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Clasificación de Áreas Peligrosas

Hydrocarbon Processing Magazine

November 1, 2008


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Un Acercamiento con Sentido Común para la Clasificación de Áreas Peligrosas para la Instrumentación Electrónica

Autor: 
Jim Johnston, Ingeniero Eléctrico Decano/Especialista en Seguridad de Proceso, Bath Engineering Corporation

INTRODUCCIÓN

Hay varias entidades que proporcionan información con referencia a la evaluación de clasificación de áreas peligrosas. ISA, NFPA, OSHA, y API son algunas de las más familiares. Este concepto y la aplicación de varias prácticas recomendadas por las entidades anteriores seguido se mal entienden, son confusas, y por lo tanto no se aplican bien. Esto da como resultado una evaluación muy conservadora. Las áreas se clasifican como División 1 cuando la locación debió haber sido clasificada como División 2 y así mismo, las de División 2 se debieron haber clasificado como no peligrosas. Para establecer el marco para el acercamiento con sentido común para evaluar, se deberá tener un entendimiento básico de sus definiciones clave y desarrollar una metodología de evaluación que sea bien entendida por todos los que estén involucrados en el estudio de evaluación. Deberá ser la meta en común de todos los involucrados en el estudio esforzarse para lograr una evaluación que defina un nivel aceptable de seguridad conmesurado con un nivel aceptable de riesgo que resulte en la reducción del costo de instalaciones eléctricas. Este escrito está divido en cuatro partes básicas: La parte 1 proporciona información de la definición de varios términos clave que están asociados con la evaluación. La parte 2 ofrece discusión relacionada con el desarrollo de una metodología de evaluación. La parte 3 describe como se lleva a cabo la evaluación. La parte 4 muestra como desarrollar métodos de reducción de peligro para cumplir con el área clasificada. No se menciona el concepto de zona en este reporte. 

DEFINICIÓN DE TÉRMINOS CLAVE

Se requiere un entendimiento de términos clave para establecer los cimientos para evaluar la clasificación de áreas. Varias de estas definiciones se toman directamente palabra por palabra de las publicaciones de la sección de referencia. Se parafrasea para ayudar a entender la intención de la definición.

¿Qué es "evaluación de clasificación de áreas peligrosas"? Es el análisis de probabilidad y una evaluación de riesgo de un área manufacturera o de proceso manejando una atmósfera inflamable potecial que se enfoca exclusivamente en la minimización o eliminación de energía eléctrica como una fuente potencial inflamable. 

Para entender completamente lo que quiere la definición anterior, también es importante entender lo que NO es clasificación de área. Ésta NO es una línea de defensa secundaria contra:

  • Diseño Pobre de Proceso
    Incluye asuntos tales como la compatibilidad de elástomo pobre causando emisiones excesivas de válvulas, sellos de bomba, y/o falanges de tubería.
  • Mantenimiento pobre de instalaciones y equipo
    Esto ocurre seguido cuando programas PM se administran pobremente o no se implementan adecuadamente.
  • Operación fallida de equipo
    Esto es importante cuando una pieza del equipo es fuente frecuente de fugas y es causado seguidamente por una mala aplicación.
  • Pérdidas de vapor catastróficas
    Este escenario ocurre cuando un recipiente se rompe por otros medios y la pérdida de vapor correspondiente es incontrolable e instantánea. Seguido estos tipos de fugas son bastante grandes y en masa de vapor y energía y seguido buscarán fuentes de encendido diferentes de los que se asocian con la operación normal del equipo eléctrico, por ejemplo, cargas estáticas, flamas abiertas, o superficies calientes. La figura 1 de abajo ilustra la naturaleza expansiva de una fuga catastrófica de hidrógeno de un sistema de contenimiento cerrado.

Modelo de dispersión derivado de PHAST. PHAST son programas computacionales de modelos de dispersión con licensia por medio de Det Norske Veritas Risk Management Software Division.

¿Qué son "Clases de Áreas Peligrosas"?

Las áreas peligrosas están divididas en tres clases distintas totalmente dependientes del tipo de material que se encuentra en el proceso. Se describen como sigue:

Áreas de Clase I

Estos son lugares dónde gases inflamables y/o vapores están o podrían estar presentes en el aire en cantidades suficientes para producir una explosión o una mezcla flamable. En estas clases que utilizan la metodología de concepto de división hay dos divisiones distintas que se predican en la interpretación operacional de las normal v. anormal y frecuente v. no frecuente. Las definiciones formales se describen enseguida:

División 1 - Estas son locaciones en las cuáles pueden existir concentraciones de gases o vapores inflamables:
• bajo condiciones de operación normales.
• frecuentemente por mantenimiento o reparación.
• por fugas frecuentes.
• grado inferior dónde no exista una ventilación adecuada.
• cuando fugas de operaciones fallidas de equipo de proceso resulten en una falla simultánea del equipo eléctrico.

Division 2 - Estas son locaciones en las cuáles pueden existir concentraciones de gases o vapores inflamables:
• falla de sistemas de contenimiento cerrado.
• operación anormal o falla de equipo de procesamiento.
• operación anormal o falla de equipo de ventilación.
• el área está adyacente a la locación de División 1.

En Áreas de Clase I que utilizan la metodología de concepto hay cuatro grupos distintos basados en la facilidad del líquido o gas para  encenderse y su rango correspondiente de inflamabilidad. La Figura 2 en la página siguiente ilustra este concepto. Las definiciones formales se describen a continuación:

Grupo A – Estas son atmósferas que contienen acetileno

Grupo B – Estas son atmósferas de gas/vapor inflamables con una Abertura de Seguridad Experimental Máxima (MESG) menos de o igual a .45mm o una proporción de Corriente de Encendido Mínima (MIC) de menos de o igual a .40mm.

Grupo C – Estas son atmósferas de gas/vapor inflamables con un (MESG) mayor de .45mm y menos de .75mm o una proporción (MIC) mayor de .40mm y menos de o igual a .80mm.

Grupo D – Estas son atmósferas de gas/vapor inflamables con un (MESG) mayor de .75mm o una proporción (MIC) mayor de .80mm.

Los rangos explosivos, como se indica en la Figura 2 de arriba, están basados en presión y temperatura atmosféricas normales. Al aumentar la temperatura de la mezcla, el rango inflamable baja. Al disminuir, el rango sube. Se puede determinar fácilmente de la examinación de la gráfica de la Figura 2, que la volatilidad de la mezcla es mucho mayor para las mezclas del Grupo A y mucho menor para las del Grupo D.

Otras importantes definiciones de las áreas de Clase I incluyen las siguientes:

El Punto de Inflamación es la temperatura mínima en la cuál un líquido da vapor en concentración suficiente para formar una mezcla inflamable con aire en la superficie de los líquidos. Este es un número derivado empíricamente que está contenido normalmente en los materiales MSDS,. (Hoja de Datos de Seguridad de Materiales). Los métodos de prueba típicos para determinar este número se pueden obtener, dependiendo de la viscosidad de los líquidos, de ya sea el Probador Tag o el de Vaso Cerrado Pensky-Martens. (Ver NFPA sección 30 1.7.4 para más detalles).

Un líquido inflamable es cualquiera que tenga un punto de inflamación de vaso cerrado de 100o F.

Un combustible inflamable es cualquiera que tenga un punto de inflamació de vaso cerrado de o por encima de 100o F. Clases de Líquidos Combustibles incluyen Clase II que es cualquier líquido con un punto mayor a 100oF y menor a o igual a 140oF y líquidos Clase III mayor a 140oF. Éstos se dividen en Clase IIIA mayor de 140oF y menos o igual a 200oF, o Clase IIIB mayor a 200oF. La confusión radica en cómo estos tipos de materiales, específicamente los de Clase III son tratados cuando se evaluan las áreas. El API (Instituto Americano del Petróleo) en la sección RP500 5.2.4 dice que se ignore la clasificación que procesan líquidos de Clase III aunque se procesen por encima de sus puntos de inflamación. La NFPA (Asociación Nacional de Protección contra Incendios) específicamente NFPA 497 no hace caso de este asunto especialmente cuando se refiere a las áreas de la sección OSHA (Seguridad Ocupacional y Administración de la Salud) dice en 1910.106 (a)(18)(iii) que cuando un líquido combustible se calienta dentro de 30oF de su punto de inflamación, se manejará de acuerdo con la próxima clase de líquidos más baja. Así es que la pregunta es como se maneja la clase de líquidos combustibles. Primero, si el material es un líquido combustible que no se calienta dentro de los 30oF, no se requiere clasificar el área. En otras palabras, se puede ignorar su contribución para la evaluación. El otro escenario es cuando el líquido combustible se calienta dentro del proceso a varios cientos de grados de más de su punto de inflamación. Esto es típico en operaciones de refinerías y petroquímicos en los Estados Unidos. La Figura 3 representa un modelo de dispersión de vapor de mezcla Clase IIIB en una operación de refinería típica. Se muestran la nube de vapor y la vista lateral.

La Figura es un modelo de dispersión de vapor de gas-petróleo el cuál tiene un punto de inflamación de 180oF. El escenario de descarga es de 500 lbs de producto por una fuga de .1 pulgada en un recipiente.  La presión de proceso es de 220 psig a una temperatura de 675oF. El área verde es la masa de la nube de vapor que está encima del LFL (Límite Inflamable Inferior) y debajo del UFL (Límite Inflamable Superior). Esta es la masa que se encuentra en la región explosiva o inflamable. La porción inflamable de la nube de vapor se extiende hacia fuera unos 14 pies. Las recomendaciones de NFPA y API habrían ignorado este escenario. El rango inflamable se redujo significativamente por el incremento de la temperatura de proceso, (de 6 a 13.5% en aire a .4 a 3.7% en aire). El modelo de dispersión se derivó de PHAST. PHAST son programas computacionales de modelos de dispersión con licensia por medio de Det Norske Veritas Risk Management Software Division.


Áreas de Clase II

Estas son locaciones que son peligrosas por la presencia de polvo combustible. Éste se define como cualquier material sólido de 420 micronos o menos de diámetro que presente un peligro de incendio o explosión cuando se dispersa en el aire. Así como las áreas de Clase I, las de Clase II también se dividen en dos divisiones que dependen de la interpretación de las palabras normal v. anormal. Se describen las definiciones en seguida:

División 1 es una locación dónde el polvo combustible está presente en el aire
• bajo condiciones de operación normales en cantidades suficientes para producir una mezcla explosiva o inflamable.
• conduce la eléctricidad. Ellos están considerados como conductores de eléctricidad si la resistividad del material sólido del cuál se forma el polvo tiene un valor de menos de 105 ohm-cm.
• fugas de operación defectuosa de equipo de proceso resulta en la falla simultánea del equipo eléctrico causando que el equipo eléctrico se convierta en fuente de encendido. 

División 2 es una locación dónde polvo combustible
• está presente en el aire sólo bajo condiciones de operación anormales en cantidades suficientes para producir una mezcla explosiva o inflamable.
• las acumulaciones son normalmente insuficientes para interferir con la operación normal del equipo eléctrico u otros aparatos, pero el polvo combustible podría estar en suspensiones en el aire debido al mal funcionamiento no frecuente del equipo de proceso. 
• acumulaciones encima, adentro o cerca del equipo eléctrico podrían ser suficientes para interferir para disipar seguramente el calor del equipo eléctrico, o se puede encender por operación anormal o falla del equipo eléctrico. 


La siguiente información contenida en la Tabla 1 es un lineamiento para determinar la acumulación de capa de polvo v. la clasificación requerida. Las acumulaciones de polvo en la Tabla 1 están basadas en acumulación de 24 horas en superficies horizontales.


TABLA 1 ACUMULACIONES DE CAPA DE POLVO V. CLASIFICACIÓN

Espesor de clasificación Recomendada de Capa de Polvo 
Mayor a 1/8 pulgada (3mm) División 1
menos de 1/8 pulgada (3mm), pero el color no discernible División 2
Color de superficie discernible bajo la capa de polvo Sin clasificar

En áreas de Clase II, hay tres grupos distintos basados en características físicas del polvo. Se describen las definiciones enseguida:

Grupo E - Estas son atmósferas que contienen polvos de metales combustibles, incluyendo aluminio, magnesio, y sus aleaciones comerciales, u otros polvos combustibles cuyo tamaño de partícula, abrasividad, y conductividad presentan peligros similares en el uso de equipo eléctrico.

Grupo F - Éstas contienen polvos carbonaceos combustibles que tienen más de 8% de volátiles atrapados en total o que han sido sensitizados por otros materiales para que presenten un peligro de explosión. Los polvos representativos son carbón, negro carbón, carbón doméstico y coca.

Grupo G - Éstos contienen otros polvos combustibles, incluyendo harina, grano, harina de madera plástico y químicos. 

Otras definiciones importantes de la Clase II incluyen:

Severidad de explosión es una medida del potencial del daño de la energía liberada por una explosión de polvo. El Buró de Minas de los Estados Unidos ha definido la ecuación para calcular la severidad de explosión así:

Severidad de explosión= (Pmax x P)2 (Pmax x P)1
Dónde Pmax = presión de explosión máxima
P = categoría máxima de aumento de presión 
Suscrito 1 se refiere a los valores usados por carbón Pittsburgh
Dónde
Pmax = 8.1 bar
P = 214 bar / sec
Suscrito 2 se refiere a los valores para el polvo específico en cuestión

Sensitividad de Encendido es una medida de la facilidad con que una nube de polvo combustible se puede encender. El Buró de Minas de los Estados Unidos ha definido la ecuación para calcular la sensitividad de necendido así:

Sensitividad de Encendido = (Tc x E x Mc)1 (2)
(Tc x E x Mc)2

Dónde Tc = temperatura de encendido mínima
E = energía de encendido mínima
Mc = concentración de explosión mínima 
Suscrito 1 se refiere a los valores usados por carbón Pittsburgh
Dónde
Tc = 591oC
E = 160 mj
Mc = 70 g/m3
Suscrito 2 se refiere a los valores para el polvo específico en cuestión

Los polvos que tienen sensitividades de encendido iguales a mayores de .2 o severidades de explosión igual a o mayor de .5 son consideradas de tener volatibilidad para que se requiera su clasificación. El material publicado por el Buró de Minas de los Estados Unidos ya no se publica y es difícil de obtener.


Áreas de Clase III

Estas son locaciones que son peligrosas por la presencia de fibras y voladores de fácil combustión. En esta áreas, no hay grupos como en las Clases I y II. Hay sin embargo divisiones que están basadas en como se procesa el material.  Se describen las definiciones a continuación:

División 1 es una locación dónde fibras de fácil encendido produciendo voladores combustibles son manejados, manufacturados o usados.

División 2 es dónde las fibras se guardan o manejan fuera del proceso de manufactura.

(PARTE 2) DESARROLLO DE METODOLOGÍA DE EVALUACÍON  DE RIESGO


Esta metodología debe ser desarrollada antes de empezar la clasificación. Esta metodología fija las reglas por las cuáles se conduce la evaluación. Las derivables presentadas al completar la metodología son las siguientes:

• Miembros clave del equipo de evaluación se identifican junto con sus respectivos roles y responsabilidades que se requieren para apoyar el proceso de evaluación. Típicamente este equipo consistirá de un representante de operaciones, uno de integridad mecánica, el que está haciendo la evaluación, y un ingeniero de proceso.
• La fuente del punto de concepto de la evaluación v. la clasificación que será determinada.
• Todas las fuentes de puntos potenciales de emisiones serán identificadas. Las fuentes son equipo de proceso que continuamente o intermitentemente sueltan vapores inflamables a la atmósfera durante modos de operación de rutina. Equipo típico que se deberá considerar es:
o Sellos de bombas mecánicas
o Válvulas (típicamente sólo de control de servicio modulador)
o aparatos de protección de sobrepresión tales como válvulas de escape, discos de ruptura, ventilas de conservaciones
o Filtros
o Sellos de compresor
o Rejillas de proceso y ventilas
• Definir operacionalmente términos tales como normal v. anormal y frecuente v. no frecuente
• Determinar como afrontar los siguientes escenarios:
o extensión de áreas clasificadas que se extienden más allá de los límites de batería de unidades
o áreas dónde fuentes de encendido aparte de las eléctricas están presentes bajo condiciones normales de operación
o áreas dónde puentes de tubería y racks ya sea que crucen o estén adyacentes a caminos
o impacto de instalaciones o historia operacional de la unidad
o descubrir errores u omisiones en la documentación (documentación típica consiste de planes a escala, PFD’s (diagramas de flujo de proceso) , P&IDs (diagramas de tubería e instrumentación) SOPs de unidad (procedimientos de operación estándar) y MSDSs
• Determinar cómo las organizaciones que escriben  varios códigos y normas se van a aplicar. Típicamente NFPA se usa para todas las aplicaciones petroquímicas y API se usa para refinerías.
• Determinar si el concepto de división o de zona será utilizado. Típicamente el de división se usa en los Estados Unidos y el de zona en Canadá y Europa.
• Determinar quién es la autoridad que tiene jurisdicción.

(PARTE 3) EVALUACIÓN DE CLASIFICACIÓN DE ÁREA

Una vez que se desarrolla la metodología de evaluación de riesgo entonces el proceso de clasificación real está listo para comenzar. Un estudio de evaluación típico incluirá el proceso básico de 7 pasos así:


Paso 1 Obtener la documentación requerida que se determinó de la metodología. Los PFDs proporcionan información del proceso tales como presiones, temperaturas, categorías de flujo y composiciones de corriente. Los planes serán los antecedentes para los dibujos de clasificación. Los MSDSs son la fuente del proceso de información de cada componente en la corriente de proceso. Los P&IDs proporcionan una vista de bajo nivel del proceso para identificar el equipo y los arreglos de proceso. 


Paso 2 Estudiar campo del área en cuestión para determinar la precisión de los planes y verificar la locación de todas las fuentes de puntos de emisiones. Los planes servirán como antecedentes para los dibujos de clasificación. Éstos deberán mostrar todos los recipientes, tanques, compresores, estructuras de edificios, diques, particiones, terraplenes, y otros objetos que puedan impactar la dispersión del material de proceso. Estos dibujos deberán indicar también la dirección del viento prevaleciente.


Paso 3 Determinar la extensión del área clasificada que rodea cada fuente de punto de emisión. Esto determinará el papel que cada fuente jugará en el diagrama. La extensión de los diagramas deberá venir del NFPA 497 para aplicaciones petroquímicas, API RP500 para refinerías, y/o herramientas de programas computacionales de modelación de dispersión de gas. Los programas de dispersión de gas/vapor deberán utilizarse cuando uno de los dos escenarios exista. 1) Se encuentran condiciones de proceso extremas tales como categorías de flujo grandes > 250 galones/minuto (gpm), presiones > 275 lbs/in2 (psig), y líquidos con presión de vapor > 70 lbs/in2 absoluto (psia) a temperatura de operación. 2) Líquidos combustibles se calientan a temperaturas > 100oF de sus puntos respectivos de inflamación.


Paso 4 Desarrollar el dibujo del plan de la clasificación de área que adorne la contribución de todas las fuentes de puntos. 


Paso 5 Desarrollar dibujos para proporcionar claridad dónde haya fuentes de emisiones localizadas en estructuras de procesos de multiniveles. Se requerirá de una vista de plan para cada nivel en la estructura de proceso.


Paso 6 Conducir la auditoría de cumplimiento


Paso 7 Crear un reporte que documente la siguiente información:
• el razonamiento que se usó para clasificar las áreas. 
• La información de material de proceso crítico obtenido normalmente de MSDSs.
• Una lista detallada de todas las fuentes de puntos de emisión que aparecen en los dibujos.
• Excepciones especiales extrordinarias que se tomaron cuando se clasificó una locación en especial. 
• Los resultados o descubrimientos obtenidos de la auditoría de cumplimiento 

Toda la documentación de clasificación de área se deberá poner bajo la protección del control de proceso de MOC (administración de cambio) de las instalaciones. Al hacerse modificaciones a las instalaciones, estos documentos deberán revizarse para verificar el impacto de esta modificaciones.


(PARTE 4) MÉTODOS DE PROTECCIÓN Y REDUCCIÓN DE PELIGRO


Reducción de peligro es el medio por el cuál las instalaciones reducen la probabilidad o riesgo de daño significativo a la propiedad y/o pérdida de vidas como resultado de una explosión de fuego. Ayuda para asegurar que la instalación de equipo eléctrico en una locación peligrosa no aumente significativamente el riesgo o probabilidad de una explosión o incendio. Este es el punto dónde se toman pasos para cumplir con la evaluación de clasificación de área.

MÉTODOS DE PROTECCIÓN EN ÁREAS DE CLASE I

Aislar físicamente el lugar peligroso o relocalizar el productor de arco normal de aparatos eléctricos en un área no peligrosa. Esta es una opción atractiva  cuando el equipo aprovado para el área clasificada no está disponible comercialmente.


Confinar la explosión: Este es el método de protección más común, usado y aceptado. Utiliza vendedor certificado, al enlistar o etiquetar el aparato, a prueba de explosión. Esto significa que el empaque está diseñado y probado para garantizar si un vapor inflamable entra al contenedor y se incendia por un arco eléctrico o superficie caliente dentro del mismo, la explosión que resulte se contendrá dentro del contenedor. El aparato eléctrico contenido adentro seguirá funcionando.


Limitar energía: Se le conoce como seguridad intrínseca, el cuál previene el encendido al limitar la energía soltada de fallas del cableado y los componentes. Aparatos eléctricos de seguridad intrínseca en la lista de UL (Underwriters Laboratory) son incapaces de soltar suficiente energía bajo condiciones normales o anormales, para causar encendido de una atmósfera peligrosa específica en sus más fáciles concentraciones de encendido.


Sellar herméticamente: Ésto asegura que el arco o aparato productor de calor estén sellados contra la intrusón de vapor peligroso.


Purgar y presurizar: presurizar es el proceso de dar a un contenedor gas protectivo con o sin flujo continuo para evitar la entrada de vapor inflamable, polvo combustible, fibra inflamable. Purgar aporta un gas protectivo con flujo suficiente y presión positiva para reducir la concentración de cualquier vapor inflamable presente a un nivel seguro.

TIPOS DE SISTEMAS PRESURIZADOS

El tipo X reduce la clasificación dentro de un contenedor protegido de la División I a sin clasificación. Los requerimientos de diseño para un sistema de purga de Tipo X son:
• Mantener una presión positiva > .1 pulgada de agua con equipo energetizado.
• Intercambiar 4 volúmenes de contenedor de gas de purga antes de energetizar componentes con entrelazado requerido. 
• Se requiere el entrelazado para remover corriente de componentes eléctricos internos en el contenedor cuando la presión de purga baje a menos de .1 pulgada de agua.
• Se deberá remover corriente del contenedor cuando el mismo se abra.
• Se deberá localizar la alrma de presión en un área atendida constantemente. 
El tipo Y reduce la clasificación dentro de un contenedor protegido de la División 1 a la 2.
El tipo Z reduce la clasificación dentro de un contenedor protegido de la División 2 a sin clasificación. Los requerimientos de diseño para un sistema de purga de tipo Y o Z son:
• Mantener presión positiva mayor a o igual a .1 pulgada de agua con equipo energetizado.
• Intercambiar 4 volúmenes de contenedor de gas de purga antes de energetizar componentes (no se requiere entrelazado)
• Se deberá detectar falla del sistema de purga con alarma.

Inmersión de aceite es donde los aparatos productores de arco o generadores de calor se meten en aceite para eliminar la intrusión de vapores potencialmente peligrosos. Este método es sólo para áreas de División 2.


MÉTODOS DE PROTECCIÓN EN ÁREAS DE CLASE II

Aislar físicamente el peligro (lo mismo que para las áreas de Clase I)

Utilizar Equipo de Prueba de Encendido de Polvo. Ésto significa dos cosas. 1) El contenedor es a prueba de polvo, y 2) está construído para que el calor que se genere adentro no encienda una capa de polvo o una nube combustible alrededor del contenedor.


Presurización . No hay niveles de protección como para las áreas de Clase I. Se deberán seguir requerimientos para purgar como se establece en NFPA 496.

Limitar energía es el mismo nivel de protección que aplica en áreas de Clase I.


MÉTODOS DE PROTECCIÓN EN ÁREAS DE CLASE III

Éstos emplean los mismos métodos que se utilizaron para las áreas de Clase II. El requerimiento básico es usar contenedor a prueba de polvo para todos los aparatos eléctricos productores de arco normales.



CONCLUSIÓN


Un acercamiento con sentido común para evaluar la clasificación de área es seguir el proceso básico de 4 partes de este escrito. Primero, desarrollar una metodología de evaluación de riesgo que fije el marco en que se conducirá la evaluación. Segundo, obtener un entendimiento en común de todos los términos pertinentes y sus definiciones correspondientes que impacten a la evaluación. Tercero, realizar la evaluación y la auditoría de cumplimiento proporcionando todos los dibujos y reportes. Cuarto, determinar e implementar los métodos adecuados de reducción de peligro. Este acercamiento asegurará que la instalación de equipo eléctrico en áreas clasificadas como peligrosas no aumentará la probabilidad de una explosión o incendio mientras que al mismo tiempo mitigará desperdicio de capital al tratar de cumplir con áreas peligrosas categorizadas conservadoramente. 

REFERENCIAS


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