tesis minimizacion de emisiones de compuestos organicos volatiles en el tanque de gasolina especial...
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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIAFACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGIA
CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEOS
MINIMIZACION DE EMISIONES DE COMPUESTOS ORGÁNICOS VOLÁTILES (COV) EN EL TANQUE DE TECHO FIJO DE
ALMACENAMIENTO DE GASOLINA ESPECIAL № 2931 DE Y.P.F.B. LOGISTICA MEDIANTE LA APLICACIÓN DE TECHO INTERNO
FLOTANTE
“MODALIDAD DE TITULACIÓN” PARA OPTAR AL TÍTULO DE LICENCIATURA EN GAS Y PETROLEOS
POSTULANTE: WILBER ALEXIS CORREA SALGUEROTUTOR: ING. VANIA BARADI
COCHABAMBA-BOLIVIA2012
1
Agradecimiento
A Dios por darme la fuerza e iluminarme en los momentos más difíciles de mi
vida, y permitirme finalizar mis estudios.
A mi madre por su sacrificio y constante apoyo moral y material, que me ha
permitido llegar a estas instancias de realización personal y profesional,
inculcándome siempre la responsabilidad y deseos de superación.
A mi esposa e hija, por su apoyo incondicional, comprensión y amor que me
dan día a día, dándome fuerzas para poder llegar a concluir mi proyecto de
grado.
A la universidad de Aquino Bolivia “UDABOL”, por la excelente formación que
me otorgo durante mis estudios universitarios.
A mi jefe de carrera el Ing. Carlos Canedo, por su apoyo y guía en mi
formación que me otorgo durante mis estudios universitarios.
A mis docentes de la carrera de Ingeniería en Gas y Petróleo de la UDABOL
por haberme instruido durante mi formación profesional.
A mis asesores o tutores, Ing. David Lizarazu e Ing. Vania Baradi, por guiarme
durante la elaboración del presente proyecto de grado.
2
Dedicatoria
El presente proyecto de grado está dedicado a mi familia, amigos quienes me
brindaron su colaboración, apoyo y fuerzas para alcanzar el objetivo de ser
profesional.
Finalmente de manera muy especial dedico este trabajo a mi esposa Elizabeth
Meneses Cordova, mi hija Alexia Eileen Correa Meneses y mi madre Lidia
Salguero Arana.
3
ÍNDICE
Pág.
Agradecimiento..................................................................................................... iDedicatoria ……………………………………………………………………………...iiSiglas y Nomenclaturas......................................................................................xvCAPITULO I…………………………………………………………………………………………………………………………171.1 INTRODUCCIÓN....................................................................................................171.2 ANTECEDENTES..................................................................................................181.2.1 Antecedente General............................................................................................181.2.2 Antecedente especifico........................................................................................201.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA..............................................................201.3.1 Identificación del problema..................................................................................211.3.2 Formulación del problema...................................................................................221.4 OBJETIVOS.............................................................................................................231.4.1 Objetivo general.....................................................................................................231.4.2 Objetivos específicos............................................................................................231.5 JUSTIFICACION.....................................................................................................231.5.1 Justificación económica........................................................................................241.5.2 Justificación ambiental..........................................................................................241.5.3 Justificación personal............................................................................................241.6 LIMITES Y ALCANCES........................................................................................251.6.1 Alcance geográfico................................................................................................251.6.2 Alcance temporal....................................................................................................261.7 TIPO Y METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN....................................261.7.1 Tipo de investigación.............................................................................................261.7.2 Método de investigación.......................................................................................271.7.3 Fuentes de Información........................................................................................271.7.4 Técnica para la Recolección y Tratamiento de Información......................27CAPITULO II MARCO TEORICO......................................................................282.1 GASOLINAS............................................................................................................282.2 CARACTERISTICAS DE LA GASOLINA ESPECIAL..................................282.3 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBURO....................292.3.1 Tipos de tanques de almacenamiento.............................................................302.3.2 Tanques de almacenamiento según su presión de diseño........................302.3.3 Tipos de techos para tanques de almacenamiento de hidrocarburos. . . .312.3.3.1 Techo Fijo..............................................................................................322.3.3.2 Techo Externo Flotante.........................................................................332.3.3.2.1 Sellos..............................................................................................352.3.3.2.2 Drenaje...........................................................................................362.3.3.3 Techo Fijo con Techo Flotante Interno..................................................372.3.3.4 Los Tanques sin Techo.........................................................................39
4
2.3.4 Tipos de Membrana para tanques.....................................................................392.3.5 Tanques de techo fijo............................................................................................402.3.5.1 Accesorios del techo.............................................................................412.3.5.1.1 Presión de vacío de venteo.............................................................412.3.5.1.2 Escotilla de medición / hueco para muestra....................................422.3.5.1.3 Tubo de aforo..................................................................................432.3.5.1.4 Plataforma de aforo.........................................................................432.3.5.1.5 Radar..............................................................................................432.3.5.1.6 Manholes del techo.........................................................................442.3.5.2 Aislamiento............................................................................................442.3.5.3 Superficie exterior del tanque................................................................452.3.5.4 Sistema de drenaje de aguas lluvia.......................................................452.3.5.4.1 Válvula de Drenaje..........................................................................462.3.5.4.2 Colectores.......................................................................................462.3.5.5 Sistema de drenaje de agua de formación............................................462.3.5.6 Válvulas.................................................................................................472.3.5.6.1 Válvula Principal..............................................................................472.3.5.6.2 Válvulas de Drenaje........................................................................472.3.5.7 Accesos de inspección y limpieza.........................................................472.3.5.7.1 Escalera rodante.............................................................................472.3.5.7.2 Gato (Externa).................................................................................472.4 CARACTERISTICAS DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO.....472.4.1 Materiales.................................................................................................................482.4.1.1 Estándar A.S.T.M. (American Society For Testing And Materials)........482.4.1.2 Especificaciones C.S.A.........................................................................502.4.1.3 Especificaciones de ISO........................................................................512.4.1.4 Códigos aplicables................................................................................512.4.1.5 Materiales para soldadura.....................................................................532.4.2 Soldaduras en tanques de almacenamiento..................................................542.4.3 Fondo.........................................................................................................................552.4.4 Techos.......................................................................................................................572.4.4.1 Techo cónico auto soportado..............................................................572.4.4.2 Techo tipo domo y sombrilla..................................................................582.4.4.3 Techos cónicos soportados...................................................................582.4.5 Esfuerzo máximo de tensión...............................................................................592.4.6 Esfuerzo máximo de corte...................................................................................592.4.7 Diseño de techo flotante......................................................................................602.5 ÁREAS Y TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS
INFLAMABLES Y COMBUSTIBLES................................................................622.5.1 Clasificación de líquidos inflamables y líquidos combustibles..................622.5.2 Diques de contención...........................................................................................632.5.2.1 Altura del muro......................................................................................632.5.2.2 Pisos de patios interiores de diques de contención..............................642.5.2.3 Seccionamiento de patios interiores de diques de contención..............64
5
2.5.2.4 Drenajes................................................................................................662.5.3 Capacidad de contención....................................................................................662.6 EVAPORACION POR MERMAS DEL PRODUCTO....................................672.6.1 Detalles de análisis de pérdidas........................................................................672.6.1.1 Pérdida por evaporación.......................................................................672.6.1.2 Pérdidas Mecánicas..............................................................................682.6.1.3 La pérdida permanente por almacenamiento........................................682.6.1.4 Pérdida de trabajo.................................................................................682.6.1.5 Mecanismos de pérdidas permanentes por almacenamiento...............692.6.1.6 Pérdida por trabajo Mecánico................................................................702.6.1.6.1 Mecanismo de Pérdida por llenado.................................................702.6.1.6.2 Mecanismo por Pérdida de vaciado................................................712.7 ECUACIONES PARA EL CALCULO DE PERDIDAS POR
EVAPORACIÓN DE TANQUES DE TECHO FIJO......................................712.7.1 Ecuaciones...............................................................................................................712.7.1.1 Pérdida permanente de almacenamiento, LS:.......................................722.7.1.2 Pérdida de Trabajo, Lw..........................................................................752.7.1.3 Casos especiales..................................................................................772.7.1.3.1 Tanques horizontales......................................................................772.7.2 Discusión de las variables...................................................................................812.7.2.1 Variables en la pérdida permanente de almacenamiento.....................812.7.2.2 Merma del espacio de vapor, HVO..........................................................812.7.2.3 Datos meteorológicos, TMAX, TMIN, I........................................................842.7.2.4 Absorción solar de la pintura del tanque, α...........................................872.7.2.5 Temperatura del líquido de almacenamiento, TB...................................882.7.2.6 Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, TLA...............892.7.2.7 Rango diario de temperatura del vapor, ∆TV.........................................902.7.2.8 Temperatura diaria máxima y mínima de la superficie del líquido, TLX,
TLN...................................................................................................912.7.2.9 PESO MOLECULAR DEL VAPOR. MV.................................................922.7.2.10 Presiones de vapor diaria máxima, media, mínima, PVX, PVA, PVN.. .932.7.2.10.1 Rango diario de presión de vapor, ∆ PV........................................1012.7.2.10.2 Rango de ajuste de la presión de venteo del respiradero, ∆PB.....1022.7.2.10.3 Factor de saturación de vapor venteado, KS.................................1032.7.2.10.4 DENSIDAD DE VAPOR CONDENSADO, WVC.............................1052.7.2.11 VARIABLES EN LA PÉRDIDA DE TRABAJO..............................1052.7.2.11.1 Cantidad de material neto anual utilizado, Q................................1062.7.2.11.2 Factor de movimiento (volumen de venta), KN..............................1062.7.2.11.3 Factor del producto, KP..................................................................1082.7.2.11.4 Ajuste del factor de corrección de venteo, KB................................1082.8 DESARROLLO DE LA ECUACIÓN DE PÉRDIDA PERMANENTE DE
ALMACENAMIENTO...........................................................................................1092.8.1 Factor de expansión del espacio de vapor...................................................1102.8.2 Factor de saturación de vapor venteado.......................................................110
6
2.8.3 Rango de temperatura del espacio de vapor...............................................1112.8.3.1 Absorción solar superficial...................................................................1112.8.3.2 Temperatura superficial del líquido.....................................................1112.9 DESARROLLO DE LA ECUACIÓN DE PÉRDIDA DE TRABAJO.........1122.9.1 Factor de movimiento (volumen de venta)....................................................1132.9.2 Factor de producto...............................................................................................1143 CAPITULO III DIAGNOSTICO....................................................................1153.1 REFINERIA GUALBERTO VILLARROEL.....................................................1153.2 CARACTERISTICAS DEL TANQUE..............................................................1163.3 TANQUE 2931 YPFB LOGISTICA S.A..........................................................1173.4 CONTROL DE CALIBRACION DEL TANQUE 2931.................................1173.5 ROTACION DE TANQUES DE GASOLINA EN LA PLANTA PUERTO
VILLARROEL........................................................................................................1183.6 MOVIMIENTO DE GASOLINA ESPECIAL EN LA PLANTA
COCHABAMBA....................................................................................................1193.6.1 Despacho de gasolina especial........................................................................1193.6.2 Recepción de gasolina especial despacho cisternas................................1203.7 PERDIDAS POR EVAPORACION DE GASOLINA ESPECIAL..............121Tabla 13. Pérdidas por evaporación de gasolina especial......................................1213.8 ANALISIS DEL MERCADO INTERNO..........................................................1223.8.1 Combustibles líquidos obtenidos por refinerías...........................................1223.8.1.1 Gasolina especial (Bbl/día)..................................................................1223.8.2 Volumen promedio comercializado de gasolina especial por
departamento gestiones 2009, 2010,2011....................................................1234 CAPITULO IV: INGENIERIA DEL PROYECTO...........................................1254.1 1254.2 CALCULO DE PERDIDAS POR EVAPORACION EN TANQUES
ATMOSFERICOS DE TECHO FIJO...............................................................1264.2.1 Calculo del volumen total del espacio de vapor del tanque Vv...............1264.2.2 Calculo de los valores: TAA,∆TA..........................................................................1274.2.3 Calculo de factor de absorción solar α...........................................................1284.2.4 Calculo de los valores TB,TLA,∆TV,TLX,TLN........................................................1294.2.5 Calculo de los valores : MV,PVX,PVA,PVN,∆PV................................................1304.2.6 Cálculo de valor: Wv..........................................................................................1314.2.7 Calculo de valor: Factor de saturación del vapor venteado ks, Factor de
pérdidas en almacenamiento en libras por año Ls y Factor de pérdidas en almacenamiento en barriles por año Ls...................................................133
4.2.8 Calculo de pérdidas por trabajo Lw.................................................................1354.2.9 Calculo de pérdidas totales por año en libras por año LT y pérdidas
totales por año en barriles por año LT.............................................................1375 CAPITULO IV: SIMULACIÓN TANK 4.09.d.................................................1395.1 SIMULACIONES ESTIMACIONES DE EMISIONES.................................1395.1.1 SIMULACIÓN TANQUE DE TECHO FIJO PARA GASOLINA
ESPECIAL 211 EN SANTA CRUZ DE LA SIERRA (HOJA 139 DE 145)
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……………………………………………………………………………………………………………………..1395.1.2 SIMULACIÓN TANQUE DE TECHO INTERNO FLOTANTE CON
TECHO EXTERNO FIJO PARA GASOLINA ESPECIAL 211 EN SANTA CRUZ DE LA SIERRA (HOJA 146 DE 152).................................................145
6 CAPITULO V: ANALISIS ECONOMICO......................................................1526.1 PERDIDAS POR MERMAS...............................................................................1526.2 Cotización...............................................................................................................1526.2.1 Metalmec................................................................................................................1526.2.2 ULTRAFLOAT y HMT.......................................................................................1536.2.2.1 HMT…………………………………………………………………………1536.2.2.1.1 Techo interno flotante de aluminio “Unideck” con sello de mini
zapata metálica.............................................................................1537 CAPITULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES......................154
ÍNDICE DE TABLAS
8
Pág.
Tabla 1. Coordenada geográfica........................................................................26Tabla 2. Máximo contenido permisible de aleación...........................................50Tabla 3. Requerimientos de diversos estándares para tanques de fondo plano
..........................................................................................................52Tabla 4. Solar absorptance for selected tank surfaces......................................88Tabla 5. Properties (mv,wvc,pv, a, b) of selected petroleum liquids..................92Tabla 6. Astm distillation slope (s) for selected refined petroleum stocks.........96Tabla 7. Typical properties of selected petroleum liquids..................................97Tabla 8. Características del tanque n°2931.....................................................116Tabla 9. Control de calibración de tanques, área centro 2012. Planta
cochabamba....................................................................................117Tabla 10. Volumen promedio comercializado de gasolina especial por
departamento gestión 2010 (m3/día)...............................................118Tabla 11. Despachos gasolina especial en m3.................................................119Tabla 12. Recepción gasolina especial en m3.................................................120Tabla 13. Pérdidas por evaporación de gasolina especial...............................121Tabla 14 consumo gasolina especial trimestral en las gestiones 2010 y 2011123Tabla 15. Producción gasolina especial (m3) – gestión 2012..........................124Tabla 16. Santa cruz - tanque vertical de techo fijo.........................................152Tabla 17. Santa cruz – tanque vertical de techo fijo con techo interno flotante
........................................................................................................152Tabla 18. Diferencia de pérdida de emisión de gasolina especial en libras en
tanque vertival de techo fijo y tanque vertical de techo fijo con techo interno flotante................................................................................152
Tabla 19. Cotización metalmec........................................................................153Tabla 20. Cotización de membranas internas flotantes de aluminio................154Tabla 21. Cotización de membranas internas flotantes de aluminio hmt.........154
9
ÍNDICE DE FIGURAS
Pág.
Figura 1. Árbol de problemas.............................................................................22Figura 2. Tanque de techo fijo...........................................................................33Figura 3. Tanque techo flotante.........................................................................34Figura 4. Diagrama esquemático de la función del sello....................................36Figura 5. Accesorios de tanque techo flotante...................................................37Figura 6. Tanque techo flotante interno.............................................................39Figura 15. Partes de tanque atmosférico de techo fijo.......................................41Figura 16. Escotilla de medición o hueco de aforo............................................43Figura 18. Entrada de hombre (manhol)............................................................44Figura 7. Soldaduras típicas..............................................................................54Figura 8. Tipos de soldaduras en u y v..............................................................55Figura 9. Clasificación de líquidos inflamables o combustibles.........................63Figura 10. Muro de contención..........................................................................64Figura 11. Sistema de drenaje pluvial y aceitoso...............................................65Figura 20. Fixed-roof tank geometry..................................................................85Figura 21. Dome roof outage (hro).....................................................................85Figura 22. Vapor pressure function coefficient (a).............................................96Figura 23. Vapor pressure function coefficient (b).............................................96Figura 24. Vapor pressure function coefficient (a) and (b) for crude oil stocks.. 99Figura 25. Vented vapor saturation factor (ks).................................................104Figura 26. Working loss turnover factor (kn)....................................................107
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ÍNDICE DE ECUACIONESPág.
Ecuación 1. Pérdida total, lt............................................................................................72Ecuación 2. Pérdida permanente de almacenamiento, ls...............................................73Ecuación 3. Factor de expansión de espacio de vapor, ke.............................................73Ecuación 4. Espacio de vapor corte de luz, hvo..............................................................74Ecuación 5. Factor de venteo de saturación de vapor, ks..............................................74Ecuación 6. Densidad del vapor almacenado, wv...........................................................74Ecuación 7. Pérdida de trabajo, lw..................................................................................76Ecuación 8. Factor de pérdida de trabajo por movimiento, kn........................................76Ecuación 9. Fijación del factor de corrección, kb............................................................77Ecuación 10. Diámetro, de..............................................................................................77Ecuación 11. Altura, he....................................................................................................78Ecuación 12. Factor de corrección de ajuste de venteo................................................80Ecuación 13. Merma del espacio de vapor....................................................................82Ecuación 14. Merma del techo, hro.................................................................................82Ecuación 15. Altura del techo del tanque, hr..................................................................82Ecuación 16. Temperatura máxima y mínima diaria del ambiente, tax, tan......................86Ecuación 17. Temperatura promedio diario del ambiente, taa.........................................86Ecuación 18. Rango diario de temperatura ambiente, ∆ta..............................................87Ecuación 19. Absorción solar de la superficie del tanque, α..........................................87Ecuación 20. Temperatura del líquido a granel, tb.........................................................88Ecuación 21. Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, tla....................89Ecuación 22. Rango diario de la temperatura del vapor, ∆tv..........................................90Ecuación 23. Temperatura diaria máxima de la superficie del líquido, tlx.......................91Ecuación 24. Temperatura diaria mínima de la superficie del líquido, tln.......................91Ecuación 25. Presión de vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido, pvx.......................................................................................................................93Ecuación 26. Presión de vapor a la temperatura media diaria de la superficie del líquido, pva-......................................................................................................................93Ecuación 27. Presión de vapor a la temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, pvn.......................................................................................................................94Ecuación 28. Constantes a y b en función de la presión de vapor reid.........................95Ecuación 29. Presión de destilación astm-d86 al 10%, s...............................................95Ecuación 30. Constantes a y b en función de la presión de vapor reid.........................98Ecuación 31. Ecuación no 31. Presión de vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido, pvx...............................................................................................100Ecuación 32. Presión de vapor a la temperatura media diaria de la superficie del líquido, pva.....................................................................................................................100Ecuación 33. Presión de vapor a la temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, pvn.....................................................................................................................100Ecuación 34. Rango diario de presión de vapor de almacenaje, ∆ pv..........................101Ecuación 35. Rango de ajuste de la presión de venteo del respiradero, ∆pb...............102Ecuación 36. Factor de saturación de vapor venteado, ks............................................104Ecuación 37. Densidad de vapor condensado almacenado, wvc..................................105
11
Ecuación 38. Índice de rotación de existencias, en un volumen de negocios por año, n.......................................................................................................................................107Ecuación 39. Índice de rotación de existencias, en un volumen de negocios, kp.........108Ecuación 40. Volumen del espacio del vapor del tanque, vv.......................................110
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ÍNDICE DE ILUSTRACIÓN
Pág.
Ilustración 1. Refinería gualberto villarroel.........................................................25Ilustración 2. Tanque n° 2931 ypfb – logística.................................................117
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ÍNDICE DE GRÁFICO
Pág.
Grafico 1. Despachos cisternas de gasolina especial –planta cochabamba....120Grafico 2. Recepción cisternas de gasolina especial –planta cochabamba.....121Grafico 3. Producción gasolina especial (m3) – gestión 2012.........................124
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ÍNDICE DE ANEXOS
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Anexo 1. Especificaciones n° 2 - gasolina especial.........................................156Anexo 2. Especificaciones n° 17 - gasolina especial.......................................157Anexo 3. Certificado de verificación de y.p.f.b. Logística s.a..........................158Anexo 4. Certificado de calidad” y.p.f.b. Refinación s.a. De la refinería..........159Anexo 5. Hoja de seguridad para gasolina especial, publicada el 30 de enero del....................................................................................................................160Anexo 6............................................................................................................171
15
Siglas y Nomenclaturas
API : (American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).
ASME : American Society of Mechanical Engineers (Sociedad Americana
de Ingenieros Mecánicos).
ASTM : American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana
para Pruebas y Materiales).
AWS : American Welding Society (Sociedad Americana de Soldadura).
CSA : Canadian Standards Association (Asociación Canadiense de
Normalización).
ºC : Grados Celsius.
Cl : Clase.
CA : Corriente alterna.
CD : Corriente directa.
cm3 : Centímetros cúbicos.
DN : Diámetro Nominal.
ºF : Grados Fahrenheit.
Gr. : Grado.
MIF : Membrana interna flotante.
NMX : Norma mexicana.
NOM : Norma oficial mexicana.
NRF : Norma de Referencia de PEMEX.
PEMEX : Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
AISC : American Institute of Steel Construction (Instituto Americano de
Construcciones de Acero).
h : Hora.
ISO : Internacional Organization for Standardization (Organización
Internacional de Normalización).
kg/cm2 : Kilogramos por centímetro cuadrado.
kg/m2 : Kilogramos por metro cuadrado.
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kg/dm3 : Kilogramos por decímetro cúbico.
kPa : Kilo Pascales.
Kpsi : Miles de libras por pulgada cuadrada.
lb/pulg2 : Libras por pulgada cuadrada.
lbf/pulg2 : Libras fuerza por pulgada cuadrada
lb/pie2 : Libras por pie cuadrado.
m : Metros.
mm : Milimetros.
mils : Milésimas de pulgada
MPa : Mega Pascales.
N : Newtons
NPS : Tamaño Nominal de la Tubería.
Pa : Pascales.
pulg : Pulgada.
S.I. : Sistema Internacional
t : Espesor
U.S. : Unidades Inglesas usuales
% : Por ciento.
< : Menor o igual que.
< : Menor que
μm :Micras
YPFB : Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
Psi : Libras por pulgada cuadrada
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CAPITULO I
1.1 INTRODUCCIÓN
La industria petrolera siempre ha estado enfrentada con el problema de proveer
almacenamiento a bajo costo para el crudo y en general para los productos
refinados del petróleo, lo que está íntimamente asociado a no tener una pérdida
muy grande debida a la evaporación u operación de tanques de almacenamiento.
A pesar de que estas pérdidas han sido reducidas progresivamente, por medio de
mejoras en la construcción y en las operaciones de los tanques de
almacenamiento, en algunas instalaciones de almacenamiento, todavía son
elevadas.
Es primordial controlar las pérdidas por evaporación, para ello es necesaria la
selección de un tipo apropiado de tanques de techo fijo con techo flotante interno,
que han sido diseñados para bajar las perdidas y por ello es necesario
mantenerlos en buenas condiciones para que cumplan su cometido.
La selección de tanques se basa usualmente en estudios comparativos, en los
cuales se evalúa la reducción de evaporación contra el mayor costo de los varios
tipos de tanques que sean más eficientes en el control de la evaporación.
Las pérdidas por evaporación no se pueden eliminar completamente, pero se
pueden reducir sustancialmente en la mayoría de los casos con mejor
mantenimiento de los respiraderos, sellos de caucho, escotillas, techos y pinturas
adecuadas, con cambios en la construcción de techos, procedimientos de
almacenamiento y operaciones adecuadas.
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1.2 ANTECEDENTES
1.2.1 Antecedente General.
Los tanques de almacenamiento atmosférico representan para la industria
petrolera, activos de significativa importancia, los cuales forman parte
indispensable en los procesos de producción, refinación y transporte de crudos y
sus derivados, y revisten un interés estratégico en cuanto al inventario, que
permite definir en gran medida la flexibilidad operacional de las instalaciones.
Estos tanques diseñados conforme al API-650 pueden ser de techo fijo o flotante,
dependiendo la selección, de uno u otro, de la presión de vapor y el punto de
inflamación de los productos a ser almacenados, tomando como aspectos
fundamentales el control de mermas y la seguridad contra incendios.
Antes de la invención de los techos flotantes, los tanques de techo fijo eran el
estándar de la industria. Pero en ellos se producían gran cantidad de pérdidas de
productos por evaporación cuando la presión de vapor de éstos era relativamente
alta.
Las pérdidas por evaporación, en los tanques atmosféricos de techo fijo, son
fundamentalmente ocasionadas en las operaciones de llenado y vaciado (pérdidas
por movimiento). Durante el llenado, los vapores en el espacio libre interior del
tanque son desalojados al ambiente y luego con el vaciado se succiona aire, hacia
el interior del tanque, propiciando nueva evaporación.
A mediados de los años 30 se comenzó a utilizar el techo externo flotante como
una solución efectiva al problema de las mermas, pues este al estar en contacto
con el producto elimina la superficie libre de líquido evitando la evaporación, pero
debe resistir la acción del ambiente: lluvia, sol, nieve, etc., esto lo convierte en una
estructura sumamente pesada y que necesita dispositivos especiales para su
operación (sellos, drenajes, protecciones, etc.).
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Es bien conocido por los operadores y el personal responsable del mantenimiento,
los inconvenientes que genera las inclemencias del ambiente: el agua de lluvia
que se escurre por las paredes a través de los sellos contamina el producto y trae
consigo actividades adicionales para los operadores, esa misma agua se acumula
en algunas zonas del techo y en presencia de cloruros son un excelente agente de
corrosión, que también conjuntamente con la radiación solar deterioran la pintura
trayendo consigo costos de mantenimiento importantes. No está de más
mencionar los problemas que acarrea el sistema de drenaje del techo, que
ocasionalmente falla, obligando a sacar el tanque de servicio para su reparación o
reemplazo; esto también ocurre con el sello perimetral que no escapa a estas
situaciones.
Además de los techos externos flotantes, otra opción estudiada consideraba un
TECHO FLOTANTE INTERNO de acero, que requiere ser combinado con un
techo fijo. Aunque eran estructuras más livianas, fáciles de operar y mantener el
costo de construir el techo fijo en acero hizo que el flotante externo se impusiera
básicamente por su más bajo costo.
Pruebas posteriores a partir de los años '60, usaron materiales más económicos
como los plásticos, en la fabricación de una membrana flotante sobre el líquido
para contener los vapores. Problemas de compatibilidad y resistencia llevaron
finalmente al uso del ALUMINIO, como material alternativo, además la
modularización, estandarización y producción en masa hizo aún más económicas
las membranas.
En los últimos años el desarrollo de los TECHOS FLOTANTES DE ALUMINIO, las
ha llevado a ser estructuras más resistentes y duraderas, manteniendo su bajo
costo y convirtiéndolas en la solución más efectiva para el control de mermas en la
actualidad.
Por estar bajo un techo fijo, no está expuesta a lluvia, polvo ni el sol, lo que
garantiza la no contaminación del producto y mayor vida útil del sello, así como
20
también las pérdidas por evaporación son menores que en el caso del techo
flotante externo, pues el techo fijo rompe el efecto vacío que deja el viento al pasar
sobre el tope del tanque, el cual induce las pérdidas a través del sello.
Su bajo peso y construcción modular lo hacen fácil de instalar y mantener, además
de las ventajas de durabilidad que se obtienen del uso del aluminio aún en los
productos más corrosivos.
La principal importancia de esto, radica en que su construcción, le permite ser
aplicada a tanques existentes con muy poca o ninguna modificación.1
1.2.2 Antecedente especifico.
En la actualidad en Bolivia YPFB Logística, es propietaria de 19 plantas de
almacenaje instaladas y 98 tanques distribuidos en ocho departamentos del país,
excepto Pando, de las cuales 16 (plantas) se encuentran en operación. Estos,
prestan el servicio de recepción, almacenamiento y despacho de productos
refinados de petróleo (diesel oíl, gasolina especial, gasolina Premium, jet fuel,
gasolina de aviación y kerosén).2
1.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Los tanques atmosféricos de techo fijo, al tener venteos directos a la atmósfera,
causan emisiones significativas de productos volátiles por variaciones en presión,
temperatura y nivel del líquido.3
En Bolivia, el almacenamiento no adecuado de hidrocarburos en la industria
petrolera, genera pérdidas por evaporación de los productos de mayor valor
agregado, como es el caso de la gasolina especial, que se almacena actualmente
en tanques atmosféricos de techo fijo.
1 Ing. José Miguel Méndez.: “Informe técnico comparación de tanques”. Caracas, 10 de Agosto de 2004; pp. 2-4.2 http://www.ypfb.gob.bo/documentos/Publicaciones/REVISTA%20YPFB%20INFORMA%20NET.pdf;pp. 44.3 Pemex.:”Membranas internas flotantes para tanques de almacenamiento atmosféricos”. 29 de Agosto de 2009; pp. 4.
21
Esta situación ocasiona, no solo las pérdidas económicas para la industria, sino la
emisión de gases tóxicos al medio ambiente con el riesgo inherente debido a la
presencia de sustancias combustibles de alta volatilidad y toxicidad en la
atmósfera, además de posibles riesgos de accidentes
1.3.1 Identificación del problema
La necesidad de mejorar el almacenamiento de los combustibles, específicamente
de gasolina especial en forma correcta ayuda a que se minimicen pérdidas de
hidrocarburos por evaporación, las cuales son un gran problema en la industria, ya
que acrecienta la contaminación medio ambiental, genera pérdidas económicas y
aumenta el riesgo de accidentes en el medio en el que se desarrolla este proceso
de almacenaje de hidrocarburos, la cual podrá ser solucionada a través de la
implementación de membrana interna flotante.
La identificación del problema se la muestra utilizando el diagrama de árbol de
problemas a través de la siguiente figura:
22
FIGURA 1. Árbol de problemas.
FUENTE: Elaboración propia.
1.3.2 Formulación del problema.
¿A través de la implementación de techo interno flotante en el tanque atmosférico
de techo fijo № 2931 de Y.P.F.B. Logística para gasolina especial, se subsanara
el problema de emisiones de compuestos orgánicos volátiles (cov) al medio
ambiente?
23
Incremento en el riesgo de accidentes
en el ambiente laboral
Contaminación al medio ambiente
Perdidas económicas por emisiones continuas de
gasolina especial en YPFB
Poco control en regulaciones vigentes de protección ambiental
Deficiente aplicación de la
técnica de llenado y vaciado
del tanque.
Diseño
inadecuado.
Emisiones de compuestos orgánicos volátiles del almacenaje de gasolina
especial en el tanque atmosférico de techo fijo № 2931 de Y.P.F.B. Logística.
1.4 OBJETIVOS
1.4.1 Objetivo general.
Minimizar las pérdidas de compuestos orgánicos volátiles, para gasolina especial
en el tanque atmosférico de techo fijo № 2931 de Y.P.F.B. Logística, mediante la
aplicación de techo interno flotante.
1.4.2 Objetivos específicos.
Realizar estudios de diagnóstico del tanque № 2931 de Y.P.F.B. Logística,
mercado interno para la gasolina especial y perdidas por mermas anuales.
Analizar los factores que inciden en las pérdidas por evaporación en
tanques de almacenamiento de techo fijo.
Calcular las pérdidas por evaporación en el tanque de techo fijo de
almacenamiento de gasolina especial.
Realizar la simulación con el programa TANK 4.09.d.
Realizar un análisis comparativo de mermas entre tanques atmosféricos de
techo fijo y tanques atmosféricos de techo fijo con techo interno flotante.
Realizar un análisis técnico – económico, de pérdidas de gasolina especial
por mermas y costo de minimización de pérdidas.
1.5 JUSTIFICACION
El presente trabajo encuentra su justificación, en que todas las dependencias
técnicas, operacionales y administrativas dentro de cualquier industria, deberían
encaminar sus esfuerzos para desarrollar programas que permitan identificar y
24
reducir las pérdidas tanto en el transporte y almacenamiento de productos limpios
del petróleo.
Por esta razón la presente investigación nos permitirá conocer más sobre la
evaporación de hidrocarburos en los tanques de almacenamiento, y una opción
para mejorar el almacenamiento de gasolina especial en tanques atmosféricos de
techo fijo.
1.5.1 Justificación económica
La minimización de pérdidas de compuestos orgánicos volátiles de gasolina
especial en el tanque atmosféricos de techo fijo № 2931, mediante la aplicación de
techo interno flotante, es justificable económicamente porque ocasiona una
disminución en perdida de gasolina especial por evaporación, lo que a su vez
realizando este proyecto, traerá mayor rentabilidad para la industria.
1.5.2 Justificación ambiental
Se minimizara el impacto ambiental que generan los gases de la gasolina especial
y se reducirá el riesgo de formación de mezclas explosivas en las cercanías del
tanque.
1.5.3 Justificación personal
Con el Proyecto de Grado a realizar en la minimización de pérdidas de
compuestos orgánicos volátiles de gasolina especial en tanques atmosféricos de
techo fijo mediante la aplicación de techo interno flotante, cumpliré con el requisito
para continuar con el proceso de Titulación de la Carrera de Ingeniería en Gas y
Petróleo de la Universidad de Aquino Bolivia “UDABOL”.
25
1.6 LIMITES Y ALCANCES
El presente proyecto está orientado a la evaluación de las perdidas por
evaporación en el tanque № 2931(propiedad de Y.P.F.B. Logística), de
almacenamiento de gasolina especial, para minimizar dichas perdidas en el
tanque, que se encuentran en la refinería Gualberto Villarroel, en el departamento
de Cochabamba.
1.6.1 Alcance geográfico
El presente trabajo se realizará con muestreo y datos del tanque № 2931, ubicado
en la refinería Gualberto Villarroel, provincia Cercado del Departamento de
Cochabamba.
La Refinería Gualberto Villarroel está ubicada en la Av. Petrolera (Camino antiguo
a Santa Cruz) Km. 6.
ILUSTRACIÓN 1. Refinería Gualberto Villarroel.
FUENTE: Elaboración propia.
26
TABLA 1. Coordenada geográficaCoordenadas
Latitud 17°27'5.35"SLongitud 66° 7'22.09" OFUENTE: Elaboración propia.
1.6.2 Alcance temporal
El proyecto de estudio de minimización de compuestos orgánicos volátiles para
gasolina especial en el tanque-2931 mediante la aplicación de techo interno
flotante, durara hasta su conclusión alrededor de 4 meses, se pretende dar
solución y finalizar este proyecto en junio del 2012.
Los estudios generales sobre tanques y revisión de normas para construcción de
tanques e implementación de estos, se realizaran el primer mes, la recolección de
datos, se realizaran el segundo mes, el tercer mes se realizaran los estudios de
perdida de hidrocarburos por evaporación, y el cuarto mes se realizaran los
estudios para la aplicación del techo interno flotante.
1.7 TIPO Y METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN.
1.7.1 Tipo de investigación
El proyecto de grado a realizar será de diseño no experimental, porque es un
proyecto que ya se investigó en el pasado.
El estudio a su vez será de tipo Transversal, porque solo se recolectaran los
datos de la refinería en tiempos determinados para el muestreo.
27
1.7.2 Método de investigación
Se utilizará el método de análisis, ya que el tema de objeto de estudio será
descompuesto en sus diferentes ramas, para realizar una mejor revisión de toda la
información existente.
1.7.3 Fuentes de Información
Se recurrirá a técnicas de investigación como la revisión bibliográfica, manuales
relacionado con el tema, instituciones petroleras, proyectos de grado pasados
relacionados con el tema de investigación, fuentes de informáticos, etc.
1.7.4 Técnica para la Recolección y Tratamiento de Información
La técnica a utilizar será la recopilación de documentos y si la recopilación de
documentos no es suficiente se hará entrevistas a personas especializadas sobre
el tema para mejorar la investigación.
Por medio de consultas a libros, paper, y otras fuentes, se diseñaran una base de
datos, referentes al tema de investigación requerida.
El tratamiento de información se iniciará con la verificación de la información de
los tanques a estudiar, con el fin de ser objetivos con la información que se
obtendrá.
28
2CAPITULO II MARCO TEORICO
2.1 GASOLINAS
La gasolina se clasifican por los índices de octano (convencional, oxigenada y
reformulada) en tres grados: grado intermedio Regular y Premium.
Gasolina regular: La gasolina tiene un índice antidetonante, es decir, índice de
octano Puntuación, mayor que o igual a 85 y menor que 88.
Gasolina de grado intermedio: La gasolina tiene octanaje, mayor o igual a 88 y
menor o igual a 90.
La gasolina Premium: Gasolina con octanaje mayor que 90.
Gasolinas Premium y regular del motor de grado se utilizan en función de la
octanaje. Además, la gasolina de aviación, que es una mezcla compleja de
hidrocarburos relativamente volátiles, se mezcla con aditivos adecuados para
formar combustible para motores de aviación.4
2.2 CARACTERISTICAS DE LA GASOLINA ESPECIAL
Según la gaceta oficial de Bolivia, publicada el 10 de agosto del 2001
“Reglamento de calidad de carburantes y lubricantes”. Decreto supremo No.
26276, se obtiene las tablas de especificaciones para la gasolina especial. (Ver
Anexo 1 y 2)
Según los datos de laboratorio, publicada el 16 de junio del 2012 “Certificado de
verificación” de Y.P.F.B. Logística S.A. (Ver Anexo 3) y 14 de junio del 2012
4 GPSA.:” Engineering data book”,11Th Edición, Versión 2000, Volumen I ,Product specifications. pp 1-3.
29
“Certificado de calidad” Y.P.F.B. Refinación S.A. de la refinería Gualberto Villarroel
para gasolina especial. (Ver Anexo 4)
Según la hoja de seguridad para gasolina especial, publicada el 30 de enero del
2012” Y.P.F.B. Refinación S.A de la refinería Gualberto Villarroel. (Ver Anexo 5)
2.3 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBURO
Los tanques son recipientes generalmente metálicos capaces de almacenar
fluidos eficientemente, dependiendo del diseño y la construcción de estos, de las
características físicas y químicas de los hidrocarburos por almacenar. 5
En la industria petrolera, petroquímica y otras industrias son utilizados distintos
tipos de recipientes para almacenar una gran variedad de productos como son:
crudo y sus derivados, butano, propano, glp, solventes, agua, etc.
Los tanques de almacenamiento forman parte de distintas operaciones en la
industria, tales como:
Producción.
Tratamiento.
Transporte.
Refinación.
Distribución.
Inventarios / Reservas.
Servicios.6
5http://es.scribd.com/doc/19414750/Tanques-de-Almacenamiento-de-Hidrocarburos6 Juan Carlos Pilacuán Jaramillo.:“Análisis De Pérdidas Por Evaporación En El Tanque De Techo Fijo De Almacenamiento De Gasolina Súper Tb-1012 Del Terminal De Productos Limpios El Beaterio (Petrocomercial)”.Trabajo Especial de Grado. Presentado ante la Universidad Tecnológica Equinoccial para optar por el titulo de Ingeniero Petrolero,.Quito,2009; pp. 8.
30
2.3.1 Tipos de tanques de almacenamiento
La Norma API 650 Welded Tanks for oil storage (Tanques Soldados para
Almacenaje de Petróleo), establece los requerimientos mínimos para el material,
diseño, fabricación, e inspección de tanques destinados al almacenaje de
hidrocarburos a presión atmosférica.
Esta norma categoriza a los tanques en función a su tipo de techo, ya que por lo
general, la envolvente y el piso, a excepción de diferencias menores, son
prácticamente los mismos para los diferentes tipos de tanques.
Los tanques de almacenamiento se usan como depósitos para contener una
reserva suficiente de algún producto para su uso posterior y/o comercialización.
Los tipos de tanques que se utilizan para el almacenaje de combustibles derivados
del petróleo son:
Techo fijo.
Techo externo flotante.
Techo fijo con techo flotante interno.7
2.3.2 Tanques de almacenamiento según su presión de diseño
Atmosféricos y baja presión: p <= 2,5 psig.
o Techo fijo.
o Techo flotante.
o Tope abierto.
Media presión: 2,5 < p < o = 15 psig.
o Refrigerados.
o No refrigerados.
Presurizados: p > 15 psig.
7 http://www.inglesa.com.mx/books/DYCTA.pdf;pp. 8.
31
o Cilindros.
o Esferas.
Para tanques de almacenamiento a presiones atmosféricas o bajas presiones y de
tamaños relativamente grandes se utilizan las reglas de construcción y diseño de
uno de los siguientes códigos.
NORMA API
API 650: es la norma que fija la construcción de tanques soldados para el
almacenamiento de petróleo. La presión interna a la que pueden llegar a estar
sometidos es de 15 psig, y una temperatura máxima de 90 °C. Con estas
características, son aptos para almacenar a la mayoría de los productos
producidos en una refinería. Hay otras además de esta (API 620, API 12B, etc.)8
STD 620. Diseño y construcción de tanques grandes de baja presión.
STD 650. Diseño y construcción de tanques de almacenamiento
atmosféricos.
RP 651. Protección Catódica. RP 652. Recubrimientos de los fondos de
tanques.
En general estos códigos son revisados y modificados, reafirmados o eliminados
al menos cada 5 años.9
2.3.3 Tipos de techos para tanques de almacenamiento de hidrocarburos
De acuerdo al estándar A.P.I. 650, clasificaremos los tanques de acuerdo al tipo
de techo, lo que nos proporcionará el servicio recomendable para éstos.
8 Facultad de Ingeniería UBA.: “Técnicas Energéticas -67.56”. Tanques de almacenamiento de hidrocarburos; pp. 5.9Juan Carlos Pilacuán Jaramillo.:“Análisis De Pérdidas Por Evaporación En El Tanque De Techo Fijo De Almacenamiento De Gasolina Súper Tb-1012 Del Terminal De Productos Limpios El Beaterio (Petrocomercial)”.Trabajo Especial de Grado. Presentado ante la Universidad Tecnológica Equinoccial para optar por el título de Ingeniero Petrolero, Quito, 2009; pp. 9.
32
2.3.3.1 Techo Fijo
La aplicación de este tipo de tanques es recomendada para el almacenaje de
hidrocarburos con una gravedad específica mayor a 0,8 y que no sean 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.
Los techos fijos, según la norma API 650, los clasifican en:
a) Techos cónicos es un techo que tiene una forma aproximada de un cono
que esta soportada principalmente por correas, vigas y columnas o por
vigas y cerchas con o sin columnas.
b) Techos cónicos auto soportados es un techo que tiene una forma similar
a la de cono y que es soportado solamente en su periferie.
c) Techo domo auto soportado es un techo que tiene una forma que se
aproxima a una superficie esférica y que es soportado solamente en su
periferie.
d) Techo paraguas auto soportado es un techo domo modificado, formado
de tal manera que cualquier sección horizontal es un polígono reguilar
con igual número de lados como planchas y que es soportado
solamente en su periferie.
33
FIGURA 2. Tanque de techo fijo
FUENTE: Mantenimiento de Terminales y Depósitos PETROCOMERCIAL
2.3.3.2 Techo Externo Flotante
Los tanques de techo flotante externo poseen un techo móvil, que flota encima del
producto almacenado. La aplicación de este tipo de tanques es recomendable
para almacenar productos con alto contenido de volátiles como son: alcohol,
gasolinas y combustibles en general.
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.
Se recomienda su aplicación externa en zonas que no estén muy expuestas a la
lluvia y nieve ya que el peso de las mismas podría impedir una correcta flotación
del techo.
34
Los techos flotantes están diseñados para moverse verticalmente dentro del
armazón o envolvente del tanque para proporcionar un mínimo espacio de vacío
entre la superficie del producto almacenado y el techo, para proporcionar un sello
constante entre la periferia del tanque y el techo flotante.
El tanque de techo flotante consiste de la envolvente, cubierta flotante, un sistema
de aro y un sistema de drenaje. La cubierta flotante generalmente son de acero
soldado de dos tipos: pontón o de doble plataforma.
FIGURA 3. Tanque Techo Flotante
FUENTE: Mantenimiento de Terminales y Depósitos PETROCOMERCIAL.
a) Techo flotante tipo pontón con plataforma simple
Estos tanques tienen un pontón anular alrededor del borde y una plataforma de
espesor simple en el centro. La superficie superior del pontón tiene inclinación
hacia el centro, para facilitar del drenaje del agua de lluvia, mientras que la
superficie inferior tiene un ascenso hacia el centro, para permitir la acumulación de
los vapores.
Además de la flotabilidad, los pontones hacen un aislamiento que evita la acción
directa de los rayos solares sobre la superficie del líquido en el espacio anular. La
35
plataforma de espesor simple, deja un espacio libre con la superficie del líquido
para acumular los vapores que se forman.
Estos tipos de tanques son apropiados para almacenar hidrocarburos con presión
de vapor hasta de 12 psi durante temporadas de verano; durante el invierno,
pueden manejar hidrocarburos con presión de vapor aún más altos.
b) Techo flotante tipo pontón de doble plataforma
Estos tipos de tanques tienen dos plataformas completas que flotan sobre la
superficie del líquido. Aunque estos diseños de tanques fueron los primeros en
construirse se empezaron a construir tanques de alta capacidad.
La plataforma superior presenta una inclinación hacia el centro del tanque con el
fin de permitir el drenaje de las aguas de lluvias hacia el sistema primario y al de
emergencia que dispone el tanque.
Este tipo de tanques, es el más eficiente de los diferentes tipos de techo flotante
que existen en el mercado, debido esencialmente a que entre ambas plataformas
existe un espacio lleno de aire que produce una aislamiento efectivo entre la
superficie total del líquido y el techo , lo que permite almacenar líquidos de alta
volatilidad.
2.3.3.2.1 Sellos
La estructura de las paredes de los tanques durante las operaciones de llenado y
bombeo del producto, sufre normalmente variaciones que en algunos casos llega
a aumentar a disminuir el diámetro en la parte superior debido al asentamiento del
tanque , deformaciones de la envolvente, tensiones surgidas en las tuberías, etc.
El espacio periférico que existe entre el anillo del techo flotante y la pared del
tanque, debe estar herméticamente cerrado por un sello.
36
Los sellos tipo anillos metálicos, son los de mayor uso a nivel mundial en los
tanques de techo flotante. Estos sellos están formados por un anillo de acero
galvanizado, cuya parte inferior permanece sumergido por debajo del nivel de
líquido. Una continua cubierta de goma sintética a prueba de intemperie, se utiliza
para cerrar el espacio entre el anillo de la sección sellante y el anillo del techo
flotante, el borde inferior de esta goma esta empernado al borde del techo flotante.
El borde superior de la goma está fijado al tope del anillo metálico del sello.
FIGURA 4. Diagrama esquemático de la función del sello
FUENTE: Tipos de tanques de almacenamiento; www.petroblogger.com
2.3.3.2.2 Drenaje
Drenaje del techo flotante exterior, debido a que es un techo que se encuentra a
cielo abierto, debe poder drenar agua de lluvia que caiga sobre él.
37
Para esto se diseña con un punto bajo y una válvula anti retorno y una cañería que
pasa por el interior del tanque y en contacto con el producto almacenado hasta
que sale por un punto bajo de la envolvente. El sistema de drenaje de aguas de
lluvias que poseen estos tanques, permiten manejar hasta 254 mm de lluvia en 24
horas.
FIGURA 5. Accesorios de Tanque Techo Flotante
FUENTE: Norma API-MPMS 19.2 – Evaporative Loss Measurement.
2.3.3.3 Techo Fijo con Techo Flotante Interno
Este tipo de tanque cuenta con un techo fijo externo, el cual puede ser de acero al
carbono, tipo cónico o un domo geodésico de aluminio, y una membrana o techo
flotante interno. La función principal del techo fijo externo es el de proteger el
techo interno flotante de la lluvia, nieve y viento.
La aplicación de este tipo de tanques es recomendada para almacenar productos
con alto contenido de volátiles como ser : alcohol, gasolinas y combustibles en
general, ya que 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 y reducir la velocidad de transferencia de 38
calor del producto almacenado durante los periodos de alta temperatura ambiente,
evitando la vaporización del producto.
Los techos internos flotantes pueden ser de acero, fibra de vidrio o aluminio,
aunque estas últimas, por ser más resistentes y duraderas, además de su bajo
costo, se están imponiendo como la mejor alternativa en la industria petrolera.
Durante la operación normal del tanque, la membrana interna flotante sube y baja
automáticamente en función al nivel del producto en el tanque. Sin embargo, hay
situaciones operativas de mantenimiento que obligan a tener que vaciar el tanque
y se debe contar con un mecanismo que sostenga la membrana interna sin
dañarla. Se han desarrollado dos métodos para la suportación de la membrana: el
método convencional en el que la membrana se apoya sobre soportes verticales
que están sujetos a la parte superior e inferior de la membrana flotante y el
método en el que se suspende la membrana del techo fijo mediante cables de
acero o cuerdas.
Cuando la membrana es suspendida mediante cadenas, la longitud total de las
cadenas se determina en función al nivel máximo y mínimo de operación del
tanque y cada cadena tiene dos posiciones: la posición normal de operación que
suspende la membrana hasta el nivel mínimo de operación del tanque, y la
posición para mantenimiento la cual mantiene la membrana suspendida a 1,8 o 2
mts. de altura del piso para permitir el ingreso del personal.
En cambio de la posición normal a la posición de mantenimiento se realiza cuando
el tanque tiene un nivel de producto mínimo de dos metros de tal forma, que las
cadenas no se encuentren tensionadas para fácilmente cambiar el pasador de
posición.
39
FIGURA 6. Tanque Techo Flotante Interno
FUENTE: Norma API-MPMS 19.2 – Evaporative Loss Measurement
2.3.3.4 Los Tanques sin Techo
Se usan para almacenar productos en los cuales no es importante que éste se
contamine o que se evapore a la atmósfera como el caso del agua cruda, residual,
contra incendios, etc. El diseño de este tipo de tanques requiere de un cálculo
especial del anillo de coronamiento10.
2.3.4 Tipos de Membrana para tanques
a) Membrana interna flotante tipo panal de abeja (perforadas o no
perforadas).- Membranas internas flotantes tipo emparedado (sándwich),
los módulos tipo panel incluyen un núcleo panal de abeja, sin embargo, las
celdas del núcleo de panal internas en el módulo del panel no son
consideradas como compartimiento para fines de inspección o
requerimientos de diseño de flotación. Estas membranas están en completo
contacto con la superficie líquida y son construidas de aleaciones de
aluminio.10 http://www.inglesa.com.mx/books/DYCTA.pdf;pp. 11.
40
b) Membrana interna flotante tipo pontón de acero al carbón.- Membranas
internas flotantes metálicas de pontón tienen compartimientos
periféricos techo cerrado para flotación. Estas membranas están en
completo contacto con la superficie líquida y son típicamente construidas de
acero al carbón.
c) Membrana interna flotante tipo pontón de aluminio.- Membranas
internas flotantes metálicas en flotación tienen su cubierta arriba del líquido
por compartimientos de pontón cerrado para flotación. Estas membranas de
cubiertas no están en completo contacto con la superficie líquida y son
típicamente construidas de aluminio.
2.3.5 Tanques de techo fijo
Los tanques de techo fijo son recipientes que tienen un cuerpo cilíndrico vertical y
un techo fijo. Además del cuerpo y del techo, los componentes básicos y
características de construcción incluyen:
a) Accesorios que atraviesan el techo fijo y servir a las funciones
operacionales.
b) Aislamiento del cuerpo y el techo en los tanques que almacenan productos
a granel en condiciones de calentamiento.
c) Superficie del cuerpo y el techo, tipo y condición.11
2.3.5.1 Accesorios del techo.
Varios accesorios atraviesan el techo del tanque para permitir su función
operacional y son fuentes de la pérdida por evaporación. Otros accesorios que se 11Juan Carlos Pilacuán Jaramillo.:“Análisis De Pérdidas Por Evaporación En El Tanque De Techo Fijo De Almacenamiento De Gasolina Súper Tb-1012 Del Terminal De Productos Limpios El Beaterio (Petrocomercial)”.Trabajo Especial de Grado. Presentado ante la Universidad Tecnológica Equinoccial para optar por el título de Ingeniero Petrolero, Quito, 2009; pp. 11.
41
utilizan pero que no atraviesan el techo o el cuerpo no son fuentes potenciales de
perdida por evaporación.
Accesorios del techo pueden ser una fuente de pérdida por evaporación cuando
no están selladas.
La pérdida por evaporación de accesorios del techo correctamente sellados es
insignificante en comparación a la pérdida permanente y la pérdida por trabajo.12
2.3.5.1.1 Presión de vacío de venteo.
Están instalados en el techo del tanque para proporcionar suficiente capacidad de
ventilación para proteger el tanque de los efectos nocivos de la sobrepresión o
sobre vacío.
FIGURA 7. Partes de tanque atmosférico de techo fijo.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss MeasurementLa presión de vacío del respiradero sobre la presión atmosférica en tanques de
techo fijo son usualmente ajustados a 0,75 pulgadas de columna de agua, o
aproximadamente 0,5 onzas por pulgada cuadrada. La presión normal requerida
de capacidad de venteo o la capacidad de aireación de vacío debe acomodarse el
12 Juan Carlos Pilacuán Jaramillo.:“Análisis De Pérdidas Por Evaporación En El Tanque De Techo Fijo De Almacenamiento De Gasolina Súper Tb-1012 Del Terminal De Productos Limpios El Beaterio (Petrocomercial)”.Trabajo Especial de Grado. Presentado ante la Universidad Tecnológica Equinoccial para optar por el titulo de Ingeniero Petrolero, Quito, 2009; pp. 36.
42
respiradero y circulación de productos hasta el máximo de seguridad en el trabajo
de presión o vacío del tanque.13
2.3.5.1.2 Escotilla de medición / hueco para muestra.
Consiste de un tubo que atraviesa el techo del tanque y está equipada con cierre
automático; un empaque puede ser usado para reducir aún más las pérdidas por
evaporación; facilita el acceso para medir manualmente el nivel de existencias en
el tanque y tomar del contenido del tanque; está montado en la parte superior del
tanque.
Alguna pérdida de vapor puede ocurrir durante la medición manual y las
operaciones de muestreo del líquido almacenado, durante el tiempo en la cual la
escotilla de medición /hueco de muestreo está abierta. Esta pérdida puede
minimizarse mediante la reducción del periodo de tiempo en que la cubierta se
deja abierta.14
FIGURA 8. Escotilla de medición o Hueco de aforo
13Juan Carlos Pilacuán Jaramillo.:“Análisis De Pérdidas Por Evaporación En El Tanque De Techo Fijo De Almacenamiento De Gasolina Súper Tb-1012 Del Terminal De Productos Limpios El Beaterio (Petrocomercial)”.Trabajo Especial de Grado. Presentado ante la Universidad Tecnológica Equinoccial para optar por el título de Ingeniero Petrolero, Quito, 2009; pp. 37.14Juan Carlos Pilacuán Jaramillo.:“Análisis De Pérdidas Por Evaporación En El Tanque De Techo Fijo De Almacenamiento De Gasolina Súper Tb-1012 Del Terminal De Productos Limpios El Beaterio (Petrocomercial)”.Trabajo Especial de Grado. Presentado ante la Universidad Tecnológica Equinoccial para optar por el titulo de Ingeniero Petrolero, Quito, 2009; pp. 37.
43
FUENTE: Mantenimiento de Terminales y Depósitos YPFB
2.3.5.1.3 Tubo de aforo.
Tubo perforado que se extiende desde el fondo del tanque, hasta la boca de aforo.
El borde superior deberá ser el nivel para tomar las medidas y se convierte en el
punto de referencia del tanque.
2.3.5.1.4 Plataforma de aforo.
Es una estructura instalada en la parte superior del tanque desde donde se
efectúan los aforos oficiales en forma segura.
2.3.5.1.5 Radar.
Equipo de medición de nivel continúo y alarmas, de bajo y alto nivel, a través de
una antena “radar” instalada dentro de un tubo “tranquilizador”.
44
Sirve para la medición de temperatura, se utilizan tubos con varios sensores
ubicados en distintas alturas, para medirla a distintos niveles de líquido. La
precisión de este quipo es de 0,05 °C. El equipo de un radar consiste en
transmisor, antena, receptor e indicador.
2.3.5.1.6 Manholes del techo.
Los manholes del techo son usados para facilitar el acceso al interior del tanque
con fines de mantenimiento; Los manholes del techo normalmente constan de una
apertura circular en el techo del tanque con un cuello periférico vertical sujeto al
techo y una cubierta extraíble. La apertura es de tamaño para el paso de personal
y materiales a través del techo del tanque.
FIGURA 9. Entrada de Hombre (Manhol)
FUENTE: Mantenimiento de Terminales y Depósitos PETROCOMERCIAL
2.3.5.2 Aislamiento.
El aislamiento puede ser utilizado en el cuerpo del tanque y el techo para reducir
la entrada de calor o la pérdida de calor. Algunas existencias de líquidos deben
ser almacenado en condición de calentamiento para permitir la manipulación
adecuada. Tanques para servicio de calentamiento puede requerir aislamiento en
los cuerpos y los techos, dependiendo de las condiciones climáticas locales,
propiedades de almacenaje y la temperatura de almacenamiento necesaria.
45
Varios tipos de sistemas de aislamiento se han utilizado, incluyendo:
a) Aislante de panel rígido prefabricado.
b) Manta de fibra aislante prefabricada.
c) Aislamiento de espuma de poliuretano.
El aislamiento en el cuerpo del tanque o techo puede reducir la pérdida
permanente por almacenamiento al reducir el calor ambiental o reducir el espacio
de vapor del tanque. El procedimiento de la pérdida permanente de
almacenamiento se describe en esta publicación, no incluye factores para el uso
de aislamiento y, por tanto, predice más de la estimación de pérdida de
aislamiento en tanques de techo fijo.15
2.3.5.3 Superficie exterior del tanque.
La pintura del tanque y del techo es importante en la reducción de las pérdidas por
evaporación y para preservación del tanque. El uso de una superficie muy
reflectante, como la pintura blanca, resultara en temperaturas de los metales del
tanque y una menor entrada de calor al espacio de vapor en el tanque, reduciendo
así la pérdida por respiración. Es importante establecer la inspección de la pintura
del tanque y programar el mantenimiento para preservar la pintura de reflexión y
eliminar la corrosión del exterior del tanque. El techo de aluminio tipo domo sin
pintar también proporciona una superficie muy reflectante, evitando al mismo
tiempo el mantenimiento concerniente a la pintura.16
2.3.5.4 Sistema de drenaje de aguas lluvia.
Conjunto de equipos que posibilita un correcto manejo de agua lluvia, que puedan
depositarse sobre el techo, considerando para tal propósito, procesos de
captación, conducción, y evacuación de los mismos.
15Juan Carlos Pilacuán Jaramillo.:“Análisis De Pérdidas Por Evaporación En El Tanque De Techo Fijo De Almacenamiento De Gasolina Súper Tb-1012 Del Terminal De Productos Limpios El Beaterio (Petrocomercial)”.Trabajo Especial de Grado.
Presentado ante la Universidad Tecnológica Equinoccial para optar por el título de Ingeniero Petrolero, Quito, 2009; pp. 39. 16Ibíd., pp. 40.
46
El sistema sólo puede ser sustituido cuando el tanque está fuera de servicio,
entonces las consecuencias de un sistema de drenaje que funcione
incorrectamente pueden ser significativas y costosas.
El drenaje de agua causada por la lluvia en un techo flotante es uno de los
aspectos más importantes a tener en cuenta para el mantenimiento a largo plazo.
2.3.5.4.1 Válvula de Drenaje.
Válvula mediante la cual se realizan las operaciones de drenaje del tanque.
2.3.5.4.2 Colectores.
Colectores de agua lluvia que se encuentra sobre la superficie del techo. Estas
permiten retener basura, evitando obstrucciones en la válvula de control y en
consecuencia en el sistema.
2.3.5.5 Sistema de drenaje de agua de formación.
Permite la evacuación de agua depositada en el fondo del tanque. La línea de
drenaje está situada muy cerca del fondo del tanque. Algunas de estas líneas se
prolongan hasta el centro del fondo de los tanques (debido a que algunos tanques
tienen cierta inclinación hacia el centro), para eliminar, de esta manera, los
sedimentos y el agua casi por completo.
Este sistema se encuentra conformado por las siguientes partes: válvula de
control, actuador, cubeto y tubería.
47
2.3.5.6 Válvulas.
2.3.5.6.1 Válvula Principal.
Válvula mediante la cual se llevan a cabo las operaciones de llenado y vaciado de
los tanques.
2.3.5.6.2 Válvulas de Drenaje.
Válvulas mediante las cuales se realizan las operaciones de drenaje de agua de
formación.
2.3.5.7 Accesos de inspección y limpieza.
2.3.5.7.1 Escalera rodante.
Es la escalera que conecta la plataforma de aforo del tanque con el techo flotante.
Permite el acceso al techo del tanque para la toma de muestras de petróleo crudo,
inspección o mantenimiento de la superficie del techo; así como para la limpieza
de los recolectores del sistema de drenaje de aguas lluvia.
2.3.5.7.2 Gato (Externa).
Permiten el acceso a la parte superior del tanque para toma de medidas de nivel,
temperatura y presión del petróleo almacenado; mantenimiento y/o inspección del
radar.17
17 Juan Carlos Cepeda Betún y Alfonso Abraham Morillo Enríquez.:“ Desarrollo de un plan de mantenimiento paratanques de almacenamiento de petróleo de Petroecuador en el terminal marítimo de balao”.Trabajo Especial de Grado. Presentado ante la Escuela Politécnica Nacional para optar por el título de Ingeniero Mecánico, Quito, 2010; pp. 40-50.
48
2.4 CARACTERISTICAS DE LOS TANQUES DE
ALMACENAMIENTO
2.4.1 Materiales
2.4.1.1 Estándar A.S.T.M. (American Society For Testing And Materials).
A-36.- ACERO ESTRUCTURAL.
Sólo para espesores iguales o menores de 38 mm. (1 ½ pulg.). Este material
es aceptable y usado en los perfiles, ya sean comerciales o ensamblados de
los elementos estructurales del tanque.
A-131.- ACERO ESTRUCTURAL.
GRADO A para espesor menor o igual a 12,7 mm (1/2 pulg.)
GRADO B para espesor menor o igual a 25,4 mm. (1 pulg.)
GRADO C para espesores iguales o menores a 38 mm. (1-1/2 pulg.)
GRADO EH36 para espesores iguales o menores a 44,5 mm. (1-3/4
pulg.)
A-283.- PLACAS DE ACERO AL CARBÓN CON MEDIO Y BAJO
ESFUERZO A LA TENSIÓN.
GRADO C Para espesores iguales o menores a 25 mm. (1 pulg.).
Este material es el más socorrido, porque se puede emplear tanto para perfiles
estructurales como para la pared, techo, fondo y accesorios del tanque.
A-285.- PLACA DE ACERO AL CARBÓN CON MEDIO Y BAJO
ESFUERZO A LA TENSIÓN.
49
GRADO C Para espesores iguales o menores de 25,4 mm. (1 pulg.). Es el
material recomendable para la construcción del tanque (cuerpo, fondo, techo y
accesorios principales), el cual no es recomendable para elementos
estructurales debido a que tiene un costo relativamente alto comparado con los
anteriores.
A-516.- PLACA DE ACERO AL CARBÓN PARA TEMPERATURAS DE
SERVICIO MODERADO.
GRADOS 55, 60, 65 y 70. Para espesores iguales o menores a 38mm. (1-1/2
pulg.). Este material es de alta calidad y, consecuentemente, de un costo
elevado, por lo que se recomienda su uso en casos en que se requiera de un
esfuerzo a la tensión alta, que justifique el costo.
A-53.- GRADOS A Y B. PARA TUBERÍA EN GENERAL.18
A-106.-GRADOS A Y B. TUBOS DE ACERO AL CARBÓN SIN COSTURA
PARA SERVICIOS DE ALTA TEMPERATURA. DISENO Y CALCULO DE
TANQUES DE ALMACENAMIENTO (API 650)
A-105.- FORJA DE ACERO AL CARBÓN PARA ACCESORIOS DE
ACOPLAMIENTO DE TUBERÍAS.
A-181.- FORJA DE ACERO AL CARBÓN PARA USOS EN GENERAL.
A-193.- GRADO B7. MATERIAL PARA TORNILLOS SOMETIDOS A ALTA
TEMPERATURA Y DE ALTA RESISTENCIA, MENORES A 64MM. (2-1/2
(PULG.), DE DIÁMETRO.
A-194.- GRADO 2H. MATERIAL PARA TUERCAS A ALTA
TEMPERATURA Y DE ALTA RESISTENCIA.
18 API norma 650.:”Tanques de acero soldados para el almacenamiento de petróleo”,10Ma edición, Noviembre de 1998;pp. 22-23.
50
A-307.- GRADO B. MATERIAL DE TORNILLOS Y TUERCAS PARA USOS
GENERALES.19
2.4.1.2 Especificaciones C.S.A.
Planchas equipadas pasa CSA G40,21-M en grados 260W, 300W y 350W, son
aceptables dentro de las limitaciones declaradas abajo.(Si se requieren pruebas
de impacto, grado 260W,300W y 350W, se designan como grados 260 WT,300
WT,350 WT, respectivamente) los grados equivalentes de unidad imperial CSA de
especificación G40,21 también son aceptables.
a) Los grados W pueden ser Semi anulados o totalmente anulados.
b) Aceros totalmente muertos para hacer la práctica de grano fino deben ser
especificados cuando se requieran.
c) Las planchas deberán tener esfuerzos de tensión, los cuales no deben ser
mayores que 140 Mpa (20 Ksi), sobre lo mínimo especificado por el grado.
d) Grados 260W y 300W son aceptables para un máximo espesor de plancha
de 25 mm (1 pulg.) si está completamente muerto y para un máximo
espesor de 40 mm (1,5 pulg.) si está totalmente muerto y se hace la
práctica de grano fino.
e) Grado 350W es aceptable para planchas con un máximo espesor de 45 mm
(1,75 pulg.), [incluye plancha con un máximo espesor de 50 mm (2 pulg.)] si
son de acero muerto y realizan practica de grano fino. 20
TABLA 2. Máximo contenido permisible de aleación.
19Guillermo Gustavo Carreño Vazquez y Jose Fernando Hernandez Luna.:“Diseño Y Calculo De Un Tanque De Almacenamiento Para Nafta Con Diámetro De 70ft X 30ft De Altura. Bajo La Norma Api 650”.Trabajo Especial de Grado. Presentado ante el Instituto Politécnico Nacional, Escuela Superior De Ingeniería Mecánica Y Eléctrica Unidad Azcapotzalco para optar por el titulo de Ingeniero Mecánico, México. D.F., 2008; pp.12- 13.20 API norma 650.:”Tanques de acero soldados para el almacenamiento de petróleo”,10Ma edición, Noviembre de 1998;pp. 24-25
51
AleaciónAnálisis de calor
(porcentaje)Notas
Columbium 0,05 1;2;3Vanadio 0,10 1;2;4Columbium (<0,05%) más vanadio
0,10 1;2;3
Nitrógeno 0,015 1;2;4
Cobre 0,35 1;2
Níquel 0,50 1;2
Cromo 0,25 1;2
Molibdeno 0,08 1;2
FUENTE: Norma API 650.
2.4.1.3 Especificaciones de ISO
Planchas ajustadas a ISO 630 en grados E275 y E355 son aceptables dentro de
las limitaciones siguientes:
a) La calidad E275 en las calidades C y D para el plato a un máximo el
espesor de 40 mm (1,5 pulg.) y con un manganeso máximo satisfecho de
1,5%(el calor).
b) Grado E355 en grados C y D, para planchas con un espesor máximo de 45
mm (1,75 pulg) [incluye planchas con espesor máximo de 50 mm (2
pulg.)].21
2.4.1.4 Códigos aplicables.
En los Estados Unidos de Norteamérica y en muchos otros países del mundo,
incluyendo el nuestro, el diseño y cálculo de tanques de almacenamiento, se basa
en la publicación que realiza el "Instituto Americano del Petróleo", al que esta
institución designa como "STANDAR A.P.I. 650", para tanques de almacenamiento
a presión atmosférica y "STANDAR A.P.I. 620", para tanques de almacenamiento
21 API norma 650.:”Tanques de acero soldados para el almacenamiento de petróleo”,10Ma edición, Noviembre de 1998; pp. 24.
52
sometidos a presiones internas cercanas a 1 Kg / cm 2 (14 lb / pulg 2). El estándar
A.P.I. 650 sólo cubre aquellos tanques en los cuales se almacenan fluidos líquidos
y están construidos de acero con el fondo uniformemente soportado por una cama
de arena, grava, concreto, asfalto, etc., diseñados para soportar una presión de
operación atmosférica o presiones internas que no excedan el peso del techo por
unidad de área y una temperatura de operación no mayor de 93 °C (200 °F), y que
no se usen para servicios de refrigeración. Este estándar cubre el diseño y cálculo
de los elementos las constitutivos del tanque. En lista de los materiales de
fabricación, se sugieren secuencias en la erección del tanque, recomendación de
procedimientos de soldaduras, pruebas e inspecciones, así como lineamientos
para su operación.
TABLA 3. Requerimientos de diversos estándares para tanques de fondo plano
A.P.I. 650 A.P.I. 620 A.N.S.I
AWWABásico
Apéndice A
Apéndice F
BásicoApéndice
RApéndice
QB96.1
Presión Interna Máxima
Atm. Atm.0,17
Kg/cm21 Kg/cm2 1 Kg/cm2 1 Kg/cm2 Atm. Atm.
Temperatura Mínima
NS(-) 28,8
°CNS
(-) 45,5 °C
(-) 54,4 °C
(-) 167 °C (-) 28,8 °C (-) 48,3 °C
Temperatura Máxima
93,3 °C 93,3 °C 93,3 °C 93,3 °C (-)40 °C 93,3 °C 204 °C RT
Espesor Máximo del
cuerpo44,4 cm 12,7 cm 44,4 mm. NS NS NS NS 50,8 mm.
Espesor Mínimo del
cuerpo
D < 15.2 m. 4,76 mm. 4,76 mm. 4,76.mm
15.2 m.< D > 36.5 m.
6,35 mm. 6,35 mm. 6,36 mm.
36.5 m < D > 60.9 m.
7,93 mm. 7,93 mm. 7,93 mm.
D > 60.9 m. 9,52 mm. 9,52 mm. 9,52 mm.
Espesor Mínimo del
Techo4,76 mm. NS 4,76 mm. 4,76 mm.
Espesor Máximo del
Techo6,35 mm. + CA NS 6,35 mm. NS
Angulo Mínimo de
Coronamiento
D < 10.6 M. 50,8 mm. X 50,8 mm. X 4,76 mm. NS 63,5 mm. x 63,5 mm. x 6,35 mm. NS
53
A.P.I. 650 A.P.I. 620 A.N.S.I
AWWABásico
Apéndice A
Apéndice F
BásicoApéndice
RApéndice
QB96.1
10.6 m. < D > 18.2 m.
50,8 mm. X 50,8 mm. X 6,35 mm. NS 63,5 mm. x 63,5 mm. x 7,93 mm. NS
D > 18.2 m. 76,2 mm. X 76,2 mm. X 9,52 mm. NS 76,2 mm. x 76,2 mm. x 9,52 mm. NS
FUENTE: Inglesa, Diseño y Cálculo de Tanques de Almacenamiento.
NS = Sin Especificación CA = Corrosión Permisible RT = Temperatura Ambiente
a) La temperatura puede ser elevada hasta 260o C cuando se cumplen ciertas
especificaciones del material y requerimientos de diseño adicionales.
b) Este espesor aplica para tanques con diámetros menores a 6,096 m.
c) Este espesor aplica para tanques con diámetros entre 6,096 m. y 36,57 m.
d) El espesor mínimo de cualquier placa es 4,76 mm. + corrosión.
e) Para espesores mayores de 50,8 mm. se deben cumplir algunos
requerimientos especiales.
f) Para techos cónicos, el espesor de placa puede ser calibre No. 7.
2.4.1.5 Materiales para soldadura.
Para el soldado de materiales con un esfuerzo mínimo a la tensión menor de
5.625 Kg /cm2 (80.000 lb/pulg2), los electrodos de arco manual deben estar
hechos de materiales cuya clasificación sea AWS: E-60XX y E70XX.
Para soldado de materiales con un esfuerzo mínimo a la tensión de 5.625- 5.976
Kg /cm2 (80.000-85.000 lb/pulg2), el material del electrodo de arco manual debe
ser E80XX-CX.
También podrán ser usados otros materiales que sean recomendados por otros
Estándares, Códigos o Normas como: A.S.T.M., A.P.I., C.S.A. (Canadian Standar
for Standardization)22.
22 API norma 650.:”Tanques de acero soldados para el almacenamiento de petróleo”,10Ma edición, Noviembre de 1998;pp. 37.
54
2.4.2 Soldaduras en tanques de almacenamiento.
Las soldaduras típicas entre elementos, se muestran en las figuras siguientes. La
cara ancha de las juntas en “V” y en “U” podrán estar en el exterior o en el interior
del cuerpo del tanque dependiendo de la facilidad que se tenga para realizar el
soldado de la misma.
El tanque deberá ser diseñado de tal forma que todos los cordones de soldadura
sean verticales, horizontales y paralelos, para el cuerpo y fondo, en el caso del
techo, podrán ser radiales y/o circunferenciales.23
FIGURA 10. Soldaduras típicas
FUENTE: Norma API 650.
23API norma 650.:”Tanques de acero soldados para el almacenamiento de petróleo”,10Ma edición, Noviembre de 1998;pp.40-42.
55
FIGURA 11. Tipos de soldaduras en U y V
FUENTE: Norma API 650.
2.4.3 Fondo.
El fondo de los tanques de almacenamiento depende de las siguientes
consideraciones:
Los cimientos usados para soportar el tanque, el método que se utilizará
para desalojar el producto almacenado, el grado de sedimentación de
sólidos en suspensión, la corrosión del fondo y el tamaño del tanque. Lo
que nos conduce al uso de un fondo plano, donde la resistencia permisible
del suelo deberá ser por lo menos de 1.465 Kg/cm2 (3.000 lb/pie2).
Los fondos de tanques de almacenamiento cilíndricos verticales son
generalmente fabricados de placas de acero con un espesor menor al
usado en el cuerpo. Esto es posible para el fondo, porque se encuentra
56
soportado por una base de concreto, arena o asfalto, los cuales soportarán
el peso de la columna del producto; además, la función del fondo es lograr
la hermeticidad para que el producto no se filtre por la base.
Teóricamente, una placa delgada de metal calibre 16 o menor es capaz de
soportar la flexión y la carga de compresión que se genera en la periferia
del fondo por el peso del cuerpo que descansa sobre esta sección, pero
para prevenir deformaciones al soldar, se usarán placas que tengan un
espesor mínimo nominal de 6,3mm. (1/4 pulg.),; 49,8 Kg/m2 (10,2 lb/pie2).
El fondo tendrá que ser de un diámetro mayor que el diámetro exterior del
tanque, por lo menos, 51 mm. (2 pulg.) más en el ancho del filete de
soldadura de la unión entre cuerpo y el fondo. Las placas con las que se
habilite el fondo deberán tener preferentemente un ancho de 1.829 mm. (72
pulg.).
El cuerpo del tanque puede estar soportado directamente por el fondo o por
una placa anular.
Generalmente los fondos se forman con placas traslapadas, esto se hace
con el fin de absorber las deformaciones sufridas por el fondo si las placas
fueran soldadas al tope.
Cuando se requiere el uso de la placa anular, ésta deberá tener un ancho
radial (en cm.) de acuerdo a lo que indique la fórmula siguiente, pero no
menor de 610 mm. (24 pulg.) entre el interior del tanque y cualquier cordón
de soldadura, dejando de proyección exterior 51 mm. (2 pulg.).24
24API norma 650.:”Tanques de acero soldados para el almacenamiento de petróleo”,10Ma edición, Noviembre de 1998;pp.44-50.
57
2.4.4 Techos.
Como se mencionó anteriormente, los tanques de almacenamiento pueden
clasificarse por el tipo de cubierta en:
a) De techos fijos: (De cono, domo y sombrilla) Soportados (mediante
estructura) Auto soportados (para el caso de techos cónicos de tanques de
gran diámetro).
b) De techos flotante.
Los techos son diseñados para soportar una carga viva de por lo menos,
1,76Kg/cm2 ó (25lb /pie2), más la carga muerta ocasionada por el mismo.
Las placas del techo tendrán un espesor mínimo nominal de 4,7 mm. (3/16 pulg.) o
lámina calibre 7.
Todos los miembros estructurales internos y externos de techos soportados
tendrán un espesor mínimo nominal de 4,32 mm. (0,17 pulg.) en cualquier
componente de estos.
2.4.4.1 Techo cónico auto soportado.
Son empleados en tanques relativamente pequeños. Este consiste en un cono
formado de placas soldadas a tope.
Estos techos son diseñados y calculados para tanques que no exceden de un
diámetro de 18.288 mm. (60 pies), pero es recomendable fabricar estos en un
diámetro máximo de 12.192mm (40 pies).
Los techos cónicos auto soportados tendrán como máximo una pendiente de 37°,
y como mínimo 9,5°, con respecto a la horizontal.
58
El espesor estará determinado por la siguiente expresión, pero no deberá ser
menor de 4,76 mm. (3/16 pulg.), y no mayor de 12,7 mm. (1/2 pulg.).
2.4.4.2 Techo tipo domo y sombrilla.
Se caracterizan por ser un casquete esférico el cual está formado por placas
soldadas a traslape o a tope.
Los techos de tipo sombrilla son una variedad del tipo domo el cual solo conserva
el abombado sobre el eje vertical ya que sobre el eje circunferencial tiene
semejanza con el tipo cónico.
2.4.4.3 Techos cónicos soportados.
Se usan generalmente para tanques de gran diámetro, soportadas por una
estructura, compuesta de columnas, trabes y largueros. Las trabes formarán
polígonos regulares múltiplos de cinco y en cada arista de estos se colocará una
columna.
Las juntas de las placas del techo estarán soldadas a traslape por la parte superior
con un filete continuo a lo largo de la unión, la cual tendrá un ancho igual al
espesor de las placas. La soldadura del techo, con el perfil de coronamiento, se
efectuará mediante un filete continuo de 4,76mm. (3/16 pulg.) o menor si la
especifica el usuario.
La pendiente del techo deberá ser de 6,35 en 304,8 mm. (1/4 en 12 pulg.) o mayor
si lo especifica el usuario, pero lo recomendable es una pendiente de 19 en 305
mm. (3/4 en 12 pulg.) , o menor si la especifica el usuario.
Las columnas para soportar la estructura del techo se seleccionan a partir de
perfiles estructurales, o puede usarse tubería de acero.
59
La base de la misma será provista de topes soldados al fondo para prevenir
desplazamientos laterales.
2.4.5 Esfuerzo máximo de tensión.
• Para placas roladas en su sección neta, 1.406 Kg /cm2 (20.000lb/pulg2).
• Para soldadura con penetración completa en áreas de placa delgada, 1.266
Kg /cm2 (18.000 lb/pulg2).
Esfuerzo Máximo de Compresión.
• Para acero rolado, donde se previene la flexión lateral, 1.406 Kg/cm2
(20.000 lb/pulg2).
• Para soldadura con penetración completa en áreas de placa delgada 1.406
Kg /cm2 (20.000 lb/pulg2).
2.4.6 Esfuerzo máximo de corte.
Para soldaduras de filetes, tapones, ranuras, penetración parcial, el esfuerzo
permitido en el área de la garganta será como máximo de 956 Kg /cm2 (13.600
lb/pulg2).
En el área del espesor de alma de vigas y trabes donde el peralte del alma de la
viga no sea mayor de 60 veces el espesor de esta o cuando el alma es
adecuadamente reforzadas, el esfuerzo no debe exceder de 914 Kg/cm2 (13.000
lb/pulg2). 25
25 API norma 650.:”Tanques de acero soldados para el almacenamiento de petróleo”,10Ma edición, Noviembre de 1998;pp.64-100.
60
2.4.7 Diseño de techo flotante.
Los techos flotantes tienen como objeto la finalidad de eliminar la cámara de aire
comprendida entre el espejo de líquido y el techo, con la finalidad de que el fluido
no se evapore, causando riesgos tanto para la seguridad del tanque como para el
medio ambiente, así como un decremento considerable en el volumen
almacenado en el tanque.
Los materiales considerados podrán ser:
Acero al carbón, aluminio conforme a los requerimientos de la sección dos del
ANSI/ASME B96.1, acero inoxidable (ASTM A-240 acero austenítico); el
impermeabilizante y cubierta plástica deben tener un espesor no mayor de 0,100
pulgadas de acuerdo con ASTM E84.
En el caso de que el sello sea una zapata metálica en contacto con el cuerpo del
tanque, tendrá que estar galvanizada si ésta es de acero al carbón con un espesor
mínimo nominal del calibre 16 y G90 de revestimiento.
Todo techo flotante interno estará flotando para soportar por lo menos dos veces
su peso muerto. Los techos sotechados, doble plataforma, y híbridos serán
capaces de flotar si adicionar daños después que cualquiera de dos
compartimientos y la plataforma sean pinchados.
Constan de una membrana solidaria al espejo de producto que evita la formación
del espacio vapor, minimizando pérdidas por evaporación al exterior y reduciendo
el daño medio ambiental y el riesgo de formación de mezclas explosivas en las
cercanías del tanque.
El techo flotante puede ser interno (existe un techo fijo colocado en el tanque) o
externo (se encuentra a cielo abierto).
61
En cualquier caso, entre la membrana y la envolvente del tanque, debe existir un
sello.
Los nuevos 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 auto soportante, es decir, no necesita columnas que lo
sostenga. Esto evita el tener que perforar la membrana.
• Se construye en aluminio, lo cual lo hace más liviano.
• Se construyen en el suelo y se montan armados mediante una grúa,
evitando trabajos riesgosos en altura.
Pontones: son cilindros estancos que flotan sobre el espejo de producto y
sustentan al techo. No deben ser un componente estructural del techo sometido a
esfuerzos, ya que esto produciría su pinchadura y posterior hundimiento.
Membranas: como alternativa a los pontones, se pueden colocar membranas de
contacto total. Estas evitan el espacio vapor que queda entre el líquido y el techo
flotante con pontones. Pueden ser de aluminio o polímeros patentados.
Sellos: se encargan de minimizar las fugas de vapores en la unión entre el techo
flotante y la envolvente del tanque. Hay distintos tipos y para obtener buenos
resultados se coloca un sello primario y uno secundario. El sello primario, que es
indispensable, puede ser del tipo panto gráfico de zapata o de espuma montada
en fase líquida. El sello secundario se monta sobre el primario y puede tener
rodamientos que apoyen contra la pared del tanque.
62
2.5 ÁREAS Y TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS
INFLAMABLES Y COMBUSTIBLES.
2.5.1 Clasificación de líquidos inflamables y líquidos combustibles.
Líquidos inflamables
Clase IA Líquidos con temperatura de inflamación inferior a 22,8 ºC, cuya
temperatura de ebullición sea menor a 37,8 ºC.
Clase IB Líquidos con temperatura de inflamación inferior a 22,8 ºC, pero cuya
temperatura de ebullición sea mayor o igual a 37,8 ºC.
Clase IC Líquidos con temperatura de inflamación entre 22,8 y 37,8 ºC.
Líquidos combustibles:
Clase II Líquidos con temperatura de inflamación igual o mayor a 37,8 ºC, pero
menor a 60 ºC.
Clase III A Líquidos con temperatura de inflamación igual o mayor a 60 ºC, pero
menor a 93 ºC.
Clase III B Líquidos con temperatura de inflamación de 93 ºC y mayores.
63
FIGURA 12. Clasificación de líquidos inflamables o combustibles.
FUENTE: NRF-015-PEMEX-2008
2.5.2 Diques de contención.
Se deben diseñar para contener y resistir la presión lateral que les pueda
transmitir la altura hidrostática, considerando el líquido almacenado como agua,
deben ser construidos de concreto armado, en función del tipo de suelo y la zona
sísmica del lugar.
2.5.2.1 Altura del muro.
a) Su altura con respecto al piso de la calle, no debe ser mayor de 1,80 m ni
menor de 1,20 m.
b) Su altura con respecto al piso interior del dique de contención, no debe
exceder de 1,80 m.
c) Cuando por limitaciones particulares de la topografía del terreno o
limitaciones de espacio la altura del dique de contención puede exceder 1.8
m con respecto al piso interno del dique, con la aprobación del Área
responsable del Organismo Subsidiario correspondiente.
64
FIGURA 13. Muro de contención
FUENTE: NRF-015-PEMEX-2008.
2.5.2.2 Pisos de patios interiores de diques de contención.
Cualquier superficie de los patios internos de diques de contención, deben ser de
concreto armado con una pendiente de 1 (uno) por ciento como mínimo, que
permita el libre escurrimiento de líquidos hacia los registros de drenaje pluvial.
Los pisos interiores de los diques de contención de tanques de almacenamiento
que contengan líquidos inflamables o combustibles, se deben construir de manera
que no permita la contaminación del subsuelo, en caso de derrame.
2.5.2.3 Seccionamiento de patios interiores de diques de contención.
Los tanques de almacenamiento de líquidos inflamables con capacidades de
8.745 m3 y mayores, deben tener diques de contención individuales.
Tanques de menor capacidad que contengan los mismos productos, pero cuya
capacidad colectiva no exceda a los 11.925 m3, se pueden localizar dentro de un
mismo dique de contención.
65
Para el caso de líquidos combustibles, almacenados en tanques de 8.745 m3 y de
mayor capacidad, deben contar con dique de contención individual. Los tanques
menores de 8.745 m3 que contengan estos productos, se pueden localizar dentro
de un mismo dique de contención, hasta una capacidad colectiva que no exceda
de 19.080 m3.
Cada tanque de almacenamiento de baja presión (servicio criogénico), debe
contar con dique de contención individual. No deben compartir un mismo dique de
contención, tanques que contienen productos que puedan producir reacciones
peligrosas entre sí.
El patio interior de diques de contención que alberguen varios tanques de
almacenamiento, se debe subdividir con muros intermedios de concreto armado
de 0,45 m de altura para cada tanque, para evitar que pequeños derrames,
puedan poner en peligro la integridad de los tanques adyacentes dentro del
recinto. Los muretes se deben diseñar para resistir la presión lateral que les pueda
transmitir la altura hidrostática, considerando el líquido almacenado como agua.
Cada una de las subdivisiones señaladas, debe tener un sistema de drenajes
pluvial y aceitoso independientes.
FIGURA 14. Sistema de drenaje pluvial y aceitoso
FUENTE: NRF-015-PEMEX-2008
66
2.5.2.4 Drenajes.
Los patios internos de los diques de contención, deben contar con sistemas
independientes de drenaje pluvial y aceitoso mediante los cuales, sea posible el
manejo selectivo de los efluentes para descargarlos en las tuberías troncales de
drenaje pluvial o aceitoso, según sea el caso. Los drenajes se deben construir de
manera que no produzcan filtraciones al subsuelo y su diseño, debe permitir la
limpieza de los depósitos y sedimentos.
Los pisos internos de los diques de contención, deben tener zonas de
escurrimiento con pendientes, parte-aguas o canaletas, que aseguren la captación
total de las aguas en los registros pluviales. El patio interno de los diques de
contención de cada tanque de almacenamiento atmosférico, debe contar como
mínimo con un registro de drenaje pluvial.26
2.5.3 Capacidad de contención.
La capacidad volumétrica de los diques de contención que en su interior alberguen
un solo tanque de almacenamiento, debe ser igual o mayor a la capacidad total
nominal del tanque.
Para diques de contención que en su interior alberguen varios tanques de
almacenamiento, la capacidad volumétrica mínima, debe ser la necesaria para
contener la capacidad total nominal del tanque mayor, más el volumen que otros
tanques ocupen hasta la altura que tenga el muro de contención, por la parte
interior del dique, más el volumen de otras construcciones que ocupen un espacio
en el interior del dique de contención.
Cuando las condiciones topográficas del lugar o las dimensiones del terreno
disponible, no permitan cumplir con los requerimientos de capacidad volumétrica
establecidos en los dos incisos anteriores, es necesario llevar a cabo, un estudio
26 Pemex.:” Protección de áreas y tanques de almacenamiento de productos inflamables y combustibles”. 25 de agosto de 2008; pp. 9-18.
67
de riesgos para determinar alternativas de solución para cada caso en particular,
en donde participe personal del área responsable del diseño y construcción de las
instalaciones y, en su caso, de la dependencia de Seguridad Industrial y
Protección Ambiental del Organismo Subsidiario correspondiente.
2.6 EVAPORACION POR MERMAS DEL PRODUCTO
Una de las primeras iniciativas por estimar y regular las evaporaciones de
combustibles en la industria petrolera, surgió en el año 1959 cuando el American
Petroleum Institute (API) publico el boletín API 2514 Evaporation Loss from Tank
Cars,Tank Trucks, and marine Vessel (Perdidas por evaporación en vagones,
cisternas y buques marinos). En este boletín, se menciona que el tanque de techo
fijo constituye el mínimo estándar aceptado para el almacenamiento de líquidos
volátiles.
Sin embargo, estos tanques al tener venteos directos a la atmosfera causan
emisiones significativas de productos volátiles por variaciones en presión,
temperatura y nivel del líquido.
Las pérdidas por evaporación, en los tanques de techo fijo, son fundamentalmente
ocasionadas en las operaciones de llenado y vaciado (perdida por movimiento).
Durante el llenado, los vapores en el espacio libre interior del tanque son
desalojados al ambiente y luego con el vaciado se succiona aire fresco hacia el
interior propiciando nueva evaporación.
2.6.1 Detalles de análisis de pérdidas
2.6.1.1 Pérdida por evaporación
Las pérdidas totales por evaporación desde un tanque de techo fijo es la suma de
la pérdida permanente por almacenamiento y la pérdida de trabajo. La pérdida por
68
evaporación de tanques de techo fijo puede dividirse en dos categorías, la pérdida
permanente por almacenamiento y la pérdida de trabajo.
2.6.1.2 Pérdidas Mecánicas
Cada líquido almacenado tiene una presión de vapor limitado, depende de la
temperatura de la superficie y la composición del líquido, que produce una
tendencia a que el líquido se evapore. A través de la evaporación de los líquidos
tienden a establecer un equilibrio de concentración de vapores por encima de la
superficie liquida. Bajo condición completamente estática, una concentración de
vapor en equilibrio se establecería, tras lo cual además no se produce la
evaporación. Sin embargo, los tanques de techo fijo están expuestos a las
condiciones dinámicas que perturbar este equilibrio, dando lugar a la evaporación
adicional. Estas condiciones dinámicas son responsables de que continúe la
evaporación, resultante la pérdida de existencias y emisiones a la atmósfera.
La evaporación es el proceso natural en un líquido que se convierte en un vapor.
La pérdida por evaporación se produce cuando el vapor se escapa a la atmósfera.
2.6.1.3 La pérdida permanente por almacenamiento
La pérdida permanente de almacenamiento es la pérdida por evaporación del
vapor almacenado resultante de la expansión térmica y de la contracción de
mezcla aire-vapor del tanque resultante del ciclo diario de calentamiento. Esta
pérdida también se conoce como la pérdida por respiración y ocurre sin ningún
cambio del nivel de líquido en el tanque.
2.6.1.4 Pérdida de trabajo
La pérdida de trabajo es la pérdida por evaporación del vapor almacenado
resultante de un cambio de nivel de líquido en el tanque, e incluye tanto la pérdida
por llenado y de la pérdida por vaciado.
69
La pérdida por trabajo se producirá durante el llenado, si la presión del espacio de
vapor es superior al ajuste de venteo y los vapores son expulsados. Si la presión
al comienzo del llenado es menor que la presión de ajuste de venteo, la mezcla
aire-hidrocarburos será comprimida durante el llenado, Los hidrocarburos se
condensan manteniendo casi constante a una presión parcial. Una cierta fracción
del espacio de vapor, este espacio puede ser llenado con líquido antes de que se
abra el respiradero, por lo tanto, disminuye la pérdida por trabajo. Como continúa
llenándose, la presión total en última instancia es igual a la presión a la cual
válvula de alivio se abre, dando lugar a la evacuación. Asumiendo que no hay
cambio de temperatura, ya sea en el líquido o en el vapor durante el periodo de
llenado, el resto de líquido entra en el tanque sustituyendo a un volumen igual de
vapores descargados desde el respiradero. La cantidad de pérdidas, por lo tanto,
depende de la capacidad del espacio de vapor en el tanque. Dado que la
temperatura normalmente cambia como condensado, la tasa de llenado y vaciado
también puede afectar a la cantidad de pérdida.
2.6.1.5 Mecanismos de pérdidas permanentes por almacenamiento
Varios mecanismos están implicados en la pérdida por evaporación durante el
almacenamiento permanente. La principal fuerza motriz para la pérdida
permanente por almacenamiento de un tanque de techo fijo es el ciclo diario de
calentamiento, lo que provoca que el espacio del vapor en el tanque aumente la
temperatura durante el día y disminuya durante la noche. Esta causa de
calentamiento la mezcla de aire-vapor en el tanque el espacio de vapor se
expanda y aumente la presión de vapor de venteo PV, momento en el que es
venteado desde el tanque el espacio de vapor, lo que resulta en pérdida por
evaporación. A raíz de la temperatura máxima del espacio de vapor, que suele
ocurrir en las primeras horas de la tarde, la causa de enfriamiento hace que la
mezcla de aire-vapor en el tanque reduzca el espacio el espacio de vapor y
disminuya la presión.
70
Cuando la presión cae por debajo del ajuste de presión de vacío de venteo PV, el
aire es contraído dentro del espacio de vapor del tanque la cual se convierte
entonces solamente en vapor saturado.
Durante el día, el tanque está expuesto a un calentamiento ambiental por energía
solar y un intercambio de calor convectivo con el ambiente. El techo del tanque
está expuesto directamente a la energía solar, tal como el intercambio de calor
convectivo con el aire ambiente. El lado soleado del tanque está expuesto
directamente a la energía solar y el lado sombreado del tanque está expuesto a
una difusa y reflejada energía solar en tierra, así como el intercambio de calor
convectivo con el aire ambiente. Durante las horas nocturnas, en el techo y el
cuerpo del tanque se intercambia de calor convectivo con el aire ambiente, ya que
no hay energía solar. Este ciclo diario de calentamiento hace que el techo del
tanque y el cuerpo varíen en la temperatura y en el intercambio de calor de la
mezcla aire-vapor en el espacio de vapor del tanque.
A medida que la temperatura de la superficie del líquido aumenta durante el ciclo
diario de calentamiento, las evaporaciones adicionales de almacenamiento
intentarán establecer las condiciones de saturación por encima de la superficie
líquida.
2.6.1.6 Pérdida por trabajo Mecánico
La pérdida por trabajo mecánico se debe al efecto combinado de pérdida por
llenado y la pérdida de vaciado.
2.6.1.6.1 Mecanismo de Pérdida por llenado
Durante el llenado del tanque, como el nivel de líquido aumenta, la mezcla aire-
vapor en el espacio de vapor del tanque es comprimido hasta que su presión llega
a la presión de vapor de venteo PV. En esta condición, el respiradero se abre y la
71
mezcla de aire-vapor es expulsado del espacio de vapor del tanque manteniendo
la presión del espacio de vapor cerca de la presión de alivio.
A medida que se llena de producto el tanque, el grado de saturación en el vapor
venteado se aproxima la condición de saturación. El grado de saturación en el
vapor venteado depende del intervalo de tiempo entre el proceso de llenado del
tanque y el proceso previo de vaciado del tanque, durante el cual, periodo de
tiempo de almacenaje trató de establecer condiciones de equilibrio en el espacio
de vapor del tanque.
2.6.1.6.2 Mecanismo por Pérdida de vaciado
Durante el vaciado del tanque, como el nivel de líquido disminuye, la presión de la
mezcla aire-vapor de la mezcla en el espacio de vapor del tanque disminuye.
Cuando la presión llega al ajuste de presión de vacío de venteo PV, el aire entra al
espacio de vapor del tanque a través de la PV de venteo. Durante un rápido
proceso de vaciado, el volumen de existencias eliminado del tanque es
aproximadamente igual al volumen de aire que entra en el espacio de vapor del
tanque.
2.7 ECUACIONES PARA EL CALCULO DE PERDIDAS POR
EVAPORACIÓN DE TANQUES DE TECHO FIJO.
2.7.1 Ecuaciones.
Los procedimientos para estimar las pérdidas totales anuales por evaporación en
almacenamiento o el equivalente a las emisiones de vapor de hidrocarburos a la
atmosfera, la volatilidad de las existencias almacenadas en tanques de techo fijo,
se describen en este punto. La pérdida total, es la suma de la pérdida permanente
por almacenamiento, y la pérdida de trabajo.
72
ECUACIÓN 1. Pérdida total, LT
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Las siguientes condiciones suponen en el cálculo los procedimientos presentados:
a) El tanque es un cilindro vertical (para tanques cilíndricos horizontales).
b) El líquido almacenado tiene una presión de vapor real no superior a 0,1 psi.
c) Las aberturas o respiradores se han fijado en alrededor de ± 0,03 libras (0,5
oz) por pulgada cuadrada.
2.7.1.1 Pérdida permanente de almacenamiento, LS:
La siguiente es la información mínima para calcular la perdida permanente de
almacenamiento:
a) Diámetro del tanque.
b) Altura del tanque.
c) El tipo de techo del tanque (techo cónico o domo).
d) La superficie exterior del color del tanque.
e) La ubicación del tanque.
f) El tipo de almacenamiento.
g) La temperatura de líquido almacenado a granel.
h) La presión de vapor de almacenamiento (o presión de vapor Reíd de
almacenaje).
i) Nivel de líquido almacenado.
Para mejorar las estimaciones de pérdidas permanentes por almacenamiento
puede ser obtenido a través del conocimiento de alguna o de toda la siguiente
información adicional.
a) La pendiente del tanque de techo cónico o radio del domo del techo.
73
b) La presión de venteo de respiración y puntos de vacío.
c) El promedio diario de la temperatura ambiente.
d) El rango diario de la temperatura ambiente.
e) La insolación solar total diaria sobre una superficie horizontal.
f) La presión atmosférica.
g) El peso molecular del vapor almacenado.
h) La temperatura de la superficie del líquido almacenado.
La pérdida permanente de almacenamiento, LS, se refiere a la perdida de vapores
de almacenaje en la que ocurre como consecuencia del espacio de vapor de los
tanques para respirar. La pérdida permanente de almacenamiento se puede
estimar a partir de la ecuación 2:
ECUACIÓN 2. Pérdida permanente de almacenamiento, LS.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
KE, HVO, KS y WV son calculadas a partir de ecuaciones 3, 4, 5, y 6,
respectivamente, y el diámetro del tanque, D, está especificado por el usuario.
ECUACIÓN 3. Factor de expansión de espacio de Vapor, KE.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement
Una estimación más precisa de KE se puede obtener mediante la ecuación 3a
cuando el factor de absorción solar (α) es conocido para el tanque fuera de la
superficie de color y el promedio diario máximo y mínima de temperatura ambiente
(TMAX y TMIN) y de la insolación solar total diaria (I) son conocidas por la ubicación
del tanque (con el fin de calcular el rango de temperatura diaria de vapor, ∆TV,
desde la ecuación 22a).
74
Dónde:
∆TV = Rango diario de la temperatura del vapor, en °R.
ECUACIÓN 4. Espacio de vapor corte de luz, HVO.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
HS =Altura de la estructura de vapor, en Pies.
HL = Altura del líquido almacenado, en Pies.
HRO = Merma del techo, en Pies.
ECUACIÓN 5. Factor de venteo de saturación de vapor, KS
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement
Dónde:
PVA = Presión de Vapor de almacenaje.
ECUACIÓN 6. Densidad del vapor almacenado, WV.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement
Dónde:
75
MV = Peso molecular del vapor condensado almacenado, en libras por galón.
TLA =Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, en grados Rankine.
R =Radio.
La constante, 365, en la ecuación (2) es el número de eventos que acontece
diariamente en un año, y tiene unidades de (año). La constante, 0,04; en la
ecuación (3) es adimensional. La constante, 0,0018; en la ecuación (3a) tiene
unidades (grados Rankine). La constante, 0,053; en la ecuación 5 tiene unidades
de [(libras por pulgada cuadrada absoluta) pies]-1
2.7.1.2 Pérdida de Trabajo, Lw
La pérdida de trabajo, Lw puede calcularse a partir de la siguiente información.
a) El peso molecular de vapor de almacenaje.
b) La presión de vapor de almacenaje (opresión de vapor Reíd de
almacenaje).
c) El diámetro del tanque y altura máxima de líquido o la cantidad de material
anual neto de almacenaje (asociada con el incremento del nivel de líquido).
d) El flujo de volumen de venta de existencias.
e) El tipo de almacenaje.
La mejora en las estimaciones de pérdida de trabajo puede ser obtenido a través
de un conocimiento de alguna o toda de la siguiente información adicional:
a) La configuración de la presión de venteo.
b) La temperatura de la superficie del líquido almacenado.
La pérdida de trabajo, Lw se refiere a la perdida de existencias de vapores que se
producen como consecuencia del tanque en operación de vaciado y llenado.
76
La pérdida de trabajo puede estimarse a partir de la ecuación (7):
ECUACIÓN 7. Pérdida de trabajo, Lw.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
N = Índice de rotación de existencias
HLX = Altura máxima del líquido almacenado, en pies.
KN = Factor de pérdida de trabajo por movimiento
KP = Factor de producto.
KB = Factor de corrección de venteo.
WV = Densidad del vapor almacenado.
Si el rendimiento neto anual, Q, se sabe, los términos N, HLX y (π/4) D2 puede ser
sustituido por la siguiente equivalencia:
Donde la constante, 5.614, tiene unidades de pies cúbicos por barril.
El factor de pérdida de trabajo por movimiento, KN, se calcula a partir de Ecuación
(8) cuando el índice de rotación de existencias, N, no exceda de 36 tanques por
año de volumen de venta, y de Ecuación (8a) si excede de 36 tanques por año.
ECUACIÓN 8. Factor de pérdida de trabajo por movimiento, KN.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
77
Fijación del factor de corrección, KB, es igual a 1, para un rango de ajuste de
venteo, Δ PB, no superior a rango típico de ± 0,03 libras (0,5 oz) por pulgada
cuadrada.
ECUACIÓN 9. Fijación del factor de corrección, KB.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
2.7.1.3 Casos especiales
2.7.1.3.1 Tanques horizontales.
Si se necesita estimar las emisiones desde un tanque horizontal de techo fijo, la
longitud y diámetro del tanque horizontal podrá transformarse en el diámetro y la
altura equivalente de un tanque vertical. En primer lugar, asumir que el tanque
horizontal es un cilindro. Luego, asumir que el tanque horizontal a la mitad su
capacidad total, la superficie del líquido en el tanque describe un rectángulo, con
una longitud igual a la longitud del tanque y una anchura igual a la sección
transversal del diámetro del tanque.
Esta superficie rectangular del líquido en el tanque horizontal puede convertirse en
un círculo de igual al área para describir una equivalencia al tanque vertical. El
diámetro DE, se calcula a partir de Ecuación 10.
ECUACIÓN 10. Diámetro, DE.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
L = Longitud horizontal de la cisterna (para tanques con extremos redondeados,
utiliza la longitud total).
D = Diámetro vertical de una sección transversal horizontal del tanque.
78
La altura, HE es el equivalente del tanque vertical se determina por el cálculo de la
altura del tanque vertical que resultará en un volumen cerrado aproximadamente
igual de la horizontal, puede ser calculada a partir de Ecuación (11).
ECUACIÓN 11. Altura, HE.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
La pérdida permanente de almacenamiento de los tanques horizontales puede ser
calculado por sustitución de DE por D y HVO en la Ecuación (2), como se muestra
en la Ecuación (2a).
Dónde:
LS, KE, KS, WV, Se indican en la ecuación 2.
Por otra parte, la pérdida permanente de almacenamiento de los tanques
horizontales pueden ser calculados sin determinar primeramente DE y HE, si el
espacio volumen de la de los tanques horizontales se conoce. Ecuación (2a) se
modificara mediante la sustitución de la cabeza del espacio volumen, expresada
en pies cúbicos, para el término, [(HE/2) (π/4DE2)], y la permanente pérdida de
almacenamiento podría ser calculado.
Para tanques subterráneos horizontales, por supuesto que no permanentes de
almacenamiento se producen pérdidas (LS = 0) porque la naturaleza de
aislamiento de la tierra limita el cambio de temperatura diurna.
79
La pérdida de trabajo de un tanque horizontal puede ser estimada mediante la
sustitución de DE en lugar de D, y HE en lugar de HLX, en la ecuación (7). Esta
forma modificada la Ecuación (7) se muestra en la Ecuación (7a).
Dónde:
LW, N, HE, KN, KP, KB, WV, Se indican en la ecuación 7.
Por otra parte, la pérdida de trabajo de un tanque horizontal puede calcularse sin
determinar primeramente DE y HE, si la cantidad de material neto anual, Q, del
tanque horizontal se conoce.
Mayor volatilidad de existencias
Cuando el líquido almacenado tiene una presión de vapor verdadera superior a 0,1
psi, una estimación más precisa del factor de expansión del vapor, KE, debe
calcularse a partir de la ecuación (3b).
Donde el rango diario de presión de vapor de almacenamiento, ∆PV puede
calcularse a partir de la ecuación (34) o (34a).
La pérdida permanente de almacenamiento del tanque de almacenamiento de la
mayor volatilidad de existencias luego se calcula a partir de Ecuación (2) utilizando
el valor de KE determinada a partir de ecuación (3a). Cuando el cálculo de la
80
ecuación (3a) se obtiene un valor negativo para KE, utiliza como cero el valor de
KE.
La pérdida de trabajo de un tanque, almacenado líquidos con alta volatilidad se
calcula a partir de ecuación (7) sin modificación alguna.
Ajuste superior de venteo (Respiradero)
Cuando se cumplen las siguientes condiciones, entonces el factor de corrección
de ajuste de venteo, KB, podrán determinarse mediante la ecuación (12). Cuando
esta condición no se cumple (es decir, el valor de la expresión es menor o igual a
1), usar el valor de 1 para KB para el de la Ecuación (9).
Dónde:
Entonces:
ECUACIÓN 12. Factor de corrección de ajuste de venteo
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement-
Dónde:
KN = Factor de pérdida de trabajo el volumen de venta (adimensional).
PBP = Ajuste de la presión de venteo, medidas en libras por pulgada cuadrada.
PA = Presión atmosférica, en libras por pulgada cuadrada absoluta.
PVI = Presión de vapor inicial (en operación normal), medidas en libras por pulgada
cuadrada.
KB = Ajuste del factor de corrección de venteo (adimensional).
81
PVA = Presión de vapor de almacenaje, a la temperatura media diaria de la
superficie líquido, en libras por pulgada cuadrada absoluta.
La pérdida por trabajo del tanque con un ajuste de venteo alto, es calculado a
partir de ecuación (7) usando el valor de KB determinando a partir de la ecuación
(2a), si se cumple la condición dada, explica cualquier reducción en las emisiones
debido a la condensación de los vapores antes de abrir el respiradero.
2.7.2 Discusión de las variables.
Los cuatro, gráficos, y escala de valores de las variables para que las ecuaciones
de pérdida son citados como referencia. Para obtener una estimación más precisa,
detallando información pertinente a las especificidades de los tanques o tanques
bajo ciertas consideraciones que deberían ser usadas.
2.7.2.1 Variables en la pérdida permanente de almacenamiento
La pérdida permanente de almacenamiento, LS, está relacionada en la ecuación
(2) a las siguientes variables:
a) Volumen de vapor del taque, VV, (expresado en términos de D y HVO).
b) Densidad de vapor de almacenaje, WV.
c) Factor de saturación de vapor venteado, KS.
Estas variables pueden ser calculadas usando las ecuaciones de (3) hasta la (6).
2.7.2.2 Merma del espacio de vapor, HVO.
La merma del espacio de vapor, es la altura de un cilindro de diámetro del tanque,
D, cuyo volumen es equivalente al espacio de volumen de vapor de un tanque de
techo fijo, incluyendo el volumen del trecho bajo el cono o domo. La gráfica 10
82
ilustra la geometría de un tanque de techo fijo con techo cónico o techo domo. La
merma del espacio de vapor puede ser determinado a partir de la ecuación (4).
ECUACIÓN 13. Merma del espacio de vapor
Fuente: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
HVO = Merma del espacio de vapor, en pies.
HS = Altura de la estructura del tanque, en pies.
HL = Altura de líquido almacenado, en pies.
HRO = Merma del techo (o altura adicional de la estructura equivalente al contenido
de volumen bajo el techo), en pies.
Techo Cónico
Por un techo cónico, merma del techo (o altura adicional de la estructura
equivalente al contenido de volumen bajo el techo), HRO, puede calcularse a partir
de la ecuación (3b):
ECUACIÓN 14. Merma del techo, HRO.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
ECUACIÓN 15. Altura del techo del tanque, HR.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
83
HRO = Techo corte de luz (o altura adicional de la estructura equivalente al
contenido de volumen bajo el techo), en pies.
HR = Altura del techo del tanque, en pies.
SR = Pendiente del techo cónico del tanque, en pies por pie.
HRO = Radio de la estructura del tanque, en pies.
Si la pendiente del techo cónico del tanque, SR, no se conoce, un valor típico de
0,0625 pies por el pie puede ser asumido.
Techo Tipo Domo
Para un techo tipo domo. La merma del techo (o altura adicional de la estructura
equivalente al contenido de volumen bajo el techo), HRO, puede ser determinado a
partir del Gráfico 11 o calculada a partir de la Ecuación (14a):
Dónde:
Dónde:
HRO =Merma del techo (o altura adicional de la estructura equivalente al contenido
de volumen bajo el techo), en pies.
HR = Altura del techo del tanque, en pies.
RS = Radio de tanque, en pies.
RR = Radio del techo del tanque tipo domo, en pies.
84
El Figura 20 muestra para un techo tipo domo la relación HRO, HR varía desde 0,500
a 0,666. Esto puede ser comparado con la misma relación para un techo cónico
que, a partir de la ecuación (14), es un valor constante de 0,333.
Sección 3.10.6 de la norma API 650 indica que el techo del tanque tipo domo, RR,
varía entre un mínimo del 0,8 D y un máximo de 1,2 D. Si el techo del tanque tipo
domo no se conoce, un valor típico de 1,0 D puede asumirse. En este caso, las
ecuaciones (14a) y (15a) se simplifica en las ecuaciones (14b) y (15b):
Dónde:
HRO, HR, RS = Se indican en la ecuación 14a y 15a.
2.7.2.3 Datos meteorológicos, TMAX, TMIN, I
Los datos meteorológicos necesarios para estimar la pérdida permanente de
almacenamiento, LS, consiste de:
a) Temperatura máxima diaria del ambiente, TMAX.
b) Temperatura mínima diaria del ambiente, TMIN.
c) Insolación solar total diaria sobre una superficie horizontal, I.
85
FIGURA 15. Fixed-Roof Tank Geometry
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
FIGURA 16. Dome Roof Outage (HRO)
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
86
El termino insolación se refiere a la incidencia de la radiación solar.
Cuando sea posible, los datos meteorológicos para el sitio del tanque deben ser
usados. Si estos datos no están disponibles, los datos meteorológicos de la zona
más cercana estación meteorológico local pueden ser usados.
La temperatura diaria máxima y mínima del ambiente se representa en grados
Fahrenheit, pero se deben convertir a grados Rankine de ecuación 16,
respectivamente:
ECUACIÓN 16. Temperatura máxima y mínima diaria del ambiente, TAX, TAN
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement
Dónde:
TAX = Temperatura máxima diaria del ambiente, en ºR.
TMAX = Temperatura máxima diaria del ambiente, en ºF.
TAN = Temperatura mínima diaria del ambiente, en ºR.
TMIN =Temperatura mínima diaria del ambiente, en ºF.
El promedio diario de la temperatura ambiente, TAA, y el rango diario de
temperatura ambiente, ∆TA, puede ser calculada a partir de ecuaciones (17 y 18),
respectivamente:
ECUACIÓN 17. Temperatura promedio diario del ambiente, TAA.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
ECUACIÓN 18. Rango diario de temperatura ambiente, ∆TA.
87
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
TAA = Temperatura promedio diario del ambiente, en ºR.
TAX = Temperatura máxima diaria del ambiente, en ºR.
TAN =Temperatura mínima diaria del ambiente, en ºR.
∆TA = Rango diario de temperatura ambiente, en ºR.
2.7.2.4 Absorción solar de la pintura del tanque, α
La absorción solar fuera de la superficie del tanque, α, es una función del color de
la superficie del tanque, superficie o tipo de sombra, y la condición de la superficie.
En la Tabla 10 se enumera la absorción solar de determinadas superficies del
tanque. Si la información específica no está disponible sobre la superficie del color
del tanque y la condición de la superficie, con la pintura en buenas condiciones,
puede suponerse que representan los más comunes o típicos de tanques de
superficie en uso.
Si el tanque y el techo están pintados con un color diferente, Ecuación (19) podrá
utilizarse para determinar la absorción solar de la superficie del tanque, α.
ECUACIÓN 19. Absorción solar de la superficie del Tanque, α.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
α = Tanque de superficie de absorción solar (sin dimensiones).
αR = Tanque de techo solar la superficie de absorción (dimensión – menos).
αS = Tanque de superficie de absorción solar (dimensión – menos).
88
2.7.2.5 Temperatura del líquido de almacenamiento, TB.
La temperatura del líquido de almacenamiento, TB, es la temperatura media del
líquido de las existencias en el tanque de almacenamiento. Esta información está
normalmente disponible a partir de registros de mediciones del tanque o de otros
registros de operaciones del tanque. La temperatura del líquido a granel se utiliza
para calcular el promedio diario de temperatura de la superficie del líquido, TLA.
TABLA 4. Solar Absorptance for Selected Tank Surfaces
Surface Color
Shade or type
Solar Absorptance (α) (dimensionless)
Surface Condition
Good PoorAluminium Specular 0,39 0,49Aluminium Diffuse 0,60 0,68
Beige/cream 0,35 0,49Brown 0,58 0,67Gray Light 0,54 0,63Gray Medium 0,68 0,74
Green Dark 0,89 0,91Red Primer 0,89 0,91Rust Red iron oxide 0,38 0,50Tan 0,43 0,55
White - 0,17 0,34Aluminium b Mill finish, unpainted 0,10 0,15
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
ECUACIÓN 20. Temperatura del líquido a granel, TB.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
TB = Temperatura del líquido a granel, en grados ºR.
TAA = Temperatura promedio diario del ambiente, en ºR.
α = Absorción solar de la superficie del tanque (sin dimensiones).
Las constantes, 6 y 1, en la ecuación 20 tienen unidades de ºR.
89
2.7.2.6 Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, TLA.
La temperatura promedio diario de la superficie del líquido, TLA, es usado para
calcular la presión de vapor de almacenaje a la temperatura promedio diario de la
superficie del líquido, PVA.
Si los datos diarios de la temperatura promedio de la superficie del líquido del
tanque no están disponibles, esta temperatura se puede estimar a partir de la
ecuación (21):
ECUACIÓN 21. Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, TLA.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement
Dónde:
TLA = Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, en ºR.
TAA = Temperatura promedio diario del ambiente, en ºR.
TB = Temperatura del líquido a granel, en ºR.
α = Tanque de superficie de absorción solar (sin dimensiones).
I = Insolación solar total diario sobre una superficie horizontal, en unidades
térmicas Británicas, pie cuadrado día.
Las constantes, 0,44 y 0,56; en la ecuación (21) es adimensional. La constante,
0,0079; en la ecuación (21) tiene unidades de ºR pies cuadrados por día por
unidad térmica británica.
La combinación de las ecuaciones (20 y 21), el promedio diario de temperatura de
la superficie del líquido puede ser expresada como se muestra en la ecuación
(21a):
90
Dónde:
TLA, TAA, α, I, Se indican en la ecuación 21.
Los cálculos de las ecuaciones (20 y 21) se basan en un modelo de transferencia
de calor que asume que las fases líquido y vapor dentro del tanque están en
equilibrio entre sí y con las condiciones atmosféricas, pero no tiene en cuenta para
efectos de transferencia de calor debido a cambios en la masa (es decir, debido a
la existencia de líquidos de diferente temperatura que entra en el tanque).
2.7.2.7 Rango diario de temperatura del vapor, ∆TV
El rango diario de temperatura del vapor, ∆TV puede estimarse a partir de la
ecuación 22:
ECUACIÓN 22. Rango diario de la temperatura del vapor, ∆TV
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
∆TV = Rango diario de la temperatura del vapor, en ºR.
∆TA = Rango diario de la temperatura ambiente, en ºR.
I = Insolación solar total diario sobre una superficie horizontal, en unidades
térmicas británicas por pie cuadrado día.
α = Absorción solar de la superficie del tanque (adimensional).
91
Teniendo en cuanta que (TAX – TAN), es igual a (TMAX – TMIN), el rango de
temperatura del vapor diario puede calcularse directamente a partir de los datos
meteorólogos, usando la ecuación (22a).
Dónde:
∆TV, I, α, Se indican en ecuación 22 y TMAX, TMIN, en ecuación 16.
La constante, 0,72; en la ecuación (22a) es adimensional. La constante, 0,028; en
la ecuación (22a) tiene unidades de ºR pies cuadrados día por unidad térmica
británica.
2.7.2.8 Temperatura diaria máxima y mínima de la superficie del líquido, TLX,
TLN.
Las temperaturas diarias máximas y mínimas de la superficie del líquido, TLX y TLN,
respectivamente, se utilizan para calcular las presiones de vapor de las
existencias y PVX y PVN. Si los datos sobre estas temperaturas de la superficie del
líquido no están disponibles, pueden ser estimadas a partir de ecuaciones (23 y
24).
ECUACIÓN 23. Temperatura diaria máxima de la superficie del líquido, TLX.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
ECUACIÓN 24. Temperatura diaria mínima de la superficie del líquido, TLN.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.Dónde:
TLX = Temperatura diaria máxima de la superficie del líquido, ºR.
92
TLA = Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, en ºR.
TLN =Temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, en ºR.
∆TV = Rango diario de la temperatura de vapor, en ºR.
2.7.2.9 PESO MOLECULAR DEL VAPOR. MV
El peso molecular del vapor, MV puede ser determinado por el análisis de
muestras de vapor o de cálculo de la composición del líquido.
Almacenaje de petróleo líquido: El peso molecular del vapor de petróleo
líquidos seleccionados (existencia de multi componentes) está en la Tabla
11.
Almacenaje de derivados de petróleo: A falta de información específica,
un típico valor de 64 libras por libra-mol puede asumirse para la gasolina.
Almacenaje de petróleo crudo: A falta de información específica, un típico
valor de 50 libras por libra-mol puede asumirse. Dado que una gran
variabilidad se ha observado en el peso molecular del petróleo crudo, no se
ha desarrollado un valor medio para estas existencias.
TABLA 5. Properties (MV,WVC,PV, A, B) of Selected Petroleum Liquids
Petroleum Liquid
Vapor Molecular
Weight
Condensed Vapor Density (60⁰F)
Vapor Pressure a
(at 60⁰F)
Vapor Pressure Equation Constants
b
Temperature Range For Constants A and B
Mv (lb/lb-mole)
Wvc (lb/gal)
Pv (psia)
A (Dimension
less)
B (⁰R)
Minimum (⁰F)
Maximum (⁰F)
Refinded petroleum stocks
- - - c c - -
Crude oil stocks - - - c c - -
Jet naphtha (JP-4) 80 5,4 1,27 11,368 5.784,3 40 100
Jet kerosene 130 6,1 0,00823 12,390 8.933,0 40 100
Distillate fuel oil no.2
130 6,1 0,00648 12,101 8.907,0 40 100
Residual oil no. 6 190 6,4 0,0000430 10,104 10.475,5 40 100
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
93
2.7.2.10 Presiones de vapor diaria máxima, media, mínima, PVX, PVA, PVN.
La presión de vapor de almacenaje debe determinarse a tres diferentes
temperatura:
a) La temperatura máxima diario de la superficie del líquido, TLX.
b) Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, TLA.
c) Temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, TLN.
Las tres presiones de vapor de almacenajes correspondientes, PVX, PVA, PVN,
puede calcularse a partir de las ecuaciones 25,25, y 27, respectivamente:
ECUACIÓN 25. Presión de vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido, PVX.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
ECUACIÓN 26. Presión de vapor a la temperatura media diaria de la superficie del líquido, PVA-
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement
ECUACIÓN 27. Presión de vapor a la temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, PVN.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement
Dónde:
PVX = Presión de vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido.
En libras por pulgada cuadrada absoluta.
PVA = Presión de vapor a la temperatura a la temperatura media diaria de la
superficie del líquido, en libras por pulgada cuadrada absoluta.
94
PVN = Presión de vapor a la temperatura diaria mínima de la superficie del líquido,
en ºR.
TLX = Temperatura máxima diaria de la superficie del líquido, en ºR.
TLA =Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, en ºR.
TLN =Temperatura mínima diaria de la superficie del líquido. En ºR.
A = Constante en la ecuación de presión de vapor (sin dimensiones).
B = constante en la ecuación de presión de vapor, en ºR.
Exp = Función exponencial.
Almacenaje de petróleo líquido
Para seleccionar la existencia de petróleo líquido, la presión de vapor de
almacenaje puede ser calculado a partir de ecuaciones 25,26 y 27, donde las
constantes A y B son listados en la tabla 5 y 7.
Almacenaje de derivados de petróleo
Para derivados de petróleo, la presión de vapor de almacenaje puede ser
calculada a partir de ecuaciones 25, 26 y 27. Para derivados de petróleo, las
constantes A y B son funciones de la presión de vapor Reid, RVP, y de la
pendiente de destilación ASTM. Las constantes A y B se puede determinar a partir
de las figuras 22 y 23 o calculada a partir de la ecuación 28, respectivamente:
ECUACIÓN 28. Constantes A y B en función de la presión de Vapor Reid.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
VPR = Presión de vapor Reid de almacenaje, en libras por pulgada cuadrada.
S = Presión de destilación ASTM-86 de productos derivados del petróleo al 10%
del volumen evaporado, en ºF.
95
In = Función logarítmica natural.
La pendiente, S, es la pendiente de los datos destilación ASTM-D86 a 10% de
volumen evaporado y puede calcularse a partir de los datos de destilación
mediante la ecuación 29:
ECUACIÓN 29. Presión de destilación ASTM-D86 al 10%, S.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss MeasurementDónde:
S = Pendiente de destilación ASTM-D86 al 10% del volumen evaporado, en ºF.
T5 =Temperatura a la que el 5% de volumen se evapora, en ºF.
T15 =Temperatura a la que el 15% de volumen se evapora, en ºF.
La constante, 10, en la ecuación 29 tiene unidades de volumen por ciento.
FIGURA 17. Vapor Pressure Function Coefficient (A)
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement
96
FIGURA 18. Vapor Pressure Function Coefficient (B)
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
TABLA 6. ASTM Distillation Slope (S) for Selected Refined Petroleum Stocks
Refined Petroleum
Stock
Reid Vapor Pressure RVP,
(psi)
ASTM-D86 Distillation Stope at 10 Volume Percent
Ecaporated S, (⁰F/vol.%)
Aviation gasoline - 2,0Naphtha 2-8 2,5
Motor gasoline - 3,0Light naphtha 9 -1 4 3,5
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
TABLA 7. Typical properties of selected Petroleum liquids
Vapor Molecular Weighta
Liquid Molecular Weightb
Condensed Vapor Density
(at 60°F)ac(1)
Liquid Densitya
(2)
ASTM D86 Distillation
Sloped
Vapor Pressure Equation Constants
True Vapor
Pressure (at
60°F)(3)
MV Ml Wvc WL S A B Plb/lb-mole
lb/lb-mole
lb/gal lb/gal °F/vol%dimensio
nless°R Psi a
Midcontinet Crude Oil
50 207 4,5 7,1 - (4) (5) -
Refined Petroleum Stocks
- - - - - (6) (7) -
Motor 62 92 4,9 5,6 3,0 11,664 5.043,6 7,0
97
Vapor Molecular Weighta
Liquid Molecular Weightb
Condensed Vapor Density
(at 60°F)ac(1)
Liquid Densitya
(2)
ASTM D86 Distillation
Sloped
Vapor Pressure Equation Constants
True Vapor
Pressure (at
60°F)(3)
MV Ml Wvc WL S A B Plb/lb-mole
lb/lb-mole
lb/gal lb/gal °F/vol%dimensio
nless°R Psi a
Gasoline RVP 13Motor Gasoline RVP 10
66 92 5,1 5,6 3,0 11,724 5.237,3 5,2
Motor Gasoline RVP 7
68 92 5,2 5,6 3,0 11,833 5.500,6 3,5
Light Naphtha RVP 9-14
- - - - 3,5 - - -
Naphtha RVP 2-8
- - - - 2,5 - - -
Aviation Gasoline
- - - - 2,0 - - -
Jet Naphtha (JP-4)
80 120 5,4 6,4 - 11,368e 5.784,3e 1,3
Jet Kerosene (Jet A)
130 162 6,1 7,0 - 12,390e 8.933,0e 0,008
Distillate Fuel Oil No 2
130 188 6,1 7,0 - 12,101e 8.907,0e 0,006
Residual Fuel Oil No. 6 (8)
190 387 6,4 7,9 - 10,104e 10.475,5e 0,00004
FUENTE: Manual of petroleum, Measurement Standards Chapter 19.4
En ausencia de datos de destilación ASTM D-86 de productos de petróleo, valores
aproximados de la pendiente de destilación, S, puede ser usado de la Tabla 7.
Almacenaje de Petróleo Crudo
Para almacenaje de petróleo crudo, las presiones de vapor pueden ser calculadas
a partir de ecuaciones 25, 26 y 27. Para petróleo crudo, las constantes A y B son
funciones solo de la presión de vapor Reid, RVP, y puede ser determinado a partir
de la figura 24 o calculada a partir de la ecuación 30, respectivamente:
98
ECUACIÓN 30. Constantes A y B en función de la presión de vapor Reid
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement
Dónde:
RVP = presión de vapor Reid de almacenaje, en libras por pulgada cuadrada,
In = En función logarítmica natural.
FIGURA 19. Vapor Pressure Function Coefficient (A) and (B) for Crude Oil Stocks.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Productos petroquímicos a granel
99
Para seleccionar productos petroquímicos a granel, las presiones de vapor pueden
calcularse a partir de la ecuación 25, 26, y 27, donde las constantes A y B se
enumeran en la línea inferior de la entrada para la ecuación de Antoine constante
en la tabla 7 de la Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement, para
los productos químicos para los cuales se proporcionan valores. Usar los valores
de A y B de la forma constante de la ecuación de Antoine arrojaría resultados sin
sentido.
Por otra parte, una estimación más precisa de la presión de vapor de productos
petroquímicos a granel puede ser calculada a partir de ecuaciones 31, 32, y 33.
ECUACIÓN 31. ECUACIÓN No 31. Presión de vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido, PVX.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
ECUACIÓN 32. Presión de vapor a la temperatura media diaria de la superficie del líquido, PVA.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
ECUACIÓN 33. Presión de vapor a la temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, PVN.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
PVX = Presión de vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido,
en libras por pulgada cuadrada absoluta.
PVA = Presión de vapor a la temperatura media diaria de la superficie del líquido,
en libras por pulgada cuadrada.
PVN =Presión de vapor a la temperatura diaria mínima de la superficie del líquido,
en libras por pulgada cuadrada absoluta. 100
TLX = Temperatura máxima diaria de la superficie del líquido, en °R.
TLA =Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, en °R.
TLN=Temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, en °R.
A = constante en la ecuación de presión de vapor (sin dimensiones).
B = constante en la ecuación de presión de vapor, en °C.
C = constante en la ecuación de presión de vapor, en °C.
La constante, 0,019337; es un factor de conversión con unidades de libras por
pulgada cuadrada absoluta por milímetro de mercurio. Los términos (5 TLX /9-
273,15), (5 TLA /9-273,15), y (5 TLN /9-273,15) convierte la temperatura de la
superficie del líquido, TLX, TLA , y TLN , de °R a °C. Las constantes A, B y C están
listadas en la Tabla 7 de la Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss
Measurement, para determinados productos petroquímicos.
2.7.2.10.1 Rango diario de presión de vapor, ∆ PV
El rango diario de presión de vapor de almacenaje, ∆ PV se puede calcular desde
la ecuación (34):
ECUACIÓN 34. Rango diario de presión de vapor de almacenaje, ∆ PV
FUENTE: Chapter 19.1 – Evaporative Loss Measurement
Dónde:
∆PV = Rango diario de presión de vapor de almacenaje, en libras por pulgada
cuadrada.
PVX =Presión de vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido,
en libras por pulgada cuadrada absoluta.
PVN = Presión de vapor a la temperatura diaria mínima de la superficie del líquido,
en libras por pulgada cuadrada.
101
Con el fin de calcular rango diario de presión de vapor de almacenaje, ∆PV , a
partir de la ecuación 34, es necesario primeramente determinar la presión de
vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido, TLX, y la
temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, TLN.
Un método aproximado de estimar el stock diario de vapor es la gama de
ecuaciones 34:
Dónde:
∆PV = Rango diario de presión de vapor de almacenaje, en libras por pulgada
cuadrada.
B = Constante en la ecuación de presión de vapor, en °R.
PVA = Presión de vapor a la temperatura media de la superficie del líquido, en
libras por pulgada cuadrada absoluta.
TLA = Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, en °R.
∆TV Rango diario de temperatura del vapor, en °R.
Aunque ecuación 34a es menos precisa que ecuación 34, es más fácil de usar ya
que requiere de la presión de vapor de almacenaje solamente la temperatura
media de la superficie del líquido, TLA.
2.7.2.10.2 Rango de ajuste de la presión de venteo del respiradero, ∆PB
El rango de ajuste de la presión de venteo del respiradero, ∆PB, es usada en la
ecuación 3b y puede calcularse a partir de la ecuación 35:
ECUACIÓN 35. Rango de ajuste de la presión de venteo del respiradero, ∆PB.
102
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
∆PB = Rango de ajuste de la presión de venteo del respiradero, en libras por
pulgada cuadrada.
PBP =Ajuste de la presión de venteo del respiradero (siempre valor positivo), en
libras por pulgada cuadrada,
PBV =Ajuste de la presión de vacío de venteo del respiradero (siempre un valor
negativo), en libras por pulgada cuadrada.
El ajuste de la presión de venteo del respiradero, PBP, y el ajuste de la presión de
vacío de venteo del respiradero, PBV deberían estar disponibles por el propietario
del tanque o el operador.
En caso de información específica, ajuste de la presión de venteo del respiradero
y el ajuste de la presión de vacío de venteo del respiradero no está disponible,
asumir + 0,03 libras por pulgada cuadrada para PBP y -0,03 libras por pulgada
cuadrada para calibrar PBV.
Si el tanque de techo fijo es la construcción de atornillado o remachado en la que
el techo o planchas de la estructura no están los gases asegurados, asumir que
∆PB es 0 libras por pulgada cuadrada, aunque el respiradero se utiliza.
2.7.2.10.3 Factor de saturación de vapor venteado, KS.
El factor de saturación de vapor venteado, KS, representa el grado de saturación
de almacenaje del vapor en el vapor venteado. El factor de saturación de vapor
venteado puede ser estimado a partir de la ecuación 5 o determina a partir del
Figura 25.
103
FIGURA 20. Vented Vapor Saturation Factor (KS)
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
ECUACIÓN 36. Factor de saturación de vapor venteado, KS.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
KS = Factor de saturación de vapor venteado, (sin dimensiones),
PVA =Presión de vapor a la temperatura media diaria de la superficie del líquido, en
libras por pulgada cuadrada absoluta,
HVO =Vapor space outage, en pies.
La constante, 0,053; en la ecuación 5 tiene unidades de [(libras por pulgada
cuadrada absoluta) pies]-1
104
2.7.2.10.4 DENSIDAD DE VAPOR CONDENSADO, WVC.
Almacenaje de petróleo líquido
Para seleccionar la densidad de vapor condensado de un petróleo líquido, a 60 °F
está dada en la tabla 5.
Para productos derivados de petróleo y petróleo crudo, la densidad de vapor
condensado de almacenaje, WVC, es inferior a la densidad del líquido almacenado,
WL. Si esta información no se conoce, se puede calcular a partir de la ecuación 37,
la cual se desarrolló principalmente para gasolina:
ECUACIÓN 37. Densidad de vapor condensado almacenado, WVC.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement
Dónde:
WVC = Densidad de vapor condensado almacenado, en libras por galón.
MV = Peso molecular del vapor almacenado, en libras por libra-mol.
La constante, 0,08; en la ecuación 37 tiene unidades de libras moles por galón.
2.7.2.11 VARIABLES EN LA PÉRDIDA DE TRABAJO
La pérdida de trabajo, LW, está relacionada en la ecuación 7 a las siguientes
variables:
a) Volumen de vapores desplazados, Q (expresado en términos de N, HLX, y
D).
b) Densidad de vapor, W,
c) Factor del producto, KP.
d) Factor del volumen de venta (saturación), KN,
e) Factor de corrección de ajuste de venteo, KB.
105
Las variables relacionadas con la densidad de vapor almacenado, WV, se
indicaron anteriormente.
Las variables adicionales en la pérdida de trabajo en la cantidad de material neto
anual almacenado, Q; factor pérdida de trabajo en el volumen de venta, KN; factor
de pérdida de trabajo del producto, KP, y el factor de corrección de ajuste de
venteo, KB, ya se examinaron anteriormente.
2.7.2.11.1 Cantidad de material neto anual utilizado, Q
La cantidad de material neto anual utilizado, Q, tal como se utiliza en esta
publicación, es el volumen total de existencias que se bombea dentro del tanque
en un año que resulta en un aumento en el nivel de las existencias de líquido en el
tanque. Si el llenado y vaciado se producen por igual, y al mismo tiempo a fin de
que el nivel de líquido no cambie, el rendimiento neto es cero. La cantidad de
material neto anual utilizado rendimiento neto anual se presenta en la ecuación 7
como función del tanque y del número de movimientos. El volumen del tanque se
expresa en términos del diámetro del tanque, D, y de la altura máxima de
almacenamiento del líquido, HLX.
2.7.2.11.2 Factor de movimiento (volumen de venta), KN.
Para tanques donde la cantidad de material neto anual utilizado, Q, es grande,
produciendo frecuentemente movimiento en el tanque (más de 36 movimientos por
año), la mezcla de vapor venteado air-stock no es saturado con el vapor
almacenado. La pérdida de trabajo factor de movimiento, KN, se utiliza para tener
en cuenta esta falta de condición de saturación en el vapor venteado. El factor de
movimiento se puede determinar a partir del Figura 26 o calculada de ecuaciones
8 y 8a.
106
FIGURA 21. Working Loss Turnover Factor (KN)
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
El índice de movimiento de almacenaje, N, puede calcularse a partir de la
ecuación 38:
ECUACIÓN 38. Índice de rotación de existencias, en un volumen de negocios por año, N.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
N = Índice de rotación de existencias, en un volumen de negocios por año.
Q = Movimiento anual neto de almacenaje (asociada con el aumento del nivel de
líquido almacenado en el tanque), en barriles por año.
D = Diámetro del tanque, en pies.
HLX = Altura máxima del líquido almacenado, en pies. 107
En la ecuación 38, la constante, 5.614, tiene unidades de pies cúbicos por barril.
2.7.2.11.3 Factor del producto, KP.
El factor del producto en la pérdida de trabajo, KP cuenta para el efecto de
diferentes tipos de líquido almacenado en las pérdidas por evaporación durante la
operación del tanque. El uso de este factor del producto sólo se aplica a las
pérdidas de trabajo y no debe utilizarse para estimar las pérdidas de
almacenamiento permanente.
Los factores de Producto han sido desarrollados para múltiples mezclas de
hidrocarburos líquidos, incluidas el almacenamiento de petróleo crudo y derivados
de petróleo (como gasolinas y naftas), así como de un solo componente de un
producto petroquímico almacenado.
ECUACIÓN 39. Índice de rotación de existencias, en un volumen de negocios, KP.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
2.7.2.11.4 Ajuste del factor de corrección de venteo, KB.
El cálculo de ajuste del factor de corrección de venteo se realiza en dos pasos. El
primer paso es chequear para determinar si la compresión del espacio de vapor
durante el llenado, antes de la apertura de venteo, es suficiente para lograr la
concentración de vapores en el espacio superior por encima del punto de
saturación. Si la concentración de vapor se demuestra que llega al punto de
saturación, se asume que la condensación se lleva a cabo. La reducción de
cantidad de vapor debido a la condensación se calculará de acuerdo con las leyes
del gas ideal, tal como está formulada en la ecuación 12.
108
2.8 DESARROLLO DE LA ECUACIÓN DE PÉRDIDA
PERMANENTE DE ALMACENAMIENTO
La ecuación de pérdida permanente de almacenamiento fue desarrollada a partir
de un modelo físico del proceso de pérdida por respiración. Esta ecuación se
derivó de la ley ideal de los gases y de la presión, temperatura, volumen y de
condiciones que existen en el espacio de vapor de un tanque de techo fijo que
contienen almacenado un líquido volátil durante el ciclo diario de calentamiento.
La ecuación de pérdida permanente de almacenamiento exige una estimación de
la temperatura del rango de espacio de vapor, ATV. Un modelo amplio de
transferencia de calor de la calefacción al día proporciono un ciclo de análisis,
ecuación fue validad por los datos de prueba.
Si fue necesario incorporar el factor de saturación de vapor de venteo, KS, para
tener en cuenta las condiciones de no saturación están presentes en la mezcla de
aire vapor venteado. Una vez más, un modelo físico fue usado para desarrollar
una ecuación analítica para el factor de saturación de vapor de venteo. Algunos de
los parámetros de la ecuación analítica, sin embargo, no puede calcularse
directamente a partir de los datos de ensayo disponibles, y por lo tanto, la
expresión analítica se utilizara tan solo como una guía en el desarrollo de una
ecuación de correlación para el efecto de saturación de vapor venteado.
Ediciones anteriores de la Norma API-MPMS 19.1 presento la pérdida permanente
de almacenamiento como se muestra en la ecuación 2c.
Donde VV se calcula a partir de ecuación 40.
109
ECUACIÓN 40. Volumen del espacio del vapor del tanque, VV.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
2.8.1 Factor de expansión del espacio de vapor
El facto de expansión del espacio de vapor, KE, se define como la proporción del
volumen de mezcla de aire-vapor expulsado durante un ciclo diario de respiración
para el volumen del espacio de vapor del tanque.
Una ecuación teórica fue desarrollada para el factor de expansión del espacio de
vapor basado en un modelo físico del proceso de respiración. La ecuación
derivada de la ley ideal de los gases y de la presión, temperatura, volumen y de
las condiciones que existe en el espacio de vapor de un tanque de techo fijo que
contiene un líquido volátil durante el ciclo diario de calentamiento.
2.8.2 Factor de saturación de vapor venteado
El factor de saturación de vapor venteado, KS, se define como el cociente entre la
media diaria de valores de concentración de vapor en el vapor con la media diaria
de vapor saturado almacenado. Cuando KS = 1, el gas ventado está
completamente saturado; cuando KS = 0, el gas venteado no contiene vapor
almacenado.
Utilizando un modelo teórico para el proceso de transferencia de masa de vapor
almacenado de la superficie líquida a la PV de venteo durante el ciclo diario de
respiración, una ecuación teórica se desarrolló. Esta ecuación contiene los
parámetros pertinentes que afectan al factor de saturación de vapor ventado, KS.
La ecuación indica KS tiende hacia 1 cuando merma del espacio de vapor, HVO,
tiende hacia 0. Asimismo, indica que KS tiende hacia 0 tal como la presión de
vapor a la temperatura media diaria de la superficie del líquido, PVA, tiende hacia la
presión atmosférica, PA. La ecuación contiene un coeficiente de transferencia de
masa por la transferencia de vapor desde la superficie del líquido almacenado en 110
la PV de venteo. La información insuficiente estaba disponible para evaluar el
coeficiente de transferencia de masa, y por lo tanto, la ecuación teórica siempre
que solamente una guía muestre la dependencia de KS sobre PVA, y HVO otros
parámetros.
2.8.3 Rango de temperatura del espacio de vapor
El rango diario de temperatura del espacio de vapor, ΔTE, se define como la
diferencia entre la temperatura máxima diaria del espacio de vapor, TVX, y la
temperatura mínima diaria del espacio del vapor TVN. Un modelo de transferencia
de calor fue desarrollado que se describe los procesos de transferencia de calor
que se produjeron durante el ciclo diario de calentamiento.
2.8.3.1 Absorción solar superficial
El solar de absorción, α, se define como la fracción de la insolación solar
absorbida por la superficie.
Las superficies exteriores de tanques de techo fijo son normalmente recubiertas
con una capa de pintura para reducir la corrosión y reflejar la insolación solar. Una
amplia gama de colores de pintura se han utilizado, a veces con un color diferente
en el techo del tanque que en el cuerpo del tanque.
La absorción en la superficie del tanque depende del color del tanque, tipo de
superficie, y la condición de la superficie. Superficies recién pintadas, o superficies
en un buen estado, tendrá una menor absorción de energía solar que superficies
intemperizadas pintadas o superficies e malas condiciones.
2.8.3.2 Temperatura superficial del líquido
Las ecuaciones de pérdida por evaporación permanente por almacenamiento
requieren determinar la presión de vapor de almacenaje a la temperatura máxima
111
diaria de la superficie del líquido, TLX , el promedio diario de temperatura de la
superficie del líquido, TLA, y la temperatura mínima diaria de la superficie, TLN .
Una ecuación teórica fue desarrollada para la estimación de estas temperaturas
de la superficie del líquido que se basa en un análisis de transferencia de calor de
la superficie líquida durante el ciclo diario de calentamiento. Las ecuaciones
resultantes requieren el aporte de la temperatura del líquido a granel, TB.
La temperatura del líquido a granel, TB, es el promedio diario de temperatura del
líquido de existencias en el tanque de almacenamiento. Esta información esta
normalmente disponible a partir de registros de medición del tanque u otros
registros de tanques en operación. Si la temperatura del líquido a granel no está
disponible, puede ser estimado a partir de la temperatura media diaria del
ambiente. TAA, y la absorción solar de la pintura del tanque, α.
2.9 DESARROLLO DE LA ECUACIÓN DE PÉRDIDA DE TRABAJO
La ecuación de pérdida de trabajo que aparece en esta publicación es
esencialmente el mismo que el que aparición en la primera edición del API. La
ecuación que apareció en la primera edición se convirtió a partir de la pérdida por
trabajo de unidades de barriles por año en tabla 7 de la Norma API-MPMS 19.1 –
Evaporative Loss Measurement que expresa la perdida de trabajo en las unidades
de libras por año.
Ediciones anteriores de la Norma API-MPMS 19,1 (es decir, la primera y segunda
ediciones de la API) presentó la pérdida de trabajo como se muestra en la
ecuación 7b. Esto se logra mediante la sustitución del volumen máximo del líquido
en el tanque, VLX, por los correspondientes términos en la ecuación 7, y entonces
luego la sustitución del rendimiento neto anual de almacenamiento, Q, para el N y
VLX. Expresando el rendimiento neto anual de almacenamiento en barriles por año
requiere que se multiplique por el factor de conversión, 5.614 pies cúbicos por
barril. Sustituyendo por la densidad de vapor almacenado, WV , como se muestra
112
en la ecuación 6, y la selección de 63 ºF (523ºF) como un típico valor de la
temperatura de la superficie del líquido, TLA, WV, permiten que se expresen como
(0.0001781 MV, PVA ). La combinación de este coeficiente de rendimiento con el
factor de conversión de 5,614 da el coeficiente de 0.0010 utilizados en ediciones
anteriores.
Dónde:
Q = Rendimiento anual neto de almacenamiento (asociado con el aumento del
nivel de líquido en el tanque) en barriles por año.
MV = Peso molecular del vapor almacenado, en libras por libra-mol.
PVA = Presión de vapor a la temperatura diaria mínima de la superficie del líquido,
en libras por pulgada cuadrada.
Q =Volumen de vapor desplazado.
KN = Factor del volumen de venta (saturación).
KP = Factor de producto.
2.9.1 Factor de movimiento (volumen de venta)
El factor de movimiento, KN =, está definido con la fracción de saturación del vapor
ventado durante la pérdida de trabajo. Cuando KN = 1, el vapor ventado está
saturado con el vapor de existencias; cuando KN = 0, el vapor ventado no contiene
vapor almacenado.
Para tasa de movimiento de existencias, N, hasta 30 movimientos por año, los
datos de ensayo disponibles fundamentado un valor de KN = 1. No hay datos de
pruebas disponibles para las tasas de movimiento superior a 30 movimientos por
año. Sobre la base de una propuesta de relación entre el trabajo KN, y la tasa de
rotación de movimiento de existencias, la cual fue publicada en los procedimientos
113
del API. Esta ecuación resulta en un valor de KN = 0,74 a un volumen de venta por
semana y KN =0,25 a un volumen de venta por día.
2.9.2 Factor de producto
La pérdida de trabajo por el factor de producto, KP cuanta para el efecto de
diferentes tipos de almacenamiento de líquidos en las pérdidas por evaporación
durante la operación del tanque. El uso de este factor de producto se aplica sólo a
la perdida de trabajo y no debe ser usado cuando se estima la pérdida
permanente por almacenamiento.
El factor de producto, KP fue incluido en la ecuación de pérdida de trabajo para
tener en cuenta los efectos de diferentes tipos de líquidos almacenados en la
pérdida por evaporación. Estos efectos son considerados en las diferencias de la
presión de vapor verdadera de almacenamiento y el peso molecular.
En la primera edición del API, un factor de producto, KP de 0,75 fue seleccionado
para almacenamiento de petróleo crudo. Los datos de ensayo disponibles sobre
petróleo crudo en la pérdida de trabajo fueron encontrados al estar espaciado y no
es suficientemente precisa para permitir una correlación formal. Sin embargo, un
examen de los datos dispersos, así como otras consideraciones, sustentando un
factor de producto de 0,75 para el petróleo crudo.
114
3 CAPITULO III DIAGNOSTICO
3.1 REFINERIA GUALBERTO VILLARROEL
La Refinería Gualberto Villarroel está instalada en la ciudad de Cochabamba y
ubicada en la Avenida Petrolera, Kilómetro 6 de la carretera antigua a Santa Cruz.
Su gran infraestructura fue desarrollada en varias etapas desde el año 1949,
cuando se inició la construcción de la primera planta de Topping (CRBO).
Entre 1953 y 1957 se construyó la primera planta de lubricantes, asumiendo el
reto de la producción de aceites, grasas, asfaltos y parafinas. En 1967 se amplió la
planta Topping y al mismo tiempo se adecuaron técnicas de operación para la
producción de gasolinas, Jet Fuel, Fuel Oil, Solventes y GLP entre otros
productos.
En 1976 se instaló una nueva planta de Topping de 12.500 barriles por día para
cubrir las necesidades del mercado local.
En 1979 se inauguró el Complejo de Refinación, con una capacidad de
procesamiento de 27.500 barriles por día en la Unidad de Carburantes.
Actualmente las plantas producen:
Gas Licuado de Petróleo (GLP)
Gasolina Especial
Gasolina de Aviación
Jef Fuel
Kerosene
Diesel Oil
Aceites y Grasas Automotrices e Industriales
Cemento Asfáltico
Solventes y otros
115
La producción de lubricantes y grasas con la marca YPFB es realizada en la
Planta de Lubricantes de la Refinería Gualberto Villarroel y son comercializados
por YPFB REFINACION S.A., logrando cumplir con el abastecimiento de más del
60% de la demanda del país de lubricantes terminados.
3.2 CARACTERISTICAS DEL TANQUE
A través de la siguiente tabla, se identifica las características del tanque
atmosférico de techo fijo N° 2931 propiedad de YPFB Logística S.A., para el
almacenamiento de gasolina especial en la provincia Cercado del Departamento
de Cochabamba.
TABLA 8. Características del tanque N°2931
FICHA TECNICA TK- 2931 DE GASOLINA ESPECIAL
Ubicación Área de tanques PBR.Tipo Cilíndrico Vertical soldadoMaterial Planchas de Acero al Carbón A-36Área del Cuerpo 222.96 m2
Área del Techo 198.41m2
Color BlancoAltura 14.51 mts.Diámetro 15.25 mts.Capacidad Bruta 2.643.064 lts.Capacidad Neta 2.366.515 lts.Tipo de Techo Cónico-fijo-soldadoTipo de Fondo Plano-soldadoSumidero API SiVálvula de Recepción De 12” x 150Válvula de Despacho De 6” x 150Válvula de Drenaje De 3” x 150Válvula de Presión – Vacío
De 6”
Válvula de Alivio 6" Shand & JursVenteo 1 de 24” cerrado.Tipo de Boca de Medición
De 6” Cuello con tapa. (bisagra)
Conexión de Espuma SiEntrada de Hombre 2 de 24” de Diám.Indicador de Nivel Si
116
FICHA TECNICA TK- 2931 DE GASOLINA ESPECIAL
Tipo de Escalera Espiral con baranda de protección.Base Soporte Relleno compactadoConexiones Especiales
Ninguna conexión
Ultimo Mantenimiento nov-00Servicio PlantaAño de Construcción 2000Constructor -
FUENTE: Manual de operación YPFB Logística.
ILUSTRACIÓN 2. Tanque N° 2931 YPFB – Logística.
FUENTE: Elaboración propia.
3.3 TANQUE 2931 YPFB LOGISTICA S.A.
El tanque 2931 de almacenamiento de gasolina, propiedad de Y.P.F.B. Logística
S.A. , fue construido en el año 2000 por la empresa Servipetrol.
Tiene un diámetro de 15.250 mm, altura 14.510 mm, una capacidad nominal
(diseño) de 2.643,1 m3 y una capacidad Máxima de Almacenamiento de 2.473,4
m3.
El promedio de despacho es de 220 m3/día, su rotación promedio mensual es de
4.3 veces
117
3.4 CONTROL DE CALIBRACION DEL TANQUE 2931
En la presente tabla, indicaremos el control de calibración, área centro 2010 de la
planta de Cochabamba, haciendo énfasis a los tanques de gasolina especial.
TABLA 9. Control de calibración de tanques, Área centro 2012. Planta Cochabamba
TANQUE Nº
PRODUCTON°
CERTIFICADO
FECHA CALIBRACION
ACTUAL
FECHA PROXIMO
CALIBRACION
OBSERVACION
73Gasolina Premium
CV-TK-007-2012
5-jul-11 4-jul-14 CALIBRACIÓN VIGENTE
2918 Diesel Oil CV-TK-070-2005
29-jul-05 28-jul-08Solicitar calibración para
Junio-12
2919 Kerosen CV-TK-033-2007
28-may-07 27-may-10Solicitar calibración año
2013
2925 Diesel Oil CV-TK-037-2007
24-may-07 23-may-10Solicitar calibración año
2013
2931Gasolina Especial
CV-TK-006-2012
6-jul-11 5-jul-14 CALIBRACIÓN VIGENTE
2934Gasolina Especial
CV-TK-036-2007
25-may-07 24-may-10Solicitar calibración año
2013FUENTE: YPFB Logística S.A.
3.5 ROTACION DE TANQUES DE GASOLINA EN LA PLANTA
PUERTO VILLARROEL
A continuación en la siguiente tabla indicaremos el volumen (m3/día) promedio
comercializado de gasolina especial por departamento durante la gestión 2010,
haciendo más énfasis al departamento de Cochabamba.
TABLA 10. Volumen promedio comercializado de gasolina especial por departamento Gestión 2010 (m3/día)
Indicadores de rotación de almacenajeCódigo: GOPE-RG-PL-CPAM-01
Fecha de emisión: 15/11/11
Rotaciones mes (n° de veces) Versión N°: 01-14/11/11
Mes dic-11
Fecha 01/01/2012
Gasolina Especial (Despachos días operativos)
Rotaciones mes (n° de veces)
Planta Cap. Almaene-11
feb-11
mar-11
abr-11
may-11
jun-11
jul-11
ago-11
sep-11
oct-11
nov-11
dic-11
Prom
Senkata 8907 3,1 2,9 3,2 3,4 3,3 3,3 3,5 3,5 3,4 3,5 3,5 4,1 3,4
118
Indicadores de rotación de almacenajeCódigo: GOPE-RG-PL-CPAM-01
Fecha de emisión: 15/11/11
Rotaciones mes (n° de veces) Versión N°: 01-14/11/11
Oruro 1759 3,7 3,3 3,6 3,7 3 2,9 3,8 3,7 3,8 3,7 4 4,3 3,6
Cochabamba 3500 4,5 3,4 4,3 5 3,1 3 5,1 3,8 4,7 4,2 4 6 4,3
P. Villarroel 1938 2,3 1,8 2,6 2,8 1,7 1,2 1,3 1,3 1,3 1,3 1,2 1,4 1,7
Trinidad 1169 1,4 1,3 1,5 1,5 1,5 1,8 2 1,7 1,9 1,7 1,8 1,5 1,6
Riberalta 914 1,1 1 1,2 1,3 1,2 1,4 1,2 1,3 1,3 1,3 1,4 1,6 1,3
Palmasola 9448 3,5 3,2 3,4 3,3 4 4,6 3,4 4 3,8 3,7 3,8 3,5 3,7
S. José de Ch.
459 2 1,9 1,9 2,1 2,3 2,1 2,3 2 2 2,1 2,1 2,3 2,1
Chorely 3491 2,9 3 2,1 3 3,3 2,8 3,1 3,2 2,9 2,8 3,5 3,3 3
Monteagudo 107 1,7 1,4 1,5 1,4 1,7 1,8 1,8 2,1 2 2,2 1,8 2,2 1,8
Sucre 1385 4 3,8 3,7 4,1 4,7 4,3 4,2 4 4,1 3,5 4,2 4,6 4,1
Potosí 2056 1,5 1,3 1,4 1,5 2 2,1 1,5 1,5 1,6 1,5 1,6 1,8 1,6
Uyuni 279 3,2 2,5 2,7 2,9 2,9 2,8 2,8 3,2 2,9 3,3 3,3 3,2 3
Tupiza 460 1 1 1,1 1,2 1 1,1 1,2 1,2 1,1 1,3 1,2 1,3 1,1
Villamontes 1615 2,6 2,5 2,1 2,3 2,6 2,2 2,6 2,8 2,3 2,8 3 2,9 2,6
Tarija 1246 1,8 1,8 2 1,9 1,9 2 2 2,3 2,1 2,1 2,4 2,3 2,1
Promedio 2370,1 2,5 2,2 2,4 2,6 2,5 2,5 2,6 2,6 2,6 2,6 2,7 2,9 2,6
FUENTE: YPFB Logística S.A.
3.6 MOVIMIENTO DE GASOLINA ESPECIAL EN LA PLANTA COCHABAMBA
En el siguiente punto indicaremos el despacho y la recepción de gasolina especial.
3.6.1 Despacho de gasolina especial
En la planta Cochabamba, el despacho de cisternas de gasolina especial,
ascendió mensualmente a un promedio de 13.741 m3 el 2009, 13.945 m3 el 2010,
13.316 m3 el 2011 y 12.323 m3 hasta el mes de Abril del 2012, en al siguiente
tabla se detalla los metros cúbicos de gasolina especial despachados
mensualmente.
TABLA 11. Despachos gasolina especial en m3
2009 2010 2011 2012
Ene 12.711 16.366 12.734 12.601
Feb 12.024 12.475 11.050 12.214
Mar 10.174 11.921 12.727 12.872
Abr 10.175 12.599 14.038 11.605
119
2009 2010 2011 2012
May 11.506 10.585 10.942
Jun 13.273 17.311 10.567
Jul 14.163 20.939 17.746
Ago 14.331 12.545 13.454
Sep 18.469 11.303 14.078
Oct 17.644 16.828 12.630
Nov 17.166 12.216 11.693
Dic 13.259 12.248 18.140
PROM 13.741 13.945 13.316 12.323FUENTE: YPFB Logística S. A.
GRAFICO 1. Despachos cisternas de gasolina especial –Planta Cochabamba
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
HISTORICO - DESPACHOS - PCBB GE
2010
2011
2012
MES
VO
LUM
EN
ES
Mts
3
FUENTE: Elaboración propia.
3.6.2 Recepción de gasolina especial despacho cisternas
En la planta Cochabamba, el despacho de cisternas de gasolina especial,
ascendió mensualmente a un promedio de 13.778 m3 el 2009, 14.076 m3 el 2010,
14.138 m3 el 2011 y 15.185 m3 hasta el mes de Abril del 2012, en al siguiente
tabla se detalla los metros cúbicos de gasolina especial despachados
mensualmente.
120
TABLA 12. Recepción gasolina especial en m3
2009 2010 2011 2012
Ene 13.732 16.366 12.734 16.207
Feb 11.007 12.475 11.050 16.875
Mar 11.361 11.922 12.727 14.507
Abr 9.312 12.558 14.038 13.150
May 11.565 11.165 12.375
Jun 13.750 18.300 10.567
Jul 14.870 19.985 17.746
Ago 14.492 12.545 13.750
Sep 18.222 11.303 16.425
Oct 17.037 17.828 13.857
Nov 16.731 12.216 14.543
Dic 13.259 12.248 19.843
PROM 13.778 14.076 14.138 15.185FUENTE: YPFB Logística S.A.
GRAFICO 2. Recepción cisternas de gasolina especial –Planta Cochabamba
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
-
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
HISTORICO - RECEPCION - PCBB GE
2010
2011
2012
MES
VO
LU
ME
NE
S M
ts3
FUENTE: Elaboración propia
3.7 PERDIDAS POR EVAPORACION DE GASOLINA ESPECIAL
121
Tabla 13. Pérdidas por evaporación de gasolina especial
Planta Cochabamba
Gasolina especial
AÑO Variación(Lts.)
2011
Ene 2120
Feb -7850
Mar -8490
Abr -9200
May -9850
Jun -6260
Jul -7450
Ago -5130
Sep -7160
Oct -4010
Nov -5230
Dic -4350
Variación Total -72860FUENTE: YPFB Logística
3.8 ANALISIS DEL MERCADO INTERNO.
Para un mejor entendimiento del análisis de mercado se desarrollará a los
combustibles liquido obtenidos por refinerías, Volumen promedio comercializado
de gasolina especial por departamento gestiones 2009, 2010,2011, como se indica
a continuación.
3.8.1 Combustibles líquidos obtenidos por refinerías
Se tiene como principal liquido por refinería a analizar; a la Gasolina especial
(Bbl/día), como se desarrolla a continuación:
3.8.1.1 Gasolina especial (Bbl/día)
La gasolina especial es el combustible de mayor producción. Las refinerías de
YPFB Refinación S.A. produjeron durante el primer trimestre de 2011 el 93,2% de
122
este combustible. La refinería Oro Negro fue la única refinería pequeña que
produjo gasolina especial, representando esta producción el 6,8% del total.
TABLA 14 Consumo Gasolina Especial Trimestral en las Gestiones 2010 y 2011
REFINERIAGUALBERTO VILLARROEL
GUILLERMO ELDER BELL
ORO NEGRO TOTAL
2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011
ENERO 9.890 9.112 2.767 3.862 1.008 1.010 13.664 13.984
FEBRERO 9.466 9.434 3.818 5.101 961 945 14.245 15.481
MARZO 8.955 8.358 3.521 3.733 923 931 13.399 13.022
PROMEDIO 9.437 8.968 3.369 4.232 964 962 13.770 14.162
% 68,50% 63,30% 24,50% 29,90% 7,00% 6,80% 100,00% 100,00%FUENTE: Gerencia Nacional de comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos, Agencia nacional de Hidrocarburos.
La producción promedio de gasolina especial de enero a marzo de 2011 alcanzó
un promedio de 14.162 Bbl/día superando en un 3% a la producción promedio del
mismo período de 2010. El mes de mayor producción del trimestre fue febrero
alcanzándose un promedio de 15,81 Bbl/día.
3.8.2 Volumen promedio comercializado de gasolina especial por
departamento gestiones 2009, 2010,2011
De acuerdo a las estadísticas del consumo de gasolina especial, durante la
gestión 2009, el volumen más bajo comercializado fue el del mes de enero con
2.257 m3/día y, el más alto en diciembre con 2.722 m3/día; época en la que existe
mayor movimiento económico.
GASOLINA ESPECIAL (m3/día)
Volumen promedio comercializado de gasolina especial por departamento Gestión 2009 (m3/día)
Gestión 2009
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
La Paz 738 753 741 810 736 785 781 778 798 817 754 862
Santa Cruz 676 719 723 797 691 756 785 736 804 881 797 894
Cochabamba 352 394 374 408 370 391 406 377 391 418 399 425
123
Gestión 2009
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Oruro 124 128 118 129 122 130 135 132 141 144 118 149
Potosí 95 105 95 98 95 98 95 95 98 95 98 95
Sucre 76 73 72 72 72 74 80 73 78 83 65 81
Tarija 95 101 92 97 95 96 99 99 101 104 97 104
Beni 83 92 83 86 83 86 83 83 86 83 86 83
Pando 18 18 21 22 22 23 24 24 29 32 29 30Total Promedio
2.257
2.383 2.319
2.519
2.286
2.439
2.488 2.397
2.526
2.657
2.443
2.723
FUENTE: Gerencia Nacional de comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos, Agencia nacional de Hidrocarburos.
onsumo total. Los volúmenes de gasolina especial comercializados durante el
primer trimestre de 2011 superaron en 8% a los volúmenes comercializados
durante el mismo período de 2010.
GRAFICO 3. Producción gasolina especial (m3) – Gestión 2012
FUENTE: ANH- Agencia Nacional de Hidrocarburos.
TABLA 15. Producción gasolina especial (m3) – Gestión 2012Gestión 2012
TOTAL
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEPOCT NOV DIC
Gualberto Villarroel 44.868,6 41.664,3 44.941,0
131.473,5
Gualberto Elder Bell 33.706,0 17.809,3 32.722,1 84.273,4
Oro Negro 4.302,3 4.502,7 4.650,7 13.255,7
Total pais (m3/mes) 82.875,9 63.976,3 82.313,8
229.167,0
124
FUENTE: ANH- Agencia Nacional de Hidrocarburos.
4 CAPITULO IV: INGENIERIA DEL PROYECTO
4.1
125
4.2 CALCULO DE PERDIDAS POR EVAPORACION EN TANQUES ATMOSFERICOS DE TECHO FIJO
4.2.1 Calculo del volumen total del espacio de vapor del tanque Vv
Calculo del volumen total del espacio de vapor del tanque Vv
Descripcion Simbolo Valor Unidad Observaciones ECUACION 15
ECUACION 14
ECUACION 13 ECUACION 40
Tanque 211 HR=SR*RS HRO=(1/3)*HR HVO=HS-HL+HRO VV=(π/4)*D2*HVO
tipo de tanqueTecho fijo
conico 1,106824844 0,368941615 28,32634261 27.908,60566
Diametro D 35,418395 PIES DATO TOMADO DEL TANQUE
Radio Rs 17,7091975 PIES DATO CALCULADO,D/2 D(mm) 10.795Inclinacion del cono del
techoSR 0,0625 PIES POR PIE DATO , TYPICAL VALUE D(ft)
35,418395
Altura del cono del techo HR 1,106824844 PIESDATO CALCULADO,ECUACION
15HS (mm) 9.036
Roof outage(altura equivalente al volumen contenido bajo el techo)
HRO 0,368941615 PIESDATO CALCULADO,ECUACION
14
HS (ft) 29,647116
HL (mm) 515HL (ft) 1,689715
Altura del cuerpo del tanque
HS 29,647116 PIESDATO DADO, TOMADO DE
TANQUE
Altura de trabajo HL 1,689715 PIESVALOR DADO,CALCULAR ALTURA EN FUNCION DE
PORCENTAJE DE OCUPACION
Espacio de vapor(del roof outage)
HVO 28,32634261 PIESDATO CALCULADO,ECUACION
13
PI(constante) π 3,141592654ADIMENSIONA
LCONSTANTE
Volumen total del espacio de vapor del tanque
VV 27.908,60566 PIES CUBICOSDATO CALCULADO,ECUACION
40
126
4.2.2 Calculo de los valores: TAA,∆TA
CALCULO DE LOS VALORES : TAA,∆TA
Descripcion Simbolo Valor Unidad Observaciones
Maxima temperatura ambiente diaria
TAX 549,5 º RANKINEVALOR DADO, SITIO DONDE ESTA
LOCALIZADO EL TANQUE
Minima temperatura ambiente diaria
TAN 515 º RANKINEVALOR DADO, SITIO DONDE ESTA
LOCALIZADO EL TANQUE
Promedio de temperatura ambiente diaria
TAA 532,25 º RANKINE DATO CALCULADO CON ECUACION 17
Rango de temperatura ambiente diaria
∆TA 34,5 º RANKINE DATO CALCULADO,ECUACION 18
ECUACION 17 ECUACION 18
TAA=(TAX+TAN)/2 ∆TA=TAX-TAN
532,25 34,5
TAX(F) 89 31,66666667
TAX( R ) 549 31,88888889
TAN(F) 58 14,44444444
TAN( R ) 518 14,66666667
127
4.2.3 Calculo de factor de absorción solar α
CALCULO DE FACTOR DE ABSORCION SOLAR α
Descripcion Simbolo Valor Unidad Observaciones
Factor de absorcion de la pintura del techo
αR 0,49 ADIMENSIONALVALOR DADO EN TABLA 5 DE LA NORMA
API-MPMS 19,1 EVAPORITE LOSS MEASUREMENT
Factor de absorcion de la pintura del cuerpo
αs 0,49 ADIMENSIONALVALOR DADO EN TABLA 5 DE LA NORMA
API-MPMS 19,1 EVAPORITE LOSS MEASUREMENT
Factor de absorcion solar total
α 0,49 ADIMENSIONALDATO CALCULADO CON
ECUACION 19
ECUACION 19
α=(αR+αs)/20,49
128
4.2.4 Calculo de los valores TB,TLA,∆TV,TLX,TLN
Calculo de los valores TB,TLA,∆TV,TLX,TLN
Descripcion Simbolo Valor Unidad Observaciones ECUACION 17 ECUACION 18 ECUACION 19 ECUACION 20
Promedio diario de temperatura ambiente
TAA 532,25 º RANKINEDATO
CALCULADO,ECUACION 17
TAA=(TAX+TAN)/2 ∆TA=TAX-TAN α=(αR+αS)/2 TB=TAA+6*α-1
532,25 34,5 0,49 534,19
Factor de absorcion solar α 0,49 ºRANKINEDATO CALCULADO,
ECUACION 19
Temperatura del volumen de liquido
TB 534,19 º RANKINEDATO
CALCULADO,ECUACION 20 ECUACION 21 ECUACION 22 ECUACION 23 ECUACION 24
Absorcion solar diaria I 1.537,3318 BTU/PIE2 VALOR DADO TLA=0,44*TAA+0,56*TB+0,0079*α*I ∆TV=0,72*∆TA+0,028*α*I TLX=TLA+0,25*∆TV TLN=TLA+0,25*∆TV
Promedio diario de la temperatura en la
superficie del liquidoTLA 539,287411 º RANKINE
DATO CALCULADO,ECUACION
21
539,2874114 45,9321923 550,7704595 550,7704595
TLX(R)= 541,9509
Rango de temperatura ambiente diaria
∆TA 34,5 º RANKINEDATO
CALCULADO,ECUACION 18
TLN(R)= 533,3241
Rango de temperatura de vapor
∆TV 45,9321923 º RANKINEDATO
CALCULADO,ECUACION 22
Maxima temperatura diaria en la superficie del liquido
TLX 541,9509 º RANKINE VALOR DADO
Minima temperatura diaria en la superficie del liquido
TLN 533,3241 º RANKINE VALOR DADO
129
4.2.5 Calculo de los valores : MV,PVX,PVA,PVN,∆PV
Calculo de los valores : MV,PVX,PVA,PVN,∆PV
DescripcionSimbol
oValor Unidad Observaciones ECUACION 28 ECUACION 21 ECUACION 23 ECUACION 25
Peso molecular de vapor del
productoMV 68
LIBRAS POR LIBRA- MOL
VALOR DADO POR LABORATORIO
A=(15,64-1,854*√S)-(0,8742-0,3280*√S)*(ln(PVR)) TLA=0,44*TAA+0,56*TB+0,0079*α*I TLX=TLA+0,25*∆TV PVX=exp(A-(B/TLX))
11,78101879 539,2874114 541,9509 6,44594185
Presion de vapor Reid RVP 8,3 PSI
VALOR CALCULADO POR LAB. A 37,5 ºC
BAJO LA NORMA ASTM-D86
Constante de la ecuación de presión de
vapor
A 11,78101879 ADIMENSIONALDATO
CALCULADO,ECUACION 28
ECUACION 28 ECUACION 26 ECUACION 24 ECUACION 27
B=8742-1042*√S-(1049-179,4*√S)ln(PVR) PVA=exp(A-(B/TLA))TLN=TLA+0,25*∆TV
PVN=exp(A-(B/TLN))
Constante de la ecuación de presión de
vapor
B 5374,834919 ADIMENSIONALDATO
CALCULADO,ECUACION 28
5374,834919 6,137815202 533,3241 5,490552251
ECUACION 34Máxima
temperatura diaria en la
superficie del liquido
TLX 541,9509 º RANKINEDATO
CALCULADO,ECUACION 23
∆Pv=PVX-PVN
0,955389599Presión de vapor del
liquido a la máxima
temperatura diaria del
liquido
PVX 6,44594185 PSIDATO
CALCULADO,ECUACION 25
Promedio diario de
TLA 539,2874114 º RANKINEDATO
CALCULADO,ECUACIO S(F/vol %)= 3
130
temperatura en la superficie
del liquidoN 21
Presión de vapor absoluta al
promedio de temp. Diaria del
liquido
PVA 6,137815202 PSIDATO
CALCULADO,ECUACION 26
Temperatura mínima diaria en la superficie del
liquido
TLN 533,3241 º RANKINEDATO
CALCULADO,ECUACION 24
Presión de vapor del liquido a la mínima temp.
Diaria del liquido
PVN 5,490552251 PSI/ABSOLUTADATO
CALCULADO,ECUACION 27
Rango de presión de vapor del
liquido∆PV 0,955389599 PSI/ABSOLUTA
DATO CALCULADO,ECUACION
34
4.2.6 Cálculo de valor: Wv
Calculo de valor: Wv
131
Descripcion Simbolo Valor Unidad Observaciones ECUACION 6 ECUACION 26 ECUACION 21
Densidad de vapor del sotck
WV 0,072127805LIBRAS POR PIE
CUBICO
DATO CALCULADO,ECUACION
6
Wv=(Mv*PVA)/(R*TLA) PVA=exp(A-(B/TLA)) TLA=0,44*TAA+0,56*TB+0,0079*α*I
0,072127805 6,137815202 539,2874114
Peso molecular de vapor del
productoMV 68
LIBRAS POR LIBRA-MOL
Valor dado por laboratorio
Presion de vapor absoluta al
promedio de temp. Diaria del
liquido
PVA 6,137815202 PSIDATO
CALCULADO,ECUACION 26
Constante de gas ideal
R 10,73 ft3 *PSI/ºR.lbmol VALOR CONSTANTE
Promedio diario de temperatura en
la superficie del liquido
TLA 539,2874114 º RANKINEDATO
CALCULADO,ECUACION 21
Calculo del factor de expansion del espacio vapor : KE
Descripcion Simbolo Valor Unidad Observaciones ECUACION 3a ECUACION 35 ECUACION 26
Factor de expansion del
espacio de vaporKE 0,082677946 ADIMENSIONAL
DATO CALCULADO,ECUACION
3a
KE=0,0018*∆TV ∆PB=PBP-PBV PVA=exp(A-(B/TLA))
0,082677946 0,06 6,137815202
Presion de respiracion ed
tanque (valvula) siempre positivo
PBP 0,03 PSIVALOR DADO, TOMADO
DE VALVULAS RESP-VACIO ECUACION 34 ECUACION 22 ECUACION 21
Presion de vacio de
tanque(valvula) siempre negativo
PBV -0,03 PSIVALOR DADO, TOMADO
DE VALVULAS RESP-VACIO
∆Pv=PVX-PVN ∆TV=0,72*∆TA+0,028*α*I TLA=0,44*TAA+0,56*TB+0,0079*α*I
0,955389599 45,9321923 539,2874114
Rango de presion ∆PB 0,06 PSI DATO
132
de respiracionCALCULADO,ECUACION
35
Rango de presion de vapor diaria
del stock∆PV 0,955389599 PSI
DATO CALCULADO,ECUACION
34
Presion atmosferica del sitio del tanque
PA 14,75 PSI/ABSOLUTAVALOR DADO POR
LABORATORIO
Presion de vapor absoluta al
promedio de temperatura diaria
del liquido
PVA 6,137815202 PSI/ABSOLUTADATO
CALCULADO,ECUACION 34a
Rango de temperatura de
vapor∆TV 45,9321923 º RANKINE
DATO CALCULADO,ECUACION
22
Promedio diario de temperatura en
superficie del liquido
TLA 539,2874114 º RANKINEDATO
CALCULADO,ECUACION 21
4.2.7 Calculo de valor: Factor de saturación del vapor venteado ks, Factor de pérdidas en almacenamiento en libras
por año Ls y Factor de pérdidas en almacenamiento en barriles por año Ls.
Calculo de valor: Factor de saturacion del vapor venteado ks
Descripcion Simbolo Valor Unidad Observaciones ECUACION 5 ECUACION 13 ECUACION 26
Factor de KS 0,097898334 ADIMENSIONAL DATO Ks=1/1+0,053*PVA*Hvo Hvo=Hs-HL+HRO PVA=exp(A-(B/TLA))
133
saturación del vapor venteado
CALCULADO,ECUACION 5 0,097898334 28,32634261 6,137815202
Presión de vapor absoluta al promedio de temp. Diaria del
liquido
PVA 6,137815202 PSI/ABSOLUTADATO
CALCULADO,ECUACION 26 ECUACION 2 ECUACION 40 ECUACION 6
Espacio de vapor outage
HVO 28,32634261 PIESDATO
CALCULADO,ECUACION 13
LS=365*KE*HVO*(π*D2/4)KS*WV VV=(π/4)*D2*HVO Wv=Mv*PVA/R*TLA
5.947,010463 27.908,60566 0,072127805
ECUACION 3a ECUACION 37
Calculo de valor: Factor de pérdidas en almacenamiento en libras por año Ls KE=0,0018*∆TV WVC=0,08*MV
0,082677946 5,44
Descripcion Simbolo Valor Unidad Observaciones
Perdidas en almacenamiento en libras por
año
LS 5.947,010463LIBRAS POR
AÑO
DATO CALCULADO,ECUACION
2
Volumen total del espacio de
vapor del tanque
VV 27.908,60566 PIES CUBICOSDATO
CALCULADO,ECUACION 40
Densidad de vapor del sotck
WV 0,072127805LIBRAS POR PIE CUBICO
DATO CALCULADO,ECUACION
6Factor de
expansión del espacio de
vapor
KE 0,082677946 ADIMENSIONALDATO
CALCULADO,ECUACION 3a
Factor de saturación del
vapor venteadoKS 0,097898334 ADIMENSIONAL
DATO CALCULADO,ECUACION
5
Calculo de valor: Factor de pérdidas en almacenamiento en barriles por año Ls
134
Descripcion Simbolo Valor Unidad Observaciones
Perdidas en almacenamient
o en barriles por año
LSBARRILES POR
AÑO
DATO CALCULADO,ECUACION
2
Peso molecular de vapor del
productoMV 68
LIBRAS POR LIBRA- MOL
VALOR DADO POR LABORATORIO
Densidad de vapor
condensado a 60 °F
WVC 5,44LIBRAS POR
GALON
DATO CALCULADO,ECUACION
37
Perdidas en almacenamiento en libras por
año
LS 5.947,010463LIBRAS POR
AÑO
DATO CALCULADO,ECUACION
2
4.2.8 Calculo de pérdidas por trabajo Lw
Calculo de pérdidas por trabajo Lw
Descripcion Simbolo Valor Unidad Observaciones ECUACION 7
Calculo de perdidas por trabajo
LW 111.006,2126LIBRAS POR
AÑO
DATO CALCULADO,ECUACION
7
LW = 5,614*Q*KN*KP*KB*WV
111.006,2126
Peso molecular de vapor del producto
MV 68LIBRAS POR LIBRA- MOL
VALOR DADO POR LABORATORIO
ECUACION 38
N = 5,614*Q/(π/4)*D2*HLX
Presion de vapor absoluta al
promedio de temp. Diaria del liquido
PVA 6,137815202 PSIDATO
CALCULADO,ECUACION 26
161,382676
ECUACION 8
Constante de la ecuacion de presion
A 11,78101879 ADIMENSIONALDATO
CALCULADO,ECUACION KN=(180+N)/6N
135
de vapor 280,352560226
Constante de la ecuacion de presion
de vaporB 5.374,834919 ADIMENSIONAL
DATO CALCULADO,ECUACION
28
ECUACION 9
KB=1
1Promedio diario ed la temperatura en la
superficie del liquido
TLA 539,2874114 º RANKINEDATO
CALCULADO,ECUACION 21
ECUACION 39
KP=1
1
Stock anual movilizado por
tanqueQ 777.568,8335
BARRILES POR AÑO
VALOR DATOECUACION 6
Wv=(Mv*PVA)/(R*TLA)
Factor de renovacion
KN 0,352560226 ADIMENSIONALDATO
CALCULADO,ECUACION 8 Y 8a
0,072127805
ECUACION 37
Rata de renovacion N 161,382676RENOVACIONES
POR AÑO
DATO CALCULADO,ECUACION
38 O DADO SI SE CONOCE
WvC=MV*0,08
5,44Volumen maximo
del liquido del tanque
VLX 27.019,2515 PIES CUBICOSDATO CALCULADO O
DADO POR LA EMPRESA
Altura maxima de producto llenado
HLX 27,454068 PIESDATO CALCULADO O
DADO POR MANTENIMIENTO
Factor de perdida por trabajo
KP 1 ADIMENSIONAL
VALOR TOMADO DE NORMA API-MPMS 19.1
EVAPOTITE LOSS MEASUREMNT O DATO
CALCULADO CON ECUACION 39
Densidad de vapor condensado a 60 °F
WVC 10,88LIBRAS POR
GALON
DATO CALCULADO,ECUACION
37
136
Calculo de perdidas por trabajo en barriles por año Lw
Descripcion Simbolo Valor Unidad Observaciones
Calculo de perdidas por trabajo en
barriles por añoLW 242,9232593
BARRILES POR AÑO
DATO CALCULADO,ECUACION
7
4.2.9 Calculo de pérdidas totales por año en libras por año LT y pérdidas totales por año en barriles por año LT
Calculo de pérdidas totales por año en libras por año LT
Descripcion Simbolo Valor Unidad Observaciones ECUACION 1
Calculo de perdidas totales en libras por año
LT 116.953,223LIBRAS POR
AÑODATO CALCULADO,ECUACION 1
LT=LS+LW
116.953,223
Calculo de pérdidas totales por año en barriles por año LT
Descripcion Simbolo Valor Unidad Observaciones
Calculo de perdidas totales en barriles por
añoLT
BARRILES POR AÑO
VALOR CONVERTIDO DE LIBRAS A BARRILES
GALONES POR AÑO
137
138
5 CAPITULO IV: SIMULACIÓN TANK 4.09.d
5.1 SIMULACIONES ESTIMACIONES DE EMISIONES
5.1.1 SIMULACIÓN TANQUE DE TECHO FIJO PARA GASOLINA ESPECIAL
211 EN SANTA CRUZ DE LA SIERRA (HOJA 139 DE 145)
139
140
141
142
5.1.2 SIMULACIÓN TANQUE DE TECHO INTERNO FLOTANTE CON TECHO
EXTERNO FIJO PARA GASOLINA ESPECIAL 211 EN SANTA CRUZ DE
LA SIERRA (HOJA 146 DE 152)
143
144
145
146
147
148
149
CAPITULO V: ANALISIS ECONOMICO
5.2 PERDIDAS POR MERMAS
TABLA 16. Santa cruz - tanque vertical de techo fijoPERDIDAS (Lbs)
COMPONENTS Working Loss Breathing Loss Total de emissionsGASOLINA(RVP
8.3) 110.836,04 7.924,02 118.760,06Fuente: Tank 4.0 reporte
TABLA 17. Santa Cruz – Tanque vertical de techo fijo con techo interno flotante
Losses
ComponentsRim Seal
LossWithdrawl
LossDeck Fitting
LossDeck Seam
LossTotal
Emissions
Gasoline (RVP 8.3)
495,3 173,28 5.404,9 506,54 6.580,02
Fuente: Tank 4.0 reporte
TABLA 18. Diferencia de pérdida de emisión de gasolina especial en libras en tanque vertival de techo fijo y tanque vertical de techo fijo con techo
interno flotante.
Total de emisiones tanque vertical de techo
fijo
Total Emisiones Tanque vertical de techo fijo con
techo interno flotanteMinimización de emisión anual
118.760,06 6.580,02 112.180,04Fuente: Elaboración propia en base a Tank 4.0 reporte
5.3 Cotización
150
5.3.1 Metalmec
Metalmec presento un presupuesto estimativo basado en peso para tanques de
gasolina con techo cónico de acero y techo interno flotante con pontón de acero ,
con apoyos en el piso del tanque.
TABLA 19. Cotización Metalmec
Precio Tanques
Fabricación en taller $us/Kilo
Tanques con techo fijo 4,4
Tanques con techo fijo y techo flotante interno 4,7
Transporte y montaje $us/Kilo
Realizado en Santa Cruz 2,6
Fuente: Metalmec.
5.3.2 ULTRAFLOAT y HMT
5.3.2.1 HMT
5.3.2.1.1 Techo interno flotante de aluminio “Unideck” con sello de mini
zapata metálica
Techo interno flotante de aluminio “Unideck” con sello primario mecánico de mini-
zapata metálica, tipo ½ tijera, con tela de barrera de vapores de petrolam-10(teflón
laminado de 10 milésimas de espesor y con lamina de cubierta de techo de
aluminio aleación 3003 H14 de 0,020 pulgada de espesor por 60 “de ancho. El
sello está conformado de zapatas en acero inoxidable, calibre 18, con
dimensiones de 16 “ por 144 “; sujetador de zapatas de acero inoxidable, de 23 “
en aluminio ; mini canaleta de soporte de 1914
”; canaletas aprensadora de zapata
de 7 34
“ en aluminio; canaletas aprensadora de anillo perimetral de 7 34
“ en
aluminio; barras de empuje en acero inoxidable(templadas a 14
“) de 112
“ por 36 “ ;
151
el techo interno flotante está conformado de patas de soporte en aluminio
(aleación 6063-T6); aisladores de patas de soporte en PVC; pontones de flotación
en aluminio de 10 “ de diámetro de 0,052 de espesor(aleación 3004 H26).
Aleación de vigas estructurales 6061-T6, tornillería en acero inoxidable serie 300.
Este techo interno flotante es estructuralmente capaz de soportar una carga de
500 libras concentradas en área de un pie cuadrado en cualquier ubicación del
techo.
TABLA 20. Cotización de membranas internas flotantes de aluminio
Tanque de Gasolina Especial de 3000 m3
Tanque de Gasolina Especial de 825,6
m3
Empresa $us $us
ULTRAFLOTE 35.055 26.477
HMT 24.480 18.252,29
PROMEDIO 36.267,5 22.364,645Fuente: HMT y ULTRAFLOTE
TABLA 21. Cotización de membranas internas flotantes de aluminio HMTTK. NO
DIAMTERO ALTURAPRODUCTO
ALMACENADOPRECIO (C/U)
$usN/D 26m N/D Gasolina 42.100N/D 17,5m N/D Gasolina 25.480N/D 10,795 N/D Gasolina 15.000
Fuente: HMT y ULTRAFLOTE.
6 CAPITULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
152
153
ANEXO 1. Especificaciones N° 2 - gasolina especial
ANEXO ATABLA DE ESPECIFICACIONES N°2
Nombre del producto: GASOLINA ESPECIALPRUEBA ESPECIFICACIÓN UNIDAD METODO ASTM
Gravedad especifica a 15.6/15.6°C(*) 0,7200 D-1298
RelaciónV/L=20(760mmHg) 51(124)min. °C(°F) D-2533
Tensión de vapor de Reid a 100°F(38°C)
9,5 máx. lb/plg2 D-323
Contenido de plomo (**) 0,013 máx. gPb/lt D-439
Corrosión lámina de cobre N° 1 máx. D-130
Gomas existentes 5 máx. mg/100ml D-381
Azufre total 0,05 máx. %peso D-1266
Octanaje RON 85 min. D-2699
Color Incoloro a lig. Amarillo. Visual
Apariencia Cristalino Visual
Poder calorifico (*) 21.000 BTU/lb D-240
Destilación Engler (760mmHg) D-86
10%vol. 60(140) máx. °C(°F)
50%vol. 77-116(170-240) °C(°F)
90% vol. 185(365)máx. °C(°F)
Punto final 225(437)máx. °C(°F)
Residuo 2 máx. %vol.
Contenido de aromaticos totales 42 máx. %vol. D-1319
Contenido de olefinas 18 máx. %vol. D-1319
Contenido de benceno 2,5 máx. %vol. D-5134
Contenido de Oxigeno 2,5 máx. %peso D-2504
(*) Verano se define del 1° de septiembre al 31 de marzo e invierno se define del 1° DE Abril al 31DE Agosto.(**) El contenido de plomo especificado es un valor intrínseco de la materia prima, sin haberse adicionado cantidad alguna del mismo con fines de mejorar su octanaje.
154
ANEXO 2. Especificaciones N° 17 - gasolina especial
ANEXO CTabla de especificaciones N° 17
Nombre del producto: GASOLINA ESPECIALPRUEBA ESPECIFICACIÓN UNIDAD METODO ASTM
Gravedad específica a 15.6/15.6°C(*) 0,7200 D-1298
Relación/L=20(760mmHg) 51(124) min. °C(°F) D-2533Tensión de vapor de Reíd a 100°F(38°C)
9,5 máx. lb/plg2 D-323
Contenido de plomo (**) 0,013 máx. gPb/lt D-439
Corrosión lámina de cobre N° 1 máx. D-130
Gomas existentes 5 máx. mg/100ml D-381
Azufre total 0,05 máx. %peso D-1266
Octanaje RON 85 min. D-2699
Color Incoloro a lig. Amarillo. Visual
Apariencia Cristalino Visual
Poder calorífico (*) 21.000 BTU/lb D-240
Destilación Engler (760mmHg) D-86
10%vol. 60(140) máx. °C(°F)
50%vol. 77-116(170-240) °C(°F)
90% vol. 185(365) máx. °C(°F)
Punto final 225(437) máx. °C(°F)
Residuo 2 máx. %vol.
Contenido de aromáticos totales 42 máx. %vol. D-1319
Contenido de olefinas 18 máx. %vol. D-1319
Contenido de benceno 2.5 máx. %vol. D-5134
Contenido de Oxigeno 2.5 máx. %peso D-2504
(*) Valor aproximado no constituye especificaciónEn época de verano, la tensión de vapor será 9.0 lb/plg2 máx., la relación V/L a 56°C (133°F) min. Y la destilación será 10% v=65°C (149°F) máx. , 50% v=77-118 °C (170-245°F), 90% v=190°C (374°F) máx.(**) El contenido de plomo específico es un valor intrínseco de la materia prima, sin haberse adicionado cantidad alguna del mismo con fines de mejorar su octanaje.
155
ANEXO 3. Certificado de verificación de Y.P.F.B. Logística S.A.
156
ANEXO 4. Certificado de calidad” Y.P.F.B. Refinación S.A. de la refinería
Gualberto Villarroel para gasolina especial.
157
ANEXO 5. Hoja de seguridad para gasolina especial, publicada el 30 de enero del
2012” Y.P.F.B. Refinación S.A de la refinería Gualberto Villarroel.
158
159
160
161
162
163
164
165
166
167
168
2931 Gasolina Especial 15,250 14,510 2,643.1 2,473.4 2,366.5 Fijo 13,581 2,366.5 600 106.9 Almacenaje En Operación2934 Gasolina Especial 12,200 10,960 1,283.9 1,178.7 1,134.0 Fijo 10,059 1,133.9 343 44.8 Almacenaje En Operación73 Gasolina Premium 6,084 5,478 159.9 150.7 133.0 Fijo 5,136 133.0 580 17.7 Almacenaje En Operación
2919 Kerosene 8,000 9,750 500.0 451.7 421.6 Fijo 9,000 421.6 600 30.1 Almacenaje En Operación2923 Diesel oil 32,000 14,630 11,739.3 11,152.3 10,786.1 Fijo 13,901 10,786.0 500 366.3 Almacenaje En Operación2918 Diesel oil 20,410 14,604 4,780.9 4,541.9 4,447.0 Fijo 13,849 4,457.0 264 84.9 Almacenaje En Operación
21,107.2 19,948.7 19,288.1
ANEXO 6
AREA CENTRO
DISTRIBUCION DE TANQUES
COCHABAMBA
Tanque ProductoDiámetro
( mm )Altura( mm)
Capac. Nominal
(m3)
Capac. Max.
Almac. (m3)
Capac.
Neta (m3)
Tipo deTecho
Máximo Nivel de Llenado
(mm)
VolumenDisponible
3(m )
Altura Carga Muerta (mm)
Carga Muerta
(m3)
Unidad Negocio Observaciones
ALMACENAJE
Nota: El tanque No. 2923 se encuentra alquilado YPFB Refinación.
TRANSPORTE2924 Kerosene 12,190 10,970 1,280.6 1,167.1 1,126.2 Fijo 10,000 1,126.3 350 40.8 Transporte En Operación2925 Diesel Oil 12,190 10,970 1,280.6 1,167.1 1,126.2 Fijo 10,000 1,126.3 350 40.8 Transporte En Operación
2941 GLP 10,668 634.9 539.7 539.7 Esferico 7,985 539.7 600 25.0 Transporte En Operación
2939 Contaminado 10,668 634.9 539.7 539.7 Esferico 7,985 539.7 600 25.0 Transporte En Operación
2942 GLP 10,668 634.9 539.7 539.7 Esferico 7,985 539.7 600 25.0 Transporte En Operación
2943 GLP 10,668 634.9 539.7 539.7 Esferico 7,985 539.7 600 25.0 Transporte En Operación
2945 GLP 12,340 953.8 810.7 810.7 Esferico 7,985 810.7 600 25.0 Transporte En Operación
6,054.6 5,303.6 5,221.9
Tanque ProductoDiámetro
( mm )Altura( mm )
Capac. Nominal
(m3)
Capac. Max.
Almac. (m3)
Capac.
Neta (m3)
Tipo deTecho
Maximo Nivel de Llenado
(mm)
Volumen Disponible
(m3)
Altura Carga Muerta (mm)
Carga Muerta
(m3)
Unidad Negocio Estado
PUERTO VILLARROEL
378 Gasolina especial 8,000 9,909 497.6 473.0 459.4 Fijo 9.419 459.4 270 13.6 Almacenaje En Operación
377 Diesel 8,000 9,909 497.6 473.0 459.1 Fijo 9.419 459.1 275 13.8 Almacenaje En Operación
169
376 Diesel 8,000 9,909 497.6 473.0 458.9 Fijo 9.419 458.9 280 14.1 Transporte En Operación371 Gasolina especial 9,007 12,554 822.8 765.3 728.3 Fijo 11.654 728.3 200 37 Transporte En Operación372 Gasolina especial 9,007 12,523 825.4 793.4 750.7 Fijo 12.020 750.7 200 42.8 Transporte En Operación373 Diesel 9,002 12,573 800.2 744.4 730.7 Fijo 11.697 730.7 200 13.7 Transporte En Operación374 Diesel 9,005 12,579 800.8 747.8 729.3 Fijo 11.747 729.3 280 18.5 Transporte En Operación
375 Diesel 9,000 12,619 802.5 769.4 752.0 Fijo 12.099 752.0 275 17.5 Transporte En Operación
379 Diesel 8,000 9,909 497.6 473.0 459.1 Fijo 9.419 459.1 275 13.8 Transporte En Operación
380 Kerosene 5,098 5,400 151.7 146.0 138.3 Fijo 5.020 138.3 275 7.7 Transporte En Operación
382 GLP 2,670 0 76.0 64.6 64.6 Horizontal 64.6 Transporte Stand By
384 Contaminado 2,013 0 36.5 31.0 31.0 Horizontal 31.0 Transporte Stand By
995.2 946.0 918.5
TRANSPORTE
S/N Agua 655 722 243.0 243.0 722 243S/N Agua 200 750 10.0 10.0 200 10S/N Agua 200 750 10.0 10.0 200 10
SISTEMA CONTRA INCENDIOS
170