando en gran medida las distancias de seguridad; distancias demasiado elevadas para aplicación.

Para un incendio de estas características es vital y primordial aislar el riesgo, y tener como caso más desfavorable la ignición de un equipo.

7.2.- DESARROLLO INCENDIO TRANSFORMADORES EN INTEMPERIE CON MUROS DE SEPARACIÓN.

Se trata del mismo caso, suponiendo dos muros cortafuegos entre los transformadores.

Todos los cálculos son válidos, La diferencia fundamental es que no se produciría la ignición por radiación del transformador contiguo, y por el efecto del “rebote de la radiación” en los muros, el incendio de menos duración sería el transformador central, (recibiría radiación de dos lados), y los laterales tendrían también una duración supuesta menos al caso 1.


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En este caso las distancias de seguridad sería las calculadas en el caso 1; estando los equipos manuales de extinción a aprox. 20 metros. Distancia ajustada a la realidad.

Nota.- Los círculos han sido trazados a modo orientativo desde el centro del transformador, para los cálculos se considera como caso más desfavorable la llama en una de las caras exteriores.


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7.3.-DESARROLLO INCENDIO TRANSFORMADORES EN SEMI INTEMPERIE. ABIERTO AL EXTERIOR CARA FRONTAL Y SUPERIOR.


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Masa del aceite = 12400 Kg.

Datos del cubeto.

Cada transformador dispone de un foso de 4 mts ancho x 6 metros largo x 0,65 alto, para la recogida de un posible derrame de aceite.

Tipo de entorno.

Se trata de una Central situada a pie de presa, con 18 transformadores monofásicos de 15 KV situados en semintemperie, distribuidos en 4 grupos (3 trafos por grupo). La superficie abierta es una cara y el techo.

Como particularidad de escenario, indicar:

Zona normalmente desocupada, poco riesgo para las personas. (en una primera fase).

Su situación, en entorno natural, y cerca de zonas boscosas, nos hace considerar el riesgo de que el incendio se extienda al medio natural en una primera fase y a las poblaciones cercanas en una segunda.

Su situación, no obstante, favorece la posible intervención de los bomberos. Aunque la situación de los transformadores, limita en gran medida la superficie de actuación.

Medidas Pasivas

Existen muros de separación entre transformadores; teniendo también un paramento en la zona trasera. Esto disminuye en gran medida la posibilidad de que el incendio afecte a elementos colindantes.


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Resultados (Cálculos desarrollados en Apendice 3).

HRR.- 30 MW.

Altura de la llama.- 8,8 metros.

Duración de Incendio.- 3 horas y 45 minutos.

Distancias Seguridad Radiación.-


Distancia 2.- q” = 12,5 Kw/ m2. C = 10,6 metros.

Distancia 3.- q” = 40 Kw/ m2. C = 6 metros

Conclusiones específicas

Al existir medidas pasivas, el incendio se limitaría a un transformador, pero debido a la ubicación de los transformadores (es común en algunas Centrales Hidráulicas el colocar los transformadores contiguos al edificio de central) la intervención de bomberos sería muy compleja por el acceso.

La situación de equipos de control está al otro lado de los muros de sectorización, en zonas habilitadas para ello, luego su situación sería válida.

Como he comentado los cálculos se realizan suponiendo fuegos abiertos, la existencia de 3 muros, aceleraría el incendio debido al efecto de la radiación, por tanto el tiempo sería previsiblemente menor al calculardo.

Todas las distancias calculadas superan el pasillo frontal disponible que comunica todos los transformadores; luego dicho pasillo no estaría disponible en caso de incendio en alguno de los transformadores.


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7.4.-DESARROLLO INCENDIO TRANSFORMADORES EN CAVERNA.



Volumen del aceite = 94500 litros.

Datos del cubeto.

El foso para derrames tiene unas dimensiones de 10 m x 8 m x 1,2 m.


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Tipo de entorno.

Se trata de un Central Hidroeléctrica situada en Caverna; incluidos los cuartos de transformadores principales (cuatro unidades) y los transformadores de unidad (dos unidades).

Transformadores principales: Estarán ubicados en recintos de unos 110 m2, construidos de paredes de hormigón armado, en tres de sus cuatro lados, y un muro de materiales de menor resistencia mecánica (bloque de hormigón) en el lado NE. Se han previsto tres puertas de acceso a cada cuarto de transformadores.

Transformadores de unidad: De menor tamaño que los principales, estarán ubicados entre cada dos transformadores principales (T4-T5 y T6-T7, respectivamente). Las dimensiones de los cuartos serán de unos 45 m2.

Como particularidades del escenario, indicar:

Zona normalmente desocupada, poco riesgo para las personas. (en una primera fase).

Su situación, en entorno confinado, hace que se reduzca el riesgo en extensión; pero dificulta en gran medida la posible intervención; luego las medidas de extinción automáticas diseñadas cobran especial importancia.

Igualmente, el acceso de bomberos y su intervención estará muy limitada y dependerá en gran medida del tamaño del siniestro.

En este caso no es necesario calcular las distancias de seguridad; existe solamente una distancia, que es la que delimita el propio sector de incendios, que de máximo riesgo. Y en cualquier caso los cálculos realizados no serian de aplicación, ya que están estudiados para fuegos abiertos.

No obstante he realizado los cálculos para conocer las dimensiones del incendio si este se produjera en intemperie, para tener algún dato más que confirmen el tipo de incendio que se puede producir en este tipo de equipos.

No obstante, reflejo a continuación las conclusiones extraídas en el libro “”Enclosure Fire Dinamics”, sobre el comportamiento de un mismo fuego realizándolo en recinto abierto o en recinto cerrado.

Cuando un elemento se quema en el interior de un recinto, dos factores son los influyen principalmente; la energía liberada y la velocidad de combustión.


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En primer lugar, los gases calientes que se recogen en el nivel del techo y calentar el techo y las paredes. Estas superficies y la capa de gas caliente se irradian calor hacia la superficie del combustible, mejorando así la velocidad de combustión. En segundo lugar, las rejillas de ventilación del recinto (puertas, ventanas, áreas de fuga) pueden restringir la disponibilidad de oxígeno necesario para la combustión. Esto provoca una disminución en la cantidad de combustible quemado, lo que lleva a una disminución de la tasa de liberación de energía y un aumento en la concentración de los gases no quemados. La figura 3.2 muestra un esquema de un ensayo con un elemento arbitrario. Una curva muestra la velocidad de combustión cuando el objeto se quema a cielo abierto (ensayo de combustión libre) y la otra curva muestra el efecto de quemar el elemento en un recinto (con una abertura), donde las superficies calientes y gases transferir calor al lecho de combustible, aumentando así la velocidad de combustión (en comparación con la combustión algo más lento tasa esperada de un experimento de combustión libre). Sin embargo, si la abertura es relativamente pequeña, la limitada disponibilidad de oxígeno causará combustión incompleta, lo que resulta en una disminución de la tasa de liberación de energía, que a su vez causa la menor temperaturas de los gases y menos transferencia de calor al combustible. En el combustible se siguen liberando gases volátiles a una velocidad similar o algo inferior. Sólo una parte de la combustión los gases, liberando energía, y sin quemar los gases se recogerán a nivel del techo. Los gases sin quemar puede liberar energía cuando fluye hacia fuera a través de una abertura y mezcla con el oxígeno, resultando en un incendio que aparezca en la apertura. En resumen, la transferencia de calor en el compartimento puede aumentar la tasa de pérdida de masa del combustible, mientras que el aire disponible en compartimiento disminuirá la tasa de liberación de energía.


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8.- REFLEXIONES SOBRE RESULTADOS

La primera reflexión es sobre la catalogación del riesgo, una vez analizado el principal riesgo de una central Hidráulica y sus posibles consecuencias.

Con respecto a las medidas de protección activa, destacar la importancia que hay que darle al entorno e ubicación del riesgo para su diseño.

Las medidas de protección pasiva son fundamentales, ya son determinantes en que un incendio pueda ser controlado, o se origine el desastre.

Por otro lado, extrapolando estos resultados a otros riesgos donde existen estos equipos, y en particular, en subestaciones eléctricas, indicar que estas fueron diseñadas y construidas fuera de los núcleos urbanos; situación que ha cambiado de forma radical en algunas de ellas, debido al crecimiento, tanto del consumo como de los núcleos urbanos. Por tanto considero que es una situación a la que habría que darle mucha importancia, por las posibles consecuencias que puede tener.

Como también he indicado, con respecto al mantenimiento de las instalaciones, y sobre todo para los sistemas de detección de incendios; es fundamental establecer un criterio de mantenimiento para los flujos de comunicación. Ya que la normativa actual únicamente contempla el mantenimiento local partir de la centralita de incendios, y con perspectiva “eléctrica”, no existiendo parámetros electrónicos ni de redes de comunicación.


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9.- CONCLUSIONES

Con este estudio como soporte, habría que catalogar las Centrales hidroeléctricas como Riesgo Alto.

Las Protecciones Activas contra Incendios deben están más vinculadas con los sistemas existentes, siendo los casos más claros:

Abastecimiento de Agua.- Estamos en un escenario en el que el caudal y la presión están presentes en el proceso del propio riesgo industrial; teniendo el criterio de protección claro en fase de construcción, en muchos casos no haría falta equipos complementarios.

Protecciones del Transformador.-Debido al funcionamiento del propio equipo, y a su peligrosidad, tiene una serie de protecciones propias que pueden o deben ser vinculadas con los sistemas de extinción contra Incendios; ya que detectan desviaciones que desembocan en incendios; ganando así en tiempo de respuesta. Como medida de protección eléctrica destacar el Rele Térmico (desviación térmica) y como protección mecánica el Rele Buchholz (movimiento o generación de gases dentro de la cuba).

Sobre las Protecciones Pasivas indicar que deben de ser el origen; es decir, confinar o minimizar el riesgo todo lo posible para después proteger (activas).

Con respecto a las distancias de seguridad, no ha existido un criterio para la colocación de equipos de intervención manual en caso de incendio, este estudio da unos pasos básicos para tener una orientación de a que distancia se deben situar, para poderlos manipular sin riesgo en caso de siniestro.

En muchos casos, la protección contra incendios se limita al diseño de la protección activa; un Máster de estas características te da la visión de situar el posible problema dentro de su verdadera dimensión; teniendo en cuenta todos los factores que influyen en el riesgo; consiguiendo así que el sistema en su conjunto sea preciso y eficaz.


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10.- BIBLIOGRAFÍA

Informe 2011 El sistema eléctrico español Síntesis.REE (Red Eléctrica Española) Resumen del Plan de Energías Renovables 2011-2020. Ministerio de Industria. Proyecto “Evaluación del riesgo de incendio en un transformador”. Valentín Martin Suarez. 2009. Reglamento de Seguridad Contra Incendios en los Establecimientos Industriales (Real Decreto 2267/2004, del 23 de diciembre. RSCIEI. Reglamento de instalaciones de Protección Contra Incendios. Real Decreto 1942/1993, de 5 de Noviembre. RIPCI. NFPA 15 sobre “Standard for water spray fixed systems for fire protection”. SFPE Fire Protection Handbook. Enclosure Fire Dynamics. Bjorn Karsson. James G. Quintiere. Documentación Máster en Ingeniería de Protección contra Incendios 2011-2012.


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APENDICE 1.- CLASIFICACIÓN CENTRALES HIDRÁULICAS.

Según su concepción arquitectónica

Centrales al aire libre, al pie de la presa, o relativamente alejadas de esta. Están conectadas por medio de la tubería en presión.

Centrales en caverna, generalmente conectadas al embalse por medio de túneles, tuberías en presión, o por la combinación de ambas.

Según su régimen de flujo

Centrales de agua fluyente. también denominadas centrales de filo de agua o de pasada, utilizan parte del flujo de un río para generar energía eléctrica. Operan en forma continua porque no tienen capacidad para almacenar agua, no disponen de embalse. Turbinan el agua disponible en el momento, limitadamente a la capacidad instalada. En estos casos las turbinas pueden ser de eje vertical, cuando el río tiene una pendiente fuerte u horizontal cuando la pendiente del río es baja.

El rango de potencia de éstas es de entre 1 y 5 MW

Centrales de embalse, es el tipo más frecuente de central hidroeléctrica. Utilizan un embalse para reservar agua e ir graduando el agua que pasa por la turbina. Es posible generar energía durante todo el año si se dispone de reservas suficientes. Requieren una inversión mayor.

Centrales de regulación. Almacenamiento del agua que fluye del río capaz de cubrir horas de consumo.

Centrales de bombeo o reversibles una central hidroeléctrica reversible es una central hidroeléctrica que además de poder transformar la energía potencial del agua en electricidad, tiene la capacidad de hacerlo a la inversa, es decir, aumentar la energía potencial del agua (por ejemplo subiéndola a un embalse) consumiendo para ello energía eléctrica. De esta manera puede utilizarse como un método de almacenamiento de energía (una especie de batería gigante). Están concebidas para satisfacer la demanda energética en horas pico y almacenar energía en horas valle.

Aunque lo habitual es que esta centrales turbinen/bombeen el agua entre dos embalse a distinta altura, existe un caso particular llamado centrales de bombeo puro donde el embalse superior se sustituye por un gran depósito cuya única aportación de agua es la que se bombea del embalse inferior.

Según su altura de caída del agua

Centrales de alta presión, que corresponden con el high head, y que son las centrales de más de 200 m de caída del agua.

Centrales de media presión, son las centrales con caída del agua de 20 a 200 m.

http://es.wikipedia.org/wiki/Central_hidroel%C3%A9ctrica_reversible

http://es.wikipedia.org/wiki/Central_hidroel%C3%A9ctrica_reversible

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_potencial

http://es.wikipedia.org/wiki/Bater%C3%ADa_(electricidad)

http://es.wikipedia.org/wiki/Hora_punta

http://es.wikipedia.org/wiki/Horas_valle


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Centrales de baja presión, que corresponden con el low head, son centrales con desniveles de agua de menos de 20 m.

Centrales de muy baja presión, se corresponden con las very low head, y suelen situarse por debajo de los 4m.

Según su capacidad de Producción.

Las dos características principales de una central hidroeléctrica, desde el punto de vista de su capacidad de generación de electricidad son:

La potencia, que está en función del desnivel existente entre el nivel medio del embalse y el nivel medio de las aguas debajo de la central, y del caudal máximo turbinable, además de las características de las turbinas y de los generadores usados en la transformación.

La energía garantizada en un lapso de tiempo determinado, generalmente un año, que está en función del volumen útil del embalse, y de la potencia instalada.

Potencia de una central hidroeléctrica

La potencia de una central hidroeléctrica se mide generalmente en Megavatios (MW) y se calcula mediante la fórmula siguiente:

Donde:

Pe = potencia en vatios (W) ρ = densidad del fluido en kg/m³ ηt = rendimiento de la turbina hidráulica (entre 0,75 y 0,94) ηg = rendimiento del generador eléctrico (entre 0,92 y 0,97) ηm = rendimiento mecánico del acoplamiento turbina alternador (0,95/0.99) Q = caudal turbinable en m3/s H = desnivel disponible en la presa entre aguas arriba y aguas abajo, en metros (m)

En una central hidroeléctrica se define:

Potencia media: potencia calculada mediante la fórmula de arriba considerando el caudal medio disponible y el desnivel medio disponible.

Potencia instalada: potencia nominal de los grupos generadores instalados en la central.

Teniendo en cuenta estos parámetros, se consideran:

Minicentrales hidroeléctricas, < 10 MW.

Central Hidráulica > 10 MW.

(La mayor es la Presa de las Tres Gargantas, en China, con una potencia de 22.500 MW),

http://es.wikipedia.org/wiki/Potencia_el%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/wiki/Megavatio

http://es.wikipedia.org/wiki/Potencia_el%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Kilovatio

http://es.wikipedia.org/wiki/Densidad

http://es.wikipedia.org/wiki/Rendimiento_(f%C3%ADsica)

http://es.wikipedia.org/wiki/Turbina_hidr%C3%A1ulica

http://es.wikipedia.org/wiki/Generador_el%C3%A9ctrico

http://es.wikipedia.org/wiki/Caudal_(fluido)

http://es.wikipedia.org/wiki/Metro_c%C3%BAbico

http://es.wikipedia.org/wiki/Segundo_(unidad_de_tiempo)

http://es.wikipedia.org/wiki/Presa_(hidr%C3%A1ulica)

http://es.wikipedia.org/wiki/Metro

http://es.wikipedia.org/wiki/Central_minihidroel%C3%A9ctrica

http://es.wikipedia.org/wiki/Presa_de_las_Tres_Gargantas


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APENDICE 2.- TRANSFORMADORES DE POTENCIA.

A2.1.- INTRODUCCIÓN.

Los transformadores de potencia son elementos muy fiables y seguros dentro de una red eléctrica de potencia. No obstante, en los transformadores que emplean aislamiento líquido de alta inflamabilidad, como el aceite mineral, el riesgo de incendio es elevado, debido a que contiene una gran cantidad de elementos combustibles que se encuentran en contacto con elementos en tensión.

La tasa de incendio en transformadores es pequeña, pero algunas encuestas realizadas recientemente sugieren que su número de incendios está creciendo significativamente en la última década, los cuales suelen tener consecuencias económicas muy elevadas. El consumo de electricidad aumenta a un promedio del 2% anual. Este hecho junto con una reducción de las inversiones realizadas en las redes eléctricas debido a los programas de privatización a nivel mundial de las empresas eléctricas, ha traído como consecuencia sobrecargas más frecuentes en transformadores.

La competitividad existente en el mercado eléctrico exige muchas veces que equipos de transmisión y distribución que han estado en funcionamiento durante años, tengan mayor durabilidad y confianza. Además, cuando se planifica un programa de inversión, el bajo nivel de las normas internacionales y la globalización del mercado han provocado una reducción de la calidad de los transformadores.

Todo esto ha llevado a numerosos especialistas a estar de acuerdo en que es muy probable que la tasa de fallos de los transformadores se incremente en el futuro debido a los años de funcionamiento de éstos, la reducción del coste y la falta de calidad en nuevos equipamientos [

La principal causa de incendio en los transformadores con aislamiento líquido de alta inflamabilidad es la pérdida de su aislamiento efectivo. Cuando esto sucede, aumenta la probabilidad de producirse un fallo que dé lugar a un arco eléctrico en su interior, el cual casi instantáneamente, vaporiza una masa del aceite de la cuba. La cantidad de gas generada tiene una relación muy estrecha con el nivel energético del arco eléctrico. Cuando es alto, el gas formado se presuriza rápidamente, generando ondas de presión dinámica de gran magnitud en el aceite, que se propagan internamente por todo el transformador e interactúan con la estructura de la cuba en muy pocos milisegundos. Si las protecciones del transformador no consiguen despresurizar la cuba rápidamente, puede llegar a romper. Cuando esto sucede, los gases se infaman en contacto con el oxigeno debido a la alta temperatura a la que se encuentran, produciéndose una fuerte explosión que provoca la ignición del aceite y por lo tanto el incendio del transformador.


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A2.2. TIPOS DE TRANSFORMADORES Y RIESGO DE INCENDIO

Atendiendo al tipo de dieléctrico empleado, hoy en día se usan en el mercado principalmente tres tipos de transformadores:

- Transformadores de tipo seco, los cuales contienen materiales sólidos o gaseosos como material de aislamiento. Normalmente estos transformadores tienen los arrollamientos embutidos en un bloque de resina epoxídica que, al tiempo que les confiere la necesaria rigidez, es ignífuga (difícilmente inflamable). El riesgo de incendio de los transformadores de tipo seco generalmente se considera bajo en comparación con los transformadores con aislamiento líquido, debido a la limitada cantidad de materiales combustibles presentes en ellos. Tienen el inconveniente que son más caros y que a altas tensiones y potencias, su refrigeración es bastante deficiente, por lo que no son usados en estos casos. Además, para tensiones elevadas (mayores a 66 kV), no se utilizan los transformadores en seco debido al riesgo de aparición de descargas parciales.

- Transformadores con aislamiento líquido de baja inflamabilidad. Donde los aislantes líquidos usados son aceites aislantes de seguridad (de origen vegetal, mineral o sintético),


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indicados para transformadores que deben ser instalados en locales donde el riesgo de explosión y/o incendios deben ser minimizados. Estos aceites deben presentar baja inflamabilidad y suelen ser principalmente de tres tipos: Aceites minerales de alto punto de inflamabilidad, aceites vegetales y aceites aislantes de siliconas. El riesgo de incendio de estos transformadores es bastante más alto que el de los secos, debido a que el aislamiento líquido empleado no es ignífugo, sin embargo sus aceites poseen un punto de inflamación elevado comparado con los aceites minerales aislantes de uso general, aunque su capacidad de refrigeración empeora con respecto a éstos, debido a que tienen una viscosidad más alta. Riesgo de Incendio Alto.

- Transformadores con aislamiento líquido inflamable, donde los aislantes líquidos usados son aceites aislantes de uso general: Tienen origen mineral, los cuales poseen una base parafínica o nafténica, son obtenidos durante el proceso de refinación y extracción adecuado, de determinadas fracciones del petróleo natural. Estos transformadores son los que tienen mayor riesgo de incendio debido al bajo punto de inflamación del aceite, alrededor de los 140 ºC. Sin embargo este tipo de aceite es el que mejor propiedades refrigerantes posee, es por ello que suele usarse en transformadores de gran potencia. Riesgo de Incendio muy Alto.

Este es el tipo de transformadores que nos ocupa y en el que vamos a centrar nuestro estudio.

En los transformadores con aislamiento líquido, el circuito magnético y los devanados están sumergidos en el aceite dieléctrico. Existen cuatro tipos de transformadores sumergidos:

- Transformadores con respiración. En este tipo, un depósito de expansión limita el contacto entre el aire y el aceite, al mismo tiempo que absorbe la sobrepresión. No obstante, el dieléctrico sigue oxidándose y cargándose de agua. La adición de un desecador limita este fenómeno, pero exige un mantenimiento periódico del aceite. En la figura 4 se puede ver un transformador de este tipo.

- Transformadores de colchón de gas, en este tipo la cuba es estanca y la variación de volumen del dieléctrico se compensa con un colchón de gas neutro, normalmente es Nitrógeno.

- Transformadores de llenado integral. La cuba está totalmente llena de líquido dieléctrico y herméticamente cerrado. No hay ningún riesgo de oxidación del aceite.

- Transformadores con preservador de caucho. Este tipo de transformadores tienen depósito conservador, pero para evitar el contacto entre el aire y el aceite se interpone entre ambos (en el depósito conservador) una superficie fina de caucho (llamada balón de caucho), que impide la oxidación del aceite.


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A2.3. CAUSAS DE INCENDIO EN TRANSFORMADORES

Como hemos indicado, el número de incendios en transformadores está creciendo significativamente en la última década, esto ha llevado a numerosos especialistas a llevar a cabo numerosas investigaciones y publicaciones en medios especializados sobre el tema. Así mismo, empresas dedicadas al diseño y fabricación de protecciones en transformadores (como SERGI), han realizado múltiples test y ensayos, encaminados a mejorar la eficiencia y tiempos de respuesta de sus sistemas. Todos estos estudios han permitido conocer y describir mucho mejor los procesos físicos y químicos que se producen en el interior del transformador debido a una pérdida de aislamiento y que conducen a su explosión e incendio.

La disminución de la efectividad del aislamiento, en la mayoría de las ocasiones da lugar a faltas que involucran un devanado solamente (falta entre espiras), pero también se pueden dar otro tipo de faltas (monofásicas, bifásicas…). Estas faltas, en múltiples ocasiones dan lugar a un arco interno dentro del transformador, con un nivel energético determinado.

Debido al arco eléctrico formado se produce una vaporización del aceite, el volumen de gases explosivos generados por esta vaporización depende del nivel energético del arco (auto inflamables), la rápida presurización de estos gases en el interior de la cuba hace que se generen importantes picos de presión dinámica. Si los dispositivos de protección del transformador no detectan la falta y no logran extinguir el arco ni evacuar este aumento de presión a tiempo, la cuba puede llegar a romper, ya que la presión puede exceder de la capacidad de resistencia de ésta.

Cuando esto se produce tendremos todos los elementos necesarios para que se produjera una explosión seguida de un incendio: combustible (gases auto inflamables, aceite, papel…), comburente (oxigeno atmosférico), energía de activación (gases a gran temperatura o arco eléctrico si no ha sido extinguido).

La figura 16 representa de manera secuencial los procesos que deben de tener lugar para que pueda llegar a producirse un incendio en un transformador.


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Los siguientes puntos analizan todos estos procesos de manera más detallada.

A2.3.1 DEGRADACIÓN DEL AISLAMIENTO

La principal causa por la que se producen fallos que pudieran derivar en incendio en los transformadores de aceite es la pérdida de vida (deterioro) y contaminación de algunos de sus elementos constituyentes. Los tres componentes principales sujetos a esta deterioración y contaminación son: el aceite dieléctrico (que tiene doble misión refrigerante y aislante), el papel usado para el aislamiento de los conductores y el cartón (pressboard) que es usado para el aislamiento principal y para los soportes de los arrollamientos . Esta pérdida de vida trae como consecuencia la pérdida de sus propiedades aislantes y refrigerantes.

A2.3.1.1.- ACEITE AISLANTE

La misión del aceite en el transformador es la de conformar, junto con el papel y otros sólidos el aislamiento de las partes activas del transformador, además de transferir el calor hacia el exterior el calor originado en el interior de la cuba por las pérdidas propias del transformador (Joule, Foucault y Histéresis). La vida útil del transformador depende de cómo cumpla su misión el aceite aislante.

Las ventajas principales de los aceites aislantes minerales aislantes de uso general empleados en transformadores son:

- Viscosidad reducida: La viscosidad de un aceite es relevante para sus propiedades de refrigeración. Cuanto menor sea la viscosidad, mejor será la refrigeración.

- Alta rigidez dieléctrica: Necesaria para que los devanados, queden suficientemente aislados con el núcleo, la cuba y entre sí, evitando fallos eléctricos en el transformador.


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El valor de la rigidez dieléctrica depende del estado de pureza física del aceite; disminuye en la presencia de humedad y de impurezas sólidas que, además, absorben el agua y constituyen verdaderos "puentes" conductores en el seno del aceite aislanteComo desventajas podemos señalar:

- Bajo punto de inflamación, lo que implica un alto riesgo de incendio. El punto de inflamación de un aceite se especifica por razones de seguridad, pero también porque indica la volatilidad de dicho aceite y una baja volatilidad es importante para aplicaciones a altas temperaturas. Los componentes ligeros del aceite determinan el punto de inflamación, que es extremadamente sensible a los contaminantes. El punto de inflamación se alcanza cuando el aceite libera gases suficientes para hacer que la mezcla de gases sobre el aceite entre en ignición ante una llama abierta.

- Baja estabilidad ante la oxidación: Todos los aceites contienen una pequeña cantidad de aire y la presencia de oxígeno conduce a la oxidación. La oxidación duplica su tasa de reacción cuando la temperatura aumenta.

Envejecimiento y Deterioro del aceite

Durante el periodo de explotación del transformador, el aceite sufre cambios que se denominan envejecimiento. Los cambios son de naturaleza química y física. Éstos se manifiestan como un empeoramiento de sus propiedades. Además se produce una acumulación de sedimentos sobre las partes activas (Núcleo, arrollamientos, etc.) y los canales de refrigeración, dificultando la transferencia de calor desde estas partes activas hacia los disipadores (radiadores generalmente).

El envejecimiento del aceite es acelerado por:

a) La temperatura elevada originada por: sobrecargas prolongadas, cortocircuitos en la red primaria o secundaria no liberados a tiempo por las protecciones, defectos de diseño, etc. El aceite sufre fácilmente reacciones químicas, En condiciones normales, estas reacciones son muy lentas y su velocidad de ocurrencia es en general fuertemente dependiente de la temperatura, incrementándose al aumentar esta, lo que provoca un aumento de la degradación química del aceite.

b) La presencia de oxígeno disuelto en el aceite o en contacto con él. La oxidación es un proceso de degradación química que afecta a la mayor parte de los materiales orgánicos. Básicamente consiste en la asimilación de átomos de oxígeno por parte de las sustancias constituyentes del aceite, lo que conlleva la degradación de las mismas y la pérdida paulatina de características y prestaciones del aceite. Este proceso se ve favorecido por el calor, la luz (radiación ultravioleta), el agua y la presencia de contaminantes. Los primeros productos de la oxidación son peróxidos orgánicos, que en principio no son dañinos, pero que en poco tiempo comenzaran a actuar como catalizadores, acelerando exponencialmente el proceso de


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oxidación. A continuación se formaran resinas, alcoholes, aldehídos, cetonas y ácidos orgánicos. Algunas de estas sustancias son solubles en un principio, pero al entrar en contacto con superficies muy calientes se vuelven insolubles, o tienen afinidad entre ellas y se depositan formando lodos, cuando estos lodos se acumulan en las partes activas del transformador y en los canales de refrigeración del transformador, dificultan la transferencia de calor y por tanto interfieren en la correcta refrigeración del transformador, aumentando la temperatura de éste. Los alcoholes y las cetonas, son disolventes y pueden atacar a elementos metálicos, corroyéndolos. Esta comprobado que en presencia de tensiones eléctricas, estos procesos se aceleran.

Bajo ciertas condiciones, es el nitrógeno el que reacciona con las moléculas del aceite: esto provoca la nitración del aceite y la formación de barniz. Este problema hay que tenerlo en cuenta en transformadores con colchón de gas, ya que este gas suele ser Nitrógeno.

c) El agua disuelta en el aceite. El agua actúa como catalizador de la formación de ácidos, óxidos y otras sustancias dañinas. El agua entra en el sistema filtrándose a través de respiraderos. Cuando el agua esta disuelta en el aceite, las moléculas de agua están completamente mezcladas con las de éste. En este estado, la presencia del agua en el aceite resulta muy difícil de detectar.

La presencia de agua en el aceite hace progresar rápidamente la oxidación, a un ritmo 10 veces superior a lo normal, dando lugar a un envejecimiento prematuro, particularmente en presencia de metales catalíticos como el cobre, además, corroe la mayor parte de los metales.

La humedad tiene una acción nociva sobre la rigidez dieléctrica de todos los materiales aislantes, especialmente sobre el aceite, haciendo disminuir drásticamente ésta; particularmente cuando esta humedad se encuentra en forma de agua libre, en suspensión, en emulsión o fijada en partículas sólidas en suspensión, como por ejemplo fibras celulósicas. La figura 13 nos da una idea de la drástica disminución de esta propiedad.

La Presencia de humedad en el Aceite se mide en PPM (partes por millón). El valor max, según la norma IEC 296 para transformadores, no debe superar 30 PPM, aunque algunos fabricantes pueden recomendar máximos de 10 PPM de agua, para transformadores eléctricos de Alta Tensión >170 KV.

d) Los metales presentes en las partes activas (cobre y acero), actúan como excelentes catalizadores acelerando el proceso de envejecimiento (acelerando el proceso de oxidación). Las sales metálicas formadas por la corrosión de los metales también actúan como catalizadores, al igual que el agua, cuya presencia se ve favorecida por los ácidos y otras sustancias polares que tienen afinidad por ella.

e) La presencia de contaminantes influye también en el deterioro del aceite. Se llaman contaminantes a todas las sustancias extrañas que contiene el aceite, bien sean generadas por


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el aceite o bien ingeridas por el sistema. Pueden ser sustancias gaseosas, líquidas, sólidas o semisólidas. Los contaminantes pueden afectar seriamente a las prestaciones del aceite. Debido a las condiciones de alta temperatura y presión en las que operan en muchas ocasiones los aceites, los contaminantes se mezclan y reaccionan, degradando el aceite, además atacan químicamente a los equipos, provocan erosión en el sistema, creando acumulaciones de lodos, lo que dificulta la circulación del aceite, impidiendo la correcta refrigeración del transformador.

f) Los gradientes de campo excesivos, por compromisos de diseño, también producen descomposición del aceite.

Mantenimiento de la calidad del fluido eléctrico.

La degradación del aceite depende de las condiciones del servicio y del mantenimiento del Transformador. Con este deterioro el aceite pierde sus propiedades, y no cumple con la misma eficacia su misión, se reducen los márgenes de seguridad y aumenta el riesgo de un fallo prematuro.

Aunque la evaluación del riesgo de fallo es difícil, llevando a cabo tareas de mantenimiento predictivo se podrían llegar a estimar los efectos potenciales del deterioro del aceite. Algunas de estas técnicas del mantenimiento predicativos son: termo grafía infrarroja, cromatografía de gases, análisis físico-químico del aceite, análisis de furanos y contenido de humedad.

Gases disueltos en el aceite.

Estos gases proceden fundamentalmente de la descomposición del aceite debido al calor provocado por averías internas en el transformador. La cantidad de gas que puede disolver el aceite depende del tipo de gas, de la temperatura y de la solubilidad del aceite. El aire, por ejemplo, es soluble en el aceite mineral hasta en un 8-9 % por unidad de volumen a temperatura ambiente.

Los gases disueltos en el aceite de los transformadores en servicio oscilan desde 5000-20000 ppm (0,5-2%) en transformadores con balón de caucho en el depósito conservador; y 5000-120000ppm (5-12%) en transformadores de libre respiración a través de un desecante de silicagel. Estos gases son mayormente N y O que al estar disueltos en el aceite no siguen las leyes de los gases ideales.

Los gases disueltos afectan a la viscosidad del aceite, lo que repercute en la capacidad de aceite para transferir calor y en la oxidación éste. También pueden hacer bajar drásticamente la temperatura de inflamación del aceite, aumentando el riesgo de incendio.


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A2.3.1.2. AISLAMIENTO SÓLIDO

Los principales aislantes sólidos empleados en los transformadores de aceite mineral sujetos a deterioro son el papel usado para el aislamiento de los conductores y el cartón (pressboard) que es usado para el aislamiento principal y para los soportes de los arrollamientos. El principal componente de estos aislantes es la celulosa, en algunas ocasiones se le añaden sustancias como el polipropileno o el polietileno con el fin de que éste adquiera determinadas características.

Para conformar el aislante se suelen prensar varias capas de papel o cartón de alta calidad, de esta manera se consigue mejorar su resistencia mecánica. Existen diversos tipos de papel y cartón, en aplicaciones de aislamiento, unos de los más comunes son el papel presspan y el cartón denominado pressboard.

Al igual que sucede con el aceite, los aislantes celulósicos sufren cambios (envejecen) durante el proceso de explotación del transformador, que derivan en una pérdida de propiedades dieléctricas y mecánicas.

En el aislamiento sólido no se produce la regeneración del dieléctrico después de la perforación eléctrica, ni una renovación constante del dieléctrico, como sucede en los aislamientos líquidos y gaseosos confinados.

Los aislantes sólidos celulósicos empleados en transformadores, normalmente van impregnados en líquidos dieléctricos. Los aislantes de papel impregnados constituyen uno de los sistemas de aislamiento más antiguos utilizados en equipos eléctricos de potencia y siguen constituyendo uno de los métodos más seguros de aislamiento disponibles, ya que mejora las características dieléctricas (aumenta la rigidez dieléctrica y disminuye la constante dieléctrica) y térmicas (mejora conductividad térmica y su resistencia a la temperatura). Una adecuada impregnación del papel posibilita la eliminación de las cavidades rellenas de gas en el aislante, por lo tanto elimina la posibilidad de las descargas parciales que inevitablemente llevan al deterioro y rotura del sistema de aislamiento. El líquido impregnante empleado es aceite mineral o fluido sintético, ya que la constante dieléctrica de estos fluidos es más o menos 2,2 y la de la celulosa seca 6,5 a 10, siendo la constante dieléctrica resultante es de 3,1 a 3,5.

Debido a los requisitos mecánicos y eléctricos excepcionalmente altos, el proceso de fabricación del papel y del pressboard se centra en la eliminación de cualquier contaminación del producto final. Sus características principales son:

- Alta resistencia a descargas disruptivas (buenas propiedades dieléctricas). La tensión de perforación del papel impregnado en aceite aislante ronda los 25 KV por cada 0,5 mm.

- Buena capacidad de impregnación de líquidos dieléctricos.


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- Soporta altas cargas térmicas durante corto tiempo (ej.: pocos segundos a 350 ºC).

- Buena flexibilidad.

- Aceptable resistencia mecánica.

Cuando se analiza la probabilidad de perforación de un aislamiento sólido debido a un fallo, hay que tener en cuenta que ésta depende directamente de las propiedades del material aislante (combinación de materias primas y calidad de proceso de fabricación) y de otros tipos de fenómenos como son:

a) La alteración de propiedades en función del tiempo de la estructura físico química del material. Debido a su inestabilidad química, oxidación, hidrólisis, contaminación, deterioro electroquímico, etc.

b) Heterogeneidades del campo eléctrico, debido normalmente a pequeñas cavidades existentes en las condiciones iníciales del material o formadas a lo largo de su vida útil, que puede conducir a la formación de pequeñas descargas, con el consecuente deterioro progresivo del material a su alrededor.

c) Envejecimiento del material aislante. La ocurrencia de sobretensiones intensas de muy corta duración (de origen atmosférico) o la presencia de cortocircuitos con corrientes muy elevadas y de muy corta duración, traen como consecuencia el envejecimiento de los materiales aislantes, con la consecuente alteración de las propiedades eléctricas y de la estructura físico-química del dieléctrico. Además, existe un estrés mecánico continuo sobre el papel causado por las fuerzas electro-magnéticas, las cuales tienden a expandir el devanado de alta tensión (externo) y comprimir el de baja (interno).

Envejecimiento

A medida que el papel y el cartón envejecen sus propiedades van mermando. Su deterioro o envejecimiento puede verse acelerado al igual que el aceite mineral por:

- La temperatura elevada originada por: sobrecargas prolongadas, cortocircuitos, etc. Tiene similares efectos que en el aceite mineral.

- Los lodos formados por la oxidación del aceite, se depositan sobre las partes activas (Núcleo, arrollamientos, etc.), dificultando la transferencia de calor desde estas partes activas hacia los disipadores, acelerando la degradación de la celulosa.

- La humedad tiene una acción nociva sobre la rigidez dieléctrica. Además favorece la hidrólisis de la celulosa (descomposición o despolimerización por acción del agua), haciendo perder al aislamiento sus propiedades eléctricas y mecánicas.


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- Los ácidos orgánicos formados por el envejecimiento del aceite actúan de catalizadores, causando una rápida despolimerización de la celulosa, esta reacción produce agua que a su vez ataca a la celulosa.

Este envejecimiento trae como consecuencias la descomposición paulatina del papel (incluso su rotura), perdiendo sus propiedades. Cuando esto sucede el riesgo de fallo en el transformador es muy probable, pudiéndose producir un arco eléctrico de gran energía que derive en un incendio.

También el envejecimiento del papel se pone de manifiesto por la liberación de compuestos específicos y por la pérdida de flexibilidad, pudiendo llegar a quebrarse durante algún esfuerzo mecánico. Al igual que sucede con el aceite, la degradación del papel y cartón depende de las condiciones de servicio y del mantenimiento del transformador.

No es necesario analizar el papel, para comprobar su estado. Una muestra de aceite sirve para evaluar su estado. Los primeros indicios de un proceso de degradación pueden obtenerse mediante un análisis de los gases disueltos en el aceite, una primera señal de degradación del aislamiento sólido es un crecimiento desproporcionado de la concentración de monóxido de carbono (CO) y dióxido de carbono (CO). 2

El CO y el CO no son explosivos, el riesgo de incendio asociado a ellos es bajo. Además normalmente la presión dinámica generada por ellos es aliviada por la válvula de sobrepresión sin mayor problema. 2

Otra señal de la degradación del papel es la liberación de compuestos furánicos. Estos compuestos son propios de la descomposición térmica de la celulosa, y no pueden ser generados por el aceite. Por lo tanto, el control periódico de la concentración de ellos en el aceite es conveniente para anticipar fallos y garantizar la vida útil extendida del transformador.

A2.3.2. ARCO ELÉCTRICO.

Cuando se produce un gran deterioro en el aislamiento de un transformador de aceite mineral, se puede producir una falta que de lugar a la formación de un arco eléctrico en el interior de la cuba entre los dos puntos más susceptibles de ello.

Las principales causas desde el punto de vista eléctrico que aceleran el deterioro del aislamiento son los cortocircuitos y sobrecargas que se desarrollan en la red eléctrica donde opera el transformador. A continuación, se explican los efectos que provocan en un transformador estos dos fenómenos.

Faltas (cortocircuitos).


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Las elevadas corrientes que circulan por los devanados de un transformador cuando se produce un cortocircuito dan lugar a efectos peligrosos para él.

La primera consecuencia es de tipo térmico. Al ser las corrientes de cortocircuito varias veces mayores que las corrientes nominales de los devanados, aparecen unas pérdidas por efecto Joule muy superiores a las nominales, lo que origina un peligroso aumento de la temperatura.

Durante el régimen transitorio la corriente de cortocircuito tiene un valor superior al del régimen permanente, por lo tanto producirá más pérdidas Joule en forma de energía calorífica que provocará un aumento en la temperatura de la máquina. Ahora bien, la masa del transformador impide que este aumento de temperatura sea instantáneo y tiene que pasar un tiempo desde que el cortocircuito comienza hasta que el calor generado por éste, eleve la temperatura de la máquina hasta niveles peligrosos. Este tiempo de calentamiento es mucho mayor que la constante de tiempo ccτ, lo que significa que prácticamente durante todo este tiempo de calentamiento las corrientes que circulan por los devanados del transformador están en su régimen permanente (porque la componente transitoria de la corriente de cortocircuito se anula en los primeros momentos, cuando el transformador apenas ha comenzado a aumentar su temperatura). Dicho de otra manera, la componente transitoria de las corrientes de cortocircuito de los devanados proporciona una cantidad de calor muy pequeña comparada con la necesaria para elevar la temperatura del transformador hasta niveles peligrosos y en consecuencia, se la puede despreciar y solo tener en cuenta su componente permanente. Además, en general, las protecciones desconectan al transformador en un tiempo reducido, por lo que el calentamiento producido en los cortocircuitos no suele ser el efecto más preocupante.

El otro efecto más peligroso de las corrientes de cortocircuito es de tipo mecánico. Los bobinados de la máquina son, a fin de cuentas, una serie de conductores próximos y recorridos por corrientes. Es sabido que cuando existen dos conductores recorridos por corrientes aparece entre ellos una fuerza que tienden a desplazarlos o a deformarlos. Estas fuerzas surgen de forma instantánea y son mayores cuanto mayores son las corrientes. Por tanto, a la hora de analizar estas fuerzas en un cortocircuito habrá que considerar el caso más peligroso que es cuando la corriente de cortocircuito toma su máximo valor instantáneo; esto es, cuando circula la corriente de choque.

Las fuerzas que aparecen sobre los devanados del transformador durante un cortocircuito tienen dos componentes: Radiales (que tienden a comprimir el devanado interior y a expandir el devanado exterior) y axiales. Para prevenir los efectos perjudiciales de estas fuerzas habrá que diseñar el transformador de forma que los devanados estén firmemente sujetos y puedan soportar estas fuerzas incluso cuando circule la corriente de choque.

Cuando se diseña un transformador, el fabricante tiene en cuenta este aspecto y debe dimensionar la sección de los conductores, sin embargo la normativa internacional [IEC60076-5] deja en manos del cliente la realización de un ensayo para verificar que el transformador es


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capaz de soportar los esfuerzos electrodinámicos de un cortocircuito, y dado que este ensayo es un ensayo caro, en ocasiones no se realiza. La normativa permite demostrar la aptitud mecánica para soportar cortocircuitos pero no proporciona ninguna fórmula ni metodología para ello, de modo que el cliente queda a expensas de lo que indique el fabricante. Por último, hay que tener en cuenta que la capacidad para soportar cortocircuitos de un transformador nuevo, no es la misma que la capacidad para soportar cortocircuitos de ese mismo transformador pasados unos años, cuando los traslados del transformador, el envejecimiento natural de los componentes o los esfuerzos de cortocircuito previos han podido provocar pequeños movimientos que comprometan su capacidad para soportar sucesivos cortocircuitos.

Por tanto, un cortocircuito en la red donde opera el transformador producirá sobre todo efectos mecánicos que degradan el aislamiento e incluso pueden llegar a producir la rotura del aislamiento sólido dando lugar a cortocircuitos internos.

Sobrecargas

Una sobrecarga en un transformador se produce cuando la potencia demandada exceda de la potencia especificada en la placa de características (potencia aparente nominal), toda sobrecarga implica un cierto grado de riesgo. Al producirse la sobrecarga, la corriente es superior a la corriente nominal y esto hace que la temperatura del transformador sea superior a la indicada en la normativa [IEC60076-2], provocando una pérdida de vida del aceite y de los aislamientos sólidos.

Las sobrecargas son el motivo principal de envejecimiento prematuro de un transformador. Desde un punto de vista térmico, la sobrecarga se produce cuando la condición de equilibrio térmico en la máquina se establece a una temperatura tal que provoca la degradación de los dieléctricos que aíslan los conductores o las chapas que forman el núcleo magnético del transformador. La condición de sobrecarga involucra parámetros de naturaleza distinta:

- Nivel de carga

- Tiempo de duración: continua, ocasional, etc.

- Condiciones ambientales: temperatura, humedad y altura sobre el nivel del mar.

Desde el punto de vista de la protección de la máquina, la condición de sobrecarga no suele requerir la puesta fuera de servicio inmediata de la máquina, lo que permite realizar actuaciones dedicadas a reducir las condiciones que producen dicha situación, continuando con la explotación de la instalación. Entre las medidas orientadas a reducir el nivel de sobrecarga de la máquina se pueden citar: deslastrado de carga y mejora de las condiciones de refrigeración.


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A continuación enumeramos las principales consecuencias de sobrecargar los transformadores por encima del nivel de las especificaciones de placa:

- El aumento de temperatura, como vimos, es una de los principales factores que contribuyen al deterioro de los aislantes.

- La evolución de gas libre proveniente del aislamiento del transformador debido al aumento de temperatura pueden hace bajar drásticamente la temperatura de inflamación del aceite, aumentando el riesgo de incendio. Por último, la presencia de gas aumenta el nivel de descargas parciales en el interior del transformador.

- La operación prolongada a alta temperatura causa una disminución en la resistencia mecánica del aislamiento sólido.

- La expansión térmica de conductores, materiales aislantes, o partes estructurales a altas temperaturas puede dar como resultado deformaciones permanentes que podrían contribuir a ocasionar fallos mecánicos o rotura del dieléctrico.

- Cuando en un transformador se dan valores de corriente por encima de la nominal, el aumento de temperatura en los conductores, produce un aumento de presión en las bornas del tipo OIP (Oil Impregnated Paper), que puede derivar en una perforación del aislamiento provocando un arco.

- Una sobrecarga continuada puede dar lugar a una descomposición del aceite en el depósito contenedor del cambiador de tomas en carga, dando como resultado una acumulación de productos contaminantes en los contactos del mecanismo cambiador, aumentando la resistencia de estos, que en caso extremo puede dar lugar a un gran aumento térmico debido a la formación de arcos en los contactos, produciendo una evolución violenta de gas.

- Cuando la temperatura de la parte superior del aceite excede los 105ºC (elevación de 65ºC por encima de los 40ºC de temperatura ambiente de acuerdo con IEEE Std.C57.12.00-1993), existe la posibilidad de que en determinados diseños la expansión del aceite sea mayor que la capacidad contenedora del tanque y puede también dar como resultado una presión que ocasione que entre en operación el dispositivo de alivio de presión expulsando al aceite al exterior.

A2.3.3 VAPORIZACIÓN DEL ACEITE

Cuando se produce un arco eléctrico en el interior de un transformador debido a un fallo en su aislamiento, se generan gases debido a la vaporización del aceite producida por la temperatura alcanzada por la falta. La temperatura que se alcanza depende de la energía de arco, por tanto, la vaporización del aceite es dependiente de la energía de arco.


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La generación de gas desempeña un importante papel en la posible rotura de la cuba y el posible inicio de un incendio en un transformador. En los aceites aislantes de uso general empleados en transformadores, un calentamiento excesivo del transformador hará que el aceite absorba energía y reaccione produciendo metano, etano, hidrógeno, y si el calentamiento es grande, hasta etileno. Cuando se producen arcos eléctricos de alta energía dentro del transformador se forma acetileno. Todos los gases generados en la vaporización del aceite tienen un alto riesgo de incendio, ya que son explosivos.

El tipo y volumen de gas producido depende de la temperatura alcanzada en el aceite. La figura 14 muestra una estimación del tipo y cantidad de gas formado en función de la temperatura alcanzada durante una falta.

Cuando se produce un fallo eléctrico en un transformador, el aceite del transformador se calienta produciéndose una vaporización de él. Los gases generados por el aceite según el tipo de falta serán:

- Por efecto corona o descarga parcial (baja energía): Hidrógeno.

- Por calentamiento térmico o pirolisis (baja energía): Hidrógeno, Metano y Etano.

- Por calentamiento térmico o pirolisis (alta energía): Hidrógeno, Metano, Etano y Etileno.

- Arco eléctrico (alta energía): Hidrógeno, Metano, Etano, Etileno y Acetileno.

Como vemos todos los gases son hidrogeno e hidrocarburos, que son extremadamente inflamables, la mezcla de cualquiera de estos gases con el aire es explosiva (su calentamiento puede provocar una combustión rápida), es decir, cualquiera de los gases anteriores tienen un alto riesgo de incendio.

El volumen de gas generado es dependiente de la temperatura. Si la cantidad de gas producido por un pequeño sobrecalentamiento excede de la capacidad del aceite para disolverlo, se


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formaran pequeñas burbujas que quedaran atrapadas en el aceite. Este gas será liberado lentamente a través de los respiraderos no interfiriendo en el funcionamiento del transformador.

Cuando este sobrecalentamiento es excesivo, el volumen de algunos de los gases formados será también grande (especialmente el hidrogeno y el acetileno), pudiéndose producir además un pico de presión dinámica bastante significativo que se propagará por el aceite a gran velocidad. El daño que se pueda producir en el sistema depende de la capacidad de las protecciones del transformador para aliviar la presión generada, para evacuar los gases formados por el sobrecalentamiento y abrir los interruptores para aislar eléctricamente al transformador. Es en este punto, donde cobran mucha importancia los tiempos de respuesta de estas protecciones.

La temperatura de un fallo que provoque un arco eléctrico en el interior del transformador es muy elevada, lo que provoca que los gases producidos en el proceso de vaporización del aceite alcancen elevadas temperaturas, si estos gases fueran liberados a la atmosfera, no necesitarían fuente de ignición para arder, su inflamación sería espontánea (son auto inflamables).

A2.3.4 PRESURIZACION GAS E INCREMENTO DE LA PRESIÓN INTERNA

Los primeros modelos físicos llevados a cabo para intentar describir el aumento de presión producido en la cuba un transformador como consecuencia de una falta de baja impedancia (alta energía), consideraban al aceite como un fluido incompresible, lo que significa que el aumento de presión en la cuba es uniforme e instantáneo y si se producía la rotura de ésta lo haría por su punto más débil. Consideraban que la cantidad de gas generada era directamente proporcional a la energía de arco inyectada, el proceso de generación de gas y la localización del arco no tenían influencia sobre el pico de presión alcanzado y tampoco influye la geometría del transformador. Estos modelos se centraban en la energía potencial del aceite vaporizado y en la energía mecánica de las pareces de la cuba (en las ecuaciones del balance energético no tenían en cuenta el término de la energía cinética debido la presión dinámica producida por los gases vaporizados). La rotura de la cuba dependía de su capacidad para absorber y resistir mecánicamente esta sobrepresión estática. Estos modelos son los llamados Cuasi-estáticos.

Una mejora de los modelos Cuasi-estáticos son los modelos Cinéticos, los cuales consideran también al aceite como un fluido incompresible y el aumento de presión es el resultado de una competición entre el crecimiento de la burbuja de gas y la deformación del tanque. Contrariamente a los modelos Cuasi-estáticos la energía cinética (presión dinámica) es tenida en cuenta cuando se aplican las ecuaciones del balance energético, además tienen en cuenta la geometría de la cuba y la forma de la burbuja. No obstante los desarrollos teóricos son muy complejos y solo se han podido llevar a cabo para geometrías simples (cuba esférica o cilindro infinitamente largo), debido a esta complejidad es muy difícil plantear el problema para geometrías reales, ya que simplemente para geometrías sencillas es necesario el uso de avanzados métodos numéricos.

Tanto los modelos Cuasi-estáticos como los cinéticos han sido útiles y han dado buenos resultados que se han podido corroborar experimentalmente en algunos casos, pero tienen varios inconvenientes:


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Considerar al aceite como incompresible significa que el movimiento del aceite (el aumento de presión) afecta al todo el transformador simultáneamente y sin retraso (La velocidad de propagación de la presión es infinita). No hay progresiva interacción espacial entre la presión generada y las paredes de la cuba.

La sobrepresión es solo el resultado de la competición entre la generación de gas y de la capacidad de la cuba para deformarse (cambiar de volumen) en orden a acomodar el volumen de gas extra. En ese contexto, el aumento de presión solo puede aparecer en un ambiente sellado y no depende directamente de las propiedades termodinámicas del fluido. En experimentos llevados cabo recientemente, prueban que en caso de vaporización de un líquido debido a una directa e instantánea transferencia de energía, la inicial sobrepresión es creada localmente por la vaporización en sí misma y no por la presencia de las paredes del tanque.

Evidentemente se produce un crecimiento de la presión interna en la cuba debido a la expansión de la burbuja de gas, en transformadores, la velocidad de la expansión de la burbuja de gas está muy por debajo de los 50 Km/h. Se ha podido comprobar experimentalmente que las ondas de presión, responsables del primer pico de presión, se propagan en el líquido a velocidades medias 10 veces mayores que la velocidad de expansión de la burbuja, estas ondas son las primeras en interactuar con la estructura de la cuba y producen el primer daño antes de que ninguna sobrepresión debido a la burbuja de gas pueda ser experimentada.

La mayoría de estos modelos están realizados con geometrías simples de la cuba.

En estos modelos el incremento de presión está directamente vinculado con la energía de arco y el volumen de gas formado por simples formulas algebraicas. Esto supone que para la misma energía de arco transferida al aceite y para las mismas características de la cuba (geometría, flexibilidad volumétrica…), la presión máxima debería ser la misma para cualquier localización del arco, cosa que no es cierta.

Debido a estos inconvenientes, recientemente se ha considerado cambiar de enfoqué el fenómeno de esta sobrepresión, el cual está basado en descripciones diferentes del gas y del aceite, el cual es considerado como un fluido compresible. En este modelo se considera que el aumento de presión no se desarrolla uniformemente en el espacio y es completamente inestable. La sobrepresión ya no solo depende de la producción de gas, sino de la creación de la burbuja en sí misma: el gas se presuriza debido a que tiene lugar un cambio de fase muy localizado (aceite líquido a vapor saturado a alta temperatura) y porque localmente el aceite y no la rigidez local de los muros del tanque impiden que la burbuja de gas se expanda tan rápidamente como necesita para llegar a la presión de equilibrio entre la fase gaseosa formada y la líquida del aceite alrededor. Esto genera ondas de presión en el aceite, que se propagan a través del transformador a una velocidad finita cercana a la del sonido en el medio (de 1000 a 1400 m/s) y su progresiva interacción (la onda no se propaga instantáneamente) con la estructura de la cuba puede provocar la rotura de ésta si no hay un sistema de prevención instalado. En un fenómeno violento como un arco interno este pico de presión puede alcanzar valores muy altos.


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En 2004, la empresa brasileña CEPEL (laboratorio de alta tensión independiente) realizo 34 ensayos provocando arcos internos en diversos grandes transformadores de aceite mineral, para estudiar el proceso de vaporización producido en el aceite debido a arcos eléctricos y la propagación de la onda de presión que genera esta vaporización. Se pudo constatar las afirmaciones expuestas en el párrafo anterior. Además se encontró un relación débil entre el valor del pico de presión y la energía de arco que la produce y se comprobó que el tanque puede resistir localmente y durante cortos periodos de tiempo altas presiones dinámicas, muy por encima lo que resiste para presiones estáticas (el pico de presión dinámica es el primero en interactuar con las estructura y de la forma más violenta).

Por lo tanto, como resumen podemos indicar:

- la expansión de la burbuja de gases formados debido a una falta de baja impedancia (alta energía), no es la principal causa del aumento inicial de presión. El pico de presión dinámica se debe a la vaporización local del aceite.

- El pico de presión dinámica es el primero en interactuar con la estructura, este pico se transmite a alta velocidad y cuando alcanza la estructura de la cuba se genera otro pico de presión por reflexión, estos picos hacen que se eleve mucho la presión estática. Cuando esto ocurre el tanque puede romper y normalmente lo hará por las partes más débiles, las soldaduras o la unión entre la parte superior o la inferior de la cuba.

SERGI ha llevado a cabo una extensiva investigación sobre cómo se desarrolla la presión en el interior de las cubas de los transformadores, como resultado de un arco eléctrico interno y cómo proporcionar dispositivos para aliviar la presión y evitar la ruptura de la cuba. Su más reciente serie de test ha proporcionado una serie de interesantes resultados en relación con los cambios de presión en el tanque provocados por arcos internos. Los resultados contradicen creencias sobre la relación existente entre la energía de arco y el gradiente de presión dinámica generada. Algunos de estos resultados se exponen a continuación :

- No existe una relación lineal entre la energía de arco y la máxima presión dinámica alcanzada en el tanque.

- La correlación de energía de arco contra presión y volumen de gas aparecido parece ser logarítmica en lugar de lineal, cuadrática u otras relaciones observadas por otros.

- Hay significativas variaciones del pico de presión alcanzado para la misma energía de arco en diferentes cubas e incluso desarrollando sucesivos test en la misma cuba.

- Se encontró que muchas cubas son capaces de resistir mucho más la presión dinámica generada que la estática.


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En estos test realizados por SERGI se midieron grandes picos de presión dinámica transitoria cerca de la localización del arco. La onda de presión se propaga desde la localización del arco y se refleja en las paredes del tanque y otras estructuras interiores produciendo picos de presión de menor amplitud, que van atenuándose debido a que se propagan lejos de la fuente del arco.

Otro interesante fenómeno observado durante los test fue que la velocidad de propagación de la presión es muy dependiente de la cantidad de gases disueltos en el aceite. Una inyección de volumen de gas en el aceite de solo el 1% del volumen todo el tanque reduce la velocidad de propagación en un factor 10, desde 1200 [m/s] hasta 128 [m/s]. En estos test no se especifica si estos gases tienen efecto sobre la magnitud de los picos de presión. No obstante, esto último tiene mucha importancia ya que la velocidad de propagación afecta a los dispositivos de alivio de presión, al reducirse la velocidad, estos dispositivos disponen de más tiempo para actuar antes de que se alcance la presión a la cual el tanque se rompe. Una proporción óptima de gases disueltos podrían reducir rápidamente la velocidad de propagación de la onda de presión desarrollada por el arco y reducir el riesgo de incendio.

A2.3.6. ROTURA DE LA CUBA.

En este punto analizaremos el comportamiento de la cuba del transformador cuando se producen fallos en el aislamiento del transformador derivando en un arco eléctrico. Los parámetros de diseño de la cuba principal son fundamentales para evitar que la presión dinámica y estática que se genera en su interior debido una falta de alta energía provoque su rotura. Este punto es muy crítico para evaluar el riesgo de incendio en un trafo, ya que si no se produce la rotura de la cuba se evita que los gases producidos auto inflamable y el oxígeno atmosférico entren en contacto, eliminándose la posibilidad de un incendio.

La cuba principal de los transformadores es una estructura cerrada construida con chapas de acero soldadas. Todas las caras de esta estructura son reforzadas, incluida su parte superior, para reducir las tensiones y deformaciones provocadas por los esfuerzos a las que se ven sometidas. El diseño de la cuba es una tarea muy complicada debido a las limitaciones impuestas por el transporte (peso y tamaño), cantidad de aceite que debe contener, numero de accesorios conectados o montados sobre ella (por ejemplo: depósito conservador, bornas, etc) y otros factores.

La cuba principal del transformador debe ser capaz de resistir las cargas derivadas de:

- Su transporte desde su lugar de fabricación al lugar de su instalación (levantamiento y otros movimientos).

- Seísmos y viento, las cargas derivadas de estos dos fenómenos son muy determinantes en el diseño de los apoyos, bornas, estructuras del depósito conservador, etc.


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- Aumentos transitorios de presión, este punto es determinante en nuestro trabajo. Cuando una falta de baja impedancia tiene lugar en el interior de un transformador de aceite mineral de uso general, se generan como ya hemos visto un gran volumen de gases debido a la descomposición del aceite debido al arco. Bajo estas condiciones, la estructura de la cuba tiene que poder resistir el aumento de presión producido si los dispositivos de alivio de presión no actúan con suficiente rapidez.

Si la cuba no está diseñada con un adecuado factor de seguridad, este aumento de presión puede romperla, pudiendo derivar esta rotura en un incendio o provocar daños medioambientales por el derrame de aceite. La cuba no debe ser ni muy rígida ni muy flexible y estará diseñada de tal manera que en caso de darse estas condiciones de aumento de presión no se sobrepasase el límite elástico de ésta.

Dentro de los test necesarios para chequear la estructura de un transformador, se debe realizar uno específico de presión. Además se deben de comprobar las soldaduras realizadas con medios adecuados, con el fin de aseguran la calidad de éstas y la estanqueidad requerida en el tanque.

No es propósito de este trabajo, el describir detalles técnicos del diseño de la cuba, pero si mencionaremos que durante el diseño se debe realizar un análisis de estrés mecánico a la estructura de la cuba, este análisis realiza principalmente mediante métodos analíticos o numéricos. Mediante este análisis se determina la rigidez mecánica requerida y la deformación producida en la cuba bajo varias condiciones de carga. La aplicación del método analítico suele ser bastante difícil debido a que la geometría de la cuba es normalmente compleja y dificulta mucho los cálculos (por ejemplo si la cuba no es rectangular). Actualmente los métodos numéricos, como el FEM (método de los elementos finitos), son los más usados para el cálculo de las presiones que se pueden generar en la cuba cuando se produce un arco eléctrico en el interior de ésta.

Fenómenos de sobrepresión en la cuba.

En los modelos físicos que consideran al aceite como un fluido incompresible, la presión generada se transmite homogéneamente e instantáneamente por todo el fluido. En el caso de una cuba convencional, la parte inferior (suelo y laterales) y superior de la cuba actúan como estructuras rígidas que soportarán en general bien esta sobrepresión, pero el ensamblaje de estas dos estructuras, las bornas o cajas de bornas, al ser la partes más débiles de la cuba, pueden verse afectadas y romper. No obstante, se han visto faltas de baja impedancia que han roto la estructura inferior o superior y no estas zonas mencionadas, lo que lleva a pensar que es mejor consideran al aceite como un fluido compresible.


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La máxima presión ejercida contra las paredes de la cuba depende de dos principales parámetros: uno es la energía de arco generada por unidad de volumen y otro es la eficiencia del proceso por el cual la energía de arco se convierte en energía cinética (a más eficiencia, más presión).

Requerimientos de seguridad para evitar la rotura de la cuba.

Cuando la cuba rompe, tenemos todos los elementos necesarios para que se pueda desarrollar un incendio, aunque se han observado pocos casos en los que la cuba ha roto y no se ha desarrollado un incendio. También se ha podido comprobar que resulta muy difícil determinar si la cuba romperá para un determinado nivel de energía de arco, ya que se han observado casos en los que la cuba ha roto con niveles energéticos inferiores a otros en los que no se ha producido la rotura.

Según diferentes autores, la presión límite de resistencia de la cuba de un transformador (resistencia estática a la presión) está en torno a los 2 bares, pero estudios recientes sugieren que muchas cubas son capaces de resistir mucho más presión dinámica que estática y que hay significativas variaciones del pico de presión alcanzado para la misma energía de arco en diferentes cubas e incluso desarrollando sucesivos test en la misma cuba.

La empresa de generación y distribución eléctrica canadiense “Hidro-Québec” ha realizado test en transformadores con una tensión en el primario de 735 kV (provocando arcos en el interior de la cuba con distintos niveles de energía), con el fin de determinar la energía de arco para la cual la cuba rompía provocando un incendio, la tabla siguiente muestra los resultados.

Existe un gran vacío en cuanto a normativa internacional relativa a los requerimientos de diseño para las cubas de los transformadores. La Norma Europea IEC 76 solamente menciona medidas eléctricas básicas sin referirse al diseño mecánico de las cubas. Este hecho ha provocado la baja de de la calidad de los nuevos transformadores.


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A título de comparación, los tanques a presión tienen que respetar reglas y controles adecuados. Tales directivas no existen para los transformadores, que son obviamente igual de peligrosos.

La mejor manera de prevenir un incendio es mantener intacta la cuba. El mejor método para conseguirlo es proporcionar en los diseños suficiente resistencia a la cuba para poder aguantar el inicial pico de presión dinámica que se produce. También, aunque no garantizan la efectividad ante grandes niveles energéticos, hay que equipar al transformador con rápidos dispositivos de alivio de presión, para evitar en la medida de lo posible que el desarrollo de esta presión debida a la energía de arco no alcance los niveles en los cuales se produzca la rotura de la cuba, asegurando así, que los gases explosivos no sean liberados al exterior y puedan inflamarse.

A2.4.- DETECCION DE FALLOS EN TRANSFORMADORES

Los daños causados en el transformador debido a la ocurrencia de fallos, dependen de la capacidad de sus protecciones para poder detectarlos y despejarlos a tiempo. El objetivo por tanto, de los sistemas de protección es detectar los defectos o anormalidades que puedan provocar daños o afectar a la operación del sistema.

En media, alta y muy alta tensión, normalmente se utilizan relés de protección que a través de los transformadores de tensión e intensidad, reciben información sobre las magnitudes del sistema (tensión, intensidad, frecuencia…). Toda variación de esas magnitudes o de sus combinaciones que rebase unos valores de consigna establecidos, es detectada y provoca la actuación de los relés de protección que, mediante la apertura de interruptores automáticos (disyuntores), permiten aislar las partes del sistema de potencia afectadas por la perturbación (en nuestro caso el transformador) y permiten al resto del sistema seguir funcionando normalmente, limitando los daños que la perturbación puede ocasionar. Además los relés podrán proporcionar información para la localización de la avería y el análisis de las causas y efectos de la misma. Esta información quedará recogida en oscilos y registros de falta. Además de interruptores automáticos, los transformadores de potencia son protegidos mediante fusibles.


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A2.4.1. DETECCIÓN DE FALLOS EN TRANSFORMADORES.PROTECCIONES

Se describen, a continuación, los procedimientos habituales de detección de fallos en transformadores. Los mecanismos de detección de estos fallos se agrupan en dos grandes familias: detección mediante métodos eléctricos y detección mediante elementos mecánicos y/o químicos .

a) Detección eléctrica.

- Relé de sobre intensidad de fases (ANSI 50/51): Permite detectar condiciones de cortocircuito o sobrecarga mediante mecanismos de respuesta instantánea o diferida ajustada con un tiempo fijo o ajustado a curvas de tiempo inverso, muy inverso o extremadamente inverso. Lee las intensidades de fase a través de transformadores de intensidad.

- Relé de sobre intensidad de neutro (ANSI 50N/51N): Mismo principio de operación que la sobre intensidad de fases pero leyendo la intensidad homopolar o residual. La conexión de los transformadores de intensidad se realiza como neutro de la estrella de los secundarios o como transformadores toroidales abrazando las tres fases. Diferente medida y filosofía entre redes con neutro rígido a tierra o a través de una impedancia y redes con neutro aislado. Tiempos de operación: Tiempo fijo (neutro aislado), Curva inversa, Curva muy inversa, Curva extremadamente inversa.

- Relé diferencial (ANSI 87): Detecta defectos internos en la máquina por diferencia de intensidades entre lados de AT y BT. Permite detectar condiciones de defecto entre espiras de fases distintas. Su utilización debe estar combinada con mecanismos que permitan detectar condiciones especiales como la magnetización del transformador, para evitar disparos intempestivos. Para el ajuste de su sensibilidad hay que tener en cuenta los siguientes aspectos: Distinto nivel de tensión (entre AT y BT), distinta intensidad entre los devanados de AT y BT, inmunidad ante la corriente de inserción de los transformadores (Frenado por armónicos), inmunidad ante aportaciones del trafo a faltas monofásicas a tierra (Filtros de secuencia homopolar), índice horario, Cambiador de tomas de regulación en carga.

- Relé térmico (ANSI 26): Permite detectar condiciones de sobrecarga térmica producidas tanto por un exceso de carga, como por condiciones ambientales adversas o fallos en el sistema de refrigeración. Este tipo de sistemas están basados en la utilización de sondas térmicas situadas en la cuba y el refrigerante o en dispositivos de imagen térmica.

- Relé térmico indirecto (ANSI 49): Permite detectar condiciones de sobrecarga a partir de la medida de la intensidad consumida por el transformador.

- Relé direccional (ANSI 67): Permite detectar cortocircuitos en secundarios de transformadores cuando funcionan en paralelo dos o más de ellos. En la figura 32 se muestra un sistema formado por dos transformadores conectados en paralelo. El defecto se alimenta a partir de Id1


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e Id2, lo que puede producir el disparo de ambos transformadores. El relé direccional permite conocer el sentido de las intensidades de defecto, lo que permite despejar las faltas de forma selectiva.

- Relé de sobretensión (ANSI 59): Permite detectar condiciones de sobretensión en la alimentación, que pueden dar lugar a una saturación del circuito magnético, y por tanto, a un sobrecalentamiento.

- Relé tensión / frecuencia (ANSI 24). Similar al relé de sobretensión.

- Relé de sobretensión homopolar (ANSI 59N): Detecta defectos en todo el sistema acoplado en redes de neutro aislado, para una correcta coordinación debe tener un cierto retardo de actuación.

- Relé de Protección de cuba (ANSI 64): Relé de sobre intensidad conectado en la conexión entre una toma de tierra y la cuba (aislada de tierra excepto por la conexión anterior). Detecta contactos entre los devanados y la cuba.

- Relé de protección contra desequilibrios de fases (ANSI 46); los desequilibrios se pueden detectar midiendo la componente inversa de la intensidad. Normalmente no se permite superar que I2 > 10%In. Se detecta con relés de secuencia inversa con alarma y disparo.

b) Detección mecánico-química.

- Relé Buchholz (ANSI 63B): Detecta movimiento o generación de gases de descomposición del aceite dentro de la cuba por defectos de aislamiento interno o calentamiento. Consiste en una boya con contactos situada entre la cuba y el depósito de expansión.

- Relé de Jansen (ANSI 63J): Igual que la protección de Buchholz pero para el compartimento del regulador o cambiador de tomas en carga.

- Indicadores de nivel de aceite (ANSI 71).

- Liberadores de presión (ANSI 63P): Chimeneas de expansión y válvulas liberadoras de presión (válvulas de sobrepresión).

- Relé de presión súbita: son protecciones destinadas a transformadores de llenado integral (sellados). El Relé actúa cuando ocurre un escalón de presión interna, independientemente de la presión de trabajo del transformador. Este Relé no opera por cambios lentos de presión resultantes de rayos, sobretensiones o cortocircuitos. El Relé de Presión Súbita se monta normalmente en la pared lateral del tanque o en la tapa del transformador.


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- En la norma ANSI/IEEE C57.104 se realiza un análisis exhaustivo de la magnitud del defecto en relación a la concentración de gas. En la actualidad y como medida preventiva, es frecuente la utilización de espectrómetros de masas para el análisis de las concentraciones de gases en los aceites. En la tabla 8 se resume la relación entre concentración de gas y gravedad del defecto.

A2.4.2. PROTECCIÓN CONTRA LOS PROCESOS QUE PROVOCAN UN INCENDIO.

La manera más efectiva de prevenir un incendio en un transformador, además de desarrollar las tareas de mantenimiento adecuadas, es dotarlo de unas protecciones suficientemente efectivas, que permitan detectar fallos y despejarlos en cada una de las fases que se deben de desarrollar para que se ocasione una explosión o incendio:

a) Degradación del aislamiento.

El estado del aislamiento sólido como líquido es crítico para que se pueda desarrollar un incendio, por lo tanto, el llevar a cabo periódicamente un análisis de gases del aceite es fundamental para prevenir el fallo dieléctrico, así como dotar al transformador con las siguientes protecciones:

- Relé térmico (ANSI 26). Para evitar sobrecargas térmicas y así evitar el deterioro prematuro del aislamiento. También es interesante la instalación de dispositivos de imagen térmica para detectar posibles puntos calientes en el transformador.

- Indicadores de nivel de aceite (ANSI 63N), un bajo nivel de aceite puede ser síntoma de su paulatina descomposición con la consecuente pérdida de aislamiento. Además para que el aceite cumpla con efectividad su papel aislante y refrigerante los niveles de llenado de la cuba deben ser los adecuados.

b) Cortocircuitos (arco eléctrico) y vaporización del aceite.

Los cortocircuitos entre espiras en la misma fase, como hemos mencionado son muy difíciles de detectar en sus fases iníciales. Cuando el fallo se va extendiendo para abarcar un mayor número de espiras, es posible detectarlo a partir de la componente inversa de la intensidad (ANSI 46) o mediante el relé térmico (ANSI 26).

Cortocircuitos entre espiras en fases distintas (bifásicos o bifásicos a tierra raramente simétricos), pueden ser detectados mediante una protección diferencial (ANSI 87) colocada a la entrada y salida de cada bobinado del transformador.

Los cortocircuitos monofásicos a tierra en sistemas con neutro rígido a tierra o a través de una impedancia pueden ser detectados mediante el relé de sobre intensidad de neutro (ANSI 50N/51N) o mediante el relé de protección de cuba (ANSI 64). En los sistemas de distribución


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con neutro aislado la circulación de intensidad está restringida a las capacidades parásitas existentes y la falta fase-tierra no puede ser detectada por relés de sobre intensidad, por ello es necesario la instalación del relé de sobretensión homopolar (ANSI 59N), ya que este defecto provoca sobretensiones en las fases sanas.

Cuando se producen recalentamientos locales o fallos internos (arco eléctrico) o externos (sobrecargas), producen una vaporización del aceite (generación de gases) que deben ser evacuados. El relé Buchholz (ANSI 63B) detecta esta generación de gases, si el nivel energético de la falta es relativamente alto se producirá una vaporización brusca, lo que provocara el disparo de los disyuntores aislando al transformador. Este relé también puede detectar averías pequeñas (recalentamientos locales o descargas parciales), que producen burbujas de gas, cuando esto ocurre el relé Buchholz actúa mediante el disparo de alarma.

Cuando lo anteriormente expuesto ocurre en el depósito donde se aloja el cambiador de tomas en carga, el relé Jansen (ANSI 63J) realiza la misma función que el Buchholz. El desprendimiento de gases indica contactos deficientes, rotura de resistencias de conmutación o conmutaciones incompletas.

c) Incremento de la presión interna (rotura de cuba).

En último extremo, la mejor manera de evitar una explosión o incendio en un transformador es mantener la cuba intacta. El pico de presión dinámica que se genera debido a la vaporización del aceite producido por un arco eléctrico de alta energía, se propaga a través del transformador a una velocidad entre 1000 y 1400 m/s y su progresiva interacción con la estructura de la cuba puede provocar la rotura de ésta si no hay un sistema de prevención instalado. El mejor sistema para lograrlo es instalar dispositivos liberadores de presión (válvulas liberadoras de presión o chimeneas de expansión (ANSI 63P)).

El pico de presión dinámica, debido a la velocidad a la cual se transmite, interactúa con la estructura mucho antes de que los gases que provocan este aumento súbito puedan ser evacuados por el relé Buchholz o Jansen. También este pico de presión alcanza la pared de la cuba antes cualquier otra protección pueda actuar incluido el relé de presión súbita en transformadores de llenado integral. Debido a esto, la única manera de poder evitar la ruptura de la cuba, es liberar la presión generada para evitar que ésta sobrepase la capacidad de la cuba para poder resistirla. La única manera que tenemos de conseguir esto es liberando la presión mediante válvulas de sobrepresión. Antiguamente se utilizaban chimeneas de expansión, con un cristal tarado a cierta presión, que eran menos efectivas.


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A2.4.3. EFECTIVIDAD DE LAS PROTECCIONES.

Los transformadores de potencia siempre han sido construidos con dispositivos y sistemas para su protección, pero no fue sino hasta la década de los 90 cuando se empezaron a realizar programas de investigación referente al fenómeno de transferencia energética que se presenta dentro de la cuba de un transformador de potencia en el momento de un fallo interno que derive en un incendio. La empresa SERGI ha llevado a cabo numerosos estudios para analizar los procesos que tienen lugar en un transformador cuando éste explota.

Esta empresa investigó múltiples incendios en transformadores, analizando el comportamiento de las protecciones en cada uno de los casos, a modo de resumen indicamos los principales resultados obtenidos referentes a las protecciones eléctricas y mecánicas.

a) Las protecciones eléctricas.

En la mayoría de las explosiones de recipientes las protecciones eléctricas funcionaron y desconectaron al transformador de forma normal. La eficiencia de la protección eléctrica está relacionada con la velocidad de desconexión del disyuntor y específicamente está limitada por el tiempo de retardo de operación de éste.

En investigaciones realizadas, se llego a la conclusión que el tiempo de actuación del conjunto relé-disyuntor es insuficiente para evitar la rotura de la cuba en caso de producirse un arco eléctrico de alta energía (falta de baja impedancia), aun con las mejoras tecnológicas desarrolladas en los últimos años en los disyuntores y redes de protección. La mejor tecnología de disyuntores se dispara en 50 milisegundos, demasiado tarde para prevenir la explosión, ya que las pruebas por SERGI demostraron que el primer Mega julio produce 2,3 de gas durante los primeros milisegundos . 3m

b) protecciones mecánicas.

En 62 pruebas realizas en transformadores de potencia, provocando la rotura de la cuba de los transformadores, realizadas por la empresa SERGI, el relé Buchholz nunca detectó ni gases, ni movimiento anormal de aceite o variación de presión interna. Nunca llegó a operar.

Las cubas de los transformadores siempre han estado protegidas por válvulas de alivio de presión. Sin embargo, en la mayoría de los casos de incendios estudiados por SERGI, la mayoría de los transformadores contaban con esta protección, esta protección no fue efectiva.

El papel de estas válvulas de alivio de presión o sobrepresión es limitar la presión interna del transformador al liberar una cierta cantidad de fluido, se ubican sobre la tapa de la cuba. El funcionamiento consiste en la abertura de un diafragma comprimido por un resorte (muelle) simple o doble que puede ser ajustado para abrirse a diferentes presiones de calibración. Su


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característica específica es despejar en breves instantes, entre 3 y 5 ms, el aumento ocasional de presión.

Las válvulas de sobrepresión, tienen todos sus órganos de funcionamiento en el interior de las mismas, en contacto con el aceite del transformador, y por lo tanto, protegidos contra la posible corrosión motivada por el ambiente exterior. Este proceso constructivo garantiza una perfecta funcionalidad, incluso después de largos periodos de inactividad.

Las presiones de calibrado normalizadas, pueden oscilar entre 20 Kpa (0,2 bar) y 70 Kpa (0,7bar), según el tipo de válvula, pero se construyen válvulas para presiones diferentes a las normalizadas. Las válvulas de sobrepresión, se suelen abrir totalmente cuando la presión supera en un 40 % el valor de calibrado y pueden disponer de interruptores con contacto para disparo, estos interruptores, disponen de un contacto de señalización de apertura de válvula, el cual, está contenido en una caja estancas.

La efectividad de la válvula de sobrepresión está relacionada con su tiempo de respuesta, la velocidad de despresurización y la capacidad de mantener baja la presión en la cuba durante un cortocircuito.

La empresa SERGI, como consecuencia de los estudios mencionados anteriormente, realizó un estudio para verificar su comportamiento dinámico para los gradientes de presión calculados durante un fallo de baja impedancia.

Como conclusiones de este estudio referente a las válvulas de alivio de presión realizadas por SERGI podemos señalar:

- La fuerza de los resortes, la sección de evacuación del aceite y la constante de tiempo de los resortes son incompatibles con el régimen dinámico de la explosión, la cual no permite evacuar de inmediato la presión causada por la energía del arco.

- Las válvulas fueron concebidas para soportar pequeñas presiones o para indicar un alto nivel de presión y no para soportar incrementos de 0.05 a 1 bar por milisegundo, que es la velocidad de crecimiento de la presión dinámica provocada por un arco de alta energía y que puede hacer explotar a la cuba de un transformador.

En tres investigaciones independientes y recientes sobre incendios en transformadores en redes de muy alta tensión, como resultado de dichos estudios se estimó que las válvulas de alivio de presión solo operan en el 25% de los casos de ruptura, esto sugiere que la deformación de la cuba es mayor en el área inmediata del fallo y puede ser suficiente para causar la ruptura localizada antes de que la presión pueda propagarse a los dispositivos de descarga a alguna distancia. Además los dispositivos de alivio de presión no resuelven fallos producidos en las bornas.


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APENDICE 3.- CALCULOS.

A3.1.- CALCULOS INCENDIO TRANSFORMADOR 1 (DATOS DE ESCENARIO EN INTEMPERIE SIN MUROS DE SEPARACIÓN).

Cálculo HHR Max.

Datos. Masa de aceite = 15000 Kg.

Densidad del aceite = 760 kg /m3.

Utilizando la fórmula de

Obtenemos un volumen de v = 19.75 m3.

Utilizando la fórmula ;

Y tomando los datos de la tabla adjunta en el punto 6 (metodología) para aceite dieléctrico para transformadores,

kβ = 0,7. m -1.

m∞” = 0,039 Kg/m² s

ΔHc = 46,2 Mj/Kg.

D= 6.18 m.*

* Los cuadrados y superficies similares deben ser tratados como

Áreas circulares de superficie equivalente; por tanto, el diámetro sale de

30 m² = π D² /4.

Por tanto m˙”= 0.039 * (1 - ℮ (‾0,7 *6.18)) = 0.038 Kg / m² s. (Burnning Rate).

Para calcular el HRR (Heat Realease Rate), aplicamos la fórmula para líquidos


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Siendo Af el área del derrame = 30 m².

X = “combustion Efficiency”; se estima en un 70 %.

ΔHc = 46,2 Mj/Kg.

Q = 30 * 0.038 * 0,7 * 46.4 = 37 MW. HHR Max.

Cálculo altura de la llama.

Utilizamos la fórmula,

Siendo Q la energía máxima liberada, calculada anteriormente = 37 MW.

Y de D, el diámetro de la superficie circular equivalente a la superficie de cubeto, tenemos que

L = 9,5 mts de longitud máxima de llama.

Cálculo duración incendio.

Sabemos que el “Burnning Rate / area” es 0.038 Kg /m².s, luego para 30 m² será de 1,14 Kg/s.

Como tenemos 15000 Kg de masa de aceite el tiempo será igual a = 15000 / 1,14 = 13158 segundos.

Se estima una duración del Incendio de 3 horas y 45 minutos.

Cálculo de Radiación.

Utilizando la fórmula simplificada comentada en la descripción de la metodología

Siendo Q = 37 MW. y Xr = 0,6


79 de 1 MIPCI

2011-2012


Distancia 2.- q” = 12,5 Kw/ m2. C = 12 metros.

Distancia 3.- q” = 40 Kw/ m2. C = 6.6 metros

A3.2.-CALCULOS INCENDIO TRANSFORMADOR 2 (DATOS ESCENARIO EN SEMI INTEMPERIE. ABIERTO AL EXTERIOR CARA FRONTAL Y SUPERIOR).

Cálculo HHR Max.

Datos. Masa de aceite = 12400 Kg.



Obtenemos un volumen de v = 14.25 m3.



kβ = 0,7. m -1.

m∞” = 0,039 Kg/m² s

ΔHc = 46,2 Mj/Kg.

D= 5, 53 m.*


áreas circulares de superficie equivalente; por tanto, el diámetro sale de

24 m² = π D² /4.

Por tanto m˙”= 0.039 * (1 - ℮ (‾0,7 *5.53)) = 0.038 Kg / m² s. (Burnning Rate).


80 de 1 MIPCI

2011-2012



X = “combustión Efficiency”; se estima en un 70 %.

ΔHc = 46,2 Mj/Kg.

Q = 24 * 0.038 * 0,7 * 46.4 = 29,6 MW. HHR Max.



Siendo Q la energía máxima liberada, calculada anteriormente = 29,6 MW.


L = 8,80 mts de longitud máxima de llama.


Sabemos que el “Burnning Rate / area” es 0.038 Kg /m².s, luego para 24 m² será de 0,912 Kg/s.





81 de 1 MIPCI

2011-2012


Siendo Q = 29,6 MW. y Xr = 0,6

Distancia 1.- q” = 4 Kw/ m2. C = 18,8 metros.

Distancia 2.- q” = 12,5 Kw/ m2. C = 10,6 metros.


A3.3.- CALCULOS INCENDIO TRANSFORMADOR 3 (DATOS ESCENARIO EN CAVERNA).

Cálculo HHR Max.

Datos. Volumen de aceite = 94,5 m3.



Obtenemos un masa de m = 71840 Kg.



kβ = 0,7. m -1.

m∞” = 0,039 Kg/m² s

ΔHc = 46,2 Mj/Kg.

D= 10 m.*


82 de 1 MIPCI

2011-2012


áreas circulares de superficie equivalente; por tanto, el diámetro sale de

80 m² = π D² /4.

Por tanto m˙”= 0.039 * (1 - ℮ (‾0,7 *10)) = 0.039 Kg / m² s. (Burnning Rate).



X = “combustión Efficiency”; se estima en un 70 %.

ΔHc = 46,2 Mj/Kg.

Q = 80 * 0.039 * 0,7 * 46.4 = 101,3 MW. HHR Max.



Siendo Q la energía máxima liberada, calculada anteriormente = 101.3 MW.


L = 13.42 mts de longitud máxima de llama.


83 de 1 MIPCI

2011-2012


Sabemos que el “Burnning Rate / area” es 0.039 Kg /m².s, luego para 80 m² será de 3.12 Kg/s.





Siendo Q = 101,3 MW. y Xr = 0,6


Distancia 2.- q” = 12,5 Kw/ m2. C = 19.7 metros.


ANÁLISIS Y EVOLUCIÓN PCI EN CENTRALES … · CALCULOS INCENDIO...

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