anÁlisis de riesgos tecnolÓgicos en la unidad tres de …
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IQ-2002-2-03
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ALEJANDRA CONSTANTE PÉREZ
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA BOGOTÁ, D.C.
2003
ANÁLISIS DE RIESGOS TECNOLÓGICOS EN LA UNIDAD TRES
DE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA DE PAIPA.
IQ-2002-2-03
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ALEJANDRA CONSTANTE PÉREZ
Proyecto de grado para optar al titulo de Ingeniera Química
ASESOR FELIPE MUÑOZ GIRALDO
Magíster en Ingeniería Industrial
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA BOGOTÁ, D.C.
2003
ANÁLISIS DE RIESGOS TECNOLÓGICOS EN LA UNIDAD TRES
DE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA DE PAIPA.
IQ-2002-2-03
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Nota de aceptación _____________________________ _____________________________ _____________________________ ____________________________ ASESOR _____________________________ Jurado 1 _____________________________ Jurado 2 _____________________________ Estudiante BOGOTA D.C., Enero 2003
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A Dios, por darme la fortaleza para terminar; a mi mamá y a mi papá por su apoyo incondicional.
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Deseo expresar mi agradecimiento a la Central Termoeléctrica de Paipa por
acceder a la realización de este proyecto en sus instalaciones, por la facilidad de
sus recursos y el apoyo que me brindaron; especialmente a los ingenieros de la
planta y el personal operativo que gustosamente me brindo su importante
colaboración.
Principalmente, deseo agradecer al Ingeniero Alejandro Carrillo Jefe del
Departamento de Medio Ambiente y de Servicios Técnicos por su interés,
colaboración y apoyo durante la ejecución del proyecto.
Igualmente, manifiesto mi agradecimiento al Ingeniero Felipe Muñoz, Coordinador
del Departamento de Ingeniería Química por su asesoría, orientación y apoyo
permanente durante el desarrollo del proyecto.
AGRADECIMIENTOS
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INTRODUCCIÓN. _________________________________________________ 1
JUSTIFICACIÓN __________________________________________________ 4
METODOLOGÍA.__________________________________________________ 6
1. aNTECEDENTES. ______________________________________________ 8 1.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA DE PAIPA. _________________________________________________________ 8
1.2 DESCRIPCIÓN DE LAS UNIDADES Y COMPONENTES CLAVE____________________________________________________10
1.3 SITUACIÓN DE SEGURIDAD ACTUAL ________________________ 13
2 definiciones__________________________________________________ 17 2.1. ACCIDENTE _____________________________________________ 17 2.2. SUCESO ________________________________________________ 18 2.3. PELIGRO INMINENTE (HAZARD) ____________________________ 18 2.4. RIESGO ________________________________________________ 18 2.5. AVERÍA (FAILURE)________________________________________ 20 2.6. COMBUSTIÓN ___________________________________________ 20 2.7. INFLAMABILIDAD_________________________________________ 21 2.8. EXPLOSIÓN _____________________________________________ 21 2.9. INCENDIO_______________________________________________ 22
3. MÉTODOS empleados en eL ANÁLISIS DE RIESGOS. _______________ 23 3.1. MÉTODOS CUALITATIVOS del ANÁLISIS DE RIESGOS. _________ 24
3.1.1 Análisis histórico de riesgos. _____________________________ 25 3.1.2 Análisis de lista de comprobación (Check list). _______________ 25 3.1.3 Análisis “¿Qué pasa sí...?” (What if...?)._____________________ 27 3.1.4 Análisis funcional de operabilidad - AFO (HAZOP).____________ 27 3.1.5 Análisis los modos de fallo y sus efectos (AMFE/FMEA). _______ 28 3.1.6 Análisis cualitativo mediante el empleo de árboles de fallo (AAF). 29
3.2 MÉTODOS CUANTITATIVOS DEL ANÁLISIS DE RIESGOS. _______ 30 3.2.1 Análisis Cuantitativo de Riesgos (ACR/QRA). ________________ 30 3.2.2 Análisis Mediante Árboles de Fallo. ________________________ 30 3.2.3 Método Dow: Índice de Fuego y Explosión. __________________ 31 3.2.4 Método de Exposición Química (IEQ/CEI). __________________ 31
4. ANÁLISIS MEDIANTE ÁRBOLES DE FALLO_________________________ 32 4.1. INTRODUCCIÓN__________________________________________ 32
4.1.1 Concepto del Árbol de Fallos. ____________________________ 34 4.1.1. Metodología.__________________________________________ 35 4.1.2. Concepto del Suceso Indeseado.__________________________ 38
4.2. MODELO DEL ÁRBOL DE FALLOS. __________________________ 39
TABLA DE CONTENIDO
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4.2.1 Simbología. __________________________________________ 40 4.2.1.1. Sucesos del Árbol de Fallos.__________________________ 42
4.2.1.1.1. Sucesos Primarios.________________________________ 42 4.2.1.1.2. Sucesos intermedios. ______________________________ 44
4.2.1.2. Puertas.__________________________________________ 44 4.2.1.2.1. Puerta “O”. ______________________________________ 45 4.2.1.2.2. Puerta “Y”. ______________________________________ 46 4.2.1.2.3. Puerta “O” Exclusiva. ______________________________ 47 4.2.1.2.4. Puerta “Y” de Prioridad. ____________________________ 47 4.2.1.2.5. Puerta de Inhibición._______________________________ 48
4.2.1.3. Símbolos de transferencia. ___________________________ 48 4.2.1.3.1. Transferencia de entrada. __________________________ 48 4.2.1.3.2. Transferencia de salida. ____________________________ 48
4.3. FUNDAMENTOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE ÁRBOLES DE FALLO.____________________________________________________49
4.3.1. Componentes Activos y Pasivos. __________________________ 49 4.3.2. Categorías de los Componentes de Fallos. __________________ 50 4.3.3. Mecanismos, Modos y Efectos de Averías. __________________ 51 4.3.4. Concepto de la Causa Inmediata. _________________________ 52 4.3.5. Reglas Básicas Para la Construcción de Árboles de Fallo. ______ 53
5. subsistemas de la unidad tres de la central termoeléctrica de paipa.______ 56 5.1. CALDERA. ______________________________________________ 57
5.1.1. Funcionamiento General de la Caldera._____________________ 59 5.1.2. Estudio General de las Secciones de la Caldera. _____________ 60
5.1.2.1. Tambores (Drums). _________________________________ 61 5.1.2.2. Tubos interiores (Internals). __________________________ 62 5.1.2.3. Pulverizadores y ventiladores de aire primario.____________ 62
5.1.2.4. Quemadores, ignitores de aceite liviano, y aparatos de llama segura._______________________________________________62
5.1.2.5. Hornos. __________________________________________ 63 5.1.2.6. Sobrecalentadores y recalentadores. ___________________ 63 5.1.2.7. Banco de la caldera. ________________________________ 64 5.1.2.8. Economizador. ____________________________________ 64 5.1.2.9. Válvulas de seguridad. ______________________________ 65 5.1.2.10. Sistemas de combustión y auxiliares. ___________________ 67 5.1.2.11. Sistemas de flujo de gas. ____________________________ 69 5.1.2.12. Sistemas de aceite combustible._______________________ 69 5.1.2.13. Controles de seguridad. _____________________________ 71 5.1.2.14. Precauciones antes del encendido de la caldera.__________ 72
5.1.1. Problemas de Servicio, Mantenimiento, Inspección y Reparaciones en la Caldera. _________________________________________ 73
5.1.1.1. Roturas los tubos en las partes a presión. _______________ 73 5.1.1.2. Daño por sobrecalentamiento. ________________________ 76 5.1.1.3. Bajo nivel de agua en la caldera. ______________________ 77 5.1.1.4. Sistemas de combustión. ____________________________ 79
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5.1.1.5. Válvulas de seguridad. ______________________________ 85 5.2. TURBOGENERADOR DE VAPOR. ___________________________ 86
5.2.1. Etapas de impulso._____________________________________ 87 5.2.2. Etapas de reacción. ____________________________________ 88 5.2.3. El Generador._________________________________________ 89 5.2.4. Sellos de la turbina. ____________________________________ 90 5.2.5. Clasificación de las turbinas de vapor.______________________ 90
5.2.5.1. Denominación según la presión-recalentador. ____________ 91 5.2.5.2. Denominación según las condiciones de agotamiento
(exhausting).__________________________________________ 92 5.2.5.3. Denominación según el flujo. _________________________ 92 5.2.5.4. Denominación según los tipos de expansión. _____________ 93 5.2.5.5. Denominación según orientación del eje (shaft orientation).__ 94
5.2.6. Componentes mayores de la turbina de vapor. _______________ 94 5.2.6.1. Válvulas__________________________________________ 94 5.2.6.2. Partes estacionarias de la turbina. _____________________ 97
5.2.6.2.1. Cilindro exterior. __________________________________ 97 5.2.6.2.2. El rotor._________________________________________ 98 5.2.6.2.3. Cojinetes. _______________________________________ 99
5.2.7. Generador. __________________________________________ 100 5.2.7.1. Marco del generador. ______________________________ 100 5.2.7.2. Estator. _________________________________________ 102 5.2.7.3. Rotor. __________________________________________ 102
5.2.8. Problemas de seguridad en la turbina._____________________ 102 5.2.8.1. Averías en los alabes de la turbina. ___________________ 102 5.2.8.2. Categorías de los fallos de la turbina. __________________ 104 5.2.8.3. Protección a la sobrevelocidad. ______________________ 105
5.2.8.4. Protección contra el agua en la turbina (Turbine water protection). ______________________________________ 108
5.2.8.5. Protección al rotor. ________________________________ 109 5.2.9. Turbogenerador de la Unidad Tres de Termopaipa. __________ 110
5.3. CONDENSADOR ________________________________________ 111 5.3.1. Arreglo del Condensador _______________________________ 112 5.3.2. Detección de escapes._________________________________ 114 5.3.3. Limpieza en la línea. __________________________________ 115
5.4. SISTEMA DE MANEJO DE CARBÓN. ________________________ 115 5.4.1. Molino de Bolas.______________________________________ 117
5.5. SISTEMA CONTRA INCENDIOS DE DIÓXIDO DE CARBONO. ____ 120 5.5.1. Descripción. _________________________________________ 120 5.5.2. Peligros inminentes para la seguridad (safety hazards). _______ 122 5.5.3. Componentes del sistema.______________________________ 123 5.5.4. Contenedores de almacenamiento. _______________________ 123 5.5.5. Sistemas de alta presión. _______________________________ 124 5.5.6. Inspecciones visuales. _________________________________ 124 5.5.7. Pruebas al Sistema de Extinción._________________________ 125
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6. DIAGRAMAS DE ÁRBOLES DE FALLOS._________________________ 127 6.1. ELABORACIÓN DEL ÁRBOL DE FALLOS DE LA CALDERA ______ 127
6.1.1. ESTRUCTURA DEL ÁRBOL.____________________________ 127 6.1.2. ÁRBOL DE FALLOS DE LA CALDERA. ___________________ 131
6.2. ELABORACIÓN DEL ÁRBOL DE FALLOS DEL TURBOGENERADOR._______________________________________132
6.2.1. ESTRUCTURA DEL ÁRBOL.____________________________ 132 6.2.2. ÁRBOL DE FALLOS DEL TURBOGENERADOR.____________ 135
6.3. ELABORACIÓN DEL ÁRBOL DE FALLOS DEL SISTEMA DE MANEJO DE CARBÓN. ________________________________________________ 137
6.3.1. ESTRUCTURA DEL ÁRBOL DEL SISTEMA DE MANEJO DE CARBÓN. ___________________________________________ 137
6.3.2. ÁRBOL DE FALLOS DEL SISTEMA DE MANEJO DE CARBÓN.__________________________________________________________ 138
6.4. ÁRBOL DE FALLOS DEL SISTEMA CONTRA INCENDIOS DE DIÓXIDO DE CARBONO ____________________________________________ 139
6.4.1. ESTRUCTURA DEL ÁRBOL. _____________________________ 139 6.4.2. ÁRBOL DE FALLOS DEL SISTEMA CONTRA INCENDIOS DE DIÓXIDO DE CARBONO___________________________________________________140
CONCLUSIONES. _______________________________________________ 141
BIBLIOGRAFÍA._________________________________________________ 148 ANEXO ________________________________________________________151
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INTRODUCCIÓN.
Uno de los objetivos primordiales en el diseño y operación de un proceso
productivo es mantener condiciones de seguridad que garanticen el bienestar de
los trabajadores, la comunidad vecina y todas las fuerzas del entorno relacionadas
con la planta. Sin embargo, en Colombia, la mayoría de las industrias
pertenecientes a sectores diferentes al químico manejan débiles políticas de
seguridad, restándole en la organización la importancia debida al tema.
Actualmente, con la llegada de fenómenos como la globalización, esta situación
esta cambiando, y las industrias que desean ser competitivas y mantenerse en el
medio deben actualizarse y procurar cumplir los estándares aceptados en materia
de calidad, medio ambiente y seguridad. Para garantizar estabilidad en la
producción se deben ofrecer condiciones bajo un marco de operación segura.
Es de esta forma, que la necesidad urgente por una mejoría en la calidad y en la
seguridad en el proceso de producción, le dan significado a la realización de este
proyecto. En este documento se realiza un análisis de riesgos para caracterizar
los fallos del proceso de generación térmica en la Unidad tres de la Central
Termoeléctrica de Paipa; se ejecuta el estudio de los parámetros de seguridad1
1 Consejo Colombiano de Seguridad, Ingeniería de fiabilidad y análisis de riesgos, 1988.
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traducidos a términos de posibles daños en el sistema, personas, instalaciones o
bien a la comunidad en general.
En este momento, los estudios de seguridad en Colombia para Centrales
Térmicas son escasos y se dedican en su gran mayoría a la Salud Ocupacional.
La legislación en materia de Seguridad Industrial tampoco es muy clara para las
generadoras termoeléctricas; se cuenta con la normatización de los procesos de
generación transmisión y distribución de energía del sector eléctrico colombiano2
publicada por el Ministerio de Trabajo y Seguridad Social y Sindicato de
Trabajadores de la Electricidad de Colombia.
El objetivo de este proyecto es estudiar la situación de seguridad de la unidad tres
de la Central Termoeléctrica de Paipa, empresa representativa del nivel eléctrico,
que cuenta con equipos y diseñadores reconocidos en el ámbito internacional;
condición que le da al proyecto mayor trascendencia ya que se evalúan los
parámetros de seguridad en el diseño de fabricantes reconocidos.
Termopaipa no es un caso aislado de la situación en seguridad industrial que se
vive a escala nacional, la percepción de la seguridad industrial se refleja en la
actitud de los trabajadores; la seguridad es un aspecto que no es primordial en la
cultura de los trabajadores. Tan solo se contempla la seguridad industrial en lo
que respecta a la salud ocupacional, a tal punto que se ha encontrado una
semejanza entre los dos conceptos.
2 Ver Anexo 1.
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Por otro lado, la aseguradora Zurich Global Energy- de la Central Térmica maneja
el concepto asegurador del riesgo3, aplicable a todo objeto o tipo de propiedad que
está sujeto a un accidente, con un posible daño o destrucción. Bajo este
concepto, la aseguradora ha encontrado múltiples y graves riesgos en la mayoría
de los subsistemas que componen las tres unidades de la Central y por lo mismo,
ha realizado duras recomendaciones como una contribución a la situación de
seguridad.
Finalmente, este panorama muestra la urgencia de implementar proyectos y
tareas en la Central Termoeléctrica de Paipa; que permitan mejorar la política de
seguridad a todos los niveles de la organización, incluyendo el nivel gerencial con
el fin de lograr un verdadero cambio al nivel de las actitudes en el personal que
labora en la Central; reconociendo la seguridad como un valor terminal en la
cultura de la organización.
3 Consejo Colombiano de Seguridad Curso “Análisis de Riesgos Industriales”, 1982.
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Las industrias colombianas deben contar con información sobre las situaciones de
peligro que entrañe la instalación4. Se debería proceder a una evaluación de las
instalaciones de riesgo mayor con la definición de sucesos catastróficos
imprevisibles5.
Como industria, la Central Termoeléctrica de Paipa es representativa a escala
nacional, y refleja una problemática en el campo de la seguridad industrial, que
puede afectar a los trabajadores, a la comunidad y tener consecuencias
económicas muy graves si no se trata a tiempo. Es por esto importante introducir
un cambio con este proyecto, que busca ser un primer escalón en la construcción
de una cultura de la seguridad en Termopaipa.
El ingeniero químico es un profesional que a lo largo de su formación académica
ha construido las características necesarias para encargarse del manejo seguro
de los procesos industriales; por esto, este proyecto de grado comprende el
Análisis de Riesgos Tecnológicos para una Central Térmica, buscando como
objetivo primordial de contribuir al mejoramiento de la política de seguridad de la
organización.
4 Organización Internacional del Trabajo, OIT., Prevención de accidentes industriales mayores, 2002. 5 Ibid, p. 1.
JUSTIFICACIÓN
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El estudio se hace importante en el marco de proyecto de grado, ya que contiene
como eje central la seguridad reflejada a la luz de un proceso, (generación de
energía eléctrica) que a pesar de no ser del área química, es un proceso de gran
importancia en el ámbito nacional; y adicionalmente, refleja la versatilidad de un
ingeniero químico.
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METODOLOGÍA.
Para la realización de este estudio, inicialmente se buscó información en
Termopaipa, para el establecimiento de los alcances del proyecto y lograr un
diagnostico inicial de la situación en seguridad. Esto se logro con la búsqueda de
los estudios previos, inspecciones y documentos de operación, así como registros
históricos. Como conclusión de esta búsqueda se decidió seleccionar la unidad
tres de Termopaipa como unidad de estudio, debido a que es la unidad mas nueva
y la que cuenta con mayor información, con la idea de limitar el alcance del
proyecto.
Posteriormente, se realizo el estudio de los métodos de análisis de riesgos
disponibles, seleccionando el análisis cualitativo mediante árboles de fallos, una
vez seleccionado se busco de la metodología para la elaboración de los árboles.
De nuevo en Termopaipa, se identificaron los componentes de la unidad que
generan mayores riesgos, tratando de manejar la unidad tres como un sistema y
escoger los componentes como subsistemas de la unidad que permitieran la
ejecución efectiva del análisis. Posteriormente, se ampliaron los problemas y
riesgos en operación de la unidad tres con la bibliografía adicional y fuentes
externas a Termopaipa. Los subsistemas seleccionados son: Caldera,
Turbogenerador (incluyendo el condensador), Sistema de manejo de carbón,
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sistema contra incendios de dióxido de carbono. Adicionalmente se busco por
medio de testimonios de experiencias, riesgos y fallos vividos durante la operación
de la unidad tres, con ingenieros que laboran en la Central Térmica.
Lamentablemente, no se pudo contar con el testimonio de muchos operarios ya
que no contaban con experiencias relacionadas con la seguridad en el proceso.
Finalmente, se procedió a la elaboración de los árboles de fallo para los
subsistemas, buscando la inclusión de los sucesos vividos en Termopaipa y de los
sucesos indeseados que tienen alta probabilidad de ocurrir. Esto con la aspiración
de emitir unas recomendaciones finales que contribuyan con hechos concretos a
la consecución de practicas seguras, mecanismos y sistemas de seguridad que
mejoren las políticas en este campo en la Central Termoeléctrica.
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En este capitulo se presenta el panorama actual de la Central Termoeléctrica de
Paipa, con base en los informes realizados recientemente por parte de las
aseguradoras y compañías de mantenimiento. De esta manera, se describen
brevemente las unidades que componen la Central, haciendo énfasis en la Unidad
tres, de interés para el presente documento; por otro lado se hace un recuento de
la situación de seguridad en la Central, detallando las zonas y equipos que
representan un mayor riesgo.
La Central Termoeléctrica de Paipa se encuentra ubicada adyacente en el Río
Chicamocha, aproximadamente a cinco kilómetros de Paipa, en el Departamento
de Boyacá, distante alrededor de tres kilómetros del Municipio de Paipa.
Termopaipa es una planta termoeléctrica que data de entre mediados de los años
60 y principios de los 80, comprende tres unidades convencionales propulsadas
por carbón pulverizado. La Unidad uno es la más antigua con capacidad de 28
MW, las Unidades dos y tres tienen cada una 66 MW de capacidad. La
1. ANTECEDENTES.
1.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA DE
PAIPA.
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constitución e instalación de las tres unidades, se realizo en los siguientes
periodos:
Unidad 1: 1958 - 1962
Unidad 2: 1974 - 1976
Unidad 3: 1979 – 1981
La Central Termoeléctrica de Paipa comprende un conjunto de instalaciones en
donde se aprovecha la energía calórica contenida en el carbón -como
combustible-, para luego producir energía eléctrica. El grupo termoeléctrico esta
compuesto básicamente por:
§ Un Generador de vapor o Caldera, donde usando el calor producido por la
combustión del ACPM, Fuel-Oil o Carbón, calienta una determinada
cantidad de agua hasta vaporizarla;
§ Una Turbina encargada de transformar la energía que lleva el vapor en
rotación, todo ello operando en el Ciclo Rankine tipo regenerativo;
§ Un Generador que es el encargado de transformar la energía mecánica
de rotación que le transmite la Turbina en energía eléctrica.
§ La Subestación Eléctrica con sus respectivos Transformadores,
Disyuntores, Seccionadores, etc.; es aquí donde se realizan las diferentes
maniobras para distribuir la energía.
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El Carbón necesario para la operación es suministrado por la minería del
Departamento de Boyacá. La Central cuenta para su administración, operación y
mantenimiento con 186 personas distribuidas entre siete departamentos que
desempeñan funciones muy especificas.
Cada una de las tres unidades de generación eléctrica comprende una única
caldera propulsada por carbón y combustóleo (fuel oil) dispuesta a suministrarle
vapor a alta presión a un turbogenerador a vapor de un único cilindro. Todas las
unidades son esencialmente del mismo diseño y construcción, las unidades dos y
tres son prácticamente idénticas. Los detalles básicos de las mismas aparecen en
la siguiente tabla:
Unidad 1 2 3 Año de
construcción 1964 1975 1983
Fabricante de la caldera
Stein & Roubaix Distral-Foester Wheeler
Distral-Foester Wheeler
Potencia (te/h) 135.0 284.0 300.0 Condiciones de vapor (°C/kg/cm2)
500/65 510/92.5 510/92.5
Fabricante de la turbina
Alstom Mitsubishi Mitsubishi
Fabricante del generador
Alstom Mitsubishi Hitachi
Potencia (MVA) 41.25 80.0 80.0
Tabla 1. Detalles básicos de las unidades de la Central Termoeléctrica de Paipa.
1.2 DESCRIPCIÓN DE LAS UNIDADES Y COMPONENTES CLAVE
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La caldera de la unidad uno es un aparato de propulsión angular con tres niveles
de quemadores de ranura, en tanto que las unidades dos y tres son de propulsión
mural con cuatro niveles de cuatro quemadores cada uno. Cada quemador esta
equipado con una bujía de ignición junto con un quemador de ACPM para cuando
se apaguen las luces y un quemador de combustible pesado (fuel oil) para
cuando la carga esté baja o como mecanismo de apoyo (25% de MCR). Todos
los quemadores disponen de monitores de llama, uno para aceite y otro para
carbón.
El combustoleo puede utilizarse como alternativa del 25 % de MCR y se almacena
dentro de dos tanques rodeados de canaletas de contención de derrames en la
planta. Los quemadores son del tipo convencional de vapor atomizado y se
retraen cuando no están en uso. El ACPM para ignición también se almacena
dentro de un tanque protegido por canaletas en la planta.
El diseño de las tres unidades es de tiro equilibrado. Todas las unidades tienen
dos ventiladores de tiro forzado, las unidades 2 y 3 tienen dos ventiladores de tiro
inducido. Aun cuando hay dos ventiladores disponibles, no proporcionan el 100 %
de redundancia.
Las unidades 1 y 2 cuentan con intercambiadores de vapor y calor de tubería para
precalentamiento del aire, en tanto que la unidad 3 tiene una calentador rotativo de
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aire más convencional de diseño Ljunstrom6. Todas las unidades tienen
precipitadores electrostáticos para control de emisiones y todo el escape de gases
se realiza a través de chimeneas independientes.
El vapor proveniente de cada caldera pasa al respectivo turbogenerador donde
se expande a través de una turbina de sección única dispuesta para propulsar
directamente el generador. Existen varios puntos de extracción para suministrarle
energía a varios equipos auxiliares, tales como los calentadores de alimentación.
En los turbogeneradores se encuentran transformadores de paso ascendente
independientes dispuestos en un área dentro de un patio exterior. Cada unidad
tiene transformadores independientes de arranque y auxiliares y todas las
máquinas están bien separadas por muros de concreto antiexplosión.
Hay una planta de tratamiento de agua para alimentación común que esta
disponible para todas las unidades, la cual comprende pretratamiento y
desmineralización mediante una superficie de mezcla y unidades de intercambio
catión y anión.
6 Empresa de Energía de Boyacá, Plan de Manejo Ambiental; 1998.
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La situación de seguridad en Termopaipa descrita a continuación se basa
principalmente en el informe de la aseguradora, con base en la inspección del 23
de octubre de 2001, realizada por Simón Marshall de Zurich Global Energy7.
El carbón suministrado a la planta llega en volquetas y luego se compacta para
ayudar a prevenir una posible combustión espontánea. A medida que se va
requiriendo, el carbón pasa mediante dos trituradoras a los diversos molinos de
carbón por medio de una banda transportadora común. Ninguna de las bandas
transportadoras de carbón cuenta con un sistema de detección y/o protección
contra incendio y dicha función tampoco se cumple en la galería a donde llegan
las bandas.
Existe una antigua planta de secado de carbón que hoy en día resulta redundante
pero aún no se ha retirado de la planta, debido a fallas en la gestión de seguridad.
La planta tiene varios sistemas redundantes y hay una gran cantidad de carbón
sólido y en polvo en las zonas del sistema de manejo de carbón: patio de
carbones, molinos y bandas, que debería retirarse del lugar para reducir la
exposición de las instalaciones operativas.
7 Zurich Global Energy, Informe de Inspección de Seguro de Ingeniería, 2001.
1.3 SITUACIÓN DE SEGURIDAD ACTUAL
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Las tres calderas están dispuestas a lado y lado con un buen grado de separación
física entre sí, y con respecto de un corredor común de turbina, por el espacio que
deja el molino y una pared de bloques de concreto y laminas de acero. Dos de las
turbinas están dispuestas extremo contra extremo y la tercera esta a 90 ° de las
otras pero separada por una distancia de aproximadamente 30 metros.
En estado deficiente se encuentra la limpieza y el orden en todas las instalaciones
de la planta, durante la inspección de Zurich se notaron depósitos de polvo de
carbón de hasta 150 mm de profundidad en algunos lugares y fugas de aceite en
diversas áreas.
Los generadores de turbina de las unidades 2 y 3 están ubicados extremo contra
extremo en ángulo recto con respecto a la unidad 1, dejando tan solo algo de
espacio entre los mismos. Las unidades de lubricación de aceite de las turbinas
no tienen instalado ningún sistema de contención de derrames en el piso
directamente debajo de las cubiertas de las turbinas. Dado que hay poca
separación física entre los niveles y hay muchos orificios dentro del piso
circundante, se considera que hay un significativo potencial de propagación de
incendio entre los niveles que conllevaría a extensos daños en los equipos
asociados con cada unidad. Las demás edificaciones y estructuras son de
construcción no combustible y están compuestas por marcos de gran contenido de
acero o concreto reforzado con superficies de ladrillos o bloques de concreto entre
las áreas.
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Existen sistemas comunes de lubricación para el turbogenerador y control de nivel
de aceites para cada unidad. En cada uno de dichos sistemas se encuentra una
bomba principal de suministro propulsada por un eje con una unidad de respaldo
AC y otra DC instaladas en el área superior de un depósito único ubicado debajo
de la cubierta de la turbina de la Unidad 1.
Los sistemas de lubricación de las turbinas con aceite están ubicados en
estructuras elevadas que no presentan canaletas de contención de aceite y hay
orificios en el piso que permitirían que el aceite cayera en cascada hacia los
niveles inferiores en el evento de un derrame significativo causante de incendio.
Los generadores se enfrían mediante hidrógeno suministrado por los cilindros
ubicados en el área al nivel del piso abajo de las turbinas.
Existen programas de monitoreo del estado de la planta en funcionamiento, sin
embargo, la información histórica no existe.
El programa correctivo no se aplica a todos los defectos porque durante la
inspección se detectaron varias fugas. Faltan cubiertas de los equipos eléctricos y
otros equipos están dañados en las áreas de los quemadores de las calderas, los
medidores de nivel de los tambores principales se habían retirado de los mismos y
su aislamiento era defectuoso en varias partes.
Los sistemas de protección contra incendio se limitan a la inundación automática
de los transformadores de la unidad II y III y del sistema de lubricación con aceite
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de la unidad III. Dichos sistemas se alimentan de un pozo que suministra agua
contra incendio, el cual funciona en forma automática.
El combustóleo llega a la planta y se almacena en tanques de acero cuya
disposición es correcta, alejada de las áreas de producción. Cada tanque se
encuentra dentro de su propio dique de contención y cuenta con sistemas de
inundación de agua y llenado con espuma, que se activan manualmente.
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2 DEFINICIONES
Una combinación específica de sucesos o circunstancias que conducen a una
consecuencia indeseable. La secuencia accidental que se puede dar de manera
significativa de manera completa o total, suele ser8:
ª Emisión: derrame (líquidos) o escape (gases y vapores) generalmente
por perdida de contención de los fluidos. Puede generar efectos tóxicos,
incendios y/o explosiones según la naturaleza de las sustancias
emitidas.
ª Incendio: combustión (de varias formas) de los fluidos contenidos o
emitidos, generando radiación térmica dañina, cuando aquellos son
inflamables.
ª Explosión: anterior (por ejemplo, de aparatos) a la emisión o posterior
(por aceleración de la combustión) al incendio, generando ondas de
presión y sobrepresión destructivas. La explosión puede también dar
lugar a la propagación de proyectiles.
8 Storch de Gracia, J.M.; Manual de seguridad para la industria en plantas químicas y petrolíferas: fundamentos, evaluación de riesgo y diseño, V2, McGraw Hill1, Madrid, 1998
2.1. ACCIDENTE
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Un acontecimiento que implica el comportamiento o la acción humana o bien la
ocurrencia externa al sistema que cause una perturbación en el mismo. Un
suceso se asocia con un incidente o bien como causa, o bien como causa
contribuyente del mismo, o bien como respuesta a un suceso iniciador.
Cualquier condición real o potencial, que puede causar perjuicio o muerte o
perdida de equipos o propiedad.
Fuente u origen de un riesgo, una amenaza que puede causar un accidente.
Referido a un accidente, se define como la contingencia de sus consecuencias (o
daño). Tiene carácter cuantitativo, siendo su expresión más generalizada el
producto de la probabilidad de ocurrencia del accidente considerado (absoluta o
referida a un tiempo determinado) por las consecuencias esperadas.
La combinación de la severidad del riesgo con la probabilidad de su ocurrencia.
La causa del riesgo es cualquier asunto que creo o significativamente contribuye a
su existencia, y sus efectos, son las consecuencias perjudiciales que genera.
2.2. SUCESO
2.3. PELIGRO INMINENTE (HAZARD)
2.4. RIESGO
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Existen clases particulares de riesgos:
v Riesgos Profesionales
Son los accidentes que se producen como consecuencia directa del trabajo
o labor desempeñada y la enfermedad que haya sido catalogada como
profesional por el gobierno nacional9.
v Riesgos comunes
Son aquellas condiciones y operaciones normales que pueden causar un
incendio. Estos riesgos se encuentran en todas las clases de ocupación y
causan alrededor del 75% de los siniestros. Se considera como riesgo
común al suministro de vapor (calderas), energía eléctrica (transformadores
e instalaciones eléctricas), aire comprimido (compresores), corte y
soldadura, orden, limpieza y mantenimiento de la planta (housekeeping).10
v Riesgos especiales
Son aquellas condiciones y operaciones especiales o extraordinarias del
proceso de fabricación, trabajos característicos o naturaleza de la
ocupación de una clase especial que tiene una posibilidad potencial de
causar incendio, explosión, u otros riesgos que no son comunes en las
demás ocupaciones11. Los riesgos especiales dependerán del tipo de
ocupación de una planta. Entre ellos se puede mencionar las explosiones
9 Ministerio de Trabajo y Seguridad Social, Decreto 1295 de 1994; Articulo 8, 1994. 10 Consejo Colombiano de Seguridad, Curso “Análisis de Riesgos Industriales”, 1982. 11 Consejo Colombiano de Seguridad, Ingeniería de fiabilidad y análisis de riesgos, 1988
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de polvo, explosiones en calderas, combustión espontánea, grandes
depósitos de alta carga combustible.
2.5. AVERÍA (FAILURE)
Un artículo de un equipo sufre una avería cuando no es suficientemente capaz de
llevar a cabo una o más de sus funciones destinadas. Se debe notar que un
artículo no necesita estar completamente funcional para sufrir una avería. Por
ejemplo, una bomba que esta aún operando, pero no es capaz de bombear la rata
de flujo requerida, ha fallado. En la terminología de mantenimiento centrado en la
fiabilidad (Reliability Centered Maintenance), una avería es frecuentemente
llamada una avería funcional. Bajo esta definición el shutdown planeado de un
equipo es clasificado como una avería, pero el shutdown rutinario del equipo no
puede ser considerado como una avería. La justificación para la inclusión de
shutdowns planeados como averías es que una avería, como es definida, causa
una interrupción de la naturaleza deseable de estado estable del proceso de
producción, y por lo tanto debe, idealmente, ser evitada.
2.6. COMBUSTIÓN
Reacción exotérmica de una sustancia, llamada combustible, que es susceptible
de arder, bajo condiciones específicas, con un oxidante, llamado comburente; el
fenómeno viene acompañado generalmente por una emisión lumínica en forma de
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llamas o incandescencia con desprendimiento de productos volátiles y/o humos, y
que puede dejar un residuo de cenizas.
2.7. INFLAMABILIDAD
Es el conjunto de características fisicoquímicas (afinidad por un comburente,
energía de activación y presión de vapor) que determina que, cuando la masa de
combustible rebasa una temperatura dada12, los vapores emitidos por la misma
(en presencia del comburente y en unas proporciones adecuadas de ambas
sustancias gaseosas) inicien una reacción de combustión, en presencia de una
fuente externa de ignición. Es la aptitud de un material o producto para arder con
producción de llama.
2.8. EXPLOSIÓN
Son fenómenos caracterizados por el desarrollo de una presión (dentro de
sistemas cerrados) o de una onda de sobrepresión (en espacios abiertos) que dan
lugar a daños mecánicos. Según su origen y consecuencias las explosiones
pueden estar en el inicio de una fuga (con consecuencias tóxicas y/o incendiarias)
Equilibrado en un tiempo muy corto de una masa de gases en expansión contra la
atmósfera que la rodea. Si la energía necesaria para la expansión de los gases
procede de una reacción química, se dice que la explosión es química. Cuando la
energía procede de alguna otra fuente, se trata de una explosión física. En este
12 Storch de Gracia, J.M.; Manual de seguridad para la industria en plantas químicas y petrolíferas: fundamentos, evaluación de riesgo y diseño, V2, McGraw Hill1, Madrid, 1998.
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segundo caso se requiere que la materia esté confinada, mientras que en el
primero no es necesario.
2.9. INCENDIO
Los incendios son reacciones de oxidación, generalmente con el aire como
comburente, de materias combustibles. Los efectos de estos accidentes son13:
ª Calor (generalmente radiante) que produce daños de por sí y porque
puede propagar la cadena accidental.
ª Humos sofocantes y/o tóxicos.
ª Onda explosiva sobrepresión cuando se dan ciertas condiciones de
aceleración de la velocidad de reacción y/o contención.
13 Storch de Gracia, J.M.; Manual de seguridad para la industria en plantas químicas y petrolíferas: fundamentos, evaluación de riesgo y diseño, V2, McGraw Hill1, Madrid, 1998. .
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El análisis de riesgos es un proceso sistemático, estructurado y manejado con
disciplina y rigor. Es una disciplina que combina la evaluación técnica y
multidisciplinaria de las actividades y materiales en relación con la seguridad
procesos industriales, con técnicas estadísticas que permiten estimar frecuencias,
probabilidades y consecuencias de accidentes, con ayuda de modelos
matemáticos.
El termino “análisis de riesgos” se utiliza para caracterizar, los fallos o la
operatividad de procesos y equipos, el estudio de los parámetros de seguridad,
traducidos a términos de posibles daños (riesgos) en el propio sistema, o bien, a
personas, instalaciones y bienes, en general, de la empresa, al medio ambiente, a
la comunidad o a terceros.14
Los estudios de seguridad pueden ser cuantitativos, semicuantitativos o
cualitativos, a continuación se ilustran algunas clases de análisis cualitativos y
cuantitativos.
14 Consejo Colombiano de Seguridad, Curso Análisis de Riesgos Industriales, 1982.
3. MÉTODOS EMPLEADOS EN EL ANÁLISIS DE RIESGOS.
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3.1. MÉTODOS CUALITATIVOS DEL ANÁLISIS DE RIESGOS.
Son técnicas de análisis crítico que no recurren al análisis numérico. Su objetivo
principal es identificar riesgos, sus efectos -incidentes y accidentes cuando se
materializan los riesgos-, y sus causas -orígenes y fuentes de los riesgos-.
Los métodos cualitativos emplean diferentes herramientas lógicas y auxiliares.
Algunos de ellos establecen estructuras lógicas secuenciales, causas /riesgos/
efectos, que, además de identificar, sirven como base para análisis
semicuantitativos o cuantitativos posteriores.
Fuentes para llevar a cabo el análisis de riesgos cualitativo:
v Información confiable y detallada del proceso, su control e instrumentación
(diagramas P&ID), disposición, las materias y materiales.
v Datos de las propiedades físicas, químicas y de procesamiento de las
materias y materiales sometidos a proceso.
v Informes de incidentes y accidentes dentro de la compañía y/o instalación
Algunos de los métodos para análisis cualitativo de riesgos son descritos a
continuación.
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3.1.1 Análisis histórico de riesgos.
En el análisis histórico de riesgos se detecta directamente, por medio de un
estudio detallado, aquellos elementos de las instalaciones y operaciones que han
determinado accidentes en el pasado. Adicionalmente, se proponen medidas
concretas que aumentan la fiabilidad de los elementos mencionados y se
proponen métodos para mitigar efectos parecidos a los de accidentes ocurridos.
Se trata de estudiar los accidentes descritos en bancos de datos para, considerar
sus causas, consecuencias y parámetros estadísticos simples, extraer
conclusiones y recomendaciones. Con éstas se pueden tomar las medidas
preventivas sobre las causas, materiales y operativas, así como medidas
mitigantes de los efectos. El análisis histórico de riesgos permite una evaluación
rápida, directa y económica de riesgos, y causas más importantes en instalaciones
existentes y en proyecto.
3.1.2 Análisis de lista de comprobación (Check list).
Un análisis de lista de comprobación o check list es una aproximación basada en
la experiencia en la cual una lista de aspectos específicos es usada para
identificar tipos conocidos riesgos, situaciones potenciales de accidentes o
deficiencias de diseño. Las listas de comprobación son usadas con frecuencia en
la evaluación de procesos nuevos, o son empleadas para identificar y eliminar
riesgos que han sido reconocidos en operaciones previas de sistemas similares.
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Las listas de comprobación son desarrolladas específicamente para procesos o
una operación, y un análisis de listas de comprobación incluye una visita al
entorno en el cual el proceso o la operación toman lugar. Las listas de
comprobación deben ser consideradas como documentos vivos que necesitan ser
revisadas y puestas al día regularmente. Lecciones aprendidas y experiencias de
operación de aplicación reciente pueden deben ser incorporadas después de un
repaso formal. Tradicionalmente las listas de comprobación han sido usadas para
asegurar que las organizaciones sean cumplidas con sus prácticas estándar.
El análisis de listas de comprobación incluye un repaso del proceso u operaciones
por los miembros del equipo de evaluación de riesgos. Este recuento responde a
los aspectos de la lista de comprobación con base en observaciones,
documentación de sistemas, entrevistas con operadores y percepciones
personales. El equipo de evaluación de riesgos documenta cualquier deficiencia
observada y provee recomendaciones para mejoras en la seguridad.
Mientras que el análisis de listas de comprobación es un proceso estructurado,
sistemático, este es de uso limitado en el descubrimiento de riesgos únicos,
inesperados o diferentes. Hay técnicas de evaluación de riesgos más creativas,
procesos de lluvia de ideas que se ajustan mejor para identificar riesgos
inesperados o únicos, entre ellas el análisis HAZOP y el análisis What-if...?.
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3.1.3 Análisis “¿Qué pasa sí...?” (What if...?).
El análisis ¿Qué pasa sí...? es un examen creativo y flexible de un proceso u
operación para riesgos potenciales. Miembros del equipo de evaluación de riesgos
son animados a formular preguntas ¿Qué pasa sí? o discutir aspectos específicos
que las conciernan. El análisis Qué pasa si repasa el proceso u operación
sistemáticamente desde el comienzo al final (o el limite definido por el alcance del
análisis). El análisis usualmente se enfoca en un tipo particular de consecuencia
tal como contaminación ambiental, o seguridad del trabajador y del público. Esta
es una técnica de evaluación de riesgos muy poderosa en las manos de un líder
hábil y equipo experimentado, de otra manera, se pueden obtener resultados
incompletos. Para operaciones o sistemas simples el análisis puede ser
conducido por una o dos personas. La documentación es clave para transformar
los hallazgos de un análisis ¿Qué pasa sí...?, en medidas para eliminación o
reducción de riesgos. La lista de hallazgos, es usualmente guardada en una hoja
de trabajo y el equipo usualmente desarrolla una serie de recomendaciones para
mejorar la seguridad de la operación o proceso con base en los resultados del
análisis.
3.1.4 Análisis funcional de operabilidad - AFO (HAZOP).
El análisis funcional de operabilidad (Hazard and Operability Analysis, HAZOP)
opera bajo el siguiente principio: Un grupo de expertos con diferentes
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antecedentes que trabajan juntos en un proyecto puede interactuar en un modo
creativo e identificar más problemas que cuando trabajan por separado y
combinan sus resultados. Aunque el análisis AFO fue inicialmente desarrollado
para un diseño o tecnología nueva, es aplicable casi a todas las fases de la vida
de un proyecto. El estudio AFO se enfoca en secciones específicas del proceso o
pasos de operación llamados “nodos de estudio”. El equipo de evaluación de
riesgos examina cada nodo de estudio por desviaciones potencialmente peligrosas
–potentially hazardous deviations- con la ayuda de un conjunto de palabras guía:
“No”, “Menos”, “Más”, “Parte de”, “Tan bien como“, “Contrario”, “Otro que”. Las
palabras guía son sistemáticamente aplicadas a los parámetros del proceso a
cada nodo de estudio para asegurarse que todas las desviaciones relevantes de
los parámetros del proceso y sus consecuencias han sido evaluadas. El análisis
AFO más que otra técnicas de evaluación de riesgos, esta dirigida hacia una
aproximación de equipo multidisciplinario, proporciona un marco formal y
sistemático para el análisis cualitativo (identificación de riesgos). Aunque el
proceso de pensamiento del análisis AFO puede ser usado por una persona, los
resultados de tal estudio no pueden ser llamados análisis AFO.
3.1.5 Análisis los modos de fallo y sus efectos (AMFE/FMEA).
Se trata de un estudio sistemático de las causas de los fallos, así como de sus
efectos. Todas las causas o modos de fallo se consideran, para cada elemento
del sistema y a continuación se registran todas las posibles consecuencias o
efectos. Este método se usa corrientemente en combinación con los análisis de
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38
los árboles de fallo. El procedimiento del AMFE es complicado y frecuentemente
se lleva a cabo por analistas experimentados.
3.1.6 Análisis cualitativo mediante el empleo de árboles de fallo (AAF).
El Análisis de Árbol de Fallos (Fault tree Analysis, FTA) es un método deductivo
que permite obtener información cualitativa y cuantitativa de un sistema bajo
estudio. Este análisis se realiza sobre el denominado Árbol de Fallos, entendiendo
por ello, la representación gráfica de un modelo lógico con combinaciones de
eventos que conducen a la aparición de un suceso predefinido y no deseado de un
sistema. La información cualitativa más importante está constituida por la
identificación de aquellos conjuntos mínimos de fallos que conducen a la aparición
del fallo no deseado. La información cuantitativa más relevante es la No
Disponibilidad y la Fiabilidad del sistema. Este tipo de análisis se puede aplicar
tanto en la etapa de diseño como en la de operación de un sistema técnico,
pudiendo proporcionar en ambos casos mejoras substanciales en los procesos
involucrados. Es un método cualitativo de análisis de los sucesos de fallo en
sistemas complejos, mediante una descomposición inductiva de sucesos capitales
o complejos en otros (escalonadamente más sencillos) hasta llegar a sucesos
básicos (de sencillez máxima) que pueden considerarse como causas iniciadoras.
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3.2 MÉTODOS CUANTITATIVOS DEL ANÁLISIS DE RIESGOS.
3.2.1 Análisis Cuantitativo de Riesgos (ACR/QRA).
Se trata de una técnica que proporciona métodos cuantitativos avanzados
destinados a suplir otras identificaciones, análisis, estimaciones, control y métodos
para control del riesgo, de manera que se puede identificar el potencial para tales
incidentes y evaluar la reducción de riesgo así como controlar las estrategias.
Este método identifica las áreas donde puede modificarse la operación, la
ingeniería o los sistemas de gestión con el fin de reducir los riesgos y también
puede ayudar a identificar la manera más económica de hacerlo. El objetivo
primario del ACR está en ayudar a hacer que se tomen acciones de gestión
adecuadas con el fin de ayudar a hacer que las instalaciones que tratan productos
peligrosos sean más seguras. El ACR es un componente de la gestión total del
riesgo en los procesos para una organización. Permite la estimación cuantitativa
de alternativas de riesgo que pueden ser contrastadas con otras consideraciones.
3.2.2 Análisis Mediante Árboles de Fallo.
Este método permite estimar la frecuencia del incidente peligros (denominado
suceso capital) a partir de un modelo lógico de los mecanismos de fallo de un
sistema. El suceso capital desarrollado hacia abajo se descompone en fallos más
básicos utilizando puertas lógicas para determinar las causas y las probabilidades.
La frecuencia o probabilidad del suceso capital se calcula a partir de los datos de
fallo de sucesos más sencillos.
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3.2.3 Método Dow: Índice de Fuego y Explosión.
Dow Fire and Explosion Index (FEI). El IFE fue desarrollado por The Dow
Chemical Co. Se utiliza para cuantificar el potencial de peligro con respecto a
fuegos y explosiones. Su propósito es cuantificar el daño resultante de un
incidente. El método empieza por identificar el equipo que podría contribuir en un
incidente y las maneras de mitigar incidentes posibles. Es una forma de
comunicar a la dirección el potencial cuantitativo de peligro. El IFE mide de
manera realista la pérdida potencial máxima resultante de condiciones operativas
adversas. Se basa en datos cuantificables. Esta diseñado para sustancias
inflamables, combustibles y reactivas que sean almacenadas, manipuladas o
procesadas.
3.2.4 Método de Exposición Química (IEQ/CEI).
Chemical Exposure Index. El método de IEQ proporciona una manera de
cuantificar el potencial relativo de peligro agudo para la salud de las personas a
partir de posibles emisiones de productos químicos. Puede utilizarse para hacer
análisis iniciales de peligro de procesos y establece el grado de análisis ulterior
que se requiere. El IEQ también puede utilizarse como parte del proceso de
revisión para una instalación. El sistema proporciona métodos para comparar
unos riesgos con otros.
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4.1. INTRODUCCIÓN
Las técnicas de análisis de árboles de fallos fueron desarrolladas por primera vez
en los comienzos de 1960, en el año 1962 con la verificación de la fiabilidad de
diseño del cohete Minuteman15. Desde este tiempo, estas técnicas, han sido
adoptadas por un amplio rango de disciplinas de ingeniería como uno de los
primeros métodos en el desarrollo de análisis de seguridad y fiabilidad.
Tradicionalmente el concepto de Árbol de Fallos se ajustaba a la definición que de
él hacía Hauptmans (1986)16 como representación estática de procesos que
normalmente son dinámicos y, por tanto, necesitan resultados de cálculos
dinámicos.
La introducción de nuevas metodologías ha llegado en la última década de la
mano de los sistemas expertos, ha supuesto un notable avance cuyas últimas
realizaciones incorporan flexibilidad y capacidad de resolución mediante la
15Fault Tree Organization, The Fault Tree Análisis, 2002, available from internet (http://www.faulttree.org). 16 Ingente, El Análisis árbol de fallos, 2002 disponible en internet (http://ingenet.ulpgc.es/~ablesa/arboldefallos/.htm).
4. ANÁLISIS MEDIANTE ÁRBOLES DE FALLO
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integración de herramientas y conocimientos usando interfaces gráficas de última
generación17. En muchas aplicaciones actuales los nodos de un árbol de fallos
(puertas y sucesos básicos) pueden tener más de un nodo "padre" y, por tanto, la
consideración como "árbol" pierde su sentido, pareciendo más apropiada otra
denominación tal como "estructura de fallos".
La lucha por mantener la coherencia y el control sobre el contenido del árbol, ha
ido inevitablemente unida al ritmo del progreso técnico en cuanto al desarrollo de
la informática. Hasta mediados de la década de los ochenta, la construcción de
los árboles de fallos estuvo dominada por los procedimientos procedurales que se
basan en diagramas de flujo lineales con bucles de realimentación, clásicos en la
algorítmica empleada para programar los ordenadores disponibles (Mainframes o
Miniordenadores). A partir de esa fecha comienza la aplicación progresiva de
Sistemas Expertos, la Programación Orientada a Objetos, la Lógica Difusa y los
Entornos Gráficos Avanzados.
Se debe a Haals (1965) la primera formalización del proceso completo de
desarrollo de un árbol de fallos. Él describió un proceso estructurado en el que se
establecen reglas para determinar el tipo de puertas a usar y las entradas y
salidas de la misma.
4.1.1 Concepto del Árbol de Fallos.
Los árboles de fallo gráficamente representan la interacción de averías y otros
sucesos dentro de un sistema. Los sucesos básicos en la base del árbol de fallos 17 Ibid, p 10.
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43
son enlazados vía símbolos lógicos (conocidos como puertas) con uno o más
sucesos capitales o “Top Events”. Estos sucesos capitales, representan peligros
identificados o modos de avería del sistema, para lo cual la fiabilidad predecible o
datos disponibles son requeridos. Algunos ejemplos de sucesos capitales o “Top
Events” típicos pueden ser:
v Perdidas totales de producción.
v Sistema de seguridad no disponible.
v Explosión.
v Entre otros
Los sucesos básicos en la base del árbol de fallos generalmente representan los
fallos humanos y de componentes para los cuales estadísticas de averías y datos
de reparación están disponibles. Algunos ejemplos de sucesos básicos típicos
son:
v Avería de la bomba.
v Avería del controlador de temperatura.
v El interruptor falla cerrado.
v El operador no responde.
v Entre otros.
La construcción de diagramas de árboles para sistemas complejos es una
operación costosa y que consume tiempo. Cuando las averías son consideradas
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puede ser necesario construir uno o dos modelos de sistemas como árboles de
fallo, que cubran todos los modos de fallo de una manera significativa.
4.1.1. Metodología.
El procedimiento para desarrollar un análisis de árboles de fallo consiste de los
pasos descritos brevemente a continuación:
1) Definición del sistema de interés: Especificar y claramente definir los límites
y las condiciones iniciales del sistema para el cual la información de avería es
necesaria. Es importante definir el sistema de interés porque el análisis de
árbol de fallos se enfoca en los modos en que un sistema puede fallar en el
desempeño de una función especifica. Con la definición clara de los limites
del sistema, se evitan sobredimensionar los elementos de un sistema en
interfaces y penalizar un sistema por la asociación de otro equipo con el
elemento de estudio.
2) Definición del suceso capital o “Top Event” para el análisis: Especificar el
problema de interés que el análisis señalará. Este puede ser un problema
cualitativo específico, un cierre, un aspecto de seguridad, etc. El suceso
capital debe tener los siguientes elementos:
a. Sujeto: El sistema completo o un elemento especifico del sistema,
como un subsistema, un componente, etc.
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b. Avería o condición funcional específica: Una descripción precisa
de un problema o condición de interés, definida tan
estrechamente como sea posible.
A continuación se ilustra varias alternativas erradas y correctas para un suceso
capital:
Suceso Capital pobremente
Definido (Sin sujeto) No arranca
Suceso Capital pobremente Definido (No hay avería funcional o
condición)
Motor
Suceso Capital pobremente
Definido (Avería funcional no es lo suficientemente específica).
Motor falla
Suceso capital bien definido Motor falla en el arranque
Tabla 2. Definición del suceso capital. Tomado de las guías electrónicas para riesgos18
3) Determinar la estructura del árbol del suceso capital: Determinar los
sucesos y condiciones (sucesos intermedios) que permiten más directamente
el suceso capital.
4) Explorar cada rama en sucesivos niveles de detalle: Determinar los sucesos
y condiciones que se relacionan más directamente con cada suceso
intermedio. Repetir el proceso en cada nivel sucesivo del árbol hasta que el
modelo del árbol de fallos este terminado.
18 Guías electrónicas para riesgos, disponibles en internet (http://www.uscg.mil/hq/g-m/risk/e-guidelines/html/vol3/11/v3-11-03.htm#10")
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5) Solucionar el árbol de fallos para que las combinaciones de eventos
contribuyan al suceso capital: Examinar el modelo del árbol de fallos para
identificar todas las posibles combinaciones de sucesos y condiciones que
puedan causar el suceso capital de interés. Una combinación de sucesos y
condiciones suficiente y necesaria para causar el suceso capital es llamada un
conjunto mínimo de fallos (minimal cut sets).
6) Identificar averías potenciales dependientes importantes y ajustar el modelo
apropiadamente: Estudiar el modelo de árbol de fallo y la lista del conjunto
mínimo de fallos para identificar dependencias potencialmente importantes
entre los sucesos. Las dependencias son ocurrencias solas que pueden
causar eventos múltiples o condiciones que ocurren al mismo tiempo. Este
paso es el análisis de causa común cualitativo.
7) Realizar el análisis cuantitativo (si es necesario): Usar caracterizaciones
estadísticas en cuanto a la avería y reparación de los sucesos específicos y las
condiciones en el modelo de árboles de fallo para predecir el desempeño futuro
del sistema.
8) Uso de los resultados en la toma de decisiones: Usar los resultados del
análisis para las vulnerabilidades más significativas en el sistema y hacer
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recomendaciones efectivas para reducir los riesgos asociados con esas
vulnerabilidades.
4.1.2. Concepto del Suceso Indeseado.
El análisis de árbol de fallos es un análisis deductivo de fallos que se enfoca en
un suceso particular indeseado y provee un método para determinar las causas de
este evento. El suceso indeseado constituye el “Top Event” o Suceso Capital en
un diagrama de árboles de fallo construido para el sistema19, y generalmente
consiste de una avería completa o catastrófica. Es importante ser cuidadoso
en la escogencia del suceso capital para el éxito del análisis. Si el suceso capital
es general, el análisis puede llegar a ser inmanejable; si es muy especifico, el
análisis no provee la suficiente vista ampliada del sistema. El análisis de árboles
de fallo puede un ejercicio costoso y que demanda tiempo y su costo debe ser
medido contra el costo asociado con la ocurrencia de sucesos indeseados
relevantes.
19 U.S. Nuclear Regulatory Commission, Fault Tree Handbook, Washington D.C., January 1981.
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4.2. MODELO DEL ÁRBOL DE FALLOS.
Un análisis de árbol de fallos, puede ser, simplemente descrito, como una técnica
analítica por medio de la cual un estado indeseado del sistema es especificado
(usualmente un estado que es crítico desde el punto de vista de seguridad –
safety-); el sistema es entonces analizado en el contexto de su entorno y
operación para encontrar todos los caminos creíbles en los cuales el suceso
indeseable puede ocurrir. El árbol de fallos es por si mismo un modelo gráfico de
las varias combinaciones en paralelo y secuénciales de fallos (faults) que
resultarían en la ocurrencia del suceso indeseado predefinido.
Los fallos pueden ser sucesos asociados con averías de componentes físicos,
errores humanos u otros sucesos pertinentes los cuales pueden permitir el suceso
indeseado.
Así, un árbol de fallos describe las interrelaciones lógicas de sucesos básicos que
conducen o inducen al suceso indeseado, el cual es el suceso capital del árbol de
fallos.
Es importante entender que un árbol de fallos no es un modelo de todas las
posibles averías o de todas las posibles causas para la avería del sistema. Un
árbol de fallos es diseñado para su “suceso capital”.
El suceso capital de un árbol de fallos corresponde a un modo de fallo de un
sistema particular, así, el árbol de fallos incluye solo aquellos fallos que
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contribuyen al “suceso capital”. Los fallos incluidos en el árbol no son exhaustivos,
ellos cubren solamente los fallos más creíbles, como es valorado por el analista.
El árbol de fallos no es en sí mismo un modelo cuantitativo. Es un modelo
cualitativo que puede ser evaluado cuantitativamente y frecuentemente lo es. Este
aspecto cualitativo, desde luego, es verdadero para todas las variedades de
modelos de sistema. De hecho, el que un árbol de fallos sea un modelo
particularmente conveniente para cuantificar, no cambia la naturaleza cualitativa
del modelo en sí mismo.
Un árbol de fallos es un complejo de entidades conocidas como “puertas” (gates)
las cuales sirven para permitir o inhibir el paso de fallos lógicos hacia el árbol. Las
puertas muestran las relaciones de sucesos necesarias para la ocurrencia de un
suceso alto “higher event“. El suceso alto es la “salida” de la puerta. Los sucesos
bajos “lower event” son las “entradas” a la puerta. Los símbolos de la puerta
denotan el tipo de relación de sucesos de entrada requeridos para el evento de
salida. Así, las puertas son análogas a interruptores en un circuito eléctrico o dos
válvulas en una distribución de tubería.
4.2.1 Simbología.
Los árboles de fallos están compuestos por un número de símbolos que son
descritos en detalle a continuación y resumidos para la conveniencia del lector en
las tablas 3 y 4.
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Símbolo Nombre Descripción
Suceso Básico
Un fallo básico iniciador, no requiere desarrollo adicional
Suceso condicionante
Condiciones especificas o restricciones que aplican para cualquier puerta lógica (usada en primer lugar con puertas de PRIORIDAD Y y de INHIBICIÓN
Sucesos sin desarrollar
Un suceso que no se desarrolla adicionalmente tampoco, porque es de consecuencias insuficientes o porque la información no esta disponible.
Sucesos externos
Un suceso que normalmente se espera que ocurra.
Sucesos intermedios
Un suceso de fallo que ocurre debido una o mas causas actuando a través de puertas lógicas.
Transferencia de entrada
El árbol es desarrollado posteriormente en la ocurrencia de la correspondiente salida de transferencia (en otra página)
Transferencia de salida
Indica que esta porción del árbol debe ser adicionada a la correspondencia transferencia de entrada.
Tabla 3 Sucesos del árbol de fallos.
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Símbolo
Nombre Definición
Puerta Y
El suceso de salida ocurre si y solo si todos los sucesos de entrada ocurren
Puerta “O”
El suceso de salida ocurre si al menos uno de los sucesos de entrada ocurre.
Puerta “O”Exclusiva
Suceso de salida que ocurre si exactamente uno de los sucesos de entrada ocurre.
Puerta de Prioridad “Y”
Suceso de salida que ocurre si todos las sucesos de entrada ocurren en una secuencia específica
Puerta de inhibición
Suceso de salida ocurre si el (único) suceso de entrada ocurre en la presencia de una condición permisible .
Tabla 4. Puertas del árbol de fallos.
4.2.1.1. Sucesos del Árbol de Fallos.
4.2.1.1.1. Sucesos Primarios.
Los sucesos primarios de un árbol de fallos son aquellos sucesos, los cuales, por
una u otra razón, no han tenido un desarrollo más lejano. Estos son los sucesos
para los cuales las probabilidades han de ser provistas si el árbol de fallos va a ser
usado para calcular la probabilidad del suceso capital. Hay cuatro tipos de
sucesos primarios.
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Estos son:
ª Sucesos básicos.
Es un fallo iniciador no requiere desarrollo adicional.
ª Suceso condicionante
.
Condiciones especificas o restricciones que aplican para cualquier
puerta lógica (usado en primer lugar con puertas de PRIORIDAD “Y”
y de INHIBICIÓN). La elipse es empleada para registrar
cualesquiera condiciones o restricciones que aplican a cualquier
puerta. Es usada primordialmente con las puertas de Inhibición y la “Y”
Prioritaria.
ª Suceso sin desarrollar.
Un suceso que no se desarrolla adicionalmente, porque es de
consecuencias insuficientes o porque la información no esta
disponible. El diamante describe un suceso específico que no será
desarrollado más allá porque el evento es de consecuencias
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insuficientes o porque la información relevante al evento no esta
disponible.
ª Sucesos externos.
Un suceso que normalmente se espera que ocurra. La casa es
usada para representar un evento que normalmente se espera que
ocurra, por ejemplo, un cambio de fase en un sistema dinámico. Así,
la casa muestra sucesos que no son por sí mismos fallos.
4.2.1.1.2. Sucesos intermedios.
Un suceso intermedio es un evento de fallo que ocurre porque una o más causas
antecedentes actúan a través de las puertas lógicas. Todos los sucesos
intermedios son simbolizados por rectángulos.
4.2.1.2. Puertas.
Existen dos tipos básicos de puertas en un árbol de fallos: la puerta “O “ y la
puerta “Y” las otras puertas son realmente casos especiales de estos dos tipos
básicos. Con una excepción, las puertas son simbolizadas por un escudo con una
base curva o plana.
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4.2.1.2.1. Puerta “O”.
La puerta “O” es usada para mostrar que el suceso de salida ocurre únicamente si
uno o más de los sucesos de entrada ocurren. Puede haber cualquier número de
sucesos de entrada para una puerta “O”. La figura 1 muestra una típica puerta
“O” dos entradas, con sucesos de entrada A y B, y el suceso de salida Q. El
suceso Q ocurre si A ocurre, B ocurre, o ambos, A y B ocurren. En la puerta “O”
un fallo de salida ocurre si al menos uno de los fallos de entrada ocurre.
Es importante comprender que la causalidad nunca pasa a través de una puerta
O. Esto significa que, para una puerta “O”, los fallos de entrada nunca son las
causas de los fallos de salida. Las entradas para una puerta “O” son idénticas a
las salidas, pero son definidas más específicamente como una causa.
Una forma de detectar árboles de fallo dibujado impropiamente es buscar por
casos en los cuales la causalidad pasa a través de una puerta O. Esta es una
indicación de una puerta “Y” errada y es un signo del uso de lógica impropia en la
conducta de este análisis.
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Ilustración 1. Puerta O20.
4.2.1.2.2. Puerta “Y”.
La puerta Y es usada para mostrar que el suceso de fallos ocurre únicamente si
todos los fallos de entrada ocurren. Puede haber cualquier número de fallos de
entrada para una puerta Y. La siguiente figura muestra una típica puerta “Y” dos
entradas, con sucesos de entrada A y B, y el evento de salida Q. El evento Q
ocurre solamente si, ambos sucesos A y B ocurren. El fallo de salida ocurre si
todos los fallos de entrada ocurren.
En contraste con la puerta O, la puerta Y especifica una relación causal entre las
entradas y la salida, así, los fallos de entrada colectivamente representan la causa
del fallo de salida. La puerta Y no implica nada acerca de los antecedentes de los
fallos de entrada.
20 Ibid, p38.
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Ilustración 2. Puerta “Y”21.
4.2.1.2.3. Puerta “O” Exclusiva.
La puerta “O” exclusiva es un caso especial de la puerta “O”, en este caso un
suceso de salida ocurre solo si exactamente uno de los sucesos de entrada
ocurre. La puerta se utiliza para fallo de salida que ocurre si exactamente uno
de los fallos de entrada ocurre.
La puerta “O” exclusiva difiere de la “O” inclusiva o de la usual en que la
situación donde ambos sucesos de entrada ocurren es excluida. Así el suceso
de salida Q ocurre si el suceso de entrada A ocurre, o si el suceso de entrada
B ocurre, pero no si ambos A y B ocurren.
4.2.1.2.4. Puerta “Y” de Prioridad.
21 Ibid, p. 40.
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Fallo de salida que ocurre si todos las fallos de entrada ocurren en una
secuencia específica (la secuencia es representada por un suceso
condicionante dibujado hacia la derecha de la puerta).
4.2.1.2.5. Puerta de Inhibición.
La puerta de inhibición representada por el hexágono, es un caso especial de
una puerta Y. La salida es causada por una sola entada, pero alguna
condición calificada debe ser satisfecha antes de que la entrada pueda
producir la salida. La condición que debe existir es la entrada condicional.
Una descripción de esta entrada condicional es explicada dentro de una elipse
a la derecha de la puerta.
4.2.1.3. Símbolos de transferencia.
4.2.1.3.1. Transferencia de entrada.
Indica que el árbol es desarrollado posteriormente, en otra pagina en la que se
encuentra la correspondiente salida de transferencia.
4.2.1.3.2. Transferencia de salida.
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Indica que esta porción del árbol debe ser adicionada a la correspondiente
transferencia de entrada.
Generalizando, todas las averías son fallos pero no todos los fallos son averías.
Las averías son básicamente ocurrencias anormales, mientras que los fallos son
sucesos de “orden alto”. La definición apropiada de un fallo requiere una
especificación de no solamente del estado indeseable del componente, también,
requiere saber cuando ocurre. Estas especificaciones “cual” y “cuando” deben ser
partes de las descripciones de los sucesos que son incluidos en el árbol de fallos.
4.3.1. Componentes Activos y Pasivos.
En la mayoría de los casos es conveniente separar los componentes en dos tipos:
pasivos y activos (también llamados cuasi-estáticos y dinámicos). Un componente
pasivo contribuye en una manera más o menos estática al funcionamiento del
sistema. Tal componente, puede actuar como un transmisor de energía de un
lugar a otro, (por ejemplo, un alambre portador de corriente o una línea de vapor
transmitiendo energía caloríca)
4.3. FUNDAMENTOS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE ÁRBOLES DE
FALLO.
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59
Un componente activo contribuye en una manera más dinámica al funcionamiento
de su sistema de origen, por la modificación del comportamiento del sistema en
algún modo. Una válvula que se abre y se cierra por ejemplo, modifica el flujo de
fluido del sistema, y un interruptor tiene el mismo efecto en la corriente de un
circuito eléctrico. Ejemplos de componentes activos son bombas, resistores,
relevos (relays) entre otros.
Las definiciones de componente activo y pasivo, aplican a la función principal
desarrollada por el componente, y averías del componente activo (o fallos del
componente pasivo) aplican a la avería de la función principal.
4.3.2. Categorías de los Componentes de Fallos.
Es útil para el analista de árboles de fallo clasificar los fallos en tres categorías:
• Fallos Primarios,
• Fallos Secundarios, y,
• Fallos de Dominio.
Un fallo primario es cualquier fallo de un componente que ocurre en un ambiente
para el cual el componente esta calificado. Por ejemplo un tanque diseñado para
resistir una presión hasta po _(incluyendo a po) , se rompe a una presión menor p a
po a causa de una soldadura defectuosa.
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Un fallo secundario es cualquier fallo de un componente que ocurre en un
ambiente para el cual no ha sido diseñado. En otras palabras, el componente falla
en una situación que excede las condiciones de diseño. Por ejemplo un tanque
diseñado para resistir una presión hasta po _(incluyendo a po) , se rompe a una
presión menor p a po (p<po)
Porque los fallos primarios y secundarios son generalmente averías de
componentes, usualmente son llamados averías primarias y secundarias. Un fallo
de dominio, en contraste, envuelve la operación propia de un componente pero en
el tiempo incorrecto o en el lugar incorrecto.
4.3.3. Mecanismos, Modos y Efectos de Averías.
Las definiciones de sistema, subsistema y componente son relativas y dependen
del contexto de análisis. Podemos decir que sistema es la estructura total
considerada, que a su vez consiste de unidades subordinadas llamadas
subsistemas que a su vez están hechas de bloques de construcción básicos
llamados componentes.
En la construcción de árboles de fallo existen tres conceptos básicos:
v Efectos de avería: Esta hablando acerca de porque la avería en particular
es de interés, cuales son sus efectos (si los hay) sobre el sistema.
v Modos de avería: Especifica exactamente los componentes que están
involucrados con la avería.
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61
v Mecanismos de avería: Como un modo particular de avería puede ocurrir y
también, quizás, cuales son las correspondientes probabilidades de
ocurrencia.
Así, mecanismos de avería producen modos de avería, los cuales a su vez, tienen
ciertos efectos en la operación del sistema.
4.3.4. Concepto de la Causa Inmediata.
El analista del sistema debe primero, definir el sistema (determinar sus limites) y
luego seleccionar un modo particular de avería del sistema para análisis posterior.
Este último constituye el suceso “top” del árbol de fallos del analista del sistema.
Entonces, él determina las causas inmediatas, necesarias y suficientes para la
ocurrencia de este suceso “top”. Estas son las causas inmediatas o los
mecanismos inmediatos para el evento.
Las causas inmediatas, necesarias y suficientes para la ocurrencia de este suceso
“top” son ahora tratadas como sucesos “sub-top” y se procede a determinar sus
causas inmediatas, necesarias y suficientes.
En esta manera, se procede desarrollando el árbol, transfiriendo el punto de vista
del mecanismo al modo, y continuamente, acercándose a una resolución más fina
en los mecanismos y modos, hasta que al final se alcanza el limite de resolución
del árbol. Este limite consiste en averías básicas componentes de una clase y
otra. El árbol ahora esta completo.
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62
El concepto de la causa inmediata es llamado algunas veces, la regla del “Pensar
Pequeño” a causa de la aproximación metódica y de una paso a la vez. La
consideración de causas inmediatas provee la seguridad de que ningún “top
event” será olvidado
Como un asunto de terminología, es conveniente refererirse a los sucesos como
fallos si son analizados posteriormente. Un suceso que representa a una entrada
básica al árbol y no es analizado posteriormente es referido como una avería
A medida que se identifican el suceso “top” y los sucesos “fault”, se produce un
enlace de sucesos “fault” conectados por “O” y “Y” lógicas. La estructura (o
modelo del sistema) en el que este enlace es “colgado” es el árbol de fallos.
4.3.5. Reglas Básicas Para la Construcción de Árboles de Fallo.
La construcción de árboles de fallos es un proceso que ha evolucionado
gradualmente en un periodo de cerca de 15 años22. Los árboles de fallo exitosos
son construidos con base en unas reglas básicas, que a continuación son
descritas:
Regla 1
Escriba las declaraciones que son entradas en las cajas de los sucesos
como fallos, establecer en forma precisa que es el fallo y cuando ocurre.
La “condición de que” describe el estado relevante de queja (u operativo) del
componente. La “condición cuando” describe la condición del sistema –con 22 U.S. Nuclear Regulatory Commission, Fault Tree Handbook, Washington D.C., January 1981.
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respecto al componente de interés – que produce ese estado particular de
existencia del componente, un fallo.
Para esta regla es permisible abreviar palabras, pero se debe evitar abreviar
ideas.
El próximo paso consiste en el procedimiento es examinar cada declaración en la
caja y preguntarse:”¿Puede este fallo consistir de una avería del componente?”.
Esta pregunta se responde con la regla 2:
Regla 2
Si la respuesta a la pregunta: “¿Puede este fallo consistir de una avería del
componente? (state of fault component)” es si, clasifique el suceso como
“estado de la falla del componente”. Si la respuesta es no, clasifique el
suceso como “estado de la falla del sistema
Si el evento fallo es clasificado como “estado del componente”, adicione una
puerta “O” debajo del evento y busque los modos primario, secundario y dominio
Si el evento fallo es clasificado como “estado del sistema”, busque la(s) causa(s)
mínima(s) necesaria(s), inmediata(s) suficiente(s). Un evento fallo del “estado del
sistema” puede requerir adicionar una puerta “Y”, una puerta “O”, una puerta de
“INHIBICIÓN”, o es posible no adicionar ninguna puerta. Como una regla general,
cuando la energía se origina desde un punto exterior al componente, el evento
puede ser clasificado como un “estado del sistema”.
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64
En adición a las reglas descritas anteriormente, hay un número de otras
declaraciones de procedimiento que han sido desarrolladas:
Si el funcionamiento normal de un componente propaga una
secuencia de fallos, entonces se asume que el componente funciona
normalmente.
Para ilustrar el mecanismo de esta regla se puede pensar en el curso del análisis
del sistema que la propagación de una secuencia particular de fallo pudo ser
bloqueada por la avería de un componente totalmente inesperada y milagrosa. La
suposición correcta, es que, el componente funciona normalmente permitiendo el
paso de la fallo secuencia en cuestión. Sin embargo, si el funcionamiento normal
de un componente actúa para bloquear la propagación de una fallo secuencia,
entonces este funcionamiento normal debe ser vencido por fallos en la fallo
secuencia para continuar en el árbol. Otra forma de ver esto, es decir, que si una
situación existe en el sistema, el modelo debe ser tomado en cuenta.
Regla completar la puerta
Todas las entradas a una puerta particular deben estar completamente
definidas antes de que análisis adicionales de cualquiera de ellas sean
emprendidos.
Regla de la no puerta-puerta
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Las entradas a las puertas deben definir en forma apropiada a sucesos
fallo, y las puertas no deben conectarse directamente a otras puertas.
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66
Los subsistemas de una planta moderna generadora de electricidad operada con
carbón (coal fired power generation facility) según se ha publicado en el libro
Steam de Babcock & Wilcox23, incluyen:
v Recepción y preparación
v Generador de vapor y combustión
v Protección ambiental
v Turbina-generador
v Rechazo de calor, incluyendo la torre de enfriamiento.
Siguiendo el combustible y los gases de combustión (flue gas) a través del
proceso, el sistema de manejo del combustible almacena el suministro de
combustible (carbón en el caso de Termopaipa), lo prepara para la combustión y lo
transporta al generador de vapor. El sistema de aire asociado, suministra aire a los
quemadores a través de un ventilador de corriente o tiro forzado (forced draft fan).
El subsistema del generador de vapor que incluye el calentador de aire, quema la
mezcla combustible-aire, recupera calor y genera vapor controlado de la alta
presión y alta temperatura.
23 Babcock &Wilcox a McDermott Company, Steam its generation and use, 40th edition, Ohio, 1992
5. SUBSISTEMAS DE LA UNIDAD TRES DE LA CENTRAL
TERMOELÉCTRICA DE PAIPA.
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67
El gas de chimenea deja el calentador de aire y pasa a través de la colección
articulada y del dióxido de azufre donde los contaminantes son recogidos. Los
residuos del “scrubber” y la erosión son removidos. El gas humeante remanente
es entonces enviado a la chimenea a través de un ventilador de tiro inducido.
El generador de vapor o caldera (boiler), evapora agua y suministra alta
temperatura y alta presión al vapor bajo condiciones cuidadosamente controladas.
El vapor es pasado a un turbo-generador que produce la electricidad. El vapor es
pasado desde la turbina al condensador donde los residuos remanentes son
rechazados. Antes de que el agua del condensador sea retornada a la caldera
ésta pasa a través de algunas bombas y calentadores (feedwaters heaters) para
incrementar su presión y temperatura.
El calor absorbido por el condensador es eventualmente rechazado a la atmósfera
por torres de enfriamiento o empleando un lago de enfriamiento en el caso de
Termopaipa.
La mayoría de las aplicaciones de calderas envuelven la manufactura de
electricidad o el suministro de vapor a los procesos. En las dos aplicaciones, las
calderas son una parte principal de un gran sistema compuesto de muchos
subsistemas y componentes.
5.1. CALDERA.
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68
Foto 1. Arreglo de tubos de la caldera.
La función principal del sistema generador de vapor es convertir energía química o
nuclear contenida en el combustible en calor y producir vapor de alta presión y
temperatura24. Si un combustible sólido como el carbón (el cual tiene un nivel
significativo de ceniza no combustible) es usado, el sistema total es mucho más
complejo que si usa gas. El sistema, empleando carbón podría incluir
manipuladores extensivos de combustible y preparación de las “facilities”, un
horno muy grande, y superficies de transferencia de calor más espaciadas.-
La caldera o generador de vapor de la unidad 3 de Termopaipa, es una unidad
marca Foster Wheeler, construida totalmente por DISTRAL S.A., tipo SF, es decir
de dos tambores (o domos). A continuación se presentan algunos datos sobre las
condiciones de operación de la caldera.
24 Ibid, p 14.
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Condición Valor
Generación de vapor sobrecalentado 628,307 lb/h 284,946 kg/h
Generación de vapor saturado 8,420 lb/h 3,819 kg/h
Presión de vapor sobrecalentado 1,322 psig 92.95 kg/cm2
Temperatura de vapor sobrecalentado 960 °F 515.6 °C
Presión de diseño en el tambor superior 1,525 psig 107.24 kg/cm2
Combustible: Fuel Oil No 6 o Aceite liviano Superior al 25% de la capacidad MCR
Tabla 5. Condiciones de operación de la caldera25.
5.1.1. Funcionamiento General de la Caldera.
El agua de alimentación entra a la caldera por un tubo perforado llamado tubo de
alimentación de agua, que la distribuye. El agua entra a temperatura ambiente y
por lo tanto con una densidad mayor a la del vapor que esta adentro a la
temperatura de saturación, por lo cual tiende a bajar por los tubos del haz de
convección, que se encuentran en la primera mitad. Mientras desciende, recoge
calor que le ceden los gases que pasan por el exterior de la tubería.
Desciende también por los tubos llamados bajantes (downcomers) de 16“ y a
través de los alimentadores se comunica con las paredes de agua dentro de las
cuales comienza a formarse el vapor en mezcla con el agua.
Por ser de menor densidad, la mezcla de vapor de agua caliente asciende por las
tuberías de las paredes hasta llegar a los cabezales superiores que a su vez están
comunicados con el tambor superior por intermedio de los tubos elevadores
(risers). Dentro del tambor superior, el agua de alimentación recibe una inyección
de productos químicos para acondicionarla, de tal manera que no resulte corrosiva
25 Distral S.A., Instructivos de Operación Termopaipa Caldera III,1983.
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70
para las paredes metálicas que la contienen. Como estos sólidos se van
concentrando y pueden llegar a perjudicar las superficies internas de la tubería,
es necesario realizar continuamente una purga, la cual se hace a través de la
boca especialmente dispuesta para ello.
Una vez que el vapor sale de los separadores se encuentra seco y puro, listo para
ser inyectado al sobrecalentador primario. El vapor que ha pasado por las 18
vueltas (loops) del sobrecalentador en forma de U, se recoge en un cabezal
secundario.
En el sobrecalentador secundario, el vapor se distribuye y alcanza la temperatura
final prevista para ser inyectado a la turbina.
5.1.2. Estudio General de las Secciones de la Caldera.
Los componentes mayores en la generación de vapor y la recuperación de calor
incluyen:
1. Horno y paso de convección
2. Sobrecalentadores de vapor (primario y secundario)
3. Recalentador de vapor
4. Banco del generador de vapor
5. Economizador
6. Tambor de vapor
7. Atemperador y sistema de control de temperatura
8. Calentador de aire.
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71
Estos componentes son soportados por un número de subsistemas y piezas de
equipo como de carbón, sistemas de combustión, sistema de gases, ductos,
ventiladores, equipos limpiadores de gas y equipo de remoción de cenizas.
5.1.2.1. Tambores (Drums).
El tambor de vapor es un recipiente cilíndrico en la cima de la caldera en el cual el
vapor saturado es separado de la mezcla vapor-agua que deja los tubos de la
caldera (boiler). Los tambores tienen diámetros de 3 a 6 ft (0.9 – 1.8 m) y
longitudes aproximadas de 100 ft (30.5 m). Son fabricados en placas de acero
delgadas enrolladas en cilindros con cabezas hemisféricas. Ellos albergan el
equipo de separación agua-vapor, purifican el vapor, mezclan el agua de
alimentación y los químicos, proveen un almacenaje de agua limitado para
acomodar pequeños cambios en la carga de la unidad.
En Termopaipa la caldera cuenta con dos domos: el de vapor y el de lodos. El de
vapor cuenta con una presión de diseño de 1525 psig y una presión máxima
permisible de 1620 psig.
La parte interna de los domos tiene dos funciones esenciales:
§ Separación de vapor desde el agua para que el sistema “downcomer” sea
provisto con el agua libre de vapor, necesaria para la circulación apropiada y
segura
§ Separación de humedad desde el vapor para proveer vapor de alta pureza.
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72
5.1.2.2. Tubos interiores (Internals).
Los tubos interiores o internals son separadores horizontales centrífugos
localizados a lo largo del domo. Son aparatos elaborados para proveer
efectivamente dos funciones por medio de las etapas de separación: Proveer
vapor libre de agua al sistema circulante en ebullición y, extraer las ultimas trazas
de agua e impurezas desde el vapor liberado. Están compuestos por un secador
Chevron (Unit Chevron Drier) arreglado a lo largo de la cima del domo.
5.1.2.3. Pulverizadores y ventiladores de aire primario.
Los pulverizadores de carbón son presurizados y del tipo Babcock & Wilcox.
Están compuestos por alimentadores de carbón volumétricos: alarmas, controlador
de velocidad. En cuanto a los ventiladores de aire primario son marca Buffalo
Forge, también se cuenta con ventiladores sellados de aire. Los ventiladores de
tiro inducido (Chicago Blower) fueron diseñados para una capacidad de vapor de
628.307 lb/h cuando se prende carbón pulverizado, a una elevación de 8200 ft
sobre el nivel del mar.
5.1.2.4. Quemadores, ignitores de aceite liviano, y aparatos de llama segura.
El sistema de quemadores cuenta con unidades de aceite atomizadoras-vapor
(steam atomizing oil units). Los Ignitores son marca Fisher con válvula reductora
de cabeza de presión, para presión de entrada de 125 psig y presión de salida de
60 psig.
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Si un quemador esta fuera, es dada la alarma y la correspondiente válvula de
cierre (shut off) del quemador es cerrada, si un segundo quemador esta fuera la
alarma es dada, dedicar su válvula de cierre es cerrada y la alimentación del
molino parada. Cuando todo el carbón en el molino es quemado en el tercer
quemador, este último sale de operación, la alarma es dada, su válvula de cierre
se activa, el ventilador de aire primario es parado y finalmente el molino es parado.
5.1.2.5. Hornos.
El horno es un espacio confinado para combustión y para enfriamiento del gas de
chimenea antes de que éste entre al paso de convección. Temperaturas
excesivas a la salida del horno, y entrando al arreglo de tubos pueden producir
acumulación de partículas en los tubos o temperaturas excesivas en los tubos de
metal.
5.1.2.6. Sobrecalentadores y recalentadores.
Las superficies del sobrecalentador, recalentador y el economizador están
típicamente localizadas en las secciones de flujo hacia abajo (downflow) del
recinto de la caldera “paso de convección”. Los sobrecalentadores y
recalentadores son agrupaciones de tubos en línea especialmente diseñados para
incrementar la temperatura de saturación del vapor. En términos generales, son
intercambiadores de calor de fase simple con vapor fluyendo al interior de los
tubos y el gas de combustión pasando por el exterior, generalmente en
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74
contracorriente. Estos componentes críticos son fabricados en acero inoxidable a
causa de sus altas temperaturas de operación. La diferencia principal entre
sobrecalentadores y recalentadores es la presión de vapor. En un tambor típico de
caldera, la presión de salida del sobrecalentador puede ser 2700 psi (186 bar),
mientras que la salida del recalentador puede ser solamente 580 psi (40 bar). La
presión de diseño del tambor
5.1.2.7. Banco de la caldera.
El banco de la caldera o banco generador de vapor se emplea cuando la superficie
de transferencia de calor en el horno puede no ser suficiente para generar
suficiente vapor saturado para el uso final particular. Éste es necesario en
calderas muy pequeñas, de presión baja, pero no es frecuentemente necesario en
calderas utility de alta presión. El banco de la caldera esta típicamente compuesto
del tambor de vapor en la cima, un segundo tambor en el fondo, y una serie de
tubos inclinados conectados. El tambor bajo es frecuentemente llamado tambor
de lodo (mud drum)- porque en este es donde los sedimentos que se encontraban
en el agua de ebullición tienden a asentarse y a ser colectados.
5.1.2.8. Economizador.
El economizador es un intercambiador de calor en contracorriente para recuperar
energía del gas de combustión mas allá del sobrecalentador y, si es usado, del
recalentador. Este incrementa la temperatura del agua que entra al tambor de
vapor. El conjunto de tubos (bundle tubes) es típicamente un arreglo horizontal de
tubos serpentines paralelos con el agua fluyendo en el interior pero en la dirección
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opuesta (contracorriente) al gas de combustión. El espacio entre los tubos es tan
estrecho como sea posible para promover la transferencia de calor mientras que
se permite la superficie de limpieza adecuada para el tubo y limita las perdidas de
presión del flue gas.
5.1.2.9. Válvulas de seguridad.
Las válvulas de seguridad son los elementos de la caldera que deben tratarse con
mayores precauciones y cuidados desde el punto de vista de seguridad del
personal, la operación y el patrimonio.
Distral aconseja no variar la calibración a una válvula de seguridad, a menos que
consulte con personal especializado y equipo apropiado. Cuando se modifique la
calibración de una válvula de seguridad se debe dejar un registro preciso de la
operación efectuada: Cambio hecho, fecha, persona responsable y condiciones a
las que abre y cierra.
Una vez que la caldera ha sido preparada para entrar en servicio, la primera
operación que debe realizarse es probar las válvulas de seguridad, tan pronto
como se inicie el fuego y se alcance la presión apropiada. Se puede realizar una
comprobación normal manual del funcionamiento de la válvula con base en los
siguientes puntos:
§ Verificar la limpieza de las bandejas de goteo y los tubos de descarga de cada
válvula
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§ Revisar si las características de cada una de las válvulas corresponden a lo
previsto. Anotar el numero de serie de cada una.
§ Verificar que la conexión por debajo del asiento de la válvula, utilizada para
equilibrar presiones, esté libre de obstrucciones.
§ Algunas válvulas no pueden amordazarse pero en cambio tienen tapones
especiales para prueba hidrostática. Verificar que estén instalados o retirados.
Cuando se inspeccionan las partes internas de los calderines, se debe comprobar
las condiciones de los orificios de ¼ “ en los tubos colectores, deben estar libres y
limpios26.
En la Unidad 3 de Termopaipa, las presiones máximas normales de operación de
la caldera son 1322 psig, en la salida del sobrecalentador y 1452 psig en el tambor
superior. Un aumento de estas presiones en aproximadamente 5% permite que
actúen las válvulas de seguridad desalojando así la cantidad de vapor necesaria
para volver a condiciones normales de presión. Estas válvulas son:
ª Dos en el tambor superior marca Consolidated, calibradas a 1550 psig
(presión de apertura) y 1525 (presión de cierre). Durante un recorrido
con uno de los ingenieros de turno, en el mes de diciembre del 2002,
las presiones de apertura de las dos válvulas eran de 1450 y 1522 psig.
ª Una válvula esta ubicada en la salida del sobrecalentador, marca
Consolidated, calibrada a una presión de apertura de 1337 psig, según
la referencia de un ingeniero de operación en turno durante el recorrido
mencionado; en este caso no se cuenta con los valores teóricos de
26 Kohan, L. Anthony; Manual De Calderas, V II, Ed McGraw-Hill, 2000.
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77
apertura y cierre, debido a que el instructivo de las válvulas de
seguridad indica unas presiones de 1335 (presión de apertura) y 1315
(presión de cierre), valores que dejarían siempre abierta la válvula.
5.1.2.10. Sistemas de combustión y auxiliares. La combustión del carbón pulverizado es el método más utilizado para quemar
carbón en las calderas grandes. El sistema exige al carbón pasar desde las tolvas
de alimentación a través de los alimentadores hasta el molino pulverizador. La
molienda del carbón permite a los elementos combustibles del carbón una
oxidación rápida (combustión) en el momento en que se alcanza la temperatura de
ignición.
La mayoría de los componentes no generadores de vapor y auxiliares usados en
generadores de vapor con carbón son parte de la preparación del combustible y
de los sistemas de combustión. Estos incluyen:
1. Preparación del combustible: alimentadores y pulverizadores de carbón
2. Sistema de combustión: quemadores, exploradores (scanners) de llama,
controles de encendedores, caja de viento
3. Manipuladores de aire/gas: ventiladores, y ductos, apagadores, sistemas de
control y medición, silenciadores.
4. Otros componentes y auxiliares: deshollinadores, (equipo de limpieza para
la superficie de transferencia de calor) y equipo de monitoreo.
En el caso de Termopaipa, para el circuito del combustible, el carbón que ha sido
alimentado a las tolvas por medio del mismo transportador que alimenta a las
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tolvas de la Unidad 2, baja a los alimentadores colocados directamente encima de
los molinos. En los pulverizadores el carbón queda listo para ser inyectado a los
quemadores por medio de las tuberías dispuestas para tal fin. Para que el carbón
pueda circular a través de la mencionada tubería se inyecta aire a presión por
medio de los ventiladores de aire primario. La succión de éstos esta conectada a
la caja de aire (windbox). Cuando la carga es inferior al 25%, y durante el periodo
de arranque, se utilizan los pilotos (ignitores) de ACPM y antorchas para el Fuel
Oil No 6. El aire necesario para la combustión, lo suministran dos ventiladores de
tiro forzado, capaces de trabajar hasta el 70% de la carga máxima de la caldera.
El aire que sale frío de dichos ventiladores, se dirige al calentador de aire y a la
caja de aire formando con el combustible la mezcla que quema y cede energía
para que se forme el vapor.
Los ventiladores de tiro inducido extraen los gases y los llevan hasta la chimenea,
éstos ventiladores están unidos mediante los ductos a cada uno de los dos
colectores de ceniza. Las cenizas se sacan de las tolvas dispuestas bajo el
tambor inferior, precipitador y chimenea, mediante succión neumática con equipo
especial.
Se requiere disponer de deshollinadores (soot blowers), situados en las paredes
de agua, en el sobrecalentador, en el haz de convección y en el calentador de
aire, debido a que la acumulación de cenizas, escoria y los productos de la
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combustión, disminuyen la posibilidad de intercambio de calor entre los productos
de la combustión y el vapor de agua.
5.1.2.11. Sistemas de flujo de gas.
En la mayoría de los auxiliares para el flujo de gas de una caldera, el aire es
suministrado a través del ventilador de tiro forzado al calentador de aire, donde
este es calentado para recuperar energía y aumentar la combustión. La mayoría
del aire caliente (70-80%) pasa directamente a las cajas de viento donde este es
distribuido a los quemadores individuales. El restante 20-30% del aire pasa al
ventilador de aire primario (booster) y posteriormente a los pulverizadores de
carbón donde el carbón es secado y pulverizado. El aire caliente entonces
neumáticamente transporta el carbón pulverizado a los quemadores donde es
mezclado con el aire secundario para la combustión. El carbón y el aire son
rápidamente mezclados y quemados en el horno y el gas de combustión pasa
entonces a través del horno donde es enfriado primeramente por radiación hasta
que alcanza la salida del horno.
5.1.2.12. Sistemas de aceite combustible. Los sistemas de aceites combustibles requieren tanques de almacenamiento
subterráneos o superficiales. El aceite de combustible es usualmente almacenado
en tanques de acero cilíndricos para eliminar las perdidas por evaporación y para
protegerlo de la iluminación. Los combustibles líquidos derivados del petróleo
difieren del gas en la viscosidad. Los fuel-oils son viscosos; además es necesario
romper y pulverizar el fuel-oil por atomización de forma que el aire pueda
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combinarse con las finas gotas de aceite. Sin embargo, la naturaleza viscosa del
aceite no permite a éste a las condiciones de operación alcanzar la naturaleza
gaseosa.
El control de carga de una caldera se gestiona generalmente para mantener
constante la presión o la temperatura. La variación de presión se produce por:
ª Carga de la caldera. Un aumento de la carga sin entrada de combustible
adicional produce una caída de presión. Una disminución de la carga
sin una disminución pareja del combustible causa un aumento de
presión.
ª Entrada de combustible a la caldera. Un aumento en la entrada de
combustible producirá un aumento de presión, mientras que una entrada
baja causaría una caída de presión.
De este modo, la regulación de la presión y combustible, o controles de la
combustión, están relacionados directamente27. Por esta razón, los controles de
combustión están gestionados por modulación a través de las variaciones de
presión dentro de unos limites estrechos. El caudal de combustible esta
determinado por el ajuste de los limites de presión dentro de los cuales opera la
caldera.
5.1.2.13. Controles de seguridad.
Los controles de seguridad generalmente son aquellos que limitan la entrada de
energía y así cierran o cortan los equipos cuando surgen condiciones de 27 Kohan, L. Anthony; Manual De Calderas, V II, Ed McGraw-Hill, 2000.
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inseguridad. En el Manual de Calderas de Kohan28 se presentan los siguientes
controles:
ª Controles de limitación de presión o temperatura.
ª Controles de corte de combustible por nivel de agua bajo.
ª Sistemas de salvaguardia por fallo de llama.
ª Controles de encendido automático.
ª Controles de válvula de corte de combustible gaseoso o líquido.
ª Controles interconectados de presión de aire y de combustible.
ª Controles reguladores del agua de alimentación.
Las válvulas de seguridad son el dispositivo de seguridad más importante.
Mientras no se considere otro control en el sentido normal, son la última medida
de seguridad contra una explosión.
Los controles de seguridad previenen contra los siguientes riesgos:
ª Sobrepresión, fundamentalmente contra las explosiones del lado del
agua o vapor.
ª Sobrecalentamiento de las partes metálicas, que posiblemente llevan a
una explosión en la caldera de combustible (por bajo nivel o pobre
circulación de agua).
ª Explosiones del lado del fuego (explosiones del hogar) debidas a
mezclas incontroladas de combustible en la zona del hogar (o conductos
de gases).
28 Ibid, p 322.
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82
En esta forma un sistema de seguridad moderno de la llama del quemador cumple
dos funciones: detecta la presencia de una llama buena o una combustión
adecuada y programa la operación de un sistema de quemadores de forma que
los motores, ventiladores, antorcha y válvulas de combustible se encenderán sólo
cuando sea necesario y, además, en la secuencia apropiada.
5.1.2.14. Precauciones antes del encendido de la caldera. § Verificar la existencia de una póliza de seguros que cubra los riesgos de la
puesta en marcha.
§ Verificar la existencia de extinguidores en las cercanías del área de la caldera,
preferentemente del tipo espuma.
§ Verificar que no hay obstáculos peligrosos en caso de emergencias en
plataformas, escaleras y puertas.
§ Asegurarse de la iluminación adecuada de todas las áreas importantes y está
en condiciones de funcionamiento.
§ Existencia de sistema de identificación de válvulas y sistemas de seguridad
adecuado.
§ No existan depósitos de materiales inflamables cerca de la caldera
§ Verifique el cableado de los transformadores de ignición y produzca chispa
con el piloto fuera del registro para comprobar que los electrodos están
separados adecuadamente y que la chispa se enciende.
§ Comprobar con un voltímetro los voltajes adecuados.
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§ Verificar ciclo del programador y enclavamientos como el de baja presión de
aire, baja presión de combustible, alta presión combustible y todos los que
estén en el plano eléctrico.
§ Comprobar si la fotocelda esta actuando correctamente por medio de una
llama (antorcha, fósforo).
5.1.1. Problemas de Servicio, Mantenimiento, Inspección y Reparaciones en
la Caldera.
5.1.1.1. Roturas los tubos en las partes a presión. La rotura de los tubos en las partes a presión es un problema que genera parada
forzada y se relaciona con la calidad de los materiales. Puede ser ocasionada por
la erosión debida a cenizas de los gases, a escorias en el hogar, a depósitos de
cenizas en los elementos de convección y precalentadores de aire, por
características de cenizas del carbón.
Según una inspección realizada por Foster-Wheeler en 198729, en la zona donde
existen los sopladores de hollín se encontraron, en el centro del banco, lo que
parecía ser registros de roturas de tubos por la erosión producida por los
sopladores. También se encontró que la distribución de gases a través del banco
no es uniforme, y ello produce que los mandrinados30 de los tubos sobre el
calderín superior se aflojen, ya que por esa zona superior es por donde mayor
29 Generadores de vapor Foster-Wheeler S.A., Informe de Inspección Foster-Wheeler S.A de Caldera Grupo 3, Bogota, Agosto 3 de 1987. 30 Mandrinado: Proceso que tiene por objeto fijar los tubos de la caldera en la placa tubular, por ensanchamiento del extremo de inserción.
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concentración de flujo de gases existe. Esto se hace evidente en el conducto de
salida hacia el calentador de aire, que tiene como un metro de altura de ceniza en
el suelo, lo que indica que por esa zona no pasan gases.
Los factores que afectan a los tubos de las centrales térmicas incluyen regímenes
y trastornos transitorios térmicos debidos a los cambios rápidos de temperatura
causados por problemas de operación, golpes de ariete debidos al agua atrapada
en los tubos, vibración y agrietamiento a partir de la maquinaria conectada lo que
requiere atención para el equilibrado de la maquinaria rotatoria (turbinas y
alternadores). Como se aprecia en la foto 2, en Termopaipa existe una alta
probabilidad de que se rompan los tubos de la caldera, como sucedió en
Diciembre del 2002.
Foto 2. Avería de tubo en la caldera (Diciembre 2002).
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La acumulación de sedimentos en un calderín que suministra a las paredes o
paneles de tubos de agua puede causar la interrupción de la circulación con el
consiguiente recalentamiento y fallo de los tubos.
En Termopaipa, se arreglan la mayoría de las averías en los tubos de la caldera
por medio de los servicios de los trabajadores soldadores, como se ilustra a
continuación, sin embargo, llegar hasta el tubo averiado puede implicar el corte de
otros.
Foto 3. Corte de los tubos de la caldera.
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Foto 4 Reparación de tubos por medio de soldadura.
5.1.1.2. Daño por sobrecalentamiento. El daño por sobrecalentamiento debido al bajo nivel de agua es la causa más
importante y frecuente de parada de caldera en las calderas de baja y media
presión. Las calderas de centrales térmicas tienen la rotura de tubos como la
principal causa de parada.
5.1.1.3. Bajo nivel de agua en la caldera. El bajo nivel de agua en una caldera puede conducir a cualquier situación desde
una fuga a una explosión31, dependiendo en gran manera del tipo de caldera, la
tasa de combustión y de lo bajo que haya llegado el nivel del agua.
En las calderas de tubos de humos o pirotubulares, el primer resultado de la caída
del nivel de agua, por debajo del nivel de seguridad cuando hay una tasa de
combustión elevada, puede ser la fuga en el nivel trasero de la caldera y las filas
31 Kohan, L. Anthony; Manual De Calderas, V II, Ed McGraw-Hill, 2000.
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superiores de tubos. A medida que el nivel de agua baja y los tubos se exponen
a los gases a temperatura elevada, la expansión o dilatación de los tubos es tan
grande que se rompen por su unión a las placas. La fuga puede aparecer por las
zonas filiales de cada fila de tubos a medida que el nivel del agua desciende más,
hasta que la distorsión y rotura de las placas finales y cabezales, con fuga en sus
asientos se produce.
Una explosión en este tipo de caldera no es corriente porque los muchos puntos
de fuga pueden dar lugar a la alarma. Sin embargo, los tubos sí que pueden
romperse.
Los efectos del nivel bajo de agua en los tubos de agua –acuotubulares-,son
similares a los de los tubos de humos. Los tubos se dilatan a medida que el nivel
de agua baja y abandona estos tubos, y se suelen romper por los asientos o
puntos de unión, produciendo fugas. Un nivel de agua excesivamente bajo puede
dar lugar a la rotura o fundido de los tubos.
Foto 5. Rotura en un tubo de la caldera.
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En un caso citado por Kohan32, el autor muestra los tubos fundidos en una caldera
después de un recalentamiento en seco. Esta ultima equipada con dos
seguridades de corte por nivel bajo, un regulador de agua de alimentación y una
alarma por bajo nivel de agua, cuando estos dispositivos fueron comprobados
periódicamente, no se hizo correctamente.
En otro caso, un control de corte de combustible por bajo nivel de agua se
encontró con depósitos de lodos causado por un fallo en la purga periódica o
expulsión de lodo fuera de la cámara. Una gestión insistente de las pruebas de
estos dispositivos vitales de seguridad evitaría la mayoría de los fallos por bajo
nivel de agua.
Las mejoras en la operación y cuidado de una caldera minimizan la posibilidad de
desarrollar condiciones de bajo nivel; lo cual depende de un chequeo frecuente y
de pruebas de alimentación de agua, retorno del condensado, bombas y
componentes similares del bucle o circuito de agua del sistema de calderas que se
supone ha de mantener el circuito con agua. Los reguladores y alarmas
asociados con los dispositivos de corte por bajo nivel son normalmente la ultima
defensa contra el nivel bajo de agua, a no ser que un operador tome acciones
correctivas.
Si es necesaria una presión de alimentación de agua anormalmente elevada, para
mantener el agua en la caldera; hay que comprobar las válvulas y las líneas de
alimentación de agua para asegurarse que no este rota una válvula, fuera de su
32 Ibid, p 380
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asiento o que no haya alguna obstrucción en la línea de alimentación. También
compruébese si hay fugas debidas a tuberías rotas o corroídas en la línea de
alimentación de agua (o en línea de condensado en las calderas de calefacción)
especialmente si hay tuberías enterradas en el sistema.
5.1.1.4. Sistemas de combustión. Los procesos y problemas de la combustión son múltiples, se deben mantener
unas relaciones aire/combustible adecuadas y una buena ignición con una llama
estable.
Los quemadores nunca deberían encenderse mediante el calor del refractario o
por medio de la llama de otro quemador. Utilice la antorcha de encendido o la
llama piloto. Las explosiones en el hogar pueden resultar del desprecio de estas
precauciones en el encendido.
Foto 6 Partes del quemador de la unidad tres
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Una explosión del hogar es la ignición y casi instantánea combustión de gas
explosivo, gas, vapor altamente inflamable o incluso polvo acumulado en la
caldera33. A menudo es de una fuerza expansiva mayor que la que la caldera
puede soportar. En las explosiones llamadas “bufidos”, soplidos, retrocesos de
llama o resoplidos, las llamas pueden soplar repentinamente hasta muchos metros
de distancia de las puertas y mirillas de observación. Según Kohan34, tales
explosiones menores indican condiciones peligrosas, incluso si no se han
producido daños reales.
Las explosiones mayores pueden destrozar los bafles de gases, abollar las
paredes de la membrana, perder refractarios de los ajustes de topes en ladrilleria
a través de la cubierta, soplar y desencajar las paredes laterales de la parte
inferior de la caldera, romper las tuberías de conexión e incluso demoler los
alojamientos de la caldera.
Las causas principales de las explosiones del hogar son35:
ª Fallo de llama que da lugar a la entrada de líquidos o gas inerte en el
sistema de combustible de la caldera.
ª Purga insuficiente antes del primer encendido del quemador.
ª Error humano.
ª Fallo de los controles automáticos de la válvula reguladora de
combustible.
ª Fugas o perdidas de la válvula de corte de combustible.
33 Ibid, p 163 34 Ibid, p 163. 35 Kohan, L. Anthony; Manual De Calderas, V II, Ed McGraw-Hill, 2000.
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ª Relación aire/combustible desequilibrada.
ª Fallo de los sistemas de suministro de combustible.
ª Perdida de tiro del hogar.
ª Fallo de la antorcha de encendido.
Se registran varios incidentes de implosiones del hogar, con resultado de daños
considerables a la caldera. Estas implosiones han tenido lugar en calderas de
combustible fósiles, donde se desarrollo con suficiente fuerza para sobrepasar la
tensión estructural del hogar. Todos los incidentes ocurrieron en calderas de tiro
equilibrado con ventiladores de tiro inducido con elevada capacidad de aspiración
operando en condiciones de caudal bajo. En la caldera de Termopaipa, debido un
empaque del manhole se destruyo, tal vez a causa de una implosión en el hogar.
Foto 7. Cubierta del Manhole de la caldera.
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Foto 8. Restos del empaque del manhole.
Las condiciones necesarias para una implosión en el hogar son:
ª Un mal funcionamiento del equipo regulador de flujo de gases en su
recorrido por la caldera, incluyendo el suministro de aire y eliminación
de gases.
ª Rápida caída de la temperatura y presión del gas del hogar como
consecuencia de una reducción rápida de la entrada de combustible o
fallo del combustible principal.
Una de las causas más comunes de las explosiones del hogar es el fallo
momentáneo de la ignición durante la marcha regular. Durante las pausas o
paradas, el combustible no quemado entra en el hogar y los gases altamente
combustibles destilados por el calor del hogar llenan la caldera. Estos gases
pueden penetrar por las rendijas del refractario en las zonas al rojo del mismo, y el
resultado es un soplido del hogar o caldera (rebufo). Las explosiones en el hogar
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pueden estar producidas por acumulación de combustible no quemado que puede
sufrir una ignición espontánea.
Los sistemas de seguridad de llama y combustión, adecuadamente instalados,
ayudan a eliminar muchas, si no todas, las explosiones del hogar como resultado
de una combustión defectuosa. El control de la llama principal y de la llama piloto
de encendido por células con relés electrónicos (que pueden cerrar el sistema de
combustión en un tiempo de 2 a 4 segundos después de la perdida de llama) son
ahora especificaciones normativas de los equipos de combustión. Se exige hoy
en día una purga previa de gases o un barrido de los mismos antes de encender
tanto la llama piloto como la principal. Además de las rampas de los quemadores,
deben dar seguridades extra en sus válvulas de corte y cierre.
Algunas precauciones a observar en la operación y mantenimiento de un sistema
automático de quemador son las siguientes:
1. Cerrar siempre todas las válvulas manuales de combustible antes de
trabajar sobre un quemador, desconectar la alimentación eléctrica a las
válvulas automáticas de combustible, o hacer las dos cosas.
2. No permanecer nunca frente a un quemador o caldera durante el arranque
3. No bloquear nunca permanentemente los relés eléctricos con cinta aislante,
pegamentos u otros dispositivos.
4. No cambiar nunca la temporización del dispositivo de control y seguridad de
llama.
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5. No instalar nunca hilos de bypass en ningún dispositivo electrónico de
seguridad.
6. Antes de arrancar o poner en marcha un quemador, hay que inspeccionar
cada cámara de combustión para asegurarse que no hay acumulación de
combustibles.
7. Mirar y comprobar cada enclavamiento del sistema como seguridad de
funcionamiento hasta que sea comprobado de otro modo por el personal
competente.
5.1.1.5. Válvulas de seguridad.
Un fenómeno conocido como traqueteo de la válvula, consiste en aperturas y
cierres rápidos36, este fenómeno puede dañar el asiento e incluso partes de la
válvula. Para evitar esto se recomienda:
ª Revisar que las esquinas de la boca de entrada sean redondeadas.
ª Chequear que el “Blow-Down”, no sea mayor del 50% especificado.
La descarga, los venteos, las bandejas de goteo, no deben crear esfuerzos
adicionales en la válvula, esto podría causar distorsiones y escapes a presiones
por debajo de las de calibración.
Las válvulas de seguridad del sobrecalentador deberán estar siempre ajustadas a
una presión menor que las válvulas de seguridad del calderín, de modo que se
asegure el flujo de vapor a través del recalentador en cualquier circunstancia. Si
las válvulas de seguridad del calderín soplan primero, el recalentador puede verse
36 DISTRAL S.A., Instructivos de operación de la caldera, V 3, 1983.
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privado del vapor refrigerador, siendo posible el sobrecalentamiento y rotura del
tubo.
La corrosión y los depósitos en la válvula y su asiento se producen porque la
válvula de seguridad no se ha levantado durante un largo periodo de tiempo. Para
evitar esta situación la válvula debe actuarse periódicamente usando la palanca
manual o preferiblemente por elevación de la presión de vapor hasta el punto de
disparo.
Otros problemas que pueden encontrarse en las válvulas de seguridad, además
de la corrosión y los depósitos, incluyen superficies deterioradas por la corrosión
de los asientos, partículas extrañas (óxido y depósitos calcáreos) y soldaduras
atacadas, obstrucciones en la tubería que va desde la válvula de seguridad
produciendo chirridos, mientras que las obstrucciones en el lado de la descarga
producen el cegado esporádico y/o pérdidas de la válvula de seguridad, así como
un soplado y purga adecuados como consecuencia del mal ajuste del anillo de
purga que también puede producir vibraciones.
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5.2. TURBOGENERADOR DE VAPOR.
El turbogenerador de vapor (the steam turbine generator) es el componente de
conversión de potencia primaria de la planta de generación. La función del
turbogenerador de la turbina es convertir energía térmica del vapor proveniente del
generador de vapor o caldera en energía eléctrica37. Dos componentes separados
son suministrados: la turbina de vapor para convertir energía térmica por rotación
en energía mecánica, y el generador para convertir energía mecánica en energía
eléctrica. Típicamente, la turbina es acoplada directamente al generador.
Foto 9. Turbogenerador Unidad tres Termopaipa.
Los principios de operación del turbogenerador envuelven la expansión de vapor a
través de numerosas etapas en la turbina, causando que gire el rotor del
generador. El rotor esta magnetizado, y su rotación produce la potencia eléctrica
en el estator del generador
37 Black & Veatch, Power Plant Engineering, International Thomson Publishing Company, Kansas, 2000.
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97
La energía térmica del vapor es convertida a energía mecánica por la expansión
del vapor a través de la turbina. La expansión del vapor ocurre en dos tipos de
etapas: impulso y reacción. La etapa de impulso puede ser comparada con una
rueda de agua en la cual una corriente de agua golpea las paletas causando que
la rueda gire. La etapa de reacción puede ser comparada con un aspersor rotativo
en el que el chorro de agua desde el aspersor causa la rotación de los brazos.
5.2.1. Etapas de impulso.
Las etapas de impulso consisten de una boquilla estacionaria con alabes
(buckets)- rotativos. El vapor se expande a través de la boquilla, incrementado en
velocidad como resultado de la disminución en la presión. El vapor entonces
golpea los alabes o paletas, y desempeña trabajo en la rotación de los alabes, los
que a su vez, disminuyen la velocidad del vapor. Las etapas de impulso pueden
ser agrupadas en etapas compuestas de velocidad y etapas compuestas de
presión.
La etapa de compuesta de velocidad envuelve una boquilla estacionaria seguida
por algunos alabes rotativos y estacionarios. La boquilla tiene una caída de
presión grande con un resultante incremento en la velocidad. La etapa de
velocidad es típicamente empleada como la primera etapa de una turbina debido
a su habilidad para resistirse a las reducciones de altas presiones y la resultante
eficiencia en la rápida reducción de presión, minimizando los requerimientos de
presión para las cubiertas (casings).
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98
5.2.2. Etapas de reacción.
Las etapas de reacción ideales consisten en boquillas rotativas con alabes
estacionarios. Sin embargo, es impractico admitir el vapor por boquillas rotativas.
En aplicaciones practicas, las etapas de reacción consisten de boquillas
estacionarias y rotativas. El vapor se expande a través de la etapa estacionaria,
con un incremento en su velocidad. La fuerza de la velocidad desde la expansión
inicial y la expansión en los alabes es impartida a las boquillas rotativas. La
expansión del vapor en las boquillas estacionarias de la turbina de reacción es una
acción de impulso. Así la etapa de la reacción en las aplicaciones de turbinas
actuales es una combinación de principios de impulso y reacción. El termino
etapa de reacción generalmente implica una etapa donde el 50% de la caída de
presión ocurre en los alabes estacionarios y 50% en las boquillas estacionarias.
5.2.3. El Generador.
La energía mecánica rotacional es convertida en energía eléctrica en el generador
por la rotación del campo magnético del rotor. La rotación de la turbina gira el
rotor del generador produciendo energía eléctrica en el estator del generador. El
generador consiste de un acero forjado (steel forging) con ranuras para
conductores que son llamados campos devanadores (field windings). Una
corriente eléctrica directa es pasada a través de los devanados, causando la
formación de una campo eléctrico en el rotor. El campo magnético es rotado por
la turbina. El rotor es rodeado por el estator del generador que incluye
conductores en cobre. El campo magnético del rotor pasa a través del estator
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99
fijando electrones en el conductor del estator en movimiento. El flujo de
electrones es llamado corriente. Como el polo norte del rotor pasa a través de los
conductores del estator, la corriente fluye en una dirección. Cuando el polo sur del
campo magnético del rotor pasa a través del mismo conductor, la corriente fluye
en la dirección opuesta. Este tipo de corriente es llamado corriente alterna (AC) y
es el tipo de corriente producida en la mayoría de las plantas de generación
eléctrica.
5.2.4. Sellos de la turbina.
Las turbinas tienen un sistema de sellado interno entre los cubos rotativos y la
cubierta (casing) estacionaria y entre las boquillas estacionarias y el rotor. El sello
de la boquilla estacionaria al rotor es más crítico en la turbina de impulso debido a
la alta caída de presión a lo largo de la boquilla de impulso estacionaria. Sin
embargo, la turbina de impulso tiene un cubo rotativo pequeño y así un diámetro
de sello menor que la de reacción, que contrapesa los efectos del aumento en la
caída de presión. Adicionalmente, el diseño de la rueda del rotor de la turbina de
impulso permite la instalación de sellos de rotor en los agujeros (leakage) de
vapor, en las ruedas, minimizando así interferencias de los derrames de vapor
con la corriente principal de vapor fluyendo del agujero estacionario al cubo
rotatorio.
La expansión de vapor a través de la turbina resulta en el calor de entalpía y la
conversión de energía debida a la energía cinética en los chorros de vapor (steam
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100
jets). La energía cinética es cambiada a energía mecánica en los cubos rotativos
o alabes.
5.2.5. Clasificación de las turbinas de vapor.
Las turbinas de vapor pueden clasificarse en diferentes categorías dependiendo
de su construcción, del proceso por el cual la caída de calor es lograda, las
condiciones inicial y final del vapor empleado, y según el uso industrial del vapor
como sigue38:
5.2.5.1. Denominación según la presión-recalentador.
La designación de una turbina por la presión puede envolver también el arreglo del
ciclo con la consideración de un recalentador. Para unidades pequeñas sin
recalentadores, la turbina de vapor puede consistir de una sola turbina de flujo de
vapor entrando a la turbina, expansión a través de la turbina, entonces agotando el
vapor a un condensador o a una línea de proceso.
Según el número de etapas de presión se clasifican así:
ª Turbinas de una sola etapa, con una o más etapas de velocidad,
usualmente con capacidades de potencia pequeñas. Son usadas en su
mayoría para conducir compresores centrífugos, ventiladores y otra
maquinaria similar.
38 Black & Veatch, Power Plant Engineering, International Thomson Publishing Company, Kansas, 2000.
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101
ª Turbinas de reacción e impulso multietapa, están hechas en un amplio
rango de capacidades de potencia.
5.2.5.2. Denominación según las condiciones de agotamiento (exhausting).
Existen dos designaciones con base en las condiciones de agotamiento:
Condensing y de no condensing. Las turbinas de vapor condensado (condensing
steam) agotan a un condensador en el que se condensa el vapor a presión
subatmosferica (vacío). Las turbinas de baja presión de un ciclo típico de central
eléctrica son turbinas de condensado (condensing turbines) en las que se agota a
un condensador de superficie de vapor (steam surface condenser) o a un
condensador directo de aire enfriado. Las turbinas condensing tiene áreas de
agotamiento grandes ya que el vapor es expandido a bajas presiones, extrayendo
tanto de la energía útil como sea posible antes de ser agotado (exhausted). Las
bajas presiones resultan en grandes volúmenes de vapor, requiriendo un área de
agotamiento grande para minimizar las perdidas de energía en el proceso de
agotamiento.
Las turbinas de no condensing agotan el vapor sobre la presión atmosférica en
una línea para el suministro a la caldera (boiler), otra turbina o proceso.
5.2.5.3. Denominación según el flujo.
La turbina puede también ser descrita por el número de direcciones de flujos de
vapor para agotamiento desde la turbina. El número de direcciones (trayectorias)
requeridas dependen de la cantidad de vapor y volumen específico (presión) del
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102
vapor. Una turbina de un solo flujo (single flow) tiene el vapor fluyendo en una
dirección y el agotamiento en otro extremo de la turbina. El vapor entra de la
turbina y se expande en una dirección. Las turbinas pequeñas sin recalentador,
turbinas de “drive” mecánico, turbinas de ciclo de alta presión con recalentador y
las de ciclo de presión intermedia con recalentador, emplean flujo de una sola
dirección.
Las turbinas de doble flujo tienen dos trayectorias. El vapor entra al centro de la
turbina y fluye en dos áreas opuestas. Este tipo de turbinas también es llamado
turbinas de flujo opuesto. Las turbinas de baja presión en ciclos de centrales
eléctricas de 150 MW y mayores son típicamente turbinas de doble flujo. Las
turbinas de baja presión en unidades grandes son usualmente de flujo doble a
causa de la baja presión, resultante en un volumen grande de vapor.
Según dirección del flujo de vapor también se clasifican así:
ª Turbinas axiales, en las que el vapor fluye en una dirección paralela a
los ejes de la turbina.
ª Turbinas radiales, en las que el vapor fluye en una dirección
perpendicular a los ejes de la turbina, una o más etapas de baja presión
en tales turbinas son axiales.
5.2.5.4. Denominación según los tipos de expansión.
Durante la expansión de vapor a través de una turbina, la remoción de vapor
desde una etapa intermedia de la turbina es llamada una extracción. En la
mayoría de las plantas eléctricas, algo de vapor es extraído a partir del proceso de
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103
expansión de la turbina y suministrado a los intercambiadores de calor por
calentamiento del agua de alimentación. Este tipo de extracción es llamado
extracción no controlada, simple o no automática. Algunas turbinas, no tienen
puntos de extracción y así son llamadas turbinas de no-extracción.
5.2.5.5. Denominación según orientación del eje (shaft orientation).
El arreglo del turbogenerador es diseñado como un compuesto-tandem o un
compuesto-cross en la bases de la orientación del eje. El compuesto -tandem
tiene todas las turbinas y generadores en línea, conectados al mismo eje. La
unidad “cross-compound” tiene dos turbogeneradores alineados. Este tipo de
arreglos es usado para incrementar la eficiencia de la turbina. El arreglo cross-
compound consiste de turbinas de alta presión y presión intermedia operando a
3600 rpm, conduciendo un generador.
5.2.6. Componentes mayores de la turbina de vapor.
Los detalles y nombres de los componentes de una turbina de vapor varían según
el fabricante y el tipo (impulso o reacción). A continuación se presentan los
términos más usados comúnmente para un componente en particular
5.2.6.1. Válvulas
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104
5.2.6.1.1. Válvulas de parada (acelerador) del vapor principal –(main steam stop
throttle valves).
El vapor fluye desde la caldera a las válvulas de parada de vapor principal o
válvulas de aceleración (throttling valves). La función primaria de las válvulas de
parada es proveer protección de apoyo durante el viaje en el turbogenerador, en el
suceso de que las válvulas de control del vapor principal no cierren. La energía
en el vapor principal y el generador de vapor puede causar a la turbina alcanzar
sobrerapidez destructiva en la perdida de carga del generador. Las válvulas de
parada del vapor principal se cierran desde la abertura completa hasta el cierre
completo en 0.15 a 0.5 segundos. Las válvulas de parada también son cerradas
en un “shutdown” normal de la unidad después de que las válvulas de control se
han cerrado.
Una función secundaria de las válvulas de parada es proveer control al vapor
acelerado durante el arranque (startup). Las válvulas de parada típicamente
tienen válvulas internas de bypass que permiten control acelerado –throttling
control- del vapor desde el rodamiento (roll) inicial de la turbina para cargas del 15
– 25 %. Durante este tiempo de (startup), las válvulas de control del vapor
principal son abiertas de par en par y las válvulas de bypass son usadas para
controlar el flujo del vapor.
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105
5.2.6.1.2. Válvulas de control principal del vapor (gobernador).
El vapor fluye de las válvulas de parada a las válvulas de control del vapor
principal o válvulas gobernador. La función primaria de las válvulas de control es
Foto 10 Válvula gobernador de la turbina
regular el flujo de vapor a la turbina y así controlar la potencia de salida del
turbogenerador de vapor. Las válvulas de control también sirven como el shutoff
primario del vapor para la turbina en shutdowns normales de la unidad y disparos
(trips).
5.2.6.1.3. Válvulas de parada e intercepción del recalentador.
Durante un disparo de la unidad, el cierre de las válvulas de parada de vapor
principal, las de control, las de parada del recalentador e intercepto atrapan vapor
en la turbina de alta presión. Durante la sobrevelocidad (overspeed) de la turbina
y la subsiguiente cuesta abajo, los alabes de la turbina de alta presión están
sometidos a perdidas de windage debido a la rotación en este vapor atrapado.
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106
Las perdidas de windage ocasionan calentamiento en los alabes. Este
calentamiento en combinación con esfuerzos de sobrevelocidad, puede dañar la
turbina de alta presión. Para prevenir esto, una válvula ventilador (ventilator) es
provista para enviar el vapor atrapado al condensador. Esta acción de envío del
vapor hacia el condensador mantiene la temperatura de la turbina de alta presión
dentro de los limites aceptables.
5.2.6.2. Partes estacionarias de la turbina. Las partes estacionarias mayores de las turbinas de vapor son principalmente
aquellas asociadas con la cubierta de las diferentes secciones de la turbina. A
continuación se discuten las partes estacionarias de la turbina combinada alta
presión-presión intermedia para una unidad de 400 MW, como la que se encuentra
Unidad 3 de la Central Termoeléctrica de Paipa.
5.2.6.2.1. Cilindro exterior. El cilindro exterior soporta el peso de la turbina de baja presión en una “flange” de
soporte alrededor del exterior total del cilindro. El cilindro exterior también incluye
los cojinetes de soporte en ambos extremos. Esta expuesto a la presión de vacío
del condensador. Una sección del cilindro exterior es la guía de agotamiento del
flujo o capucha, que dirige el vapor desde la ultima etapa de los alabes rotativos al
condensador.
Para prevenir sobre-presurización en la coraza de baja presión, como perdidas de
vacío del condensador con vapor todavía fluyendo al condensador, diafragmas
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107
rompibles o discos de ruptura son provistos en la cima de la coraza. Estos
diafragmas rompibles deben diseñarse para ventear a un área que no cause
heridas o perjuicios al personal en el suceso de que los diafragmas alivien la
presión. Durante cargas bajas y altas presiones en el condensador, la acción
windage de los alabes de la ultima etapa puede causar sobrecalentamiento de la
guía de flujo y de los alabes. Un sistema de rociado de agua con capucha de
agotamiento (exhaust hood water spray system) enfría la zona de agotamiento.
Foto 11. Disco de ruptura de la turbina.
Los cilindros internos soportan los anillos alabe. Los cilindros internos tienen
puertos que permiten la extracción de vapor para el calentamiento del agua de
alimentación.
5.2.6.2.2. El rotor.
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Los componentes mayores del montaje del rotor de una turbina son el eje (rotor),
las ruedas, y los alabes. El montaje del rotor es soportado en ambos extremos por
dos cojinetes estacionarios. Los alabes de las turbinas son maquinados a partir
de barras sólidas o forjados en aleaciones de cromohierro. Los alabes están
montados en el rotor.
5.2.6.2.3. Cojinetes. Las turbinas de vapor tienen cojinetes de soporte (journal) los y cojinetes de
empuje (thrust). Los cojinetes de soporte están a cada extremo del rotor para
soportar el peso del rotor. Un cojinete de empuje típicamente esta provisto en la
turbina de vapor para mantener la posición axial del rotor.
§ Cojinetes de soporte: Están construidos de dos divisiones que encierran el
eje. Son lubricados con aceite a presión. El flujo de aceite es controlado
para limitar el incremento de la temperatura del aceite sobre un valor que es
típicamente 30 °F (17 °C).
§ Cojinetes de empuje: El cojinete de empuje consiste de zapatos (shoes)
estacionarios que corren contra el corredor de empuje del rotor (rotor thrust
runner). Los zapatos en ambos lados del corredor previenen el movimiento
en cualquier dirección axial. El componente del cojinete de empuje es
inundado de aceite a presión con aceite introducido cerca al eje y fluyendo
hacia el exterior por acción centrífuga del corredor. El flujo de aceite es
controlado para limitar el incremento de la temperatura del aceite a un valor
que usualmente no supere a los 30 °F (17 °C).
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109
5.2.7. Generador.
Los componentes mayores del generador son el marco (frame), el estator (stator)
y el rotor.
5.2.7.1. Marco del generador.
El marco del generador soporta el peso del estator y el rotor y actúa como un
recipiente contenedor para el gas enfriador hidrógeno. El marco es una estructura
fabricada soportada por un pie de marco, a lo largo de su longitud en placas de
asiento como cimiento. El marco contiene “cooler baffles” que crean una
trayectoria de flujo para el gas hidrógeno circulante, para enfriar el generador. El
gas es circulado por un soplo en el eje del rotor que descarga los enfriadores de
hidrógeno. El gas frío desde el agua a los enfriadores de hidrógeno fluye a través
de ductos y pasajes de ventilación por todo el generador.
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Foto 12. Cilindros de hidrógeno para el generador
El lado contrario del soplo crea una zona de baja presión que tira el gas caliente
de regreso al soplo. El gas de hidrógeno es presurizado desde 45 a 90 psia (308-
618 kPa), dependiendo del tamaño del generador y la rata. Un sello en aceite –
gas (gas-oil seal) previene derrame del gas desde el extremo del marco en el eje.
Sellos tipo laberinto en el lado del gas del sello reducen el flujo de gas y la presión
en el sello. Aceite es inyectado una cavidad central del sello y fluye hacia el lado
del aire y del gas en el sello. El lado del gas recoge cualquier derrame de aceite y
gas, y lo envía hacia un tanque desespumante (defoaming.)
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Foto 13. Marco del generador.
La caja principal conductora, y transformadores de corriente son ubicados debajo
del generador en el extremo del excitador.
5.2.7.2. Estator.
El estator consiste un centro stator (stator core) y un “stator windings.” El centro
del estator tiene dos funciones principales: soportar las vueltas del estator
windings y proveer la trayectoria de flujo que une las vueltas del estator con el
campo magnético rotativo. El gas hidrógeno que fluye a través de los pasajes de
ventilación del centro del estator entre los grupos de laminas remueve el calor
generado en el estator.
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5.2.7.3. Rotor.
El rotor provee el campo magnético del generador. El rotor consiste del eje y el
“windings”. El eje de rotor es una pieza de forjada de alto esfuerzo.
5.2.8. Problemas de seguridad en la turbina.
5.2.8.1. Averías en los alabes de la turbina.
La protección contra la sobrevelocidad (overspeed) es la preocupación más
importante en una turbina de vapor que conduce un generador. Si esta protección
llega a fallar, vidas humanas estarían en riesgo y muchos daños con las siguientes
salidas de largo termino podrían ocurrir.
El sistema de seguridad de una turbina es de tipo binario: Las válvulas y los
componentes asociados permanecen abiertos durante la operación normal, y
deben ser cerrados cuando la turbina se dispare. De esta forma, el sistema
completo incluyendo las válvulas de seguridad debe ser probado periódicamente.
Los aparatos de disparo y las válvulas deben ser evaluados cada dos a cuatro
semanas. Las válvulas de control y de parada también deben ser evaluadas.
Usualmente un golpe fuerte es realizado para una turbina de vapor con una
válvula de parada y una de control.
La turbina de vapor tiene que ser protegida de condiciones inadmisibles (velocidad
muy alta, presiones, temperaturas, etc). Esto es realizado con el sistema de
control de la turbina. El diseño de este sistema esta de acuerdo al “criterio de una
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113
avería”. Esto significa, que si una avería ocurre, la turbina de vapor aún será
protegida y debe ser posiblemente clausurada en forma segura.
Así, la turbina de vapor debe ser equipada con dos sistemas independientes, el
sistema de control y el de seguridad son:
son:
• “Loop” cerrado para control de velocidad, carga, etc.
• Primera línea de defensa contra condiciones inadmisibles
• Operación de las válvulas de control.
Las tareas del sistema de seguridad son:
• Segunda línea de defensa contra condiciones inadmisibles
• Operación de las válvulas de parada y control.
El diseño de un sistema de seguridad esta basado en las categorías de averías y
las reglas de falla segura. Todos los componentes de seguridad relacionados
deben ser ensayados en línea para detectar fallos inminentes. Evitando así la
inhabilidad para interrumpir el suministro de vapor en condiciones peligrosas.
5.2.8.2. Categorías de los fallos de la turbina.
Los fallos que pueden ocurrir en la operación de la turbina de vapor, están
divididos en categorías de fallos. En una planta óptimamente diseñada, algunos
parámetros son considerados en la evaluación de las categorías de fallos:
• “Hazard” (peligro inminente) para la vida humana.
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114
• Liberación de energía cuando el incidente ocurre.
• Costo anual directo del sistema.
• Costos anuales debido al incidente bajo consideración.
• Costos anuales debido a falsos disparos (trips) en el sistema bajo
consideración.
• Cambio evaluado en la eficiencia.
• Secuencia cronológica del incidente.
• Probabilidad de ocurrencia del incidente causante de la avería.
Con base en la evaluación de los parámetros mencionados y los estándares
internacionales, las categorías de fallo de la ABB Alstom Power39 son definidas
como se aprecia en la tabla 6.
Todas las admisiones de la turbina de vapor, capaces de admitir una alta cantidad
de vapor a la turbina, tal que un peligro de acuerdo con la categoría de avería 1
pueda existir, deben ser equipadas con dos válvulas de cierre rápido,
independientes, conectadas en serie. De acuerdo con esta definición, la válvula
de control es considerada como un primer elemento de “shutdown”, mientras que
la válvula de parada es un elemento secundario
Cat. Peligros Salida
Ejecución Ejemplos
39 Gerhard J. Weiss, ABB Alstom Power Generation Ltd; Electronic Overspeed turbine protection without real overspeed test. Valve test with single valve arrangement; en Proceedings of 2000 International Joint Power Generation Conference Miami Beach, Florida, July 23-26, 2000.
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1 Perdida de vida Daño enorme
Años 3 canales, normalmente energizada
Speed condenser pressure
2 Daño serio Meses 2 canales, normalmente desenergizados
Protección de potencia inversa
3 Daño Semanas 1 canal, normalmente desenergizado
Temperatura del metal del cojinete
4 Daño menor Días 1 canal, solamente alarma
Expansiones diferenciales.
Tabla 6. Categorías de fallo40.
5.2.8.3. Protección a la sobrevelocidad. La protección a la sobrevelocidad es el asunto de mayor importancia en la turbina
de vapor que conduce un generador y esta relacionada con la categoría de fallo 1.
Si esta protección falla, vidas humanas son arriesgadas y daños muy grandes con
las consecuentes salidas de largo término pueden ocurrir.
En el pasado como lo relata el artículo de Alstom (Alstom, 2000) hubo dos
disparos por sobrevelocidad mecánica conectados con uno de los dos sistemas de
seguridad hidráulicos normalmente presurizados (Ver Ilustración 3). Estos
disparos han sido probados con regularidad.
40 Ibid, p 4.
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116
Figura 1. Disparos por sobrevelocidad mecánica41.
Las turbinas tienen gobernadores de emergencia que cierran (close off) la entrada
del suministro de vapor cuando una sobrevelocidad es detectada, protegiéndolas
de daños. Sin embargo, existe otra fuente potencial de vapor para la turbina que
esta operando normalmente y de repente pierde toda o la mayoría de su carga. El
siguiente escenario describe la fuente:
Ø La turbina esta a carga normal, todos los calentadores esta en servicio y
contiene desagües (drains) saturados en el fondo de la coraza a la
temperatura correspondiente a la presión de extracción.
Ø En una repentina perdida de carga, las válvulas de vapor del gobernador en
la turbina se cierran, y las presiones a través de la turbina, incluyendo la
presión a cada punto de extracción, caen a, o cerca a, la presión del
condensador.
41 Ibid, p 4.
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117
Ø La presión en los calentadores cae cerca a la presión del condensador.
Parte de los drenajes saturados en el fondo de la coraza del calentador
flash a vapor, que fluye hacia atrás a través de la tubería de extracción en
la turbina y continua a través de la turbina al condensador, dirigiendo
(driving) la turbina.
Ø Si este flujo es considerable, este puede causar sobrevelocidad en la
turbina, causando daños. La cantidad de vapor formado por esta acción
“flashing” depende de la presión, temperatura y cantidad de calor drenado.
El calentador a la presión mayor drena a la mayor presión y temperatura, pero la
cantidad de drenaje en la coraza es usualmente pequeña. El desaireador, sin
embargo, tiene una alta cantidad de agua en su sección de almacenaje, y es en
realidad la posible fuente de la gran cantidad de vapor flashed.
Para prevenir este retorno del flujo de vapor desde el calentador o el desaireador a
la turbina, una válvula de inspección (check valve) es instalada en cada línea de
extracción de vapor. Una válvula de inspección puede funcionar mal y fallar en el
cierre del flujo inverso, válvulas redundantes en serie están en la línea de
extracción al desaireador. Adicionalmente, estas válvulas están provistas con un
pistón de aire comprimido con actuador eléctrico (electric-actuated) que ayuda la
válvula en el cierre. Estos pistones son actuados por el gobernador de
emergencia de la turbina cuando este siente las condiciones de sobrevelocidad.
Calentadores de baja presión en el cuello del condensador tienen tubería corta,
directa desde la turbina a la coraza del calentador, toda dentro de la coraza del
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118
condensador. Válvulas de inspección en estas líneas no son practicas. A medida
que la presión y la temperatura de estos desagües son muy bajas, la cantidad de
vapor flash puede normalmente ser mantenida en una cantidad aceptable con el
control de la cantidad de desagües mantenidos en la coraza del calentador. El
uso de un drenaje enfriador externo en este arreglo puede también ayudar a
minimizar el número de drenajes mantenidos en la coraza del calentador.
5.2.8.4. Protección contra el agua en la turbina (Turbine water protection).
La causa de la mayoría de los accidentes en la turbina es la entrada de agua a los
pasajes de vapor de la turbina. Una de las fuentes para tal agua es un flujo
inverso (backflow) a través de las líneas de extracción de vapor desde los
calentadores al desaireador. Esta agua puede provenir de una avería del sistema
de “drain” del calentador, una inundación (flooding) de la coraza del calentador por
tubos rotos en el calentador, o drenaje inapropiado de la tubería de extracción
antes del colocar el calentador en servicio.
Los problemas de daños por el agua en las turbinas llegaron a ser tan agudos en
un tiempo que la American National Standards Institute y la American Society of
Mechanical Engineers42 desarrollaron y publicaron un estándar ANSI/ASME
TDP-1, Prevention of water damage to steam turbines used for electric power
generation (1985). Este estándar recomienda que los calentadores del agua de
alimentación y los sistemas de extracción sean diseñados tal que “ninguna avería
del equipo deba resultar en agua entrando a la turbina”. 42 Black & Veatch, Power Plant Engineering, International Thomson Publishing Company, Kansas,2000
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119
Dos artículos del equipo requeridos por este estándar son válvulas de shutoff
automáticas en la línea de extracción desde la turbina al calentador del agua de
alimentación, y una línea de drenaje de principal y una de emergencia para los
drenajes del calentador. Las líneas de drenaje principales y de emergencia son
instaladas en los calentadores. La línea de drenaje de emergencia usualmente
toma los drenajes del calentador directamente al condensador y funciona durante
las emergencias cuando el nivel del agua en el calentador se incrementa sobre el
nivel normal.
5.2.8.5. Protección al rotor.
Esfuerzos asociados con gradientes térmicos pasajeros y cargas inerciales
estables (fuerzas centrífugas) son de preocupación primordial en los rotores de
alta presión /presión intermedia (HP/IP). En los rotores de baja presión (LP), los
esfuerzos inerciales y efectos ambientales (humedad) conducen primordialmente a
la grieta (craking) por fatiga y/o por corrosión. SAFER-PC, es un paquete de
software de simulación para análisis de estos rotores, un elemento finito basado
en análisis de esfuerzo y térmicos y vida remanente1. El uso del software SAFER-
PC, es crucial para la evaluación de la operación normal y el efecto de los cambios
en las condiciones operativas de un rotor. Por ejemplo, una unidad con carga-
base podría convertirse en una unidad de punta, resultante no solamente en un
incremento del numero de ciclos de variación del esfuerzo, sino también
potencialmente, un daño térmico.
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120
5.2.9. Turbogenerador de la Unidad Tres de Termopaipa.
La turbina de la unidad tres de Termopaipa es una turbina de condensación
Mitsubishi, tipo flujo de único impulso (impulse single flow type) con un solo
cilindro, una etapa de control y trece etapas de filas-solas.
La cubierta de la turbina esta dividida en dos partes: Alta y baja presión. La forma
de la cubierta y su soporte fue diseñada cuidadosamente para obtener
movimientos libres y simétricos contra la expansión térmica. El cojinete de
empuje principal esta localizado frente al cojinete de soporte. A continuación se
presentan algunos datos del turbogenerador de la unidad III:
§ 74 MW
§ 3600 rpm
§ 14 etapas
Ø Temperatura del vapor 510 °C
Ø Presión 88 kg/cm2
Ø Presión 8,624 Mpa
Ø Presión de vacío 63.5 mm Hg.
Los sistemas de lubricación de las turbinas con aceite están ubicados en
estructuras elevadas que no presentan canaletas de contención de aceite y hay
orificios en el piso que permitirían que el aceite cayera en cascada hacia los
niveles inferiores en el evento de un derrame significativo causante de incendio.
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121
En Termopaipa, existen sistemas comunes de lubricación de la turbina y control
de nivel de aceites para cada unidad. En cada uno de dichos sistemas se
encuentra una bomba principal de suministro propulsada por un eje con una
Foto 14. Tanques Diesel
unidad de respaldo de AC y otra de DC instaladas en el área superior de un
depósito único ubicado debajo de la cubierta de la turbina
La función del condensador es condensar el vapor saliente de la turbina, recoger
el condensado y bajar la presión de escape (exhaust) de la turbina.
La condensación de vapor requiere del condensador para remover el calor de
vaporización del vapor y rechazar este. Los condensadores están diseñados para
rechazar esa energía en el agua fría o directamente a la atmósfera. Los
condensadores que usan agua fría son normales, excepto en algunos sitios en
5.3. CONDENSADOR.
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122
que el agua es muy costosa, en ese caso los condensadores de aire frío pueden
ser empleados.
Foto 15 Condensador de la unidad tres.
5.3.1. Arreglo del Condensador.
El condensador es un intercambiador de coraza y tubo de vapor –a- agua, con el
agua de enfriamiento, normalmente llamada agua de circulación, pasando a través
de los tubos y el vapor en la coraza. Debido a la gran cantidad de volumen de
vapor a ser condensado, el volumen específico a 2 in HgA (50.8 mm HgA) es 339
ft3/lb (21.2 m3/kg). El condensador es una pieza del equipo relativamente grande.
En tamaños pequeños la coraza del condensador puede ser redonda, pero en la
mayoría de los casos, el tamaño de la coraza del condensador requiere que esta
sea construida en placa plana reforzada en forma de caja.
La mayoría de los condensadores son montados en la planta directamente debajo
del agotamiento de la turbina de tal forma que el vapor se transmite a través del
IQ-2002-2-03
123
cuello del condensador hacia el condensador. Otro arreglo físico puede localizar
el condensador al lado o extremo de la turbina.
Los condensadores pueden ser de un paso, de dos pasos o con la condición de
multipresión en la cual se emplea un arreglo que utiliza dos y tres instalaciones de
coraza en serie donde el agua de circulación pasa a través de las corazas en
serie.
Para proteger las cajas de agua y los laminas de los tubos de la corrosión, una
combinación de protección catódica y recubrimiento protectivo es empleado. La
protección catódica es provista por el cierre (fastening) de ánodos de sacrificio
para las cajas de agua. Recubrimientos protectivos deben ser provistos con
protección catódica. Estos recubrimientos varían desde el (coal tar enamel) hasta
una epoxi.
Debido a que el condensador opera por debajo de la presión atmosférica, existen
escapes (leak) de aire hacia el sistema. Este debe ser continuamente removido
para mantener el diseño vacío.
El equipo de remoción de aire para condensadores pequeños usualmente
consiste de un eyector de aire de vapor (steam jet air ejector). Este eyector usa
vapor desde el cabezal del vapor principal como medio operativo. Una unidad
dual de dos etapas es normalmente provista.
5.3.2. Detección de escapes.
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124
Los escapes de aire hacia el condensador pueden ser detectados por un aparto de
medición provisto con el equipo de remoción de aire que mide la cantidad de aire
descargado. Escapes de aire hacia el condensador (air leakage into) the
condenser- durante el arranque (startup) de la planta pueden venir de soldaduras
incompletas, conexiones no tapadas (plugged) y otros errores similares de
construcción. Otras fuentes que pueden contribuir al startup o retraso durante la
operación incluyen válvulas de escape (leaking valves) o válvulas de empaque o
líneas dirigidas al condensador con escapes o vidrios del medidor rotos,
soldaduras agrietadas y fuentes similares.
Un tubo defectuoso del condensador resulta en escapes de agua de circulación
hacia la coraza donde esta se combina con el condensado. Esto es causado por
una presión en la coraza menor que en el interior de los tubos. El agua de
circulación, debido a sus químicos disueltos, tiene una conductividad más alta que
el condensado. El agua circulante que se escapa se mezcla con el condensado,
incrementando la conductividad del condensado y esto es detectado por un
conductimetro a la salida del condensado.
5.3.3. Limpieza en la línea.
Una baja en el desempeño de un condensador puede ser el resultado de “scaling “
la superficie interior de los tubos, acumulación de sedimentos en los tubos, o una
acumulación de hojas (leaves) u otros escombros en la lamina del tubo,
IQ-2002-2-03
125
taponamiento a la entrada de los tubos. Algunos métodos están disponibles para
la limpieza en línea del condensador. Para remover la acumulación de material de
la cara de la lámina del tubo, el condensador puede ser “back flushed” invirtiendo
el flujo del agua de circulación a través del condensador. Esto se logra con
válvulas adicionales y tubería al sistema del agua de circulación. Esto es
relativamente simple para un condensador de dos pasos, pero más complicado
para un condensador de un solo paso. El Backwashing remueve la acumulación
de material de las láminas del tubo y para una extensión pequeña puede remover
algo de sedimento en el fondo de los tubos.
Las plantas generadoras emplean un “sistema central” que consiste de una planta
separada para secado, pulverización y acondicionamiento del combustible. Las
diferentes plantas pulverizan su combustible a diferentes grados de fineza, pero
65% a través de malla 200 (mesh sieve) y 99% a través de malla 40 son
considerados buenos estándares.
En la Unidad tres de Termopaipa el sistema de manipulación de carbón se ha
dimensionado para cumplir con el 100 % de los requisitos de la planta y esta
compuesto por:
§ Una tolva de carga única.
§ Una trituradora.
5.4. SISTEMA DE MANEJO DE CARBÓN.
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126
§ Una banda transportadora inclinada, de tal forma que descarga a una
galería distribuidora común.
El carbón se suministra a la planta de energía desde minas de carbón cercanas,
llega en volquetas y luego se compacta para ayudar a prevenir una posible
combustión espontánea. El almacenamiento del carbón se realiza en una pila
compactada que representa unos dos meses de suministro bajo condiciones MCR.
Foto 16. Bandas transportadoras.
El carbón se recoge mediante buldózer, y a medida que se va requiriendo, el
carbón se transporta mediante buldózer a una de las tolvas de carga paralelas; se
transporta hasta la caldera por medio de dos sistemas paralelos. Posteriormente,
pasa mediante dos trituradoras a los diversos molinos de carbón por medio de una
banda transportadora común. Ninguna de las bandas transportadoras de carbón
cuenta con un sistema de detección y/o protección contra incendio y dicha función
tampoco se cumple en la galería a donde llegan las bandas.
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127
Cuatro conjuntos de molinos están disponibles para las unidades 2 y 3. Éstos
están basados en un diseño n+1 para permitir el debido mantenimiento de los
molinos. Los molinos de pulverización disponibles para las unidades 2 y 3 son del
tipo anillo y balinera. En todos los casos, la presión del tornillo se aplica mediante
sistemas sencillos tipo resorte.
La caldera se encuentra equipada con uno o más molinos de pulverización en los
cuales el carbón pasa en su camino a los quemadores. Los tres principios
fundamentales empleados en la construcción de pulverizadores mecánicos son
contacto, bolas e impacto.
5.4.1. Molino de Bolas.
Consiste en un cilindro grande parcialmente lleno con bolas de acero en varios
tamaños. El carbón es alimentado en el cilindro y es mezclado con estas bolas.
El cilindro es rotado y la pulverización toma lugar como resultado de la acción
entre la bola y el carbón. La forma cónica del cilindro causa que las partículas
grandes de carbón y las bolas grandes busquen la zona del diámetro más grande.
el carbón es alimentado y pulverizado removido desde ambos extremos del
cilindro. El mismo principio de clasificación es aplicado a los molinos con un
clasificador, en los cuales el carbón es alimentado y descargado desde solamente
un extremo.
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128
Estos pulverizadores tienen varías características valiosas. Los ”grinders” de
estas unidades no están seriamente afectadas por metales u otras materias
extrañas en el carbón. Los pulverizadores contienen suficiente carbón para varios
minutos de operación. Esta característica previene el incendio cuando hay una
ligera interrupción en el combustible alimentado causado por carbón atascado
(clogging) en los picos o “bunkers” o picos . Estos molinos han sido usados
exitosamente por un amplio rango de combustibles incluyendo carbón bituminoso
o antracita los cuales son difíciles de pulverizar.
Antes de intentar operar una caldera de combustible pulverizado inspeccione
completamente los siguientes aspectos:
ª Equipo de encendido del combustible (fuel burning equipment)
ª Controles
ª Ventiladores y,
ª Equipo de engrane para seguridad (safety interlock equipment).
La avería de cualquiera “de las anteriores”puede resultar en una explosión. Por
ejemplo, el ventilador de tiro inducido falla y el molino del pulverizador y el
ventilador de aire primario continúan operando y suministrando carbón al horno, y
una explosión puede suceder. Para reducir tal posibilidad los auxiliares de la
caldera son equipados con interlocks, por medio de los cuales cuando un auxiliary
falla, los otros paran automáticamente. Cuando el ventilador de tiro inducido falla,
los interlocks son arreglados para parar la alimentación al molino, el molino y el
ventilador de tiro forzado en orden de lista.
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Los detectores de llama eléctricos son empleados para indiciar la avería de la
llama o interrumpir el suministro de combustibles cuando las averías de la llama
ocurren.
El equipo de seguridad de la caldera debe ser revisado en intervalos regulares y
estar seguro de que opera en buenas condiciones todo el tiempo.
La mayoría de las calderas de combustible pulverizado son equipadas con
controles automáticos, los cuales alivian las operaciones tediosas de ajuste de
combustible y aire. Sin embargo, en el caso de avería o emergencia, la unidad
debe operar de forma segura con el control manual. El control regula la rata de
combustible alimentada para producir la cantidad requerida de vapor para
mantener la presión establecida.
Cuando la mezcla de carbón y aire primario llega a estar muy inclinada, la llama
presenta una tendencia a dejar el quemador invertido y entonces retornar. Esta
condición puede llegar a ser tan severa que la combustión consiste de una serie
de pequeñas explosiones.
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130
En la Central Termoeléctrica de Paipa, se encuentra disponible un sistema de
protección automática contra incendios de dióxido de carbono para la sala de
control, el cuarto Diesel y el cuarto de baterías de la unidad 3. La protección
comprende sistemas de inundación automática de dióxido de carbono, CO2,
dentro de los generadores y el sistema de lubricación con aceite.
5.5.1. Descripción.
Este tipo de sistema consiste de cilindros de alta presión o tanques de baja
presión, que contienen el agente dióxido de carbono (CO2) bajo presión. En el
caso de Termopaipa, la presión de prueba de los cilindros es de 250 kg/cm2
Conectado a tubería fija y boquillas o mangas (hoses). Los sistemas son situados
para inundación total de un volumen con dióxido de carbono.
falla, los otros paran automáticamente. Cuando el ventilador de tiro inducido falla,
los interlocks son arreglados para parar la alimentación al molino, el molino y el
ventilador de tiro forzado en orden de lista.
Los detectores de llama eléctricos son empleados para indiciar la avería de la
llama o interrumpir el suministro de combustibles cuando las averías de la llama
ocurren.
El equipo de seguridad de la caldera debe ser revisado en intervalos regulares y
estar seguro de que opera en buenas condiciones todo el tiempo.
5.5. SISTEMA CONTRA INCENDIOS DE DIÓXIDO DE CARBONO.
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131
5.5.2. Descripción.
Este tipo de sistema consiste de cilindros de alta presión o tanques de baja
presión, que contienen el agente dióxido de carbono (CO2) bajo presión. En el
caso de Termopaipa, la presión de prueba de los cilindros es de 250 kg/cm2
Conectado a tubería fija y boquillas o mangas (hoses). Los sistemas son situados
para inundación total de un volumen con dióxido de carbono.
Foto 17. Cilindros y tubería del sistema contra incendios de dióxido de carbono.
Ya que el dióxido de carbono es eléctricamente no conductivo, este es
frecuentemente usado para protección del equipo eléctrico. Encontrándose, un
sistema de extinción de fuego gaseoso a partir de CO2, disponible para fuegos en
equipos eléctricos, equipos electrónicos y líquidos inflamables.
Cuando el peligro inminente (hazard) a ser protegido esta encerrado en un cuarto,
sistemas de inundación total son provistos. Cuando no hay cuarto cerrado para el
hazard, sistemas de aplicación local sirven mejor. Como un sistema de
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132
inundación total extingue fuegos por sofocación dentro de un volumen fijo, el
volumen del cuarto a ser protegido debe ser cerrado durante el tiempo de la
descarga. Cualquier puerta o damper en el cuarto debe ser cerrada
automáticamente en el suceso de la operación del sistema.
5.5.3. Peligros inminentes para la seguridad (safety hazards).
Aunque el dióxido de carbono ha sido un producto comercial por muchos años,
este agente no esta fuera de peligros inminentes o hazards. El dióxido de carbono
extingue el fuego por el desplazamiento del oxigeno. Para personas en su
atmósfera, la limitación de oxigeno puede ser letal.
Foto 18 Sala de Control Unidad tres
Cuando el dióxido de carbono se descarga, este crea una “nieve” que reduce la
visibilidad. Adicionalmente, el “rush” (la prisa) del dióxido de carbono a través de
las boquillas, crea un agudo ruido, el cual puede generar panico. El movimiento
del dióxido de carbono a través del sistema bajo presión mientras que cambia el
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133
estado de líquido a gas puede crear electricidad estática, la cual puede causar que
vapores inflamables hagan ignición. Por estas razones, las alarmas de pre-
descarga son usualmente requeridas para la evacuación de todos los ocupantes
previamente a la descarga de dióxido de carbono.
Después de la descarga, el dióxido de carbono se amontona y se asienta en
espacios vacíos. Una vez que actuó, todo el suministro de dióxido de carbono
debe ser usado o desechado. El sistema debe ser recargado después de cada
uso.
5.5.4. Componentes del sistema.
Un sistema de inundación total de dióxido de carbono de alta presión, el tipo más
común, consiste de detectores, liberadores manuales, instalación eléctrica (wiring
conduit), panel de control, cilindro, cabeza de control del cílindro, válvula de
control de descarga, boquillas de descarga, agente de extinción bajo presión, y
tubería. En algunos sistemas neumáticos antiguos aparatos actuadores–cabeza
son utilizados en lugar de instalaciones eléctricas, panel de control y conduit.
5.5.5. Contenedores de almacenamiento.
Cilindros de alta presión son diseñados para resistir la presión creada por la mayor
temperatura esperada dentro del cuarto donde ellos están localizados. El diseño
normal es para una presión de 850 psi a 70 °F. Estos cilindros deben ser tratados
con cuidado cuando sean manipulados. Si un cilindro o sus válvulas se agujeran o
se rompen, el cilindro puede llegar a ser un proyectil, potenciado por la alta
presión del gas, capaz de demoler paredes de albañilería. Los cilindros altamente
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134
presurizados con dióxido de carbono contienen dióxido de carbono líquido a 850
psi. Si la temperatura disminuye a 32 °F, la presión cae a 504 psi. Por esta razón,
el contenido del gas puede ser determinado solamente por el peso de los cilindros.
El peso del cilindro vacío (peso de tara) es estampado en el cuerpo del cilindro.
5.5.6. Sistemas de alta presión.
La operación de los detectores o un liberador (release) manual inicia una
condición de alarma en el panel de control. El panel de control puede sonar las
alarmas de pre-descarga, operar el sistema de alarmas de fuego construido, y
hacer otras rutinas, pero este debe operar la cabeza de control del cilindro de
dióxido de carbono. La cabeza de control (the control head), la cual sienta la
válvula de control de descarga, bajo operación provee una ruta de escape del gas
a través de la válvula a la atmósfera. El escape del gas crea un desequilibrio de
presión en la válvula de control de descarga. Esto causa que el gas de dióxido de
carbono en el cilindro levante un pistón en la válvula, el cual descubre el puerto de
descarga para el sistema. El sistema de tuberías y boquillas es sujetado al puerto
de descarga.
Los cilindros de alta presión comúnmente tienen una densidad de llenado de entre
60 y 68%. Durante operación, una porción de descarga desde los cilindros es
dióxido de carbono líquido, mientras que el resto es vapor. Solamente la porción
de dióxido de carbono líquida es efectiva para la extinción del fuego. A causa de
esto, la cantidad de dióxido de carbono requerida para la extinción del fuego es
40% mayor para los sistemas de alta presión que para los sistemas de baja
presión.
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135
5.5.7. Inspecciones visuales.
Las inspecciones visuales son requeridas a frecuencias variadas como se nota en
la tabla a continuación.
Semanalmente q Inspeccionar las boquillas por
daño físico. q Estar seguro de que todas las
puertas a ser protegidas se cierran automáticamente.
q Inspeccionar si hay alguna cambio en el tamaño o tipo de “hazard” a proteger.
q Inspeccionar el nivel del líquido en cada contendedor de baja presión.
Mensualmente q Inspeccionar por signos de agujeros en los cilindros.
q Inspeccionar signos de daño físico en los componentes del sistema.
Tabla 7. Inspecciones visuales43.
5.5.8. Pruebas al Sistema de Extinción.
Las pruebas son requeridas a frecuencias variadas. Una prueba de actuación –
(actuating test)- debe ser conducida anualmente. Esta envuelve la prueba de
todos los componentes del sistema sin descargar el agente dióxido de carbono, ya
que las cabezas de control son removidas antes del comienzo de la prueba de
actuación.
Una prueba de descarga debe ser conducida cada 12 años, o con mayor
frecuencia si es necesario. La prueba debe ser conducida justamente anterior a la
43 Carson Wayne, Klinker Richard; Fire Protection Systems Inspection Test & Maintenance Manual, National Fire Protection Association, NFPA, 1986
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prueba hidrostática del cilindro del sistema o el tanque de presión, necesaria cada
12 años, para lo cual el cilindro o el tanque debe vaciarse. Solamente personal
encargado debe desarrollar la prueba de descarga.
Para sistemas altamente presurizados, los cilindros deben ser pesados y las
válvulas de control operadas semi-anualmente. Para hacer esto, las cabezas de
control deben ser removidas; entonces la actuación de los detectores o liberadores
manuales debe extender completamente los émbolos en la cabeza de control.
Semi-anualmente
q Pesar los cilindros de dióxido de carbono con la válvulas de control de la descarga.
q Operar las cabezas de control. Anualmente q Prueba de actuación del sistema
12 años q Prueba de descarga del sistema
Tabla 8. Pruebas del sistema contra incendios y su frecuencia44.
44 Carson Wayne, Klinker Richard; Fire protection systems Inspection Test & Maintenance Manual, National Fire Protection Association, NFPA, 1986
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137
6.1.1. ESTRUCTURA DEL ÁRBOL.
Sistema de Interés.
Caldera Unidad 3 de Termopaipa.
Subsistemas.
Hogar.-Tubería
Controles de la caldera.
Válvula de seguridad.
Suceso Capital (Top Event).
Sujeto: La caldera en su totalidad, incluyendo la parte mecánica, neumática
y los componentes principales.
Avería funcional especifica: La caldera explota durante la operación.
Estructura del árbol.
6. DIAGRAMAS DE ÁRBOLES DE FALLOS.
6.1. ELABORACIÓN DEL ÁRBOL DE FALLOS DE LA CALDERA
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138
A continuación se nombran los sucesos y condiciones (sucesos intermedios) que
permiten más directamente el suceso capital.
Las calderas y muchos recipientes no caldeados pueden causar cuantiosos daños
a la propiedad, destrucciones y pérdidas de vidas humanas (Kohan, 2000). Éstas
surgen como consecuencia de la presiones a que están sometidas las calderas,
las elevadas temperaturas de trabajo a las que funcionan, los ciclos impuestos por
el servicio que pueden conducir a fallos o roturas por fatiga, y, finalmente, el
desgaste y roturas que ocurren en el material con el paso del tiempo. A
continuación se muestran algunos sucesos que pueden afectar la vida y operación
de la caldera.
DESCRIPCIÓN DEL SUCESO
SISTEMA SUBSISTEMA VÁLVULAS TUBERÍA QUEMADORES
El nivel de agua no se estabiliza en automático. (1)
Mecanismo Modo (Controles)
Efecto
Escapes en la tubería de los quemadores (2)
Mecanismo Modo (Quemadores)
Efecto
No actúa la válvula de seg. a la presión de alivio.(3)
Efecto Modo (Válvula de Seguridad)
Sobrecalentamiento y rotura del tubo.(4)
Modo Modo Mecanismo (Válvula de seguridad)
Efecto
Acumulación de sedimentos en el calderín (5)
Mecanismo Efecto
Fallo de la tubería en servicio.(6)
Modo Mecanismo (Corrosión,
fatiga, erosión)
Efecto
Bajo nivel de agua (7)
Mecanismo Modo (Controles).
Efecto
Fallo del sistema de Efecto Modo Mecanismo
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139
combustible. (8) (Controles). Retroceso de llama (Rebufo) (9)
Efecto Modo (Hogar)
Mecanismo
Explosión del hogar (10)
Efecto Modo (Hogar)
Mecanismo Mecanismo
Sobrecalentamiento (11)
Efecto Mecanismo (Control)
Modo
Implosión en el hogar(12)
Efecto Modo (Hogar)
Mecanismo Los ventilado.
Tabla 9. Sucesos intermedios del árbol de fallos para la caldera.
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140
6.1.2. ÁRBOL DE FALLOS DE LA CALDERA.
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141
6.2.1. ESTRUCTURA DEL ÁRBOL.
Sistema de Interés.
Turbogenerador de la Unidad 3 de Termopaipa. (Incluyendo el condensador).
Subsistemas.
Turbina (Alta y baja presión).
Generador.
Condensador.
Suceso Capital (Top Event).
Sujeto: El turbogenerador de la Unidad 3, incluyendo el condensador.
Avería funcional especifica: Disparo del turbogenerador durante la
operación.
Estructura del árbol.
A continuación se nombran los sucesos y condiciones (sucesos intermedios) que
permiten más directamente el suceso capital.
6.2. ELABORACIÓN DEL ÁRBOL DE FALLOS DEL
TURBOGENERADOR.
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142
DESCRIPCIÓN DEL SUCESO
SISTEMA SUBSISTEMA TURBINA GENERADOR CONDENSADOR
Daño de la turbina de alta presión. (1)
Mecanismo (Controles)
Efecto
Derrame de aceite en el grupo (2)
Mecanismo Modo (Quemadores)
Efecto Efecto
Avería en las protecciones de la turbina (3): Mecánica,
Efecto Mecanismo (Controles).
Modo
Fallo en las válvulas de cierre rápido.(4)
Efecto Mecanismo
Perdida repentina de carga en la turbina. (5)
Mecanismo Efecto
Avería de la válvula de inspección. (6)
Mecanismo Efecto
Entrada de agua a los pasajes de la turbina. (7)
Mecanismo Modo (Turbina).
Efecto
Fallo del sistema de seguridad de la turbina.(8)
Efecto Modo (Controles).
Mecanismo Mecanismo
Corrosión de laminas y cajas de tubos del condensador. (9)
Efecto Mecanismo Modo
Tubo defectuoso en el condensador (10)
Efecto Modo
Acumulación de sedimentos en el condensador (11)
Efecto Modo
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143
No actúa la membrana de plomo en la turbina (12)
Efecto Modo
Perdida de aceite en la turbina (13)
Efecto Modo
Incremento en la temperatura de los bobinados (14)
Caída del vacío del condensador (15)
Efecto Modo
Combustión del hidrógeno del generador (16)
Efecto Modo
Disparo mecánico
Efecto Modo
Disparo eléctrico Efecto Modo
Tabla 10. Sucesos del árbol de fallos, sus mecanismos, modos y efectos.
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144
6.2.2. ÁRBOL DE FALLOS DEL TURBOGENERADOR.
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145
6.3. ELABORACIÓN DEL ÁRBOL DE FALLOS DEL SISTEMA DE MANEJO DE CARBÓN.
6.3.1. ESTRUCTURA DEL ÁRBOL DEL SISTEMA DE MANEJO DE CARBÓN.
Sistema de Interés.
Sistema de manejo de carbón en la Unidad 3 de Termopaipa
Subsistemas.
Banda transportadora
Pulverizador
Trituradores
Suceso Capital (Top Event).
Sujeto: El sistema de manipulación de carbón de la Unidad 3.
Avería funcional especifica: Explosión / Incendio en el sistema durante o fuera de la operación
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DESCRIPCIÓN DEL SUCESO
SISTEMA SUBSISTEMA BANDA TRANSPORTADORA
PULVERIZADOR TRITURADORES
Explosión de polvo
Efecto Modo Mecanismo
Explosión en el pulverizador
Efecto Modo
Mecanismo
Ignición en la banda transportadora
Efecto Modo Mecanismo
Modo
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147
6.3.2. ÁRBOL DE FALLOS DEL SISTEMA DE MANEJO DE CARBÓN.
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148
6.4. ÁRBOL DE FALLOS DEL SISTEMA CONTRA INCENDIOS DE DIÓXIDO
DE CARBONO
6.4.1. ESTRUCTURA DEL ÁRBOL.
Sistema de Interés.
Sistema contra incendios de dióxido de carbono
Subsistemas.
Cilindros
Sistema de control
Suceso Capital (Top Event).
Sujeto: El sistema contra incendios de dióxido de carbono
Avería funcional especifica: Fallo de algún componente del sistema de dióxido de
carbono cuando actúa.
Estructura del árbol.
A continuación se presenta el árbol de fallos.
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149
6..3.2.ÁRBOL DE FALLOS SISTEMA CONTRA INCENDIOS DE DIÓXIDO DE CARBONO.
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150
CONCLUSIONES.
ª El análisis de árboles de fallos en la unidad tres de Termopaipa permitió
de forma cualitativa identificar los riesgos, efectos y causas de los
principales sucesos indeseados, de tipo catastrófico, constituyendo las
estructuras lógicas secuénciales del análisis.
ª Las estructuras lógicas de cada uno de los árboles de fallos de la unidad
tres conforman una base para posteriores análisis cuantitativos y una
fuente argumentativa para emitir recomendaciones que conduzcan a
mejoras efectivas en las políticas de seguridad de Termopaipa
ª En la Unidad tres de la Central Termoeléctrica de Paipa, actualmente se
encuentran averías en los componentes principales de la unidad tres,
originadas por indisponibilidades en el programa de mantenimiento y
asincronías en las políticas de seguridad.
ª En Termopaipa no se encontraba un registro histórico riguroso que
permitiera seguir en detalle los hechos principales del proceso en
materia de seguridad. De esta forma para la elaboración de este
documento se busco en la información disponible aquella que mejor
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151
encajara entre la documentación base del análisis, entre esta
información se destaca:
§ El informe de la visita de la aseguradora Zurich.
§ Los manuales de operación de los principales subsistemas de
la unidad.
§ La normatividad para el sector eléctrico.
§ El seminario de calderas de Foster Wheeler.
§ El informe de la visita del 3 de Octubre de 1988 de National
Vulcan Engineering Insurance Group Limited.
Los detalles faltantes sobre seguridad, fallos y averías en los
componentes se hallaron principalmente en documentos de la oficina de
energía de los Estados Unidos (DOE), en documentos de la ASME, y en
manuales para calderas, centrales térmicas y para control del fuego.
ª Para la realización del análisis de árboles de fallos solo se tomo en
cuenta el área de generación de vapor transformación de energía
mecánica en eléctrica, debido a que son la parte central en el proceso
de generación eléctrica, adicionalmente constituyen el área con mayor
riesgo a nivel de seguridad en el proceso y por lo mismo representan un
punto de partida importante para comenzar análisis rigurosos de riesgos
tecnológicos en la Central de Termopaipa.
ª En el análisis no se tuvieron en cuenta las áreas “potencia” o de
transformación eléctrica, tampoco el área del patio de carbones, patio de
IQ-2002-2-03
152
cenizas, ni el área de almacenamiento de combustibles, sin embargo, es
importante analizar estas áreas; ya que son unidades de atención y
también representan –aunque en menor proporción- un riesgo latente y
un peligro inminente para los grupos de interés de la organización.
ª Cualquiera de los eventos descritos a continuación pueden conducir a
una explosión en la caldera de la unidad tres: bajo nivel de agua, avería
en el sistema de combustible, en la tubería, o un fallo en la válvula de
seguridad. Las averías de la tubería en operación se pueden corregir o
evitar con el mejoramiento del programa de mantenimiento preventivo y
de los otros, ya que son fallas de la tubería que suceden por depósitos
de agua, corrosión y cosas de descuido en general.
ª Una avería en el sistema de combustible representa una causa
inminente de explosión en el hogar de la caldera, la cual puede variar en
sus proporciones dependiendo del mecanismo que la origine. Para
evitar este suceso, lo mas indicado es realizar un mantenimiento
adecuado en el sistema durante las paradas y con anterioridad al
arranque; adicionalmente se debe tener un conocimiento profundo del
mecanismo de funcionamiento del sistema, conocer las causas de fallo
en la llama, durante la ignición y aquellas que ocasionen caídas en la
presión.
IQ-2002-2-03
153
ª Las válvulas de seguridad de la caldera deben ser valoradas como el
ultimo mecanismo como prevención ante un posible escenario de
explosión, razón por la cual se le debe dar un mantenimiento que
permite evitar el taponamiento de los tubos colectores y aberturas de
secados, así como daños en el asiento y otras partes de la válvula.
ª El turbogenerador es un grupo que funciona como un subsistema
compuesto por la turbina, el generador y el condensador; por lo cual las
averías en cualquiera de estos componentes constituyen una causa de
salida del sistema completo que representa grandes perdidas durante la
operación.
ª Una operación sin problemas en el subsistema del turbogenerador
debe primordialmente evitar fallos en el condensador por medio de un
programa de mantenimiento efectivo en las laminas y tubos del
condensador, evitando acumulaciones de suciedad, corrosión.
ª La perdida de presión en el turbogenerador constituye un mecanismo
común a muchos de los fallos y averías que pueden disparar el
turbogenerador durante la operación, una forma efectiva de evitarlo es
principalmente con el manejo seguro de la unidad de lubricación de la
turbina y el manejo adecuado del hidrogeno como medio enfriador del
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154
generador, también evitando perdidas del aceite de sellos ocasionadas
por derrames o incrementos en la temperatura.
ª Es posible evitar una explosión en el pulverizador eliminando la
acumulación de polvo como factor principal y con la construcción de un
muro la explosión interior puede evitarse instalando separadores
magnéticos para prevenir la presencia de elementos extraños
generadores de chispa.
ª Es urgente colocar probar, recuperar y evaluar el funcionamiento del
sistema contra incendios de dióxido de carbono que actualmente se
encuentra en estado de abandono, incrementando en un alto porcentaje
el riesgo de los componentes de la unidad sobre los que actúa.
ª El mantenimiento es una variable fundamental para prevenir averías que
inhiban el correcto funcionamiento optimo del sistema contra incendios
de dióxido de carbono, los fallos en los componentes y el sistema de
control así lo reflejan. Adicionalmente, el error humano es una variable
de gran importancia para el correcto funcionamiento del sistema, en
cuanto a las inspecciones y al manejo de las alarmas que hacen parte
del sistema.
ª En la unidad tres de Termopaipa hacen faltan sistemas de protección
contra incendio que permitan mitigar los riesgos de la unidad,
IQ-2002-2-03
155
principalmente en la caldera, el sistema de lubricación de aceites del
turbogenerador y el sistema de manipulación de carbón.
ª Como suceso básico común a todos los árboles de fallo construidos, es
interesante notar el error humano como suceso básico, este suceso
evidencia algunos aspectos a mejorar en la política de seguridad; ya que
de una forma económica mitigarían y en algunas ocasiones evitarían
muchos de los sucesos principales que contribuyen a la existencia de
los sucesos principales catastróficos que se desean evitar.
ª El error humano es un suceso básico iniciador que puede acabarse de
una forma definitiva en la Central Termoeléctrica de Paipa por medio de
un mejoramiento en la capacitación a nivel de seguridad, operación y
mantenimiento, bajo la perspectiva de lograr un cambio al nivel de las
actitudes en el personal de Temopaipa que permita mejorar el proceso
de toma de decisiones relacionadas con la seguridad del proceso.
ª Para lograr los cambios esperados con este análisis es fundamental
contar con el apoyo de la gerencia, que permita desde este nivel iniciar
un cambio en la política de seguridad de la organización; con este apoyo
se obtendría grandes beneficios en Termopaipa, ya que como lo
evidencia este documento la generación segura le permite a la gerencia
ahorrar grandes costos en operación y mantenimiento.
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156
ª Los principales estados indeseados encontrados en la Unidad tres de
Termopaipa son: Explosión, incendio, disparos y salidas de operación;
estados que afectan la eficiencia del proceso de generación eléctrica.
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157
Babcock & Wilcox, Steam its generation and use, 40th edition, 1992.
Black & Veatch, Power Plant Engineering, International Thomson Publishing
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Encilopedia Larousse, V 12, Omega: Barcelona, 1973
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IQ-2002-2-03
158
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Kohan, L. Anthony; Manual De Calderas, V. I y II, Ed McGraw-Hill, 2000,
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IQ-2002-2-03
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http://www.faulttree.org/ (Descripción del análisis de árbol de fallos)
http://www.plant-maintenance.com/terminology (glosario sobre seguridad
industrial)
IQ-2002-2-03
160
ANEXO 1
IQ-2002-2-03
161
MINISTERIO DE TRABAJO Y SEGURIDAD SOCIAL SINDICATO DE TRABAJADORES DE LA
ELECTRICIDAD EN COLOMBIA SINTRAELECOL
NORMATIZACION DE LOS PROCESOS DE GENERACIÒN TERMICA Y DISTRIBUCION DE
ENERGIA DEL SECTOR ELECTRICO COLOMBIANO
Santafé de Bogotá, D.C., 2002
IQ-2002-2-03
162
GENERACION TERMICA
1.3.1 TABLA DE CONTENIDO
CAPITULO I
Artículo ALCANCE Y APLICACION 1. PRIORIDAD DE LA SALUD OCUPACIONAL 2. ALCANCE DEL ESTATUTO 3. SIGNIFICADO DE LAS REGLAS 4. OBLIGACION DE COMPAÑIAS AJENAS A LA EMPRESA REPONSABILIDAD DE LA SEGURIDAD 1. SEGURIDAD PROPIA DE LOS DEMAS 2 TRABAJOS CON MANDO PERSONAL 3. REPORTE Y/O CONDUCCION DE CONDICIONES Y ACTOS INSEGUROS
4. REPORTES DE INCIDENTES Y ACCIDENTES
1.3.1.1 CAPITULO II
PLANEACION Y SUPERVISION DE TRABAJO 1. PLANEACION 2. EFECTOS POSIBLES DE NUESTROS ACTOS 3. RESPONSABLES POR LUGAR DE TRABAJO 4. CONDICIONES EN EL LUGAR DE TRABAJO 5. REPARACIONES PROVISIONALES 6. SUPERVISION DE TRABAJO 7. RESPONSABILIDADES 7.1 DEL PERSONAL DIRECTIVO 7.2 DE LA ORGANIZACION SINDICAL 7.3 DE LOS COMITES PARITARIOS DE SALUD OCUPACIONAL
7.4 LOS GERENTES, SUBGERENTES, DIRECTIVOS Y SUBDIRECTIVOS
PREDIO 1. ACCESO PLANTA Y DEPENDENCIA DE LAS EMPRESAS 2. DEL TRANSPORTE DE VEHICULOS 3. CAMINOS DE ACCESO PATIOS Y JARDINES CAPITULO 105 EXPERIENCIA Y CAPACITACION DE TRABAJOS 1. TRABAJOS CON ALTO GRADO DE RIESGO 2. OBLIGACION EN MATERIA DE CAPACITACION 3. EXCESO DECONFIANZA
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CAPITULO 106 PROTECCION DEL AREA DE TRABAJO 1. DELIMITACION DEL AREA DE TRABAJO CAPITULO 107 EQUIPOS DE PROTECCION 1 ASPECTOS GENERALES 2. ROPA DE TRABAJO Y CALZADO 3. PROTECCION DE LA CABEZA 4. PROTECCION DE LOS OJOS 5. PROTECCION DE LAS MANOS 6. PROTECCION RESPIRATORIA 7. PROTECCION AUDITIVA CAPITULO 108 ASPECTOS COMUNES A VARIAS AREAS 1. REGLAS GENERALES DIVERSAS 2. CONDUCTA Y COMPORTAMIENTO EN EL INTERIOR DE LA OFICINA 3. BAÑOS VESTIDORESY SANITARIOS 4. COMEDORES 5. TRABAJOS EN ALTURAS 6. USO DE ESCALERAS 6.1 REGLAS GENERALES 6.2 USO DE ESCALERAS PORTATILES 6.3 ESCALERAS FIJAS 7. USO DE ANDAMIOS 8. PUENTE GRUA 9. ELEVADORES 10 PRECAUCIONES QUE SE DEBEN TOMAR CON EL EQUIPO DE TRABAJO 11 USO Y MANEJO DE HERRAMIENTAS 12. USO DE AIRE COMPRIMIDO 13 DISTANCIAS DE SEGURIDAD RESPECTO A PARTES ENERGIZADAS CAPITULO 109 LICENCIAS Y LIBRANZAS 1. REGLAS GENERALES CAPITULO 110 RECURSOS CONTRA INCENDIOS 1 ASPECTOS GENERALES 2. BOMBEO Y RED DE AGUA CONTRA INCENDIOS 3. HIDRANTES 4. MANGUERA 5. EXTINTORES CAPITULO 111 PRIMEROS AUXILIOS 1. CAPACITACION 2. ATENCION 3. BOTIQUINES DE PRIMEROS AUXILIOS
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CAPITULO 112 TRABAJOS DE MEDICION 1. PRECAUCION EN LOS TRABAJOS DE MEDICIÓN 2. ORDEN Y LIMPIEZA CAPITULO 113 PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUAS NEGRAS 1. PRECAUCIONES EN EL TRABAJO CAPITULO 114 TALLER MECANICO 1. CONDICIONES DE TRABAJO EN EL TALLER MECANICO 2. PRECAUCIONES EN EL MANEJO DE APARATOS ELECTROMECANICOS 3. PRECAUCIONES AL USAR EL TALADRO VERTICAL DE PRESION 4. PRECAUCIONES AL USAR EL TALADRO ELECTRICO PORTATIL 5. USO Y MANEJO DE EQUIPOS DIVERSOS 6. MANEJO DE GRUAS ELECTRICAS CAPITULO 115 EQUIPOS DE SOLDADURA CON OXIACETILENO 1. PRECAUCIONES CON EL EQUIPO DE OXIACETILENO 2. USO Y MANEJO DE LOS CILINDROS 3. PRECAUCIONES AL INSTALAR REGULADORES O MANOMETROS 4. REVISIONES SOBRE LAS MANGUERAS DEL EQUIPO DE OXIACETILENO 5. PRECAUCIONES PARA EL MANEJO DE LOS SOPLETES 6. PRECAUCIONES AL REALIZAR TRABAJOS DE SOLDADURA CON OXIACETILENO CAPITULO 116 EQUIPOS DE SOLDADURA ELECTRICA 1. PRECAUCIONES CON EL EQUIPO DE SOLDADURA ELECTRICA 2. PROTECCION VISUAL 3. PROTECCION DEL AREA DE TRABAJO 4. PRECAUCIONES AL REALIZAR TRABAJOS CON ALTO INDICE DE RIESGO 5. REALIZACION DE TRABAJOS QUE REQUIEREN SUPERVISION CAPITULO 117 EQUIPOS DE SOLDADURA CON ARGON 1. PRECAUCIONES CON EL EQUIPO DE ARGON 2. PROTECCION DEL AREA DE TRABAJO 3. PREPARATIVOS PARA INICIAR UN TRABAJO CON ESTE EQUIPO CAPITULO 118 ACEITES Y GRASAS 1. ALMACENANAMIENTO Y ACARREO DE LOS TANQUES DE ACEITE O GRASAS 2. CUARTO DE ACEITE O GRASAS 3. MANEJO Y DISTRIBUCION DE ACEITES Y GRASAS 4. MANEJO DE ASBESTO MANTENIMIENTO ELECTRICO CAPITULO 119 TRABAJOS GENERALES EN DIVERSAS AREAS 1. USO Y MANEJO DE HERRAMIENTAS 2 REGISTROS Y CARCAMOS 3. PRECAUCIONES EN LAS VISITAS A LOS POZOS DE AGUA 4. PRECAUCIONES AL REALIZAR TRABAJOS EN OTRAS AREAS 5. TRANSPORTE DE HERRAMIENTAS
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6. INSTALACION DE LOS POZOS 7. PRECAUCION EN EL MANTENIMIENTO DE BATERIAS 8. MEDIDAS PREVENTIVAS EN CASO DE INCENDIO 9. MOTORES ELECTRICOS MANTENIMIENTO ELÉCTRICO CAPITULO120 PROTECCION PERSONAL DEL AREA DE TRABAJO 1. PROTECCION PERSONAL 2. PROTECCION DEL AREA DE TRABAJO MANTENIMIENTO ELÉCTRICO CAPITULO 121 TRABAJOS ELÉCTRICOS CON ALTO RIESGO 1. SUBESTACIONES 2. TRABAJOS SOBRE CIRCUITOS ENERGIZADOS 3. TABLEROS ELÉCTRICOS 4. TRABAJOS SOBRE EQUIPOS PRESURIZADOS INSTRUMENTACION Y CONTROL CAPITULO 122 EQUIPOS E INSTRUMENTOS 1. USO Y MANEJO DE INSTRUMENTOS Y HERRAMIENTAS 2. PRECAUCIONES AL TRANSPORTE DE EQUIPOS Y HERRAMIENTAS 3. PROTECCION DEL AREA DE TRABAJO INSTRUMENTACION Y CONTROL CAPITULO 123 TRABAJOS GENERALES EN DIVERSAS AREAS 1. PROTECCION DEL MEDIO AMBIENTE 2. PRECAUCIONES AL REALIZAR TRABAJOS EN DIFERENTES AREA INSTRUMENTACION Y CONTROL CAPITULO 124 TRABAJOS CON DETECTORES NUCLEONICOS 1. PROTECCION DE PERSONAL 2. CONTROL PARA EMERGENCIA CAPITULO 125 TRABAJOS DE DEMOLICION 1. PRECAUCION AL REALIZAR LOS TRABAJOS DE DEMOLICION 2. PRECAUCIONES AL REALIZAR TRABAJOS DE ALBAÑILERIA 3. PROTECCION DEL AREA DE TRABAJO CAPITULO 126 TRABAJOS DE EXCAVACION 1. PRECAUCIONES AL REALIZAR LOS TRABAJOS DE EXCAVACION 2. PROTECCION DEL AREA DE TRABAJO CAPITULO 127 TRABAJOS GENERALES DE CARPINTERIA 1. PRECAUCIONES AL UTILIZAR HERRAMIENTAS DE CARPINTERIA 2. LIMPIEZA Y PROTECCION DEL AREA DE TRABAJO CAPITULO 128 TRABAJOS GENERALES DE PINTURA 1. PRECAUCIONES AL UTILIZAR SOLVENTES Y PINTURAS 2. PRECAUCIONES AL UTILIZAR HERRAMIENTAS Y EQUIPOS PARA TRABAJOS DE PINTURA 3. LIMPIEZA DEL AREA DE TRABAJO
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CAPITULO 129 MAQUINARIA 1. CONDICIONES DE TRABAJO EN EL TALLER DE MAQUINARIA CAPITULO 130 ALMACENES BAJO TECHO 1. CONSIDERACIONES GENERALES CAPITULO 131 ALMACENAMIENTOS DE PRODUCTOS QUIMICOS 1. CONSIDERACIONES GENERALES CAPITULO 132 MANEJO DE MONTACARGA 1. CONSIDERACIONES GENERALES CAPITULO 133 OFICINAS 1. CONSIDERACIONES GENERALES OPERACION CAPITULO 134 SISTEMA DE COMBUSTIBLE DIESEL 1. REGLAS GENERALES 2. AREA DE RECEPCION DE COMBUSTIBLE 3. DESCARGA DE COMBUSTIBLE 4. AREA DE TANQUE DE COMBUSTIBLE OPERACION CAPITULO 135 SISTEMA DE AGUA DE ENFRIAMIENTO 1. ESTANQUE DE ENFRIAMIENTO 2. TORRES DE ENFRIAMIENTO OPERACION CAPITULO 136 CALDERAS 1. REGLAS GENERALES 2. REGLAS APLICABLES DURANTE SU OPERACION OPERACION CAPITULO 137 CASA DE MAQUINAS 1. EQUIPO DE PROTECCION 2. ORDEN Y LIMPIEZA 3. MANEJO DE CILINDROS A PRESION 4. ASPECTOS GENERALES OPERACION CAPITULO 138 TURBINAS Y GENERADORES 1. EQUIPO E INSTALACION 2. TUBERIAS DE VAPOR 3. MANEJO DE HIDROGENO 4. PROTECCION CONTRA INCENDIO Y EXPLOSION OPERACION CAPITULO 139 SALA DE CONTROL 1. ACCESO GENERAL
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2. EQUIPO DE CONTROL 3. ASPECTOS GENERALES OPERACION CAPITULO 140 CUARTO DE BATERIAS 1. ACCESO AL CUARTO DE BATERIAS 2. EQUIPO DE PROTECCION 3. ORDEN Y LIMPIEZA OPERACION CAPITULO 141 PRECIPITADORES 1. ASPECTOS GENERALES 2. MANIOBRAS EN EL AREA DE PRESCIPITADORES OPERACION CAPITULO 142 SUBESTACION 1. ORDEN Y LIMPIEZA 2. EQUIPO DE PROTECCION PERSONAL 3. EQUIPO DE PROTECCION DE GRUPO 4. MANIOBRAS Y LIBRANZAS 5. ASPECTOS GENERALES QUIMICO CAPITULO 143 LABORATORIO Y SUBSTACIAS QUIMICAS 1. PRECAUCIONES PARA EL LABORATORIO QUIMICO 2. EQUIPO DE PROTECCION PERSONAL 3. DERRAME DE SUBSTANCIAS QUIMICAS 4. MANEJO DE SUBSTANCIAS TOXICAS 5. RECIPIENTES PARA SUBSTANCIAS QUIMICAS 6. TRANSPORTE Y DESCARGA DE SUBSTANCIAS QUIMICAS 7. MANEJO DE CILINDRO DE CLORO MANEJO DE CARBON Y CENIZAS CAPITULO 144 PILAS DE CARBON 1. PRECAUCIONES EN EL AREA DE RECEPCION DE CARBON 2. VEHICULOS Y MAQUINARIA PESADA 3. EQUIPO DE PROTECCION Y EMERGENCIA CAPITULO 145 BANDAS TRANSPORTADORAS DE CARBON Y EQUIPO AUXILIAR 1. PRECAUCIONES EN BANDAS TRANSPORTADORAS DE CARBON 2. SEPARADORES MAGNETICOS 3. COLECTORES DE POLVO 4. TORRES DE TRITURACION 5. SISTEMA DE CASCADA 6. SILOS DE CARBON 7. PULVERIZADORES 8. EQUIPOS DE PROTECCION CAPITULO 146 CUARTO DE CONTROL DE MANEJO DE CARBON 1. CONDICIONES DE TRABAJO
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CAPITULO 147 MANEJO DECENIZAS VOLANTES 1. PRECAUCION EN EL MANEJO DE CENIZAS VOLANTES 2. PRECAUCION AL OPERAR VALVULAS 3. TRANSPORTE DE CENIZAS Y MAQUINARIA PESADA 4. EQUIPO DE PROTECCION PERSONAL CAPITULO 148 MANEJO DE CENIZAS DE FONDO 1. PRECAUCIONES EN EL SISTEMA DE MANEJO DECENIZAS DE FONDO 2. EQUIPOS DE PROTECCION CAPITULO 149 CUARTO DE CONTROL DE MANEJO DE CENIZAS 1. CONDICIONES DE TRABAJO CAPITULO 150 ENTERRADO DE CENIZAS 1. CONDICIONES DE TRABAJO 2. PRECAUCIONES DE OPERADORES DE MAQUINAS
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TITTULO III GENERACION TERMICA
1.3.1.2 CAPITULO I OPERACION CAPITULO 134 SISTEMA DE COMBUSTIBLE DIESEL 1. REGLAS GENERALES
1.1 Las áreas de recepción, almacenamiento y manejo de combustible se considerarán áreas restringidas, quedando prohibido el acceso de personal ajeno si no cuentan con la correspondiente autorización, debiendo desde luego respetar los señalamientos y las reglas de seguridad establecidas en el área.
1.2 Queda estrictamente prohibido fumar o encender fuego en las áreas de
recepción, almacenamiento y manejo de combustible. 1.3 Toda fuga o derrame de combustible debe reportarse al jefe inmediato
para su corrección. 1.4 Las deficiencias que se observen en las instalaciones eléctricas de esta
área, tales como conductores desnudos, cajas de conexiones dañadas o sin tapa, partes vivas descubiertas, etc., deben reportarse con prontitud a Salud Ocupacional.
1.5 Debe reportarse cualquier condición que pueda representar un riesgo de
incendio o lesión personal, tales como maleza o acumulación de basura, deficiencias en los equipos, derrames de combustible, depósitos de agua, etc.
1.6 Para efectuar trabajos de soldadura y otros trabajos que impliquen el uso
de flama abierta, invariablemente debe contarse con la autorización tanto del supervisor de operación como del de mantenimiento, debiendo analizarse los riesgos posibles y la manera de controlarlos, así como tener en disponibilidad los extintores y otros recursos contra incendios que pudieran necesitarse.
1.7 Para los trabajos de mantenimiento en esta área, deberá contarse con la
correspondiente autorización del jefe inmediato. 2. AREA DE RECEPCION DE COMBUSTIBLE 2.1 Debe mantenerse bajo vigilancia constante, la entrada y salida de
transporte de combustible. 3. DESCARGA DE COMBUSTIBLE
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3.1 No se deben permitir que se sobrepasen los limites máximos permisibles
del nivel de llenado de los tanques de almacenamiento de combustible. 3.2 Toda fuga o desperfecto en las líneas de combustible, se debe reportar de
inmediato al jefe inmediato o coordinador de turno. 3.3 Conectar a tierra el vehículo. 4. AREAS DE TANQUES DE COMBUSTIBLE 4.1 Se debe vigilar el buen estado de las escalerillas, pasillos, plataformas y
barandales, material antideslizante de las áreas de transito y demás medios y dispositivos de protección contra resbalones o caídas; y reportar las deficiencias.
4.2 Si algún muro de contención o soporte de los tanques presenta grietas o no
está completamente hermético, se reportara para su corrección. 4.3 Periódicamente se verificara que las ventillas de seguridad o desfogue de
los tanques no estén obstruidos. 4.4 Se debe verificar que los medios de desfogue o “trampas” para dar salida
a las aguas de lluvia, se encuentren despejadas de basura u otros obstáculos.
4.5 Es particularmente importante evitar el crecimiento de maleza en esta área,
por lo que se reportaran oportunamente las deficiencias observadas incluyendo la acumulación de basura o chatarra.
4.6 Toda deficiencia que se observe en el sistema de alumbrado del área, o en
otras instalaciones eléctricas, deberán reportarse de inmediato. Las instalación eléctrica deberá ser a prueba de explosión.
4.7 El agua que se sedimenta en el fondo de los tanques debe ser purgada
periódicamente, evitando acumulaciones. 4.8 Cuando sea necesario penetrar a un tanque de combustible, deben
cumplirse las siguientes reglas de seguridad : 4.8.1 Se proveerá de ventilación artificial, para que la atmósfera sea
respirable, lo cual se verificará con instrumentos. 4.8.2 De no cumplirse la regla anterior, se utilizará equipo especifico de
protección respiratoria. 4.8.3 Se utilizará arnés con cuerda salvavidas, cuyo extremo se sujetará
firmemente a algún punto del exterior del tanque.
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4.8.4 Se designará a un trabajador para que permanezca en el exterior del tanque, durante todo el tiempo, listo a prestar auxilio en caso de emergencia.
Mantener en buenas condiciones de funcionamiento los sistemas de protección contra incendios de éstas áreas. OPERACION SISTEMA DE AGUA DE ENFRIAMIENTO 1. ESTANQUE DE ENFRIAMIENTO 1.1 Solo se podrá permanecer en el área de obra de toma, si se cuenta con
autorización. 1.2 Deberá cuidarse que los barandales y pasamanos se encuentren en buen
estado, en caso de detectar cualquier anomalía reportarla de inmediato. 1.3 Deberá cuidarse que las rejillas protectoras se encuentren en buen estado,
en caso de alguna anomalía reportarla inmediato. 1.4 Se deberá tener cuidado al transitar en el área de toma. 1.5 Se evitará nadar y pescar en el estanque de enfriamiento. Mantener la
señalización adecuada para advertir a los visitantes de los riesgos existentes en el estanque.
1.6 Deberán respetarse los señalamientos de seguridad ubicados en esta área. 1.7 Deberán extremarse las precauciones y respetar los señalamientos de
transito ubicados en la parte superior de los diques. 1.8 Se deberá conservar limpia el área de obra de toma. 1.9 Deberá reportarse la presencia de flora acuática en el estanque. 1.10 Se deberán realizar inspecciones periódicas en los pozos de muestreo con
el fin de detectar las filtraciones de agua. 1.11 Se deberá hacer buen uso de los sistemas de comunicación. 1.12 Deberán realizarse pruebas periódicas en las bombas del sistema contra
incendios. 1.13 A los trabajadores que por su oficio o labor deban trabajar o permanecer
cerca a esta área se les debe proveer de chaleco salvavidas. 1.14 Dragado periódico de lagos de enfriamiento. 2. TORRES DE ENFRIAMIENTO
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2.1 Es obligatorio obedecer y respetar siempre las siguientes reglas generales: 2.1.1 Al efectuar labores en esta área, deben cumplirse las disposiciones
de seguridad, haciendo uso correcto de escaleras, barandales, pasamanos y en general, en todas las zonas de acceso y transito de personal. Es indispensable reportar al jefe inmediato cualquier falla o desperfecto observado en éstas mismas y con mayor razón, si se presentan en la estructura.
2.1.2 No se debe fumar o encender fuego en ésta área o periferia. No se
permitirá la presencia de substancias inflamables. 2.1.3 Al transitar, asegurarse que exista limpieza. 2.1.4 Al observar fugas de aceite en el equipo rotatorio, colocación
deficiente o ausencia de guardas contenedoras de flechas de los ventiladores, se deberán reportar al jefe de turno.
2.1.5 Se evitara recargarse a apoyar equipo en el material de relleno. 2.1.6 Se deberán mantener cerradas las puertas de acceso al interior de
la torre o a los ventiladores. 2.1.7 Se evitará arrojar objetos desde la parte superior de la torre. 2.1.8 Se evitara a personal no autorizado la operación de los motores que
hacen funcionar los ventiladores. 2.1.9 Después de realizadas las labores relacionadas con esta área, se
lavaran y desinfectaran bien las manos. 2.2 Se utilizara siempre el equipo de protección atendiendo el tipo de actividad
que desarrollen en esta área. 2.3 Para trabajar en la torre de enfriamiento, se debe contar con la licencia
respectiva y colocar las tarjetas correspondientes. Al poner en servicio cualquier equipo, se debe apegar a los procedimientos establecidos.
2.4 Cuando se efectúen trabajos de mantenimiento o limpieza a la estructura
de la torre, se revisara que esta no haya sido dañada (por vibraciones originadas por fuertes vientos, ciclones o temblores)
2.5 Es muy importante humedecer la madera durante el mantenimiento de la
torre de enfriamiento por lo que es necesario reportar la falta de aplicación de esta medida.
2.6 Durante las reparaciones en este equipo, se delimita el área de trabajo, se
colocaran los letreros preventivos y se dispondrá de un extinguidor en
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condiciones de operación. Además de verificar el funcionamiento correcto del sistema contra incendios.
2.6 Se reportara el área química toda anomalía, fuga o derrame que se
presente en los sistemas de dosificación de ácido sulfúrico y cloro, a la torre.
OPERACION CALDERAS 1. REGLAS GENERALES 1.1 Se evitara fumar o encender fuego en esta área. 1.2 Se reportará al jefe de mantenimiento, cualquier deficiencia o anomalía en
relación a la estructura y recubrimiento de la caldera y auxiliares, escaleras, pasamanos, barandales, peldaños, pasillos e iluminación.
1.3 No se permitirá desarrollar actividades en esta área con ropa suelta. 1.4 Se deberá extremar cuidados al transitar por zonas donde existan partes de
estructuras, salientes tubería o válvula ubicada a baja altura. 1.5 Se observará especial cuidado al transitar cerca de tuberías que conducen
vapor o substancias peligrosas. Se reportara al jefe de turno deficiencias en su aislamiento térmico.
1.6 Se evitara la presencia de obstáculos o deficiencias en el orden y limpieza
de escaleras y pasillos. 1.7 Se extremarán los cuidados y medidas preventivas cuando sea necesario
efectuar trabajos o maniobras en, o cerca de líneas que presenten fugas. 1.8 No se deben operar las líneas o sistemas de comunicación
innecesariamente. 1.9 Toda maniobra en los equipos y componentes de esta área, se realizara
solo si cuenta con la autorización respectiva. Se deberán colocar las tarjetas correspondientes.
1.10 No se efectuaran maniobras en el área de quemadores sin equipo de
protección especifico. 1.11 Se evitara permanecer largo tiempo en lugares en los que existan fugas de
gases de combustión. Se utilizara el equipo de protección personal requerido.
1.12 Al realizar trabajos en zonas ubicadas cerca de los tiros forzados, se
utilizará obligatoriamente protección auditiva.
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1.13 Al presentarse una emergencia, nunca se realizaran maniobras si no se conoce perfectamente el propósito de ellas.
1.14 Cuando sea necesario realizar reparaciones en los accesorios e
instrumentos de control de la caldera presurizada, debe existir una estricta supervisión del jefe del área que corresponda.
2. REGLAS APLICABLES DURANTE SU OPERACION 2.1 Al inspeccionar las condiciones de flama, no se deberán abrir las mirillas si
no están provistas del aire de sellos. Se utilizara equipo de protección ocular.
2.2 Se tendrá especial cuidado al revisar el indicador de nivel visual.
2.3 Durante la dosificación de substancias químicas, se deberá aplicar estrictamente los procedimientos establecidos.
2.3 Se verificará el buen funcionamiento del sistema de comunicación al
iniciar la jornada de trabajo.
3. REGLAS APLICABLES DURANTE EL MANTENIMIENTO 3.1 Durante el desarrollo de los trabajos dentro del hogar, el domo o equipos
auxiliares, únicamente se utilizaran lamparas de 12 voltios corriente directa.
3.1 Al terminar los trabajos de mantenimiento en este equipo, se verificara que no haya quedado personal o herramienta en su interior, antes de proceder a cerrar los registros.
3. MANEJO DE CILINDROS A PRESION 3.1 Queda estrictamente prohibido fumar o encender fósforos en el área del
sistema de hidrogeno y evitar interruptores eléctricos cerca a esta área. 3.2 Siempre que se manejen cilindros de hidrogeno, se tendrán las siguientes
precauciones : 3.2.1 Se deberá usar la llave adecuada para su conexión. 3.2.2 No golpearlos durante su acarreo o maniobra; asegurarse que este
colocado el capuchon. 3.2.3 Colocar los capuchones respectivos cuando estén vacíos. 3.2.4 Los cilindros de hidrogeno, llenos o vacíos, deben transportarse
dentro y fuera de la empresa, en un medio de transporte adecuado y seguro (emplear carros adecuados). Queda estrictamente prohibido transportar cilindros de hidrogeno, rodándolos con la
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mano, con el pie o medios inadecuados. (Ej: carretillas no diseñadas para estos fines).
3.3 Se deben almacenar los cilindros de hidrogeno, llenos o vacíos en la parte
exterior de la casa de maquinas, en un lugar techado con buena ventilación, identificando con su etiqueta los que se encuentran llenos o vacíos.
3.4 Siempre se deberá de separar los cilindros de hidrogeno llenos de los
vacíos, acomodándolos y asegurándolos con cadenas protectoras.
3.3 Se debe mantener señalización e instrucciones del manejo de los cilindros.
4. ASPECTOS GENERALES 4.1 Al realizar maniobras en áreas de difícil acceso, se deben extremar
precauciones. 4.2 Se debe respetar el área donde se encuentre instalado un señalamiento
que indique “Zonas de peligro”. 4.3 Se vigilará que los extractores de aire de la casa de maquinas se
mantengan en buen estado y en operación continua. 4.4 Cuando sea necesario realizar trabajos que por su naturaleza invadan el
área destinada para el transito del personal, se deben colocarse los señalamientos adecuados que indiquen el grado de peligrosidad de la maniobra que se efectúe o aislar el área mediante cintas de señalización.
4.5 Se deben usar las plataformas para tomar lecturas en áreas inadecuadas. OPERACION CAPITULO 138 TURBINAS Y GENERADORES 1. EQUIPO E INSTALACIONES 1.1 Se debe mantener una vigilancia constante durante la jornada de trabajo
sobre las instalaciones y al detectar cualquier deficiencia o anomalía, reportarla de inmediato al jefe de turno o jefe inmediato.
1.2 Se debe mantener el área de turbinas y generadores, libre de materiales
cuando esta no se encuentre en mantenimiento. Cuando se efectúe cualquier maniobra o toma de lectura cerca de las partes de
maquinaria que se encuentren descubiertas y en rotación, se debe respetar la distancia establecida.
1.4 Siempre se respetara el código de colores establecido en tuberías y equipo.
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1.5 Se debe mantener las carátulas y ventanillas de los instrumentos
indicadores o controladores limpias.
1.4 Antes de efectuar maniobras de puesta en servicio en equipos rotatorios, se verificara que estén colocadas sus guardas en acoplamiento de flechas.
2. TUBERIAS DE VAPOR 2.1 Se deberá aislar el área y colocar avisos preventivos o barreras en líneas
sin recubrimiento térmico. 2.2 Se evitara en lo posible el transito donde las instalaciones de tuberías son
deficientes. 2.3 No se deben operar válvulas en mal estado en las tuberías que conducen
vapor. 2.4 Se reportara al jefe inmediato cualquier fuga de vapor en tuberías de alta
presión. 3. MANEJO DE HIDROGENO 3.1 Al detectarse una alto consumo de hidrogeno, de inmediato se dará aviso al
jefe de turno, se investigaran la causas y se extremaran las precauciones al operar en esa área, solo después de suprimir las causas podrá el personal de otras áreas realizar trabajos en estas zonas.
3.2 Siempre que se realicen las maniobras de suministro de hidrogeno y
bióxido de carbono al generador, se revisara que el área se encuentre despejada u debidamente delimitada.
3.3 Nunca se efectuaran maniobras en el equipo de hidrogeno cuando este se
encuentre en malas condiciones. 3.4 Se cumplirá con los programas de prueba y monitoreo en los sistemas de
hidrogeno. 3.5 Se deberán manejar los cilindros de hidrogeno, apegándose estrictamente
a los procedimientos establecidos.
3.6 Se deberá cumplir con el programa de verificación periódica de los instrumentos medidores de control y protección del sistema hidraulico.
4. PROTECCION CONTRA INCENDIO Y EXPLOSION 4.1 Es prioritario que en todos los equipos auxiliares cercanos al generador, se
eviten riesgos potenciales de fuegos, tales como : Fugas de aceites,
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acumulación de grasas, solventes, cables eléctricos provisionales, conexiones eléctricas en mal estado, etc.
4.2 En el caso de presentarse un conato de incendio en el área cercana al
generador eléctrico que se considere no controlable con los medios disponibles; se deberá invariablemente seguir los procedimientos y secuencias establecidos para abrir la válvula de venteo del hidrogeno.
4.3 En caso de presentarse un conato de incendio en la turbina o equipo
eléctrico, se evitará su control con agua, de ser estrictamente necesario se desconectarán los equipos y se usará el agua a presión y neblina.
4.4 Queda estrictamente prohibido fumar o encender fuegos en área donde se
maneja hidrogeno.
4.5 Queda estrictamente prohibido efectuar trabajos de soldadura sin que se extremen las medidas de seguridad.
CAPITULO 139 SALA DE CONTROL 1. ACCESO GENERAL 1.1 Solamente personas autorizadas deben tener acceso a la sala de control. 1.2 Cuando sea autorizado el acceso a la sala de control, se deberán respetar
las delimitaciones que existen dentro de esta área. 2. EQUIPO DE CONTROL 2.1 Se vigilara que la sala de control mantenga la temperatura indicada en la
reglamentación vigente. 2.2 El volumen de sonido del sistema de intercomunicación y las alarmas serán
modulados de tal manera que no afecte física ni emocionalmente al operador.
2.3 Ningún operador abandonara su área de trabajo si no es relevado por
personal capacitado y previamente autorizado. 2.4 Queda estrictamente prohibido guardar dentro de los gabinetes,
substancias inflamables. 2.5 El cableado de radios, teléfonos y otros equipos, deberá estar debidamente
sujeto. 2.6 Se mantendrá una estricta vigilancia sobre las consignaciones o libranzas
concedidas y canceladas. 2.7 En ningún momento el operador deberá distraerse ni ser distraído mientras
se encuentre manipulando el tablero de control y/o pupitre de comando.
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2.8 Cuando se utilice un sistema de calefacción, se verificara que nunca tenga
objetos inflamables cercanos y que la ventilación del área sea suficiente. 2.9 No se permitirá la instalación de conexiones eléctricas provisionales o en
mal estado. 2.10 Se conservará limpia la sala de control, así como los controles e
instrumentos mismos. 3. ASPECTOS GENERALES 3.1 Ninguna persona que opere en la sala de control, debe utilizar ropa suelta
ni objetos colgantes. 3.2 Se deberán mantener cerradas las puertas de la sala de control. OPERACION CAPITULO 140 CUARTO DE BATERIAS 1 ACCESO AL CUARTO DE BATERIAS 1.1 Siempre se debe mantener cerrada la puerta del cuarto de baterías y
conservarla en buenas condiciones. 1.2 Nunca deberán penetrar al cuarto de baterías, personas ajenas al
mantenimiento eléctrico y operación que no conozca las reglas de seguridad dentro de la misma.
2. EQUIPO DE PROTECCION 2.1 Deberán existir, cargados y en buen estado de uso, cuando menos dos
extintores colocados a los lados de la puerta de esta área. 2.2 El personal de mantenimiento deberá usar su equipo de protección contra
ácido, al realizar cualquier actividad en las baterías y equipo asociado.
2.3 La instalación eléctrica dentro de un cuarto de baterías debe ser a prueba de explosión.
2.4 Siempre que se efectúen trabajos dentro de el cuarto, se dispondrá de un
recipiente de agua con bicarbonato al 10% para contrarrestar la acción de cualquier contacto del ácido con la piel.
2.5 Esta área deberá tener en su proximidad, una regadera de presión. 2.6 No deberán existir extensiones provisionales ni contactos eléctricos en mal
estado. 2.7 Al manipular las terminales de las baterías, se deberán usar guantes de
goma.
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2,8 Las baterías deberán estar colocadas en bastidores o tarimas. 2.9 Deberán estar colocados los avisos preventivos o prohibitivos
correspondientes. 2.10 Deberá existir un ventilador extractor que se debe operar antes de ingresar
al cuarto de baterías. 3. ORDEN Y LIMPIEZA 3.1 Se revisara que no exista escurrimiento de solución electrolítica,
manteniendo libre de esta al exterior de las baterías, bastidores y piso. 3.2 No se permitirá fumar, prender flamas, ni producir chispas dentro del
cuarto. 3.3 No deberán dejarse materiales y equipo que obstruya el libre acceso al
cuarto de baterías. 3.4 No se consumirán alimentos y bebidas dentro del cuarto. 3.5 No se deberá utilizar el local del cuarto de baterías como bodega. OPERACION CAPITULO 141 PRECIPITADORES 1. ASPECTOS GENERALES 1.1 Siempre se deberá usar durante la jornada de trabajo el equipo de
protección personal correspondiente a esta área como son : - Casco protector. - Gafas - Guantes. - Mascarillas o respiradores tipo A. 1.2 Deberá tenerse precaución cuando se transite en los diferentes niveles del
precipitador y en caso de encontrar barandales y/o parrillas de los pasillos en mal estado, deberán reportase al jefe inmediato.
1.3 Nunca deberá correr por las escaleras y si se encuentra algún desperfecto
deberá reportarse al jefe inmediato. 1.4 Deberá abstenerse de fumar o encender fuego en esta área. 1.5 En caso de que se detecten fallas en la iluminación de esta área se deberá
reportar de inmediato.
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1.6 Deberá hacerse buen uso de los sistemas de comunicación. 1.7 Siempre deberá conservarse limpia el área de trabajo. 1.8 Deberán respetarse los señalamientos y carteles de seguridad que se
encuentren instalados en esta área. 1.9 En caso de fugas de ceniza, deberán reportarse de inmediato. 2. MANIOBRAS EN EL AREA DE PRECIPITADORES 2.1 Cualquier maniobra que vaya a realizarse, debe reportarse al operador de
cenizas o al auxiliar del jefe de turno y en el ultimo de los casos al jefe inmediato.
2.2 Siempre que se realice una inspección de tolva precipitador, usar gafas
protectoras. 2.3 Nunca se debe entrar al interior del precipitador si no se ha confirmado el
haber aterrizado la celda que se inspeccionara. 2.4 Deberán mantenerse cerradas las puertas del cuarto superior del
precipitador. 2.5 Nunca deberá entrar si no se tienen desenergizados los martillos
golpeadores correspondientes a las celdas que se inspeccionen. 2.6 Nunca se deberá entrar al interior si el tiempo después de que se cerro la
compuerta de entrada de gases es menos de 30 minutos. 2.7 Nunca deberá inspeccionarse el interior de un transmisor si no esta cerrada
la válvula de servicio o quillotina. 2.8 Nunca se deberá permanecer en el interior al realizar inspección mas de 30
minutos sin salir al aire fresco. 2.9 Al destapar tuberías se deberán utilizar siempre guantes y mascarillas. 2.10 Nunca deberá darse mantenimiento a un transmisor si no se tiene fuera de
servicio esa línea de transporte. 2.11 No se deberá acercar a los transformadores cuando el ambiente se
encuentre húmedo, en caso necesario, hacerlo con todas las precauciones posibles.
2.12 Al realizar una inspección de transmisor o jumbo confirmar que haya
quedado completamente vacío. 2.13 Nunca se deberá abrir la válvula de descarga de un transmisor o jumbo
cuando la presión de los mismos exceda de lo normal; es preferible abrir
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manualmente la válvula de seguridad para disminuir dicha presión y hasta entonces operar la válvula de descarga o evacuación.
2.14 Nunca se deberá evacuar un jumbo si hay fugas en la línea de evacuación
y se esta realizando una descarga de emergencia en el silo de transferencia.
2.15 Al inspeccionar un jumbo o transmisor, se deberá supervisar previamente
que este cerrada la válvula manual antes de la válvula de presurización, evitando el paso de aire en caso de que este ultimo no selle bien.
2.16 Nunca deberá dejarse abierto el registro hombre cuando se termine una
reparación.
2.17 Nunca deberá tenerse energizado el precipitador cuando utilice diesel. Acomodar siguiendo secuencias.
OPERACION CAPITULO 142 SUBESTACION 1. ORDEN Y LIMPIEZA 1.1 Siempre deberán permanecer cerradas las puertas de acceso a la
subestación y solamente se permitirá la entrada al personal autorizado. 1.2 Cualquier situación anómala en el estado de la subestación debe
reportarse al jefe inmediato. 1.3 Se debe vigilar que el sistema de alumbrado este en buenas condiciones. 1.4 El interior de la caseta de la subestación, deberá mantenerse limpio,
ventilado y en buen estado. 1.5 Cualquier operación debe ser coordinada con las personas necesarias y
aptas para la clase de trabajo u operación a realizar. 2. EQUIPO DE PROTECCION PERSONAL 2.1 El personal de operación debe utilizar el equipo de seguridad indicado,
quedando estrictamente prohibido efectuar maniobras sin esta protección. 2.2 Siempre que se utilicen aceites aislantes, solventes, pinturas, etc., se usara
el equipo de seguridad. 2.3 Se deberá mantener un programa de revisión periódica de los guantes
dieléctricos.
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3. EQUIPO DE PROTECCION DE GRUPO 3.1 Se deberá cumplir un programa de revisión periódica sobre pruebas a las
pértigas de este departamento. 3.2 Siempre que se vaya a operar cuchillas con operación en grupo, se
verificara la debida conexión a tierra, se deberán usar los guantes dieléctricos completos.
4. MANIOBRAS Y LIBRANZAS 4.1 Cualquier maniobra a ejecutar se deberá efectuar siguiendo la estricta
aplicación del Reglamento General de Operación y bajo especifico control de consignaciones o libranzas autorizadas.
4.2 Estrictamente se verificara ausencias de tensión y se instalara equipo
adecuado de puesta a tierra y en corto circuito. 4.3 Cualquier situación de operación dudosa, se deberá hacer del conocimiento
del jefe superior inmediato, a fin de evitar cualquier riesgo. 4.4 Se deben colocar los candados en los manerales de operación de las
cuchillas operadoras en grupo, después de efectuar cualquier maniobra. 4.5 Nunca se utilizaran escaleras metálicas para ninguna maniobra. 4.6 Siempre que se asigne un trabajo en cualquier equipo, se hará el programa
de maniobras, personal que intervendrá, equipo que requiere y lista de materiales para el desempeño del mismo.
4.7 Cuando existan trabajos de diferentes áreas en el mismo equipo,
invariablemente se solicitaran consignaciones o libranzas independientes, sujetas al Reglamento General de Operación.
4.8 Se deberá verificar que todo el equipo tenga su placa de nomenclatura, en
forma visible y clara y sujetada debidamente. 5. ASPECTOS GENERALES 5.1 Se deberá acordonar el área de trabajo, para evitar la intromisión de
personas ajenas al mismo. 5.2 Se debe cuidar que se respeten las distancias mínimas de seguridad
establecidas de acuerdo a los últimos voltajes. 5.3 Siempre que se tenga duda en una orden, se debe solicitar que sea
aclarada. 5.4 No se debe operar un equipo si se desconoce el manejo del mismo.
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5.5 No se permitirá abrir un transformador de corriente en su lado secundario,
cuando se encuentre energizado por el lado de alta tensión. 5.6 No se permitirá el acceso de personas ajenas en áreas energizadas sin
previa autorización y con el equipo de seguridad que se requiera. 5.7 Se deberá respetar los colores y nomenclaturas de identificación,
establecidos. 5.8 Nunca se deberán introducir a la subestación, materiales o equipos
metálicos sin las debidas precauciones y autorización. 5.9 Se efectuara revisión periódica de los pararrayos y sistemas de tierra. 5.10 Se vigilara que se coloquen todos los avisos preventivos, limitativos y
prohibitivos que el área requiera. 5.11 Todas las operaciones que se efectúen en sistemas eléctricos, deberán ser
estrictamente supervisadas en su seguridad. 5.12 Siempre que se operen cuchillas, se deberá cerciorar que las tres fases
completen su carrera de cierre o apertura.
5.13 Se debe contar con instructivos y una planoteca abierta de consulta para los trabajadores de mantenimiento.
CAPITULO 143 LABORATORIO Y SUBSTANCIAS QUIMICAS 1. PRECAUCIONES PARA EL LABORATORIO QUIMICO 1.1 Para cualquier maniobra que se realice, debe utilizarse el equipo de
protección. 1.2 Siempre se debe vigilar que el laboratorio químico conserve una ventilación
adecuada y suficiente para no rebasar los limites permisibles de vapor. 1.3 Nunca debe encenderse flama donde se tiene almacenados los reactivos
químicos (alcoholes, acetona, solventes, ácidos, etc.) 1.4 Nunca debe trabajarse con substancias químicas que se desconozcan ni
cuando se tenga duda sobre su manejo y aplicación. 1.5 Se deberán realizar las maniobras con extremadas precauciones para
evitar derrames o fugas. 1.6 Todos los frascos, probetas o recipientes que se encuentren en el
laboratorio químico, deben estar claramente etiquetados con el nombre de las substancias que contengan, para su fácil identificación.
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1.7 Solamente personal autorizado tendrá acceso al laboratorio químico y el
personal que labore en el mismo se encargara de vigilar que esta disposición se cumpla.
1.8 Siempre deben mantenerse las mesas de trabajo despejadas de equipo
que no se utilice. 1.9 Cuando exista algún derrame de cualquier substancia química sobre las
mesas de trabajo, debe procederse a limpiarla en la forma adecuada, tomando las precauciones del caso.
1.10 Siempre que se inicie un trabajo con substancias que desprendan vapores
o gases, debe revisarse previamente que los sistemas de ventilación se encuentren en buen estado de funcionamiento.
1.11 Nunca se utilizaran instalaciones eléctricas provisionales dentro del
laboratorio químico, salvo cuando se realicen trabajos de mantenimiento, debiéndose tomar para tal efecto las medidas necesarias de seguridad.
1.12 Siempre se debe vigilar que el suministro de agua sea continuo, cualquier
falla o fuga de este liquido debe reportase de inmediato. 1.13 Siempre que se haga diluciones de ácido en agua, debe agregarse
gradualmente el ácido al agua y nunca en forma inversa, ya que provoca reacciones violentas con proyecciones de ácido y vapores corrosivos.
1.14 Cualquier contacto que se tenga con ácido o con alguna otra substancia
química, debe lavarse con agua la parte afectada. 1.15 Cualquier falla en el sistema de iluminación debe ser reportada de
inmediato. 1.16 Después de terminar cualquier trabajo con substancias químicas, deberá
lavarse las manos. 1.17 Nunca distraiga su atención al realizar trabajos con substancias químicas. 1.18 Todas la substancias químicas presentes en el laboratorio químico deben
contar con una ficha técnica que indique : 1.18.1 Nombre de la substancia. 1.18.2 Uso. 1.18.3 Efectos nocivos sobre la salud ocupacional. 2. EQUIPOS DE PROTECCION PERSONAL 2.1 Para cualquier trabajo que vaya a realizarse en esta área, debe utilizarse el
equipo de protección personal especial que se requiera.
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2.2 Debe revisarse diariamente que el funcionamiento de las regaderas y
lavaojos, de agua a presión, siempre se encuentren en buen estado. 2.3 Cuando se autorice el acceso a personas ajenas a esta área, debe
recomendarse el uso de equipo de protección personal adecuado, e indicar el lugar donde se encuentran las regaderas de emergencia.
2.4 Siempre debe cuidarse que el equipo de protección personal se mantenga
en buen estado de uso, si se detecta que se encuentra en mal estado solicitar su reposición de inmediato.
3. DERRAMES DE SUBSTANCIAS QUIMICAS 3.1 Siempre que exista algún derrame o fuga de substancias químicas sobre el
piso o mesas de trabajo, deberá eliminarse de inmediato utilizando abundante agua, o en su defecto cubrirlo con arena seca, carbonato de sodio, cal hidratante o ceniza.
3.2 Siempre que exista algún derrame de ácido, o soda cáustica o cualquier
otra substancia química sobre el piso o mesas de trabajo, se deberá reportar de inmediato y evitar que se acerque al área afectada.
3.3 Las trazas remanentes de ácido, deben neutralizarse con carbonato de
sodio, cal, nunca usar lienzos, aserrín de madera y otros materiales orgánicos, tampoco deberá usarse soda cáustica como neutralizante.
4. MANEJO DE SUBSTANCIAS TOXICAS 4.1 Nunca se deberá usar el tetracloruro de carbono como removedor de
grasas, siempre debe usarse solventes siguiendo las instrucciones, para la limpieza de piezas.
4.2 Siempre que se maneje tetracloruro de carbono, se deben extremar las
precauciones. 4.3 Siempre que se trabaje con substancias químicas, que impliquen un daño
al equipo o a los trabajadores, deben colocarse avisos preventivos o prohibitivos con leyendas muy claras y colocarlas en lugares muy visibles.
4.4 Siempre debe vigilarse que se tengan a la mano los antídotos necesarios
para contrarrestar intoxicaciones, quemaduras o ingestiones. 4.5 Se debe exigir a los proveedores la toxicidad de los elementos químicos
que la empresa adquiera 5. RECIPIENTES PARA SUBSTANCIAS QUIMICAS 5.1 Siempre debe revisarse que las substancias químicas peligrosas se
encuentren en recipientes que sean resistentes a la corrosión, a la acción de flamas e impactos.
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5.2 Siempre que se deposite alguna substancia química peligrosa en algún
recipiente, debe rotularse de tal forma que quede clara su identificación. 5.3 Cuando se almacenen substancias químicas, siempre deben separarse
unas de otras, procurando que no queden cerca las explosivas de las tóxicas.
6. TRANSPORTE Y DESCARGA DE SUBSTANCIAS QUIMICAS 6.1 Siempre que se transporten substancias químicas, debe emplearse el
medio y el equipo adecuado. 6.2 Cuando por accidente cualquier cantidad de ácido alcance a caer en los
ojos, debe usarse siempre y de inmediato, abundante agua por lo menos 15 minutos, lavando bien los párpados para asegurarse de un buen lavado, mientras se recibe la atención medica.
6.3 Siempre debe revisarse que el área donde se manejen substancias
químicas, se mantenga con abundante ventilación y que el sistema de alumbrado se conserve en buen estado, cualquier anomalía debe ser reportada de inmediato.
7. MANEJO DE CILINDROS DE CLORO 7.1 Solamente personal autorizado podrá efectuar maniobras para el manejo
de los cilindros de cloro y al hacerlo deberá aplicar los procedimientos correctos, debiéndose tomar las precauciones necesarias.
7.2 Siempre que se realicen maniobras en el manejo de los cilindros de cloro,
deben utilizarse los equipos de protección especial adecuado. 7.3 Nunca deben golpearse los cilindros de cloro y se deberá mantener una
estrecha vigilancia sobre ellos, y reportar cualquier anomalía que se detecte en los mismos.
7.4 Siempre se debe conocer la ubicación y operación del equipo contra
incendios en el área circundante. MANEJO DE CARBON Y CENIZAS CAPITULO 144 PILAS DE CARBON 1. PRECAUCIONES EN EL AREA DE RECEPCION DE CARBON 1.1 Deberá prohibirse el acceso a trabajadores ajenos al área de recepción de
carbón en pilas, salvo que cuente con autorización correspondiente. 1.2 Se deberá vigilar que las pilas muertas de carbón estén siempre
compactadas.
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1.3 Deberán conservarse siempre limpias las pilas de tal manera que no haya vegetación, madera, desperdicios de chatarra, y en general alejar cualquier material inflamable que se encuentre en ellas.
1.4 Deberá reportase al jefe inmediato cualquier fumarola o fuego que se
detecte en las pilas. 1.5 Se deberá reportar o rellenar cualquier grieta que se encuentre en las pilas. 1.6 Deberán mantenerse siempre limpios los pasillos laterales a las bandas de
túneles de recepción. 1.7 Deberá tenerse cuidado al caminar sobre las pilas y al acercarse a las
tolvas. 1.8 Se deberá mantener siempre una buena ventilación en la zona de túneles. 1.9 Se deberá respetar los señalamientos de transito ubicados en esta área. 1.10 Deberá vigilarse que el sistema contra incendio en túneles y bandas se
encuentren en buenas condiciones de servicio. 1.11 Deberá hacerse buen uso de los equipos de comunicación. 1.12 Nunca se deberá fumar o encender fuego en esta área.
1.13 El área deberá estar iluminada con reflectores adecuados.
2. VEHICULOS Y MAQUINARIA PESADA 2.1 Verificar siempre que los vehículos y maquinaria pesada que tengan
acceso a esta área cuenten con extintor contra incendio, del tipo A.B.C. 2.2 Todos los operadores de vehículos y maquinaria pesada deberán acatar los
señalamientos de transito y recomendar los necesarios de acuerdo a las necesidades.
2.3 Nunca deberá transportarse personal fuera de la cabina. 2.4 Nunca se deberá transportar a personal no autorizado. 2.5 Deberán conservarse en buen estado los vehículos y maquinarias en
cuanto a frenos, luces y dispositivos de seguridad y accesorios. 2.6 Siempre que baje de un vehículo o maquinaria deberá apagar el motor,
encender las luces preventivas y colocar el freno de emergencia. 2.7 Se deberá moderar la velocidad en esta área. 2.8 Deberá mantenerse cerrada la cabina protectora de el equipo.
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2.9 Cuando ocurra un accidente con un vehículo o maquinaria pesada deberá
de señalarse el área y de ser necesario delimitarla. 2.10 Deberá mantenerse siempre en servicio el aire acondicionado en la cabina,
si no esta disponible se reportara. 2.11 Deberá verificarse que la caja de descarga se mantenga abajo antes de
mover la maquinaria.
2.12 Debe permanecer el área señalizada indicando rutas y normas de transito
2.12 El personal debe ser debidamente capacitado para esta labor. 3. EQUIPO DE PROTECCION Y EMERGENCIA 3.1 Siempre deberá usarse el equipo de protección en esta área. 3.2 Se deberá conocer la ubicación de los botiquines de primeros auxilios y
deberán reportarse cuando no se cuente con medicamentos. 3.3 Se reportaran siempre señalamientos en malas condiciones. 3.4 El personal que labora en esta área, ya sea directo o indirecto debe usar
chaleco reflectivo. CAPITULO 145 BANDAS TRANSPORTADORAS DE CARBON Y EQUIPO
AUXILIAR 1. PRECAUCIONES EN BANDAS TRANSPORTADORAS DE CARBON. 1.1 Se deberán reportar plataformas, pasillos, andenes, barandales,
pasamanos, en mal estado. 1.2 Solo podrá permanecer en esta área con autorización. 1.3 Al escuchar la alarma de arranque deberá retirarse de esta área. 1.4 Deberá operarse el cordón del disparo de emergencia solo en caso de
accidente y reportarse al jefe inmediato. 1.5 No se deberá fumar ni encender fuego en el área de bandas. 1.6 Deberá reportarse cualquier problema o desalineamiento en las rejillas. 1.7 Se deberán conservar siempre limpios los pasillos y andenes. 1.8 Deberá reportarse la existencia de maleza en el exterior de las bandas. 1.9 Nunca deberán realizarse trabajos sobre las bandas cuando estén en
movimiento.
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1.10 Deberá reportase tiraderos de carbón en bandas. 1.11 No deberá correrse en pasillos de bandas. 1.12 Nunca use las bandas como transporte de herramientas o personal. 1.13 Mantener buena iluminación el recorrido de las bandas.
1.14 El personal tiene que tener los elementos de protección adecuados para esta labor.
2. SEPARADORES MAGNETICOS 2.1 Siempre deberá mantenerse en servicio el separador magnético y
reportarlo en caso de desperfectos. 2.2 Deberá mantenerse limpia la tolva de rechazos. 3. COLECTORES DE POLVO 3.1 Se deberá vigilar que los colectores de polvo se encuentren funcionando
permanentemente. 3.2 Deberá vigilarse que los colectores de polvo cuenten con el sistema CO2
para casos de incendio, se reportara cuando los cilindros se encuentren desconectados.
4. TORRES DE TRITURACION 4.1 se deberá vigilar que no haya fugas de carbón. 4.2 En caso de que existan fugas, deberán ser reportadas al jefe inmediato. 4.3 Deberán reportarse acumulaciones de carbón en esta área. 5. SISTEMA DE CASCADA 5.1 Se deberá tener cuidado que el sistema eléctrico se encuentre hermético
en cajas a prueba de explosión y polvo. 5.2 Deberá reportarse acumulación de carbón en esta área. 5.3 Se deberá vigilar que los faldones de descarga estén ajustados. 5.4 Deberá retirarse de las bandas al escuchar la sirena de arranque. 6. SILOS DE CARBON 6.1 Se deberá realizar que este disponible el sistema contra incendio.
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6.2 Deberá vigilarse que los cilindros de CO2, estén llenos y conectados. 7. PULVERIZADORES 7.1 Nunca se deberá utilizar otro gas que no sea nitrógeno para mantener la
presión en pulverizadores. 7.2 Deberá realizarse limpieza de tolvas de piritas cuando este fuera de
servicio el sistema automático. 7.3 Se deberán reportar las fugas de carbón, aceite, nitrógeno y ruidos
anormales. 7.4 Se deberá hacer uso de los pasamanos instalados en los barandales de
pulverizadores.
7.5 Deberá reportarse cualquier derrame de agua en el sistema automático de extracción de piritas.
8. EQUIPOS DE PROTECCION 8.1 Siempre deberá utilizarse el equipo de protección correspondiente. CAPITULO 146 CUARTO DE CONTROL DEL MANEJO DE CARBON 1. CONDICIONES DE TRABAJO 1.1 Solo podrá permanecer en esta área personal autorizado. 1.2 Deberá reportarse cualquier anomalía que se detecte en el cuarto de
control. 1.3 Deberá conservar siempre limpio el cuarto de control. 1.4 Deberá vigilarse que el cuarto de control mantenga siempre la temperatura
adecuada. 1.5 Deberán conservarse higiénicamente cocineta y sanitarios y reportar
cualquier anomalía. 1.6 Se deberá reportar cualquier anomalía en el sistema contra incendio. 1.7 Se deberá reportar la falta de medicamento en botiquín. 1.8 Siempre deberá hacerse buen uso del sistema de comunicación. CAPITULO 147 MANEJO DE CENIZAS VOLANTES 1. PRECAUCIONES EN EL SISTEMA DE MANEJO DE CENIZAS VOLANTES (SILOS DE CONCRETO Y TRANSPORTE A LARGA DISTANCIA)
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1.1 Al operar el humidificador de descarga, se deberá confirmar que estén
completamente cerradas las tapas. 1.2 Deberá comprobarse que la presión del agua humidificadora sea la
adecuada. 1.3 Se deberá evitar que el acercarse demasiado al equipo motorizado y
resistencia calefactoras del soplador de fluidizacion. 1.4 Deberán evitarse los derrames de agua cuando se realiza limpieza en área
cercana al cuarto de interruptores. 1.5 Nunca deberá hacerse el cambio de silo de concreto operando las válvulas
que aíslan dicho silo, teniendo en servicio los transmisores jumbo. 1.6 Nunca se deberá dar mantenimiento a un equipo sin antes haber
desenergizado el interruptor eléctrico. 1.7 Nunca deberá tratarse de abrir el humidificador si se quiere hacer una
inspección cuando esta en servicio. 1.8 Nunca se deberán abrir los registros superiores del silo de concreto cuando
se esta recibiendo ceniza, y en caso necesario procurar no acercarse demasiado.
1.9 Nunca se deberán abrir los registros superiores del silo de concreto cuando
se esta recibiendo ceniza, y en caso necesario procurar acercarse demasiado.
1.10 Deberán conservarse en buen estado los filtros y vigilar el grado de
contaminación de los mismos. 1.11 Deberá exigirse que cuando se realicen maniobras de mantenimiento se
recoja el material desechado. 1.12 No se deberá acercar demasiado al barandal superior del silo de concreto. 1.13 Deberá mantenerse en servicio el sistema de limpieza automático de filtros
y reportarlos cuando llegue a su limite.
1.14 Deberá reportarse cualquier fuga de ceniza en tuberías. 2. PRECAUCIONES AL OPERAR VALVULAS 2.1 Deberá asegurarse al operar una válvula en voladizo. 2.2 No deberán utilizarse grifos al operar válvula.
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2.3 Se deberá confirmar que las válvulas de seguridad operen en su rango de presión normal y reportar fugas u operación anormal de válvulas de seguridad.
2.4 Se deberá igualar presiones en las válvulas que tienen derivación abriendo
primero la válvula de derivación. 2.5 Nunca deberá apoyarse sobre los volantes de las válvulas. 2.6 Deberá siempre procurarse la operación normal de las válvulas abriendo
primeramente la que se encuentre mas lejos de la descarga de la bomba. 2.7 Deberán purgarse las tuberías para eliminar burbujas de aire. 2.8 Al reemplazar una válvula nueva, se deberá tener en cuenta los instructivos del proveedor. 3. TRANSPORTE DE CENIZAS EN MAQUINARIA PESADA 3.1 Se deberá vigilar el nivel de cenizas que transporte en las Volquetas. 3.2 Al operar una Volqueta deberán respetarse los señalamientos de transito. 3.3 Deberá efectuarse el recorrido a baja velocidad, y disminuirla en los cruces
de acceso. 3.4 Se mantendrá humectada la vía hacia los patios, evitando la volatilización
de la ceniza. 3.5 Nunca deberá transportarse personal que no este autorizado. 3.6 No se descargara la ceniza en áreas que no están compactadas. 3.7 Cualquier condición insegura que presente la Volqueta, deberá reportarse
de inmediato al jefe respectivo. 3.8 Deberá conservarse cerrada la cabina. 4. EQUIPOS DE PROTECCION PERSONAL 4.1 En el área de manejo de cenizas volantes, se deberá utilizar el equipo de
protección correspondiente. CAPITULO 148 MANEJO DE CENIZAS DE FONDO 1. PRECAUCIONES EN EL SISTEMA DE MANEJO DE CENIZAS DE FONDO 1.1 Siempre que se inspeccionen canaletas de sellos, deberá caminarse con
precaución en la altura. 1.2 Nunca se deberá revisar la operación de la válvula de alivio en tolvas sin
haber confirmado que no esta presurizada la cámara del triturador. 1.3 Nunca se deberá abrir el registro hombre de la cámara del triturador, sin
haber sellado completamente la compuerta y al hacerlo confirmar el aislamiento del tanque convertidor aire-aceite que mantiene presurizado el actuador de la compuerta.
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1.4 Nunca deberá abrirse la mirilla de inspección de tolvas sin confirmar que han quedado vacías.
1.5 Nunca deberá apoyarse en los barandales superiores de tanques de
receptores de ceniza (hydrobins) al realizar mediciones de nivel de ceniza. 1.6 Nunca deberá operarse de golpe la compuerta del hydrobins al realizar la
descarga de ceniza. 1.7 Se deberá tener precaución al subir en escaleras de los hydrobins. 1.8 Nunca deberá operarse la compuerta de descarga de hydrobins sin haber
confirmado que la decantación se ha completado. 1.9 Siempre que se extraigan piritas en forma manual, directa, deberá cerrarse
la válvula que aísla al pulverizador del piritero. 1.10 Al terminar la extracción de piritas, deberá cerrarse primero la válvula para
desalojar la pirita al exterior. 1.11 En caso de incendio de la pirita, deberá realizarse la extracción con el
equipo de seguridad conveniente. 2. EQUIPOS DE PROTECCION 2.1 Deberá utilizarse equipo de protección. 2.2 Se deberá conocer el sistema contra incendio P.Q.S. y operarlo en casos
de emergencia, cualquier anomalía deberá reportarse de inmediato. CAPITULO 149 CUARTO DE CONTROL DE MANEJO DE CENIZAS 1. CONDICIONES DE TRABAJO 1.1 Solo el personal autorizado podrá permanecer en el cuarto de control de
cenizas. 1.2 Nunca deberá permitirse el acceso de personas ajenas. 1.3 Cualquier anomalía detectada en el cuarto de control y/o en el tablero,
deberá reportarse de inmediato al auxiliar del jefe de turno. 1.4 Deberá conservarse siempre limpio el cuarto de control. 1.5 Se deberá vigilar que el cuarto de control mantenga siempre la temperatura
adecuada. 1.6 Deberá conocerse el manejo del equipo contra incendio y utilizarlo cuando
sea necesario.
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1.7 Deberá conservarse siempre completo de medicamentos de primeros auxilios el botiquín.
1.8 En caso de encontrar anomalías en el equipo contra incendio reportarlo de
inmediato. 1.9 Deberá hacerse buen uso de los sistemas de comunicación. 1.10 Se deberán mantener siempre cerradas las puertas. 1.11 Se deberá utilizar el equipo de protección personal correspondiente. CAPITULO 150 ENTERRADO DE CENIZAS 1. CONDICIONES DE TRABAJO 1.1 Deberán mantenerse húmedas las cenizas, para evitar polución y
contaminación. 1.2 Se deberá colocar y compactar cubierta en las cenizas ya compactadas,
para tener el área expuesta al mínimo. 1.3 Deberán definirse bien los caminos que deben seguir los camiones fuera de
carreteras, para evitar accidentes. 1.4 Deberán alinearse los camiones que acarrean la ceniza, para evitar algún
accidente en el talud del banco. 1.5 Deberán mantenerse en condiciones húmedas los caminos de transito y
acceso al banco, para evitar insensibilidad por exceso de polvo en el aire. 2. PRECAUCIONES DE OPERADORES DE MAQUINAS 2.1 El personal deberá apegarse a las instrucciones para evitar cualquier
accidente. 2.2 No se deberán introducir los camiones al centro del banco en caso de
lluvias, tirar en el tiro de emergencia a un lado del mismo. 2.3 Deberá mantenerse en condiciones de servicio los camiones, teniendo
especial cuidado en vigilar el buen estado de ruedas y transmisiones.