sábado, 30 de abril de 2016

Breve historia de los aceites como fluidos dieléctricos


Desde la invención del primer transformador inmerso en aceite en los años 1890 se intentó utilizar fluidos vegetales a base de semillas de ricino y linaza, pero debido a su baja estabilidad a la oxidación, y al alto punto de fluidez, fueron reemplazados por los aceites minerales, sin embargo, debido a los problemas asociados con el medio ambiente, la alta probabilidad de incendio, el control de fugas y el elevado mantenimiento de los aceites minerales han sido y siguen siendo motivo de la evolución y utilización de transformadores secos y de otros fluidos dieléctricos alternativos como los que a continuación se indican:


Los bifenilos policlorados (PCB´s), comprenden un grupo de compuestos químicos sintéticos con una alta resistencia al fuego. Los nombres comerciales más comunes son ASKAREL® y PYRANOL®.


Debido a su alta viscosidad, estos fueron utilizados en los transformadores en forma de mezclas con aceite mineral o con tricloroetileno. El primer transformador con PCB´s data del año 1932 y se utilizaron tanto en la industria eléctrica como en la industria en general cerca de 45 años, hasta el año 1977 cuando fue prohibida la producción, uso y distribución por la EPA (Environmental Protection Agency), debido a todos los problemas encontrados para la salud de las personas y para el medio ambiente por su nula biodegradabilidad.


Otras alternativas de los PCB´s han sido los ésteres sintéticos o polioles y las poli alfa olefinas (POA´s), y las siliconas o aceites sintéticos a base de sílice. Los ésteres sintéticos se han utilizado desde 1984 y desde el punto de vista químico están conformados por un alcohol y un ácido orgánico, así que dependiendo del alcohol y del ácido se pueden tener una gran cantidad de ésteres sintéticos. Estos compuestos presentan excelentes propiedades como fluidos dieléctricos, entre estas se encuentran: baja viscosidad, alto punto se combustión, alta biodegradabilidad. La gran desventaja de estos aceites es su elevado costo, lo que ha limitado su uso a aplicaciones especiales.

Las siliconas, por su parte, aunque con menores repercusiones que los aceites minerales con relación al fuego y al medio ambiente, también presentan los siguientes inconvenientes:
  • Desprenden humos opacos (sílice pulverulenta en el aire) en caso de incendio, 
  • Medianamente inflamable, necesita medidas de protección según normas internacionales.
  • Dimensiones del orden del 20% superiores a un transformador con aceite mineral. El aceite de silicona disipa mal el calor y tiene un coeficiente de dilatación elevado.
  • Contamina el suelo y las capas freáticas.

A principio de los 90’s, hubo de nuevo gran interés en el uso de líquidos dieléctricos tipo éster natural y así fue como ABB y Cooper Power iniciaron sus investigaciones para encontrar una fórmula y ahora cada una de ellas tiene sus propios productos patentados BIOTEMP y FR3 respectivamente. El principal propósito para el desarrollo de este aceite era crear un producto ambientalmente amigable, es decir que fuera biodegradable cuando se expone al medio ambiente, de tal manera que las fugas o derrames puedan manejarse más fácilmente que con el aceite mineral.


Para terminar está breve historia de los aceites dieléctricos, vale la pena mencionar que la compañía Shell Global Solutions ha sacado al mercado la nueva generación de aceites GTL (Gas to Liquid), que es un compuesto hidrocarbonado sintético a partir de gas metano para formar isoparafinas, al parecer con un alto desempeño en los transformadores.


Adicionalmente han existido otros grupos de fluidos para el uso en la industria eléctrica, tales como: 


La General Electric en 1978 con el Vaportran® el cual usa una forma de freón en estado líquido R-113. Fue sacado de producción debido al gran daño a la capa de ozono de este tipo de materiales.


Westinghouse en 1980 promocionó el Wecosol® cuya base es el tetracloroetileno o percloroetilleno, no inflamable, de baja viscosidad, con excelentes propiedades de transferencia de calor y de bajo costo. Los problemas con este fluido son de tipo ambiental y de salud.


Otro fluido el Wemcol® a base de isopropil bifenilo ha sido utilizado como reemplazo de los PCB´s en los condensadores. No es inflamable.



REFERENCIAS:


Análisis comparativo: aceites minerales vs aceite vegetales, José Evelio Amaya Salcedo, ISA



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Ventajas e inconvenientes de los aceites vegetales como dieléctrico y refrigerante de Transformadores


Consideraciones sobre los Aceites de origen vegetal en Transformadores





lunes, 25 de abril de 2016

Sistemas de protección contra incendios en Transformadores de Subestación



Debido a la gran cantidad de aceite contenido en los tanques de los transformadores ubicados en Subestaciones de intemperie, las áreas donde están instalados son consideradas peligrosas con relación al riesgo de incendio. En este artículo nos referimos a los sistemas de protección utilizados normalmente para limitar el peligro de expansión del fuego, cuando un transformador se ve involucrado en un incendio, a otros equipos adyacentes o a edificios colindantes.

Se exponen igualmente los criterios de protección considerados por las diferentes normas internacionales más relevantes, entre las cuales pueden existir diferencias notables de criterio, por ello, el diseñador deberá adaptarse a las normas y reglamentos nacionales y locales de protección contra el fuego que correspondan en cada caso.

Cuando se produce un cortocircuito interno en un transformador, la energía desarrollada gasifica el aceite produciendo una onda de expansión, y un arco eléctrico que por sí mismo puede, en algunos casos, llegar a romper el tanque, originando el derrame al exterior del aceite en combustión. 

Para reducir al máximo los efectos indicados, se considera en primer lugar, que la duración del cortocircuito será muy breve, por la rapidez con que actuará la protección eléctrica del sistema, y en segundo lugar, una vez que cesa el proceso destructivo del arco, el aceite continua ardiendo, tanto el que sigue fluyendo del tanque como el que ya se ha derramado en el suelo. Para eliminar y limitar la expansión del incendio, se pueden utilizar los medios que a continuación se indican.

Comenzamos, para ello, aludiendo al párrafo 6.1 de la ITC 15 “Instalaciones eléctricas de exterior” del Reglamento de Alta Tensión (RAT) español (letra en cursiva), conjuntamente con el apartado 8.7.2 de la norma de obligado cumplimiento UNE-EN 61936-1 equivalente a la norma internacional IEC 61936-1:

6.1 Sistemas contra incendios 


1. Se deberán adoptar las medidas de protección pasiva y activa que eviten en la medida de lo posible la aparición o la propagación de incendios en las instalaciones eléctricas de alta tensión teniendo en cuenta: 


a) La propagación del incendio a otras partes de la instalación.



b) La posibilidad de propagación del incendio al exterior de la instalación por lo que respecta a daños a terceros.



c) La gravedad de las consecuencias debidas a los posibles cortes de servicio.

2. Los riesgos de incendio se particularizan principalmente en los transformadores o reactancias aislados con líquidos combustibles, en los que se tomarán una o varias de las siguientes medidas, según proceda: 

a) Dispositivos de protección rápida que corten la alimentación de todos los arrollamientos del transformador. No es necesario el corte en aquellos arrollamientos que no tengan posibilidad de alimentación de energía eléctrica. 

b) Elección de distancias suficientes para evitar que el fuego se propague a instalaciones próximas a proteger, o colocación de paredes cortafuegos.


Para este sub-apartado del reglamento, la norma UNE-EN 61936-1 apartado 8.7.2, indica las siguientes distancias:

La disposición de una subestación debe ser tal que el incendio de un transformador de potencia nominal superior a 1 MVA no cause un peligro de incendio para los demás transformadores u objetos. Con este propósito, una distancia de seguridad G adecuada resulta necesaria. La tabla 1 siguiente ofrece valores indicativos.

Tabla 1: Valores indicativos para las distancias de seguridad de transformadores para exterior
Tipo de transformador
Volumen de líquido
(l)
Distancias de seguridad G con relación
A otros transformadores o a superficies no combustibles de edificios
(m)
A superficies combustibles de edificios
(m)
Transformadores en baño de aceite (O)
1000
<…<
2000
3
7,6
2000
<…<
20000
5
10
20000
<…<
45000
10
20
≥ 45000
15,2
30,5
Transformadores con líquidos menos inflamables (K), sin protección mejorada
1000
<…<
3800
1,5
7,6
≥ 3800
4,6
15,2
Transformadores con líquidos menos inflamables (K) con protección mejorada
Distancias de seguridad G con relación a la superficie de edificios o transformadores adyacentes
Horizontal
(m)
Vertical
(m)
0,9
1,5
Transformadores secos (A)
Clases de comportamiento al fuego
Distancias de seguridad G  con relación a la superficie del edificio o de transformadores adyacentes
Horizontal
(m)
Vertical
(m)
F0
1,5
3,0
F1/F2
ninguna
ninguna
NOTA: Los medios de protección mejorados significan:
       -        Resistencia a la rotura de los tanques
       -        Descompresión de los tanques
       -        Protección de defectos de pequeña intensidad
       -        Protección contra defectos de intensidad elevada
Para la protección mejorada, ver, por ejemplo, la norma Factory Mutual Global 3990 o
documentos equivalentes.

Si se instalan equipos extintores de incendios activados automáticamente la distancia G puede reducirse.


c) En el caso de instalarse juntos varios transformadores, y a fin de evitar el deterioro de uno de ellos por la proyección de aceite u otros materiales al averiarse otro próximo, se instalará una pantalla entre ambos de las dimensiones y resistencia mecánica apropiadas.  


Para este sub-apartado la norma UNE-EN 61936-1, indica las siguientes dimensiones para las pantallas cortafuegos:

Si no es posible asegurar las distancias adecuadas tal como se indican en la tabla anterior, deben proporcionarse paredes de separación resistentes al fuego del siguiente tamaño:

a) Paredes de separación EI 60 entre los transformadores (ver detalles en figura 1) de acuerdo con el documento Seguridad en caso de Incendio en el Diario Oficial de las Comunidades Europeas nº C 62/263 de fecha 28.02.1994.
  • Altura: la del depósito de expansión (si lo hay), de lo contrario la del tanque del transformador;
  • Longitud: el ancho o el largo del foso de recogida, según la orientación del transformador.

Figura 1: Paredes cortafuegos de separación entre transformadores

b) Paredes de separación EI 60 entre los transformadores y los edificios; muros de construcción REI 90 (ver figura 2) de acuerdo con el documento Seguridad en caso de Incendio en el Diario Oficial de las Comunidades Europeas nº C 62/263 de fecha 28.02.1994.

Las distancias G de la figura 2 corresponden a las indicadas en la tabla 1


Figura 2: Protección contra el fuego entre transformador y edificio


d) La construcción de fosas colectoras del líquido aislante. 


Las instalaciones deberán disponer de cubas o fosas colectoras. Cuando la instalación disponga de un único transformador la fosa colectora debe tener capacidad para almacenar la totalidad del fluido y si hubiera más de un transformador la fosa debe estar diseñada para recibir, al menos, la totalidad del fluido del transformador más grande.

No obstante, cuando el transformador contenga líquido aislante, pero su potencia sea menor o igual de 250 kVA, la fosa podrá suprimirse. Asimismo, también podrá suprimirse cuando se utilice líquido aislante biodegradable que no puede derramarse a cauces superficiales o subterráneos o a canalizaciones de abastecimiento de aguas o de evacuación de aguas residuales.

La norma UNE-EN 61936-1 complementa este sub-apartado de la siguiente forma:

Los fosos de recogida y los depósitos colectores cuya utilización comparten varios transformadores deben disponerse de forma que el incendio de un transformador no pueda propagarse a otro.

Lo mismo es de aplicación a los fosos de recogida individuales conectados a los depósitos colectores de otros transformadores; con este fin pueden utilizarse, por ejemplo, capas de grava o tuberías rellenas de fluido. Las disposiciones que tienden a extinguir las llamas en una fuga de fluido son preferibles, por ejemplo, un lecho de grava (aproximadamente de 300 mm de espesor y con una granulometría de aproximadamente 40/60 mm) extingue las llamas del aceite incendiado que se filtra en él.

Disposición de los fosos de recogida y los depósitos colectores. Los fosos de recogida y los depósitos colectores deben diseñarse y disponerse de alguna de las siguientes formas:
  • Foso de recogida con depósito colector integrado para la totalidad de los fluidos (figura 3)


Figura 3: Foso de recogida con depósito colector integrado.
  • Foso de recogida con depósito colector separado. Cuando hayan varios fosos de recogida, las tuberías de drenaje pueden conducir a un depósito colector común a todos ellos, en tal caso, este debe ser capaz de contener la totalidad del aceite del transformador más grande (figura 4).


Figura 4: Foso de recogida con depósito colector separado
  • Foso de recogida con depósito colector integrado para varios transformadores. Este debe ser capaz de contener la totalidad del aceite del transformador más grande (figura 5).


Figura 5: foso de recogida con depósito colector integrado común


Las paredes y los conductos asociados de los fosos y depósitos colectores deben ser resistentes al aceite y al agua.

Debe asegurarse que la capacidad de los fosos/depósitos colectores de los fluidos aislantes y refrigerantes no se reduce indebidamente a causa del agua que penetre en ellos. Debe ser posible drenarlos o extraer el agua.

Se recomiendo un dispositivo simple que indique el nivel de líquido.

Debe prestarse atención al peligro de congelación.

Deben tenerse en cuenta las siguientes medidas adicionales para la protección de la canalizaciones de agua y de las aguas subterráneas:
  • Debe impedirse que los fluidos aislantes y refrigerantes rebasen la capacidad de los fosos/depósitos/bordillos del suelo y se desborden.
  • Para las instalaciones de exterior, se recomienda que la longitud y la anchura del foso sea igual a la longitud y la anchura del transformador aumentando un 20% de la altura del transformador en cada lado.
  • Las aguas drenadas deben pasar a través de dispositivos de filtración para separar los fluidos, a tal fin deben tenerse en cuenta sus pesos específicos (figura 6).

Figura 6: Ejemplo de sistema para filtración agua/aceite del foso de recogida

e) Instalación de dispositivos de extinción apropiados, cuando las consecuencias del incendio puedan preverse como particularmente graves, tales como la proximidad de los transformadores a inmuebles habitados (Ver anexo A). 


En las instalaciones dotadas de sistemas de extinción de tipo fijo, automático o manual, deberá existir un plano detallado de dicho sistema, así como instrucciones de funcionamiento. 


Los extintores, si existen, estarán situados de forma racional, según las dimensiones y disposición del recinto que alberga la instalación y sus accesos. 


En la elección de aparatos o equipos extintores móviles o fijos se tendrá en cuenta si van a ser usados en instalaciones en tensión o no, y en el caso de que sólo puedan usarse en instalaciones sin tensión se colocarán los letreros de aviso pertinentes. 


El proyectista deberá justificar que ha adoptado las medidas suficientes en cada caso.


Por su parte, la norma IEEE 979 en su apartado 4 indica los siguientes criterios con relación a las protecciones contra incendios en transformadores de subestación: 

4.3. Barreras cortafuegos 


La tabla 2 da algunos valores típicos de transformadores. El derrame de 4000 litros de aceite puede cubrir 157 metros cuadrados con una profundidad de 2.5 cm. Si los sistemas de contención son inadecuados deben disponerse barreras cortafuegos para proteger otros equipos o áreas adyacentes. Las barreras deben ser de materiales no combustibles o resistentes al fuego y concebidas para resistir el mayor fuego esperado.

Tabla 2: Cantidades típicas de aceite en equipos eléctricos
Transformadores trifásicos
Interruptores en baño de aceite
Galones de aceite con relación a 
MVA
Galones de aceite por tanque de interruptores trifásicos con relación a
 kV
12000 o más
100 MVA o más
1000 o más
230 kV
10000 - 11999
50 – 99 MVA
500 - 999
138 kV
8000 - 9999
30 – 49 MVA
499 o inferiores
69 kV
2000 - 7999
5 – 29 MVA
1999 o inferiores
5 MVA

(1 galón equivale a 3,7854 litros)

4.4. Instalación de transformadores exteriores.

4.4.1. Separación entre grandes transformadores y edificios.

Los transformadores que contienen 7571 litros de aceite o más deben estar al menos a 6.1 metros de cualquier edificio. Las paredes expuestas del edificio deben constituir o estar protegidas por una barrera cortafuego calculada para resistir dos horas, cuando la separación transformador edificio este comprendida entre 6.1 y 15.2 metros. La barrera debe extenderse en forma vertical y horizontal, de manera que cualquier punto del transformador esté como mínimo a 15.2 metros de cualquier punto de la pared no protegida. Si no es posible mantener estos límites deberá instalarse un sistema contra incendios. 

4.4.2 separación entre pequeños transformadores y edificios.

Deberán estar separados por las distancias mínimas mostradas en el tabla 3


Tabla 3: Separación entre pequeños transformadores y edificios
Rango del
transformador
Distancia mínima
recomendada al edificio
75 kVA o menos
3,0 metros
76 a 333 kVA
6,1 metros
Más de 333 kVA
9,1 metros

Si la distancia es menor a la mínima indicada, el edificio deberá estar construido con paredes resistentes al fuego. 


4.4.3. Separación entre grandes transformadores. 

Los grandes transformadores deben estar separados unos de otro por una distancia libre mínima de 9,1 metros o por una barrera cortafuego con resistencia mínima de una hora. 


4.4.4. Tamaño de las barreras cortafuegos. 

La altura de la barrera cortafuego debe ser al menos 30 centímetros por encima de la pieza más alta: tanque de aceite del interruptor, tanque del Transformador y su conservador, bornes del transformador, válvulas de alivio o de venteo, etc. horizontalmente debe extenderse 61 centímetros a cada lado, más allá de la línea de visión de todos los puntos de los transformadores adyacentes (figura 7).


Figura 7: dimensiones de los muros cortafuegos según IEEE 979

4.4.5. Sistemas de extinción. 

Deben considerarse sistemas automáticos de extinción para todos los transformadores enfriados por aceite, excepto aquellos adecuadamente separados de acuerdo con lo expuesto en 4.4.1, 4.4.2, 4.4.3 y 4.4.4, o cuando se califican como transformadores de repuesto que no se usan en el lugar donde se almacenan o transformadores con menos de 1893 litros de aceite.

Otras Recomendaciones

La “Guide for Transformer Fire Safety Practices” del CIGRE (Junio de 2013) basándose en la FM Global, “Property Loss prevention Data sheet 5-4: Transformers”, (Mayo de 2010), indica con relación a lo expuesto, lo siguiente:

FM Global, proporciona orientación sobre las distancias entre transformadores y edificios y entre la separación adecuada y transformadores adyacentes como se establece en las tablas 4 y 5. Estas recomendaciones se basan en el tipo y el volumen de líquido de los transformadores, así como el tipo de pared expuesta del edificio cercano.

Tabla 4: Recomendaciones FM Global para las distancias de separación entre Transformadores de exterior y edificios
Fluido
Volumen de líquido
(l)
Separación horizontal
(m)
Separación vertical
(m)
Resistencia al fuego
2 horas
Pared combustible
NO
Menos
inflamable
n/a
0,9
0,9
0,9
1,5
< 38000
1,5
1,5
7,6
7,6
> 38000
4,6
4,6
15,2
15,2
Aceite mineral
< 1900
1,5
4,6
7,6
7,6
1900 a 19000
4,6
7,6
15,2
15,2
> 19000
7,6
15,2
30,5
30,5

Tabla 5: Recomendaciones FM Global para las distancias de separación entre Transformadores de exterior
Fluido
Volumen de líquido
(l)
Separación horizontal
(m)
Menos inflamable
n/a
0,9
< 38000
1,5
> 38000
7,6
Aceite
mineral
< 1900
1,5
1900 a
19000
7,6
> 19000
15,2

Los siguientes ejemplos proporcionados por FM Global muestran cómo se utilizan los muros cortafuegos en diversos escenarios para proteger los equipos y edificios ante el incendio de un transformador. 

La Figura 8 ilustra cómo debe diseñarse una barrera cortafuegos para proteger dos transformadores adyacentes. FM Global informa que la pared cortafuegos debe extenderse al menos 600 mm horizontalmente y 300 mm verticalmente más allá de cualquier componente del transformador que podría estar sometido a un incendio como resultado de un fallo eléctrico, incluyendo los bornes y conservador llenos de aceite. Esto se representa por la distancia "d" y "e", respectivamente.



Figura 8: Barrera cortafuegos para dos transformadores adyacentes


FM Global define el área favorable al viento en la que cualquier edificio estaría expuesto al incendio. La figura 9 muestra la extensión de esta zona. La distancia "C" es dependiente de la cantidad de aceite. Una distancia mínima de 4,6 m debe aplicarse para volúmenes de aceite inferiores a 19.000 litros de aceite y distancias de 7,6 m para los volúmenes de aceite superiores a 19.000 litros.



Figura 9: Zona de exposición a favor del viento en el incendio del transformador

La figura 10 ilustra cómo una barrera de fuego deberá diseñarse para proteger el techo del edificio situado a sotavento de la exposición del fuego del transformador. La pared expuesta de este edificio debe tener una resistencia al fuego de 2 horas, por encontrarse dentro del área de peligro. Sin embargo, el techo del edificio también estará expuesto a este peligro, por lo tanto, la parte expuesta de la cubierta debe ser de Clase A (es decir, no combustible).

Figura 10: Construcción de los tejados expuestos a favor del viento en el incendio de transformadores

Dependiendo de la altura del edificio, una solución alternativa sería extender la pared resistente al fuego 2 horas del edificio como se muestra en la Figura 11 y utilizar la pared como una barrera cortafuegos para proteger el techo. 


Figura 11: Extensión de la pared del edificio para proteger la sección expuesta del techo

Cuando la pared expuesta del edificio es demasiado alta, sólo el área expuesta de la pared del edificio necesita ser resistente al fuego durante 2 horas. Este área de la pared puede determinarse como se muestra en las Figuras 12 y 13. Las distancias horizontales y verticales "a" y "b" se toman de la Tabla 5.

Figura 12: Alzado lateral del área expuesta de un alto edificio


Figura 13: Alzado frontal del área expuesta de un alto edificio

En la figura 14 se muestra un ejemplo de diseño FM Global de un foso de recogida con lecho de grava apaga fuegos.


Figura 14: Foso de recogida con lecho de grava



ANEXO A

Sistema de extinción de incendios de transformadores de Subestación con agua pulverizada

Es el sistema más utilizado para la protección en incendios de transformadores de intemperie. Consiste en una red de tuberías en cuyos extremos se instalan una serie de rociadores, cuya descarga de agua finamente pulverizada abarca toda la superficie de cada transformador. El agua se suministra por medio de una cisterna y una bomba, o bien, por medio de una instalación hidroneumática.

El agua, como agente de extinción de incendios, se viene usando desde hace mucho tiempo, debido a sus propiedades de enfriamiento y sofocación, dilución y emulsión. A continuación se amplían estos conceptos:


Extinción por enfriamiento: Por su alto calor específico, el agua tiene gran capacidad de enfriamiento. Al entrar en contacto con un material en combustión, absorbe el calor por la transformación del agua en vapor. Al dividirse la masa líquida en partículas finas, se aumenta y se facilita la evaporación. Por otro lado, conviene que las partículas sean lo suficientemente pesadas para que al ser proyectadas puedan vencer la resistencia del aire, la gravedad y el tiro térmico del aire cerca del incendio.

Extinción por sofocación: Sucede cuando las partículas de agua son transformadas en vapor, aumentando su volumen aproximadamente unas 1700 veces. El gran volumen generado, desplaza un volumen igual del aire que rodea al fuego, sofocándolo.

Extinción por emulsión: La emulsión se produce cuando el agua pulverizada es arrojada con fuerza contra una superficie de aceite u otro material viscoso, produciendo una emulsión aceite-agua.

La emulsión con líquidos de baja viscosidad es breve y se mantiene mientras el agua se sigue aplicando, lo que a su vez produce vapor de agua sobre la superficie del líquido inflamado.


Extinción por disolución: Este sistema de extinción sólo se produce en el caso en que los materiales inflamables sean solubles en el agua, cosa que no ocurre en el caso de incendio del aceite de un aparato eléctrico.

Por lo que respecta al suministro de agua, las opciones más utilizadas en subestaciones son:
  • Tanque hidroneumático de operación automática.
  • Cisterna y unidad de bombeo con motor diésel de operación automática.
El primer caso forma un sistema sumamente seguro, simple, y requiere poco mantenimiento, además de no requerir arranques periódicos para tener el sistema a punto de operación.


El segundo caso requiere tener buena vigilancia en la existencia de combustible del motor diésel y la carga de los acumuladores, y hacer pruebas frecuentes para asegurar la disponibilidad del equipo en los casos de emergencia. Además, se requiere una reserva de agua mucho mayor que se almacena en un tanque abierto o cisterna.


El funcionamiento de estas instalaciones es avisado por la reacción de detectores térmicos o velocimétricos que accionan, en caso de necesidad, una vávula automática que manda la alimentación de agua bajo presión a los pulverizadores. En general, la presión necesaria suele ser superior a 6 kg/cm2 (según la NFPA americana la presión debe ser 10,2 l/minuto/m2).

A veces, con el fin de atenuar el riesgo de congelación, las tuberías de la instalación pueden ser mantenidas vacías de agua. En ciertos casos la instalación no es solamente mantenida vacía sino además bajo una débil presión de aire. El agua fluye a la instalación fija desde el momento en que la cabeza extintora (por rotura de una lámina de cuarzo) provoca una caída de presión del aire del interior de la red de rociado. Esta caída de presión también se suele utilizar para el aviso de la alarma al puesto de mando.


En el diseño se suelen tomar medidas técnicas para que el tiempo comprendido entre la apertura de la cabeza extintora y la dispersión por lanzamiento del agua pulverizada sobre el lugar del incendio resulte inferior a 30 segundos.



Figura 15: Típico sistema de extinción por pulverización de agua en el transformador y en el área del foso de recogida



Figura 16: Prueba del sistema de extinción por agua pulverizada en Transformador de Subestación



ANEXO B

Sistema de despresurización del tanque del Transformador 

El sistema de despresurización por medio de Nitrógeno impide explosiones e incendios de transformadores por fallos internos generados por arcos eléctricos, debido a que permite:
  • Despresurizar el tanque en milisegundos, mediante la apertura de una válvula de despresurización rápida para aliviar la presión.
  • Evita el contacto entre el aire (oxígeno) y los gases explosivos
  • Eliminar la combustión de gases explosivos mediante la inyección de nitrógeno y como consecuencia enfriar el tanque.


Figura 17: Configuración estándar del sistema de despresurización para transformadores de 5 a 1000 MVA



FASES DE FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE DESPRESURIZACIÓN




a) Componentes del sistema 

b) Actuación de la válvula de despresurización por el aumento de presión en el interior del tanque por avería, 

c) Inyección de Nitrógeno para enfriar el tanque y expulsión de gases explosivos para prevenir una combustión interna 

d) Final del proceso, transformador listo para su reparación. 



Figura 18: Fases de funcionamiento del sistema de despresurización 





REFERENCIAS: 

Reglamento sobre condiciones técnicas garantías de seguridad en Centrales Eléctricas, Subestaciones y Centros de Transformación (RAT), (Real Decreto 337/2014, de 9 de mayo), 

Normas UNE-EN 61936-1 y IEC 61936-1: Instalaciones eléctricas de tensión nominal superior a 1 kV en corriente alterna. Parte 1: Reglas communes, 


IEEE 979 "Guide of Substation Fire Protection", 


CIGRE, Guide for Transformer Fire Safety Practices, (June 2013), 


FM Global, Property Loss prevention Data sheet 5-4: Transformers, May 2010, 


NFPA 850, "Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and High Voltage Direct Current Converter Stations", 2010 Edition, 


TRANSFORMER PROTECTOR CORP.




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