5 tanques y recipientes

5. TANQUES Y RECIPIENTES.

Tanques y recipientes

PEMEX REFINACIÓN

Proyecto:

Cuadros de reemplazo Ing. Químicos

Líder de proyecto:

Ing. René Soltero Sáenz

Especialista:

Ing. Manuel Méndez Zúñiga

Ing. Marco Antonio Rendón Sosa

Ing. Hugo Martínez de Santiago

Ing. Gloria Isela Lugo Trejo

Ing. Alberto Carrasco Rueda

Ing. Carlos A. Medina Maldonado

Ing. David Jacobo Balbuena

Ing. Tirso M. Policarpo Morales

Copyright © 2009 INSTITUTO MEXICANO DEL PETRÓLEO

Cuadros de reemplazo Ing. Químicos 2


Contenido

5 TANQUES Y RECIPIENTES....................................................................................5-5

OBJETIVO INSTRUCCIONAL..............................................................................................5-5

INTRODUCCIÓN..................................................................................................................5-7

5.1 CLASIFICACIÓN DE TANQUES Y RECIPIENTES.....................................................5-9

5.2 TANQUES ATMOSFÉRICOS....................................................................................5-10

5.2.1 Tanques de almacenamiento verticales de techo fijo.................................................5-115.2.2 Tanques de almacenamiento verticales de techo flotante..........................................5-155.2.3 Protección contraincendio para tanques atmosféricos...............................................5-215.2.4 Pruebas para la detección de fugas en tanques atmosféricos...................................5-22

5.3 RECIPIENTES A PRESIÓN.......................................................................................5-23

5.3.1 Esferas....................................................................................................................... 5-245.3.2 Recipientes horizontales............................................................................................5-27

5.4 TANQUES DE ALMACENAMIENTO CRIOGÉNICOS...............................................5-28

5.5 OPERACIÓN DE LOS TANQUES Y RECIPIENTES.................................................5-30

BIBLIOGRAFÍA............................................................................................................5-32



5 TANQUES Y RECIPIENTES.

OBJETIVO INSTRUCCIONAL.

Identificarán los diferentes tipos de tanques y recipientes que

se usan en la refinería, así como sus partes principales y

sistemas de protección, tomando en cuenta el tipo de fluido a

manejar.



INTRODUCCIÓN.

El almacenamiento es considerado una parte importante dentro de la industria, ya que debido a esta operación se mantiene al producto en condiciones óptimas para el proceso donde será requerido, para ello se hace uso de diversos contenedores como son tanques y recipientes de diferentes capacidades, por lo anterior es necesario describir la clasificación que se hace de ellos así como de las partes principales que los componen, instrumentación, especificaciones y condiciones de operación y seguridad.

Debido a la gran variedad de productos a almacenar, como son: aceite, agua, lodos de perforación, productos refinados del petróleo, etc. En este capítulo, se hace una clasificación de los tanques y recipientes, se mencionan sus partes más importantes así como la función de cada una de estas.



5.1 CLASIFICACIÓN DE TANQUES Y RECIPIENTES.

Los líquidos podrán ser almacenados en diversos sistemas, clasificándose de manera general en ``sistemas convencionales'' y ``sistemas no convencionales''.

En esta sección se describen los sistemas convencionales de almacenamiento, los cuales se refieren a los diferentes tipos de tanques utilizados en la industria de la refinación y que podemos subclasificar de la siguiente manera.

FIG. 5-1. CLASIFICACIÓN DE TANQUES Y RECIPIENTES.

El almacenamiento “no convencional” es todo sistema que no está descrito en la clasificación anterior, requiriendo especiales consideraciones en su proyecto, construcción y mantenimiento. Los almacenamientos ``no convencionales'' pueden ser:

a) Almacenamiento en pozas abiertas.

b) Almacenamiento flotante.

c) Almacenamiento en cavernas.

d) Almacenamiento en tanques de concreto pretensazo.

e) Almacenamiento en plataformas marinas.

La selección del tanque de almacenamiento de un producto se hace en función a la clasificación de productos elaborada por la Asociación Nacional de Protección contra Incendio (NFPA, por sus siglas en inglés), Fig. 5-2, misma que está referida a la norma de referencia DG-GPASI-SI-3600 “NORMA DE SEGURIDAD Y CONTRAINCENDIO PARA TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS INFLAMABLES Y COMBUSTIBLES DE PEMEX REFINACIÓN”



FIG. 5-2.CLASIFICACIÓN NFPA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (DG-GPASI-SI-3600).

5.2 TANQUES ATMOSFÉRICOS.

Los tanques atmosféricos se usan para líquidos que tienen hasta una máxima presión de vapor de 0.914 kg/cm2 abs (13 psia) a nivel del mar y temperatura estándar. Por cada 300 metros de elevación la máxima presión de vapor deberá ser reducida en 0.035 kg/cm2 abs (0.5 psia).

Los principales tipos de tanques atmosféricos son de de techo fijo y techo flotante.

a) Los tanques atmosféricos de techo fijo, pueden tener techo autosoportado o por columnas, la superficie del techo puede tener forma de domo o cono. El tanque opera con un espacio para los vapores, el cual cambia cuando varía el nivel de los líquidos. Ventilaciones en el techo permiten la emisión de vapores y que el interior se mantenga aproximadamente a la presión atmosférica pero produciéndose pérdidas por evaporación. Los tanques de techo fijo son usados para almacenar líquidos en los cuales los tanques de techo flotante no son exigidos.

b) Los tanques atmosféricos de techo flotante, son aquellos en que el techo flota sobre la superficie del líquido, eliminándose el espacio para los vapores. Los principales tipos de techo flotante son: Techos de cubierta simple con pontones, techos de cubierta doble con pontones, y techos flotantes internos que a su vez puede ser de membrana rígida y membrana flexible. Los tanques atmosféricos de techo flotante serán utilizados en:



Almacenamiento de líquidos con Presión de Vapor Reid (PVR) mayor a 0.281 kg/cm2

abs (4 psia).

Cuando el líquido es almacenado a temperaturas cercanas en 8.3 °C (15 °F) a su punto de inflamación o a temperaturas mayores.

En tanques cuyo diámetro excede los 45.0 metros y sean destinados a almacenar líquidos de bajo punto de inflamación.

Almacenamiento de líquidos con alta presión de vapor que son sensibles a la degradación con oxígeno.

5.2.1 Tanques de almacenamiento verticales de techo fijo.

Los tanques verticales de techo fijo, se utilizan para almacenar petróleo y sus derivados, que se mantienen en estado líquido en condiciones ambientales (presión atmosférica y temperatura ambiente).

Se emplean para contener productos no volátiles o de bajo contenido de ligeros (no inflamables) como son: agua, diesel, asfalto, petróleo crudo, etc. Debido a que al disminuir la columna del fluido, se va generando una cámara de aire que facilita la evaporación del fluido, lo que es altamente peligroso. Para el almacenamiento de productos de alta viscosidad como combustóleo, residuo primario, gasóleos de vacío y aceite recuperado, se equipan con serpentines de calentamiento con vapor, en el interior del tanque (Haz de tubos aletados), para mantener caliente el producto, reducir su viscosidad, y así facilitar su manejo.

Este tipo de tanques están destinados al almacenamiento de líquidos combustibles que se almacenan a presión atmosférica, cuya clasificación NFPA corresponde a productos Clases II, IIIA y IIIB (DG-GPASI-SI-3600).

En la Fig. 5-3 se ilustran las partes principales de un tanque vertical de techo fijo.

FIG. 5-3. TANQUE VERTICAL DE TECHO FIJO.

En los párrafos siguientes se describe la función de las partes de los tanques verticales de techo fijo.



1. Conexión a tierra. Su finalidad es evitar acumulación de cargas estáticas que puedan producir una chispa, la cual en contacto con vapores de hidrocarburos puede producir un incendio. Estas cargas estáticas eléctricas se originan por el rozamiento de los líquidos con las partes metálicas del tanque y las tuberías.

2. Válvulas de presión-vacío (VPV). Estas válvulas constan de un par de discos sobrepuesto sobre una base circular. Operan de la siguiente manera: al existir una presión superior a la atmosférica, se levanta el disco del conducto de desfogue a la atmósfera, permitiendo la salida de los vapores, en caso de que se llegue a producir una presión de vacío, se levanta el disco del conducto de entrada de aire, permitiendo la entrada de este, cuya finalidad es proteger el tanque evitando deformaciones.

FIG. 5-4. VÁLVULA DE PRESIÓN-VACÍO CON ARRESTAFLAMA.

Las VPV (válvulas de presión y vacío) actúan en los siguientes casos:

Vaciado del tanque.

Llenado del tanque.

Alta PVR del hidrocarburo almacenado.

Aumento de la temperatura.

Exposición al fuego.

3. Arrestaflama. El arrestaflama está formado por una serie de laminillas acomodadas en círculos o transversalmente, las cuales evitan que al producirse una flama en el exterior del tanque penetre al mismo, anulando la posibilidad de una explosión.

FIG. 5-5. ARRESTAFLAMA.



4. Entrada hombre. Estas pueden ser una o más dependiendo del diámetro del tanque, las cuales se localizan cerca del fondo, se le conoce también como registro hombre, permitiendo la entrada al interior, cuando sea necesario realizar una limpieza o reparación, se cubre con una brida ciega exterior atornillada.

5. Tubo de medición. Se extiende desde el techo y está separado a 10 cm del fondo, aproximadamente, en el interior del tanque, permitiendo la medición del líquido, ya que cuenta con ranuras convenientes para permitir que el líquido entre al tubo sin que exista agitación. Es importante que al tomar mediciones del nivel del tanque con cinta métrica, se deje la boquilla de medición cerrada.

6. Sistema de contraincendios (SCI). El sistema generador de espuma efectúa la mezcla de concentrado y agua, esta sube a la cámara de espuma, Fig. 5-6, dentro de ella la mezcla es sometida a una aceleración y expansión, por medio del conjunto de placa de orificio y Vénturi. Después de esta etapa, admite en la mezcla el aire adecuado para formar finalmente una capa de espuma que se vierte suavemente al interior del tanque, extinguiendo al incendio por sofocación.

FIG. 5-6. CÁMARA DE ESPUMA.

FIG. 5-7. TANQUE DE ALMACENAMIENTO.



Entre los tipos de tanques atmosféricos verticales de techo fijo se puede encontrar las siguientes aplicaciones:

Tanques de medición.

Se utilizan para medir la cantidad de líquidos, su capacidad varía de 280 a 1000 Bls, Fig. 5-8. Estos tanques tienen la ventaja de ser fácilmente transportados a los lugares donde se requieran, sin necesidad de desarmarse.

FIG. 5-8. TANQUE DE MEDICIÓN.

Tanques para producción.

Se utilizan para medir y almacenar temporalmente líquidos. Su capacidad varía de 1000 a 5000 Bls, Fig. 5-9.

FIG. 5-9. TANQUE PARA PRODUCCIÓN.



5.2.2 Tanques de almacenamiento verticales de techo flotante.

Como se mencionó anteriormente, los tanques verticales de techo flotante se usan para almacenar productos del petróleo que se mantienen líquidos a condicionas ambientales, pero con presión de vapor de aproximadamente 4 psi.

Estos tanques se utilizan para almacenar productos con alto contenido de volátiles, presión de vapor superior a la atmosférica como: petróleo crudo, gasolinas primarias, gasolinas finales y gasolinas especiales, las de alto octano como son las gasolinas reformada y catalítica, cuya clasificación NFPA corresponde a productos Clases IA, IB y IC, (DG-GPASI-SI-3600).

Este tipo de techo fue desarrollado para reducir o anular la cámara de aire, o espacio libre entre el espejo del líquido y el techo, además de proporcionar un medio aislante para la superficie del líquido, reducir la velocidad de transferencia de calor al producto almacenado durante los periodos en que la temperatura ambiental es alta, evitando así la formación de gases (su evaporación), y consecuentemente, la contaminación del ambiente y, al mismo tiempo se reducen los riesgos al almacenar productos inflamables.

5.2.2.1 Tanques verticales de techo flotante externo.

En la Fig. 5-10, se indican los componentes principales de los tanques verticales de techo flotante externo y más adelante se hace la descripción de ellos.

FIG. 5-10 TANQUE VERTICAL DE TECHO FLOTANTE

1. Drenaje del techo flotante. Debido a que es un techo que se encuentra a cielo abierto, debe tener un dren de agua de lluvia. Para esto, se diseña con colector con una válvula antirretorno, y una manguera que pasa por el interior del tanque hasta que sale por la parte inferior del tanque hacia el drenaje.

2. Sellos. Se encargan de minimizar las fugas de vapores en la unión entre el techo flotante y las paredes del tanque. Hay de distintos tipos y para obtener buenos resultados se coloca un sello primario y uno secundario. El sello primario (Fig. 5-11 y Fig. 5-12) que es indispensable, puede ser del tipo pantográfico de zapata o de espuma, montada en fase líquida. El sello secundario, Fig. 5-12, se monta sobre el primario y puede tener rodamientos que apoyen contra la pared del tanque.



FIG. 5-11. TANQUES VERTICALES – TECHO FLOTANTE – SELLO.

FIG. 5-12. SELLOS PRIMARIOS Y SECUNDARIOS.

3. Pontones. Son cilindros herméticos que flotan sobre el espejo del producto y sostienen al techo. No deben ser un componente estructural del techo sometido a esfuerzos, ya que esto produciría su pinchadura y posterior hundimiento.

4. Boquilla de medición. Para la medición manual de nivel, temperatura y extracción de muestras.

5. Entradas hombre. Son entradas al tanque con tamaños desde 508 mm hasta 914 mm de diámetro, para ingresar al interior del tanque con la finalidad de poder realizar limpieza, revisiones o reparaciones en el interior del tanque. La cantidad mínima necesaria la fija la norma API-650 y está en función al diámetro del tanque.

6. Boquilla de limpieza. Son aberturas de 1.2 x 1.5 m aproximadamente dependiendo del diámetro del tanque y la altura del primer anillo. Se colocan cuando se considera necesario.

7. Base de hormigón. Es un aro perimetral de hormigón sobre el que debe apoyar el tanque para evitar hundimiento en el terreno y corrosión del fondo.

8. Sistema de contraincendio. El sistema de contraincendio es similar al que se describió en las partes de los tanques verticales de techo fijo.



Dique. Muro de contención hermético de concreto o mampostería sólida, construido alrededor de uno o más tanques de almacenamiento para evitar la extensión de derrames de productos hacia otras áreas (DG-GPASI-SI-3600). En caso de haber más de un tanque dentro del recinto, el mismo deberá ser capaz de contener la capacidad máxima del tanque más grande, más el 50% de la capacidad total de los tanques restantes. Los tanques de 100,000 Bls de capacidad o mayores deberán ubicarse en diques individuales.

FIG. 5-13. TANQUES VERTICALES DE TECHO FLOTANTE EXTERNO.

5.2.2.2 Tanques verticales de techo flotante interno (membrana).

Los techos internos se construyen en aluminio y se coloca un domo geodésico como techo fijo del tanque. Las ventajas que presenta el domo con respecto a un techo convencional son:

Es un techo autosoportado, es decir, no necesita columnas que lo sostenga. Esto evita el tener que perforar la membrana.

Es más liviano.

Se construyen en el suelo y se montan armados mediante una grúa, evitando trabajos riesgosos en altura.

Cuando se coloca un techo interno flotante, no se colocan válvulas de presión y vacío, sino que se colocan ventanas en la parte superior de la envolvente contra el techo.

FIG. 5-14. SOPORTES DEL TECHO FLOTANTE INTERNO.



Al techo flotante interno de un tanque, también se le conoce como membrana interna, esta diseñada para garantizar que la mayor cantidad posible de emisiones contaminantes se mantengan por debajo de la cubierta.

La membrana flotante es una estructura metálica hermética sobre pontones cilíndricos de 10” de diámetro, que cumple con la norma API 650 apéndice h.

Cada membrana flotante es diseñada para cada tanque en particular, no existe membrana flotante interna prefabricada, la membrana se adapta a las necesidades de operación del tanque.

FIG. 5-15. CONSTRUCCIÓN DE LA MEMBRANA INTERNA DE UN TANQUE.

FIG. 5-16 TANQUES VERTICALES TECHO FLOTANTE

FIG. 5-17. TECHO INTERNO FLOTANTE.



Principales características del techo flotante interno (membrana):

Los pontones no están unidos a las patas de apoyo del techo.

Sellado hermético de la cubierta evitando pérdidas por evaporación.

Toda la tornillería en acero inoxidable.

Mayor resistencia al peso.

Espesor de lámina de la membrana de 0.025" a 0.040".

Pontones de 10" de diámetro.

Perfil periférico canal de 12".

Para que una cubierta interna flotante de aluminio pueda cumplir con la función para la cual fue diseñada debería estar hecha de la siguiente manera:

1. Estructura. Actualmente la estructura se diseña aislada del sistema de flotación; tomando en cuenta que los pontones no están diseñados para ser utilizados como miembros estructurales o para ser sometidos a flexión y compresión, mediante la unión de los soportes a sus tapas en los extremos, esto siguiendo las pautas establecidas en API 650, sección H, Párrafo h.4.7.4., donde establece que "se debe poner especial cuidado en la unión de los soportes a la estructura de la cubierta de modo que no se produzcan daños a los pontones y láminas de la cubierta.

De igual forma la estructura debe ser lo suficientemente rígida para soportar una serie de accesorios muy importantes como lo son: las láminas de la cubierta, los sellos periféricos y a la vez ser capaz de soportar 1000 libras por pie cuadrado.

2. Anillo perimetral. Consiste en un canal extruido en forma de "C" que forma el anillo perimetral. Es importante tener cuidado de mantener el espacio anular de forma pareja a los largo de la periferia de la cubierta flotante. La estructura que conforma el anillo perimetral va unida al resto del techo flotante.

3. Láminas de la cubierta. Sirven para cubrir toda el área superior de la cubierta y para permitir el andar de personal sobre ella. No es utilizada, en ninguna forma como miembro estructural. Pueden ser espesor mínimo de 0.025".

4. Drenaje de la cubierta tipo check ball. La membrana esta equipada de drenajes para evitar la acumulación de producto sobre la cubierta.

Cuenta con un dispositivo tipo Check que evita la evaporación distribuida en el área de la cubierta y permite desalojar cualquier producto que alcance la parte superior de la membrana.

FIG. 5-18. TUBOS DE DRENAJES CONECTADOS A LAS VÁLVULAS, PROYECTADOS 4" PULGADAS DENTRO DEL PRODUCTO.



5. Pontones. Se utilizan para dar flotación a la cubierta y por medio de ensamblaje de sillas a la estructura principal (largueros y travesaño) que sirven de apoyo al pontón sin dañarlo.

Los soportes de las patas no están conectados a los pontones, están conectados al marco estructural de las vigas (largueros).

FIG. 5-19. PONTONES.

Esto permite mantener la estructura separada del sistema de flotación, por lo que los pontones no son utilizados como miembros estructurales (longitudinales o largueros) sino que son usados única y exclusivamente para dar flotación a la cubierta.

6. Soportes de la cubierta independiente de los pontones. Otra característica en el diseño, es el uso de soportes independientes del sistema de flotación.

7. Sellos. Tienen la misma función que los sellos descritos en “Tanques verticalesde techo flotante externo.” Pág. 15. Pueden contar con soporte de zapata tipo tijera que permite un rango de operación desde 2" hasta 24".

FIG. 5-20. SELLOS DE LA MEMBRANA Y LAS PAREDES DEL TANQUE.

8. Venteos por presión y vacío en la membrana. Cuando se llena por primera vez el tanque y hay evaporación excesiva del producto, el venteo de presión permite descargas de gases a la parte superior de la membrana, evitando daños en la estructura de la misma.

En el caso de vaciar completamente el tanque, la membrana toca los soportes y puede generar vacío, por lo cual la válvula rompedora de vacío permite la entrada de gases para la protección de la membrana.



FIG. 5-21. VENTEO POR PRESIÓN Y VÁLVULA ROMPEDORA DE VACÍO.

Además de las partes mencionadas anteriormente, las membranas también cuentan con dispositivos como tubo de drenaje, cable de puesta en tierra, cable antirrotacional, entrada hombre, tubo de medición y aforo, venteos de sobrellenado.

5.2.3 Protección contraincendio para tanques atmosféricos.

En refinerías y centros de trabajo de similar tamaño, la protección contraincendio a base de espuma mecánica estará constituida esencialmente por sistemas semifijos, los cuales están compuestos por formadores y descargas de espuma que se encuentran fijos a las instalaciones que se requieran proteger, y que se conectan por medio de mangueras a los equipos generadores de solución espumante. Estos sistemas deben complementarse con equipos móviles contraincendio cuyas características y capacidades deben estar acordes a las necesidades del centro de trabajo, Fig. 5-22 (DG-GPASI-SI-3600).

FIG. 5-22. SISTEMA DE PROTECCIÓN CONTRAINCENDIO.



De acuerdo a la norma de referencia DG-GPASI-SI-3600, los tanques de almacenamiento deben contar con el siguiente sistema de enfriamiento.

Anillos de enfriamiento en todos los tanques atmosféricos de almacenamiento que contengan productos inflamables o combustibles, con capacidades de 5 mil Bls. y mayores.

En tanques de almacenamiento de productos calientes que cuenten con aislante térmico externo, la colocación o no de los anillos de enfriamiento quedará a juicio de la Subdirección Operativa.

Los tanques de almacenamiento de cúpula fija con altura de 8 metros o mayor, deben poseer un mínimo de dos anillos de enfriamiento: uno ubicado a 7 metros medidos a partir de la base del tanque, y otro en el extremo superior del último anillo de la envolvente (ver Fig. 5-23). Tanques de este tipo con altura menor de 8 metros, únicamente requerirán de un anillo de enfriamiento situado en el extremo superior del último anillo de la envolvente.

FIG. 5-23. ANILLOS DE ENFRIAMIENTO.

5.2.4 Pruebas para la detección de fugas en tanques atmosféricos.

Los métodos de pruebas usados para un tanque nuevo, pueden también emplearse cuando sea factible, para la detección de fugas en trabajos de inspección o para unificar la buena ejecución de los trabajos de reparación. Cuando un tanque ha sido reconstruido o se efectúa una reparación mayor, tal como la instalación de un fondo nuevo o la reposición de secciones grandes de la envolvente, el tanque debe probarse de manera similar a como se prueba un tanque nuevo.

Estas pruebas se efectúan en el fondo, envolvente y cúpula del tanque.

5.2.4.1 Pruebas del Fondo.

Son dos, los métodos más usuales para detectar fugas en el fondo de un tanque.

El primero es mediante el uso de la caja vacía, en este método, se cubre primero la junta soldada o área sospechosa con jabonadura y luego se coloca la caja sobre esta área, al producirse el vacío dentro de la caja, si hay fuga, ésta formará una burbuja.



El segundo método consiste en construir un dique provisional, alrededor del tanque, comúnmente de tabique, aproximadamente de 30 cm. de altura, se vierte agua en el canal formado y se mantiene a una altura de 20 cm. Esta agua sirve de sello al aire que se inyecta en el centro del fondo, a una presión de 3 pulgadas de agua, antes de inyectar el aire, se cubren todas las juntas soldadas con jabonadura; si hay fugas, estas se descubrirán por la formación de burbujas.

5.2.4.2 Prueba de la envolvente.

Una vez terminada la soldadura del tanque y antes de conectar cualquier tubería externa a él, la envolvente se probará del modo siguiente:

El tanque se llenará con agua y se inspeccionará frecuentemente durante el llenado, para tanques con cúpula fija, la altura de llenado será 5.08 cm. (2 pulgadas) arriba del ángulo superior; para tanques abiertos, el llenado se hará hasta la parte inferior de cualquier derrame que limite la altura de llenado.

5.2.4.3 Prueba del techo.

Al terminarse la construcción o reparación del tanque, la cúpula se probará aplicando una presión de aire en el interior del mismo, la presión interna no debe ser mayor que el peso de las placas; generalmente esta presión es de 2 pulgadas de agua.

La prueba con presión de aire en el interior, solamente puede efectuarse en tanques de cúpula fija.

5.3 RECIPIENTES A PRESIÓN.

Los recipientes a presión pueden ser cilíndricos o esféricos. Los primeros son horizontales o verticales y los esféricos se utilizan para almacenar grandes volúmenes a presión. Puesto que la forma esférica es la forma natural que toman los cuerpos al ser sometidos a presión interna esta sería la forma más económica para almacenar fluidos a presión, sin embargo en la fabricación de estos es mucho más cara en comparación con los recipientes cilíndricos.

A temperatura ambiente y presión atmosférica, el gas licuado del petróleo (GLP) se encuentra en estado gaseoso, pudiendo licuarse a presiones moderadas o por enfriamiento a temperaturas por debajo de su punto de ebullición, lo cual facilita su transporte y almacenamiento.

Los gases licuados del petróleo más comunes son el propano, butano y la mezcla de ellos.

El gas licuado del petróleo (GLP) se almacena en recipientes a presión, ya sea en forma esférica o cilíndrica.

Los recipientes cilíndricos horizontales y verticales con cabezas formadas, son usados cuando la presión de vapor del líquido manejado puede determinar un diseño más resistente. Varios códigos han sido desarrollados como el API y el ASME para gobernar el diseño de tales recipientes.

La norma de referencia DG-GPASI-SI-6910, de PEMEX refinación, especifica que el diseño de los recipientes para el almacenamiento de GLP debe cumplir con los requerimientos señalados en los códigos del Instituto Americano del Petróleo, API STD 2510, ASME sección VIII división 1, parte AR de la división 2, y el código de seguridad para GLP parte 9, de API.



Los recipientes esféricos se utilizan en el almacenamiento de grandes volúmenes bajo presión. Las capacidades y presiones utilizadas varían grandemente. Para recipientes de alta presión el rango es de 1000 hasta 25000 psi (70.31 - 1757.75 kg/cm²) y de 10 hasta 200 psi (0.7031 - 14.06 kg/cm²) para los recipientes de menor presión.

Algunas propiedades de los gases licuados del petróleo son las siguientes:

PROPIEDADES PROPANO N-BUTANO

Gravedad específica del gas ( aire = 1.0) 1.6 2.0

Presión de vapor @ 15º C., en kg/cm2. 7.3 1.8

Presión de vapor @ 38º C., en kg/cm2. 13.3 3.6

Punto de ebullición, en º C -42.2 -0.5

Límite inferior de inflamabilidad (% en aire) 2.1 1.8

Límite superior de inflamabilidad (% en aire) 9.5 8.4

Fuente: Norma de seguridad y contraincendio para tanques de almacenamiento de productos inflamables y combustibles de PEMEX Refinación (DG-GPASI-SI-3600).

En un recipiente presurizado, existe siempre un espacio de vapor que permite la expansión del líquido como resultado del calentamiento producido por la temperatura ambiente y por la radiación solar. Debido a esto, en los recipientes de almacenamiento de GLP, la capacidad máxima de operación será el 85% de la capacidad nominal del recipiente.

5.3.1 Esferas.

Los tanques presurizados están agrupados de acuerdo al tipo de recipiente contenedor: esféricos con esféricos y horizontales con horizontales.

En el caso de tanques esféricos de almacenamiento, el número máximo de tanques agrupados en una manzana es de 4 (cuatro).

Todos los tanques de almacenamiento sujetos a presión, tanto esféricos como horizontales, aislados o en conjunto, cuentan con diques de contención de concreto armado. La altura de los muros de contención para cualquier tipo de tanque de almacenamiento presurizado, es de 0.60 m. medidos a partir del nivel de piso terminado y son sellados herméticamente, no debe existir el paso de tuberías ajenas a través de ellos, incluyendo ductos eléctricos.

En el caso de tanques esféricos, un solo dique de contención abarca hasta un máximo de 4 (cuatro) recipientes.

El patio interior de cada dique de contención, tanto de tanques esféricos como horizontales, cuenta con un canal de drenaje pluvial que en un extremo descarga a un registro con sello hidráulico y posteriormente a la tubería troncal de drenaje pluvial.

Las partes principales que integran un tanque esférico se ilustran el la Fig. 5-24 y se describen a continuación.



FIG. 5-24. PARTES PRINCIPALES DE UN TANQUE ESFÉRICO.

1. Toma para purga y muestreo. En tanques esféricos y horizontales, se encuentra colocada en la parte inferior de la tubería de entrada/salida de producto, entre las válvulas de seccionamiento de la propia línea y localizada fuera de la sombra del recipiente y del dique de contención, Fig. 5-25. Las operaciones de purga y muestreo siempre deben llevarse a cabo en un registro específico provisto de sello hidráulico.

FIG. 5-25. ARREGLO TÍPICO DEL SISTEMA DE PURGA Y TOMA DE MUESTRA EN TANQUES ESFÉRICOS.

La operación de purgado/muestreo se llevará a cabo invariablemente abriendo primero la válvula más alejada de la tubería de recibo/entrega de producto, controlando el purgado con la válvula más cercana; en tanto que para suspender el purgado, se cerrará primero la válvula más cercana a la tubería de recibo/entrega de producto y por último la más alejada. En todos los casos, las operaciones de purgado/muestreo las debe llevar a cabo personal debidamente entrenado.



2. Línea de llenado. Ingresa al recipiente por la parte inferior y la de aspiración toma producto por la parte inferior también. Por norma de seguridad, deben contar con válvulas de bloqueo de accionamiento remoto para el caso de siniestros que pudieran ocurrir.

3. Válvula de seguridad. Como todo recipiente crítico a presión, cuenta con doble válvula de seguridad independiente conectadas al sistema de desfogue.

4. Instrumentación. El tanque está equipado con doble sistema de indicación de nivel independiente, dos instrumentos de medición de presión con transmisor y dos con indicación en campo, dos indicadores de temperatura en campo y dos con transmisor al cuarto de control.

Los tanques esféricos cuentan con sistemas de alarmas de nivel, presión, temperatura y flujo audibles y visuales.

5. Sistema de cierre hidráulico automático. Cada uno de los recipientes de almacenamiento a presión tiene un sistema de cierre hidráulico automático (Vickers, Shand & Jours o Similar) en la línea de recibo y entrega.

En el cuarto de control se debe tener la indicación de operación de dicho sistema con alarma por baja presión.

6. Sistema de enfriamiento a base de agua por espreas. Todos y cada uno de los recipientes tienen este sistema, con una válvula automática accionada eléctricamente por una solenoide.

7. Detectores de gases explosivos. En áreas de recipientes de almacenamiento a presión se cuenta con un sistema de detección de gases explosivos, diseñado de acuerdo a condiciones ambientales locales, con alarmas en el cuarto de control que accionen el sistema de enfriamiento con agua a los recipientes.

8. Línea de igualación. Cuentan con una línea de igualación, provista de válvula manual, que se utiliza en operaciones de llenado y vaciado de carro tanques y auto tanques.



FIG. 5-26. RECIPIENTE DE ALMACENAMIENTO ESFÉRICO.

FIG. 5-27. INSTRUMENTACIÓN DE UNA ESFERA DE ALMACENAMIENTO.

5.3.2 Recipientes horizontales.

Los recipientes horizontales se emplean hasta un determinado volumen de capacidad. Para volúmenes mayores, se utilizan las esferas.



Para tanques horizontales, el número máximo de recipientes será de 6 (seis) dentro de un mismo dique de contención, con arreglo en batería y los casquetes de los tanques orientados hacia las zonas o instalaciones de menor riesgo, no se instala un tanque encima de otro. En el caso de tanques horizontales, un dique de contención puede abarcar hasta un máximo de 6 (seis) recipientes.

Los recipientes horizontales pueden estar construidos por diferentes tipos de tapas o cabezas. Cada una de estas es más recomendable a ciertas condiciones de operación y costo monetario.

TAPAS TORIESFÉRICAS: Son las de mayor aceptación en la industria, debido a su bajo costo y a que soportan grandes presiones manométricas, su característica principal es que el radio del abombado es aproximadamente igual al diámetro. Se pueden fabricar en diámetros desde 0.3 hasta 6 m. (11.8 - 236.22 pulg).

TAPAS SEMIELÍPTICAS: Son empleadas cuando el espesor calculado de una tapa toriesférica es relativamente alto, ya que las tapas semielípticas soportan mayores presiones que las toriesféricas. El proceso de fabricación de estas tapas es troquelado, su silueta describe una elipse relación 2:1, su costo es alto y en México se fabrican hasta un diámetro máximo de 3 m.

TAPAS SEMIESFÉRICAS: Utilizadas exclusivamente para soportar presiones críticas, como su nombre lo indica, su silueta describe una media circunferencia perfecta, su costo es alto y no hay límite dimensional para su fabricación.

TAPA 80:10: Ya que en México no se cuentan con prensas lo suficientemente grandes, para troquelar tapas semielípticas 2:1 de dimensiones relativamente grandes, se fabrican este tipo de tapas, cuyas características principales son: El radio de abombado es el 80% de diámetro y el radio de esquina o de nudillos es igual al 10% del diámetro. Estas tapas se utilizan como equivalentes a la semielíptica 2:1.

TAPAS CÓNICAS: Se utilizan generalmente en fondos donde pudiese haber acumulación de sólidos y como transiciones en cambios de diámetro de recipientes cilíndricos. Su uso es muy común en torres fraccionadoras o de destilación, no hay límites en cuanto a dimensiones para su fabricación y su única limitación consiste en que el ángulo de vértice no deberá de ser calculado como tapa plana.

TAPAS TORICONICAS: A diferencia de las tapas cónicas, este tipo de tapas tienen en su diámetro, mayor radio de transición que no deberá ser menor al 6% del diámetro mayor ó 3 veces el espesor. Tiene las mismas restricciones que las cónicas a excepción de que en México no se pueden fabricar con un diámetro mayor de 6 m.

TAPAS PLANAS CON CEJA: Estas tapas se utilizan generalmente para presión atmosférica, su costo es relativamente bajo y tienen un límite dimensional de 6 m de diámetro máximo.

TAPAS ÚNICAMENTE ABOMBADAS: Se emplean en recipientes a presión manométrica relativamente baja, su costo puede considerarse bajo, sin embargo, si se usan para soportar presiones relativamente altas, será necesario analizar la concentración de esfuerzos generada, al efectuar un cambio brusco de dirección.



FIG. 5-28. RECIPIENTE HORIZONTAL.

5.4 TANQUES DE ALMACENAMIENTO CRIOGÉNICOS.

Varias características de los diseños de ingeniería proporcionan seguridad a los tanques de almacenamiento de Gas Natural Licuado (GNL).

El GNL típicamente se almacena bajo presión atmosférica en tanques de doble pared. El tanque de almacenamiento es un tanque dentro de otro con aislantes entre las paredes de ambos. En los tanques de contención sencilla, el tanque exterior se compone generalmente de acero que no ofrece protección en caso de falla al tanque interno, únicamente mantiene al aislante en su lugar. El tanque interno que hace contacto con el GNL se elabora de materiales adecuados (normalmente con el nueve por ciento de acero de níquel) para el servicio criogénico y cuenta con un fondo metálico plano y una pared cilíndrica para bajas temperaturas. También se han utilizado el concreto y aluminio reforzados para construir los tanques internos, Fig. 5-29.



FIG. 5-29. TANQUE DE ALMACENAMIENTO CRIOGÉNICO DE DOBLE PARED

El fondo del tanque interno descansa sobre material aislante rígido, como el vidrio espumoso. La estructura del tanque debe soportar la carga hidrostática de GNL, y esta determina el espesor de las paredes laterales del tanque interno.

En la parte superior del tanque cuentan con una cúpula de doble pared con aislante entre ellas.

El volumen ocupado por el aislante entre las paredes del tanque, forma un espacio anular relleno, generalmente, por perlita aislante. Este espacio cuenta con una entrada de gas inerte que evita la entrada de aire para impedir el deterioro del aislante y la formación de hidratos.

Todo el sistema de almacenamiento, tuberías, tanques y compresores se encuentra cubiertos por un aislante para evitar la evaporación del producto.

Los sistemas de almacenamiento criogénicos cuentan con un sistema de refrigeración mecánica, a través del cual se condensan los vapores que se generen por movimiento del producto, cambios de presión barométrica o de temperatura ambiente.

Para su protección, el tanque cuanta con una válvula de seguridad por sobrepresión que abre cuando la presión se eleva a 13” H2O, enviando los vapores al sistema de desfogue, también cuenta con válvula de de vacío que abre al bajar la presión a -3” H2O, permitiendo la entrada de gas inerte para proteger el tanque, evitando su deformación. Para la protección del espacio anular también cuenta con una válvula de vacío que abre al bajar la presión a 1” H2O.



5.5 OPERACIÓN DE LOS TANQUES Y RECIPIENTES.

Los procedimientos de operación de los tanques de almacenamiento, son muy específicos de las instalaciones o sistema de almacenamiento al que este integrado el recipiente, debido a esto, cada departamento cuenta con estos procedimientos, los cuales deben cubrir claramente todos los movimientos necesarios para poner en operación el tanque, supervisar su operación normal, sacarlo de operación y acciones necesarias para que los operadores actúen de forma acertada y segura en caso de emergencia.

A continuación se describe un ejemplo del desarrolla de un procedimiento para poner en operación un tanque de cúpula flotante.

Pasos del procedimiento:

Actividad Desarrollo Verif.

Ordene poner en operación el tanque.

1. De la instrucción de poner en operación el tanque de almacenamiento. ____

Verifique disponibilidad del tanque.

2. Verifique en el tanque lo siguiente:

2.1. Se encuentre cerradas las válvulas del drenaje aceitoso. ____

2.2. No existan comales en las válvulas al pie de tanque. ____

2.3. Se encuentren cerradas las válvulas para recibo y bombeo fuera del dique. ____

3. Verifique la disponibilidad de equipo de medición en el tanque y en el cuarto de control. ____

Alinee el tanque para recibo.

4. Abra las válvulas al pie del tanque. ____

5. Cierre la válvula del sumidero del tanque. ____

6. Abra 50% la válvula de recibo de producto. ____

Solicite envío de producto.

7. Verifique con operadores del departamento que envía el producto condiciones de operación (niveles, presión de succión y volumen instantáneo de envío).

____

8. Solicite inicien el envío de producto. ____

Reduzca el recibo cuando el nivel llegue a 1.5 m.

9. Verifique el nivel del tanque y el comportamiento de la cúpula al iniciar y durante el recibo. ____

10. Al llegar a un nivel de 1.5 m, estrangule entre 10 y 15 % la válvula de recibo para subir más lentamente la cúpula. ____

Suspenda el recibo cuando el nivel llegue a 3.0 m

11. Al llegar a un nivel de 3.0 m, solicite el departamento que envía el producto, que suspenda el envío. ____

12. Cierre la válvula de recibo del tanque. ____



Actividad Desarrollo Verif.

Inicie el recibo normal.

13. Alinee la válvula de recibo normal al tanque. ____

14. Solicite reinicien el envío de producto. ____

Informe los movimientos.

15. Informe al ingeniero de turno los movimientos realizados. ____

16. Mida el tanque y verifique el comportamiento de la cúpula. ____

Informe condiciones de operación.

17. Informe al ingeniero de turno las condiciones de operación. ____

18. Anote en la bitácora los movimientos operativos realizados. ____

Suspenda el recibo.

19. Cuando el nivel llegue a su valor de operación, solicite al departamento que envía el producto suspenda el envío. ____

20. Cierre las válvulas de recibo. ____

Fin del procedimiento.



BIBLIOGRAFÍA.

1. PEMEX-Refinación, gerencia de protección ambiental y seguridad industrial, “Norma de seguridad y contraincendio para tanques de almacenamiento de productos inflamables y combustibles de PÉMEX refinación” (DG-GPASI-SI-3600), OCTUBRE /1997.

2. Juan Manuel León Estrada, “Diseño y cálculo de recipientes a presión”, Edición 1994 México D.F.

3. Publicación de la American Petroleum Institute, “Welded Steel Tanks for oil Storage” (API 650), Octava Edición, Noviembre de 1988 Washington, D.C.

4. Comité de normalización de petróleos mexicanos y organismos subsidiarios, “Espaciamientos mínimos y criterios para la distribución de instalaciones industriales en centros de trabajo de petróleos mexicanos y organismos subsidiarios” (NRF-010-PEMEX-2004), junio de 2004.

5. Comité de normalización de petróleos mexicanos y organismos subsidiarios, “Diseño y construcción de recipientes a presión” (NRF-028-PEMEX-2004), 2004.

6. Reglamento de Seguridad para el Almacenamiento de Hidrocarburos, Perú 1993.

7. http://www.isiven.com/presentaciones/cubiertas_flotantes.PDF


http://www.isiven.com/presentaciones/cubiertas_flotantes.PDF

5 tanques y recipientes

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