25 febrero 2010

Riesgo de Incendio en subestación eléctrica

La ocurrencia de incendios en subestaciones es baja, pero el impacto que pueden provocar es catastrófico. Los incendios en subestaciones pueden impactar el suministro de energía a los usuarios, así como los activos y utilidades de las empresas. Cuando se proyecta una nueva subestación o se evalúa la operación de esta, es importante reconocer los riesgos de incendio, y los asociados con la mitigación de estos incendios. Los objetos físicos o condiciones que producen peligros potenciales de incendio son llamados riesgos de incendio. Cada riesgo tiene los siguientes atributos:

  • la probabilidad de que un incendio pueda ocurrir durante un especifico intervalo de tiempo.
  • la magnitud del posible incendio.
  • la consecuencia de las pérdidas potenciales.
El cableado es el mayor peligro ya que son una combinación de fuente de ignición y al mismo tiempo contienen materiales inflamables (fuel supply and ignition source). Una falla en un cable puede ser suficiente para que incendie el aislamiento que contiene, y podría derivar en un incendio mayor y grandes cantidades de humo tóxico. El peligro creado por equipo enfriado por aceite mineral, como transformadores, reactores, e interruptores es por que el aceite es una fuente inflamable que puede ser iniciada por una falla dentro del equipo. Algunas de las causas de que se produzcan arcos internos dentro del aceite son:
  • filtración de agua o humedad
  • falla del aislamiento del núcleo
  • corrientes de falla exteriores
  • fallas en el cambiador de taps
Estos arqueos pueden producir gases de ruptura como hidrógeno o acetileno.Dependiendo del tipo de falla y su severidad, los gases pueden producir suficiente presión para romper la estructura del tanque del transformador o hacer que los bushings de cerámica presenten rupturas o fugas de aceite. Una vez que se daña el tanque o los bushing, hay una alta probabilidad de que ocurra un incendio.
Una de las acciones que podemos realizar para prevenir que el aceite se dañe, es realizar pruebas de calidad y gases disueltos. Las pruebas son: humedad en el aceite, tensión interfacial, acidez, color, visual, rigidez dieléctrica, factor de potencia, gravedad específica, análisis de gases disueltos (hidrógeno, metano, etano, etileno, acetileno, monóxido de carbón, dióxido de carbón).
Anteriormente solo se realizaba la prueba de rigidez dieléctrica con copa en campo. Actualmente esta prueba ya no es suficiente para saber la situación interna de nuestro transformador, es necesario mandar a hacer las pruebas a laboratorio certificado y con eso seremos mas preventivos, y por ende minimizaremos el riesgo de incendio en nuestra subestación.



No hay comentarios:

Publicar un comentario

LinkWithin

Related Posts Plugin for WordPress, Blogger...