Cumprindo a norma técnica, pode-se evitar incêndios em subestações elétricas

incêndioNormalmente, nesse tipo de instalação elétrica, algumas perguntas são inevitáveis. Para uma dada subestação qual o grupo de equipamentos que apresenta o maior risco de incêndio para a sua continuidade operacional? Se um incêndio ocorresse em uma subestação, em que locais a sua propagação poderia rapidamente envolver outros equipamentos?

Dessa forma, em um projeto de subestação de energia elétrica há um grande esforço em assegurar a confiabilidade do sistema. Além disso, os equipamentos são testados para um conjunto de especificações rígidas, tendo por intenção garantir a confiabilidade.

Porém, quando da instalação dos sistemas primários e secundários, devem ser instalados no mesmo espaço físico. Dentro desse contexto, qual o significado em investir na confiabilidade dos sistemas elétricos, se a sua redundância será comprometida no caso de um incêndio? E quanto aos custos de manutenção ao longo do ciclo de vida se os produtos da combustão e o impacto das ondas de choque proveniente de uma explosão poderão torná-los inoperantes? É claro que os estudos sobre a confiabilidade não levam em consideração os riscos de incêndios ou as perdas associadas.

Na verdade, no país, nos últimos 30 anos, os apagões entraram na lista das grandes ameaças para a sociedade, muitos dos quais devidos a incêndios. Os custos resultantes dos incêndios/explosões no setor elétrico são: perda de geração e/ou distribuição; substituição de equipamentos (ou seja, transformadores, disjuntores, etc.) destruídos ou danificados; deslocação de equipamentos e instalação de uma nova unidade; limpeza e reparação dos sistemas elétricos resultante da fumaça; despesas de colocação em serviço dos equipamentos substituídos; danos ambientais; litígios jurídicos; etc..

Iguamente, precisa-se conhecer as principais atividades da manutenção de subestações. Elas incluem as inspeções periódicas, a manutenção preditiva, preventiva e corretiva em equipamentos de transformação, manobras, serviços auxiliares, baterias, retificadores, compressores, pára-raios, Transformadores de Potencial (TPs); Tranformadores de Corrente (TCs) ; Grupos Auxiliares de Emergência; sistemas de ar condicionado; sistemas anti-incendio (Mulsyfire); subestações blindadas a SF6 ( hexafluoreto de enxofre); subestações móveis; compensadores síncronos; entre outros.

A NBR 13231 de 04/2014 – Proteção contra incêndio em subestações elétricas estabelece os requisitos mínimos exigíveis para proteção contra incêndio em subestações elétricas, de sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia. As subestações podem ser do tipo externa ou interna, convencional ou compacta. Esta norma não se aplica a subestação compacta blindada e subestação ou transformadores móveis.

A última revisão da NBR 13231 foi realizada pelo ABNT/CB 24 em 2005 e teve como intuito identificar e adequar as práticas e tecnologias de segurança contra incêndio em subestações elétricas, além de consolidá-la junto a normas de âmbito internacional específicas sobre o assunto. A revisão atual inclui mudanças de formatação segundo os novos padrões da ABNT e atualiza as práticas de proteção contra incêndio em subestações elétricas, aprimorando procedimentos e incorporando tecnologias seguras de prevenção e combate ao incêndio, incluindo também aspectos relacionados ao risco ambiental na proteção contra incêndio.

As alterações incluídas nesta norma foram baseadas na pesquisa de Comitês Técnicos especializados, experiências de campo adquiridas do incêndio de subestações elétricas, avanços na engenharia de proteção contra incêndio e em normas internacionais aqui referenciadas. O impacto do risco de incêndio na saúde, segurança, continuidade de serviço e preservação patrimonial é a razão para promover a prevenção, proteção e outras medidas de segurança contra incêndio.

Os riscos de incêndio são condições que criam o potencial para um incêndio e possuem no mínimo os seguintes atributos: importância de um possível incêndio; consequência da perda em potencial; e a probabilidade de ocorrência em algum momento. O processo de análise e identificação dos riscos de incêndio deve ser usado em subestações novas e existentes para determinar o nível apropriado de proteção contra incêndio para mitigar as consequências do incêndio. A análise dos riscos de incêndio deve ser realizada por um time constituído de projetistas da subestação, especialistas na proteção contra incêndio e pessoal de operação, de forma que todas as perspectivas estejam incluídas no processo.

A probabilidade de incêndio e potencial magnitude de suas consequências devem ser quantificadas para ajudar a justificar a necessidade de proteção contra incêndio. Os registros históricos de incêndios em subestações também ajudam na análise dos riscos de incêndio.

A análise dos riscos de incêndio deve ser documentada e estar disponível junto ao projeto executivo da subestação. Os itens a seguir apresentam riscos de incêndio conhecidos, encontrados em subestações. Para informações adicionais, consultar NFPA 851 e folhas de dados da Factory Mutual: FM Data Sheets 5-4, 5-19 e 5-31.

Óleo mineral é o líquido isolante de uso predominante em transformadores e outros equipamentos elétricos, que constitui um dos principais riscos de incêndio em uma subestação. Consequentemente, muito desta norma trata de riscos e meios de proteção com base em incêndios de óleo mineral. Com base na massa e potencial de liberação de energia, um equipamento isolado em óleo mineral é normalmente a maior fonte de combustível presente na maioria das subestações, incluindo: transformadores e reatores: tanques principais, buchas, radiadores, conservadores, comutadores de derivação em carga e bombas de resfriamento; transformadores de instrumentos; reguladores de tensão; disjuntores; cabos: isolados a óleo, tubulares, caixas e juntas de transição; capacitores; sistemas de óleo lubrificantes (por exemplo, para compensadores síncronos); casas de bomba e plantas processadoras de óleo.

Existem vários líquidos isolantes alternativos com melhores propriedades de segurança contra incêndio, desenvolvidos com pontos de fulgor e combustão mais altos, que são reconhecidos como fluidos dielétricos que reduzem os riscos de incêndios em relação ao óleo mineral. Esses fluidos são classificados como fluidos de alto ponto de combustão ou classe K, e são um meio eficaz de reduzir o risco de incêndio em uma subestação.

Fluidos de alto ponto de combustão ou classe K são líquidos isolantes para uso em transformadores ou outros equipamentos, que possuem ponto de combustão mínimo de 300 °C pelo método de ensaio “vaso aberto Cleveland”, conforme NBR 11341. A designação “classe K” é estabelecida pela NBR 5356-2. Anteriormente eram denominados “fluidos resistentes ao fogo”.

A Tabela 1 (disponível na norma) apresenta exemplos de fluidos dielétricos de alto ponto de combustão (classe K) e seus respectivos valores de ponto de fulgor, combustão e nível máximo de contaminação com óleo mineral, para atender à classificação de fluidos de alto ponto de combustão (classe K). Para comparação, o óleo mineral isolante possui ponto de fulgor de 145 °C e ponto de combustão de 160 °C. Outras fontes de combustível que podem ser encontradas em subestações incluem: compensadores síncronos refrigerados a hidrogênio; oxiacetileno para fins de manutenção e construção; casa de baterias; gás hidrogênio gerado no carregamento de baterias; aquecimento gerado por curtos-circuitos ou avalanches térmicas; geradores a diesel ou gás, e células combustíveis para energia elétrica de emergência; células de aquecimento a gás; e armazenamento, manuseio e distribuição de líquidos inflamáveis e combustíveis.

Uma resposta

  1. para todos esses ponto de segurança trabalhando na aria de subestações desenvolvi um projeto de proteção e prevenção na área de subestações gostaria de saber se tem alguém interessado em ver meu projeto com total responsabilidade e seriedade, sou tercerisado e trabalho na ampla em campos dos goytacazes rj em comprar meu projeto.

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