¿Cï¿½mo evitar incendios y explosiones en centrales termosolares?

El pasado 6 de noviembre la planta termosolar de La Dehesa, en La Garrovilla (Badajoz), sufrió un accidente en el que resultaron heridos seis trabajadores, dos de ellos de gravedad. Se produjo cuando se estaba desmontando la planta auxiliar de fundido de sales. Más allá de este caso concreto, el artículo de Renovetec repasa los protocolos que conviene seguir en algunas de las zonas más sensibles de este tipo de instalaciones.

Los combustibles presentes en una central termosolar responsables de que sea necesario establecer zonas en las que existen posibilidades de aparición de atmósferas explosivas son tres:

• Fluido térmico HTF: es el principal combustible presente en una termosolar. Hay que recordar que la cantidad de fluido térmico que circula en una central termosolar está entre las 1.300 y las 2.200 toneladas. Como su punto de inflamación es de tan sólo 115ºC y el fluido se emplea a temperaturas medias en torno a 350ºC, cualquier fuga de fluido caliente provocará una atmósfera explosiva. El punto de inflamación es de unos 600ºC, pero es posible alcanzar esa temperatura en el interior de los tubos si éstos tienen circulación de fluido o si el caudal es suficientemente bajo. La foto muestra una explosión de un módulo colector.

• Gas natural: utilizado en la caldera auxiliar, tiene un punto de inflamación de –180ºC y un límite inferior de explosividad del 5%. Una posible fuga de gas natural, si se dan el resto de condiciones necesarias, (punto de ignición, presencia de oxígeno, concentración adecuada) tendrá consecuencias desastrosas.

• Hidrógeno: es un gas extremadamente inflamable y si se encuentra en las concentraciones del rango de inflamabilidad o explosividad en un recinto cerrado, existe el riesgo de explosión ante la presencia de cualquier foco de ignición. El desprendimiento de hidrógeno junto con oxígeno tiene lugar en la reacción de electrolisis del agua durante la fase final de carga de baterías y especialmente si ocurre sobrecarga.

La presencia de esos tres combustibles en una central termosolar configura una serie de áreas ATEX. Las zonas habituales se detallan a continuación:

– Juntas rotativas en el campo solar
Al ser soldadas todas las uniones presentes en el campo solar no se considera éste como zona clasificada. No obstante, la posibilidad de fuga en juntas rotativas y en válvulas hace que deba establecerse una zona de seguridad en torno a cada una de ellas. Esa zona es una esfera de aproximadamente un metro de diámetro en torno a cada una de estas juntas y válvulas. Esta esfera es considerada zona ATEX del tipo 2 (la menos exigente).

– Tanques de expansión
Los venteos y drenajes de los tanques de expansión configuran que toda la zona en la que se encuentran los tanques sea ATEX. Dependiendo de la configuración de drenajes y venteos y del tipo de válvulas usado puede ser zona 1 o zona 2, e incluso en algunos casos puede llegar a desclasificarse totalmente. Incluso en el mejor de los casos, el volumen de aceite almacenado, los equipos cercanos y el riesgo de error en una maniobra hacen que sea una opción arriesgada desclasificar la zona, por lo que es recomendable mantener la clasificación de zona 2 incluso en el mejor de los casos.

– Zona de bombeo
La zona donde se ubican las bombas de circulación y de recirculación, normalmente cercana a los tanques de expansión, suele estar considerada zona ATEX tipo 1.

– Zona de depuración (Ullage)
La zona donde se ubican los equipos encargados del proceso de eliminación de productos de degradación (denominada a menudo zona Ullage) también debe ser considerada zona ATEX, por la cantidad de válvulas y bridas que contiene. La categoría de esta zona puede estar entre 1 y 2. La recomendación es clara: debe considerarse zona tipo 1, dada la posibilidad de creación de atmósfera explosiva y la cercanía a los equipos anteriores. Es más, teniendo en cuenta que tanques, bombas y zona Ullage se disponen habitualmente en un área cercana y acotada, puede resultar sencillo de manejar para ingenieros de diseño y para operadores considerar toda la zona como tipo 1 (que englobaría a las tres áreas) y tomar las medidas correspondientes.

– Zona de intercambiadores de tren de generación de vapor
Si los intercambiadores que forman parte del tren de generación de vapor no poseen uniones bridadas (en la parte de HTF) y las juntas de estanqueidad son uniones soldadas, no es necesario considerar la zona como ATEX. No obstante, dado el alto número de instrumentos y válvulas que poseen no será fácil dejar la zona completamente libre del riesgo de explosión o incendio. Como además suele ser una zona cercana a las anteriohres, puede resultar práctico y seguro considerarla ATEX del tipo 2, que es la de menor categoría y la que menos consecuencias tiene.

– Caldera auxiliar
La rampa de gas que alimenta el quemador de la caldera está normalmente considerado ATEX de categoría 1, e incluso de categoría 0 (la más exigente) en muy contadas ocasiones. La propia caldera, si se considera con uniones soldadas y tiene las proteccione adecuadas, puede llegar a estar desclasificada, aunque esto no resulta a veces práctico y no es la opción más segura. Renovetec recomienda considerar la caldera y el área asociada como zona tipo 1, y tomar las medidas correspondientes indicadas en las normas.

– ERM o planta satélite de gas
Bien sea una planta satélite de gas natural licuado (GNL) o bien cuando se suministra el gas natural a través de un gasoducto y por tanto dispone de una estación de regulación y medida (ERM), la zona de almacenamiento o suministro debe ser considerada zona ATEX del tipo 0, por la frecuencia con la que pueden darse atmósferas explosivas (más de 1.000 horas al año).

– Zona de baterías
Las baterías de acumuladores eléctricos de plomo–ácido sulfúrico almacenan energía química durante la operación de carga y la devuelven en forma de energía eléctrica para su aprovechamiento en distintas aplicaciones. Una batería está constituida por un recipiente que contiene un conjunto de elementos formados de placas positivas y negativas sumergidas en un electrolito que es una disolución de ácido sulfúrico en agua.

Entre los potenciales riesgos derivados del proceso de carga y descarga figura el riesgo de explosión, ocasionado por el desprendimiento de hidrógeno y oxígeno en presencia de un foco de ignición. Este desprendimiento es débil con la batería en reposo o en descarga pero alcanza su valor máximo al final de la carga y especialmente si se somete a una sobrecarga. La generación de esos gases continúa durante aproximadamente una hora después de desconectar.

Se debe evitar una concentración que alcance el límite inferior de explosividad del hidrógeno, que es 4% en volumen en aire. La explosión puede ser externa a la batería si la acumulación de hidrógeno se da en el local de carga y también en el interior de la batería en donde la concentración fácilmente se encuentra en el rango de explosividad (4 a 79%).

La zona de concentración peligrosa en las inmediaciones de la batería se define como un volumen finito por encima de los tapones, dentro de la cual es posible la ignición de la mezcla explosiva. La altura y anchura de esa zona peligrosa depende del caudal de gas desprendido. Esta definición parte del supuesto de la existencia de ventilación en el local, ya que en caso contrario la concentración de hidrógeno iría aumentando en todo su volumen con el consiguiente riesgo de explosión.

Más información:
www.renovetec.com

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¿Cómo evitar incendios y explosiones en centrales termosolares?