trabajo fin de máster operaciones en asfalteros

ESCUELA SUPERIOR DE LA MARINA CIVIL DE GIJÓN

Trabajo Fin de Máster

OPERACIONES EN ASFALTEROS

Para acceder al Título de Máster Universitario en

NÁUTICA Y GESTIÓN DEL TRANSPORTE MARÍTIMO

Autor: Antonio Guzmán Rodríguez.

Tutor: Roberto Álvarez Bucetas.

Mes –Julio-2020

ÍNDICE GENRAL

1. INDICE DE ILUSTRACIONES .............................................................................................................. 1

2. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................... 3

3. DERIVADOS DEL CRUDO .................................................................................................................. 5

3.1 INTRODUCCIÓN ....................................................................................................................... 5

3.2 TRATAMIENTO DEL CRUDO ..................................................................................................... 5

3.2.1 Destilación inicial, atmosférica ........................................................................................ 6

3.2.2 Destilación al vacío .......................................................................................................... 9

3.3 CARACTERÍSTICAS DE LOS HIDROCARBUROS .......................................................................... 9

3.3.1 Flash-point-temperatura de inflamación ...................................................................... 10

3.3.2 Punto de fluidez – pour point........................................................................................ 10

3.3.3 Punto de ebullición........................................................................................................ 11

3.3.4 Acidez ............................................................................................................................ 11

3.3.5 Contenido en azufre ...................................................................................................... 11

3.3.6 Viscosidad ...................................................................................................................... 13

3.3.6.1 Viscosidad absoluta ................................................................................................... 13

3.3.6.2 Viscosidad cinemática ............................................................................................... 13

3.4 PRODUCTOS TRANSPORTADOS ............................................................................................. 14

3.4.1 Residuo atmosférico ...................................................................................................... 14

3.4.1.1 Origen ........................................................................................................................ 14

3.4.1.2 Tráfico ........................................................................................................................ 15

3.4.2 Residuo de vacío y gasoil de vacío (VGO) ...................................................................... 16

3.4.3 Bitumen ......................................................................................................................... 17

3.4.3.1 Origen ........................................................................................................................ 17

3.4.3.2 Clasificación ............................................................................................................... 17

3.4.3.3 Empleo del bitumen .................................................................................................. 18

3.4.4 Productos derivados del asfalto (PDA) .......................................................................... 19

3.4.5 Intermediate fuel oil. IFO-380 ....................................................................................... 19

3.4.5.1 Origen ........................................................................................................................ 19

3.4.5.2 Clasificación ............................................................................................................... 19

3.4.6 Cycle oil-aceites clarificados .......................................................................................... 20

4. BUQUE ASFALTERO ....................................................................................................................... 21

4.1 INTRODUCION ....................................................................................................................... 21

4.2 TANQUES DE CARGA ............................................................................................................. 21

4.2.1 Tanques de estructura integral ..................................................................................... 22

4.2.2 Tanques soportados ...................................................................................................... 22

4.3 RECUBIMIENTO DE SILICATO DE ZINC ................................................................................... 24

4.3.1 Introducción .................................................................................................................. 24

4.3.2 Categorías ...................................................................................................................... 25

4.3.3 Inconvenientes .............................................................................................................. 25

5. SITEMA DE CALEFACCIÓN. ............................................................................................................ 27

5.1 CALDERAS .............................................................................................................................. 27

5.1.1 Normativa ...................................................................................................................... 27

5.1.2 Transferencia de calor ................................................................................................... 28

5.1.3 Superficie de calefacción ............................................................................................... 28

5.1.3.1 Superficie de radiación. ............................................................................................. 29

5.1.3.2 Superficie de convección. .......................................................................................... 30

5.1.4 Transmisión de calor en calderas .................................................................................. 30

5.1.4.1 Superficie de calefacción directa .............................................................................. 30

5.1.4.2 Superficie de calefacción indirecta ........................................................................... 31

5.1.5 Tipos de Hogares ........................................................................................................... 32

5.1.5.1 Hogares en sobrepresión .......................................................................................... 32

5.1.5.2 Hogares en depresión ............................................................................................... 32

5.1.5.3 Hogares equilibrados................................................................................................. 32

5.1.6 Quemadores .................................................................................................................. 32

5.1.6.1 Funciones del quemador ........................................................................................... 32

5.1.6.2 Requerimientos mínimos del quemador .................................................................. 33

5.1.6.3 Quemadores y su control .......................................................................................... 33

5.2 CALDERAS DE VAPOR ............................................................................................................ 34

5.2.1.1 Calderas pirotubulares .............................................................................................. 34

5.2.1.2 Caldera acuotubulares .............................................................................................. 36

5.2.1.3 Características ........................................................................................................... 39

5.2.2 Problemas más típicos en las calderas de vapor ........................................................... 40

5.2.2.1 Corrosión ................................................................................................................... 40

5.2.2.2 Erosión ....................................................................................................................... 40

5.2.2.3 Sobrecalentamiento .................................................................................................. 40

5.2.2.4 Fatiga de materiales .................................................................................................. 40

5.2.2.5 Daños mecánicos ....................................................................................................... 41

5.3 CALDERAS DE AGUA CALIENTE Y SOBRECALENTADA ........................................................... 41

5.3.1.1 Ventajas ..................................................................................................................... 41

5.3.1.2 Inconvenientes .......................................................................................................... 41

5.4 CALDERAS ELÉCTRICAS .......................................................................................................... 42

5.5 MATERIALES REFRACTARIOS ................................................................................................. 42

6. CALDERAS DE ACEITE TERMICO .................................................................................................... 44

6.1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................... 44

6.2 ACEITE TÉRMICO ................................................................................................................... 45

6.2.1 Estructura química ........................................................................................................ 45

6.2.1.1 Aceites sintéticos ....................................................................................................... 45

6.2.1.2 Aceites minerales ...................................................................................................... 45

6.2.1.3 Otros, incluidas las siliconas ...................................................................................... 45

6.2.2 Uso de aceite ................................................................................................................. 46

6.2.2.1 Aceites térmicos de grado medicinal ........................................................................ 46

6.2.2.2 Aceites térmicos de limpieza ..................................................................................... 46

6.2.2.3 Aceites térmicos de calentamiento ........................................................................... 46

6.2.3 Sistema de trabajo ........................................................................................................ 46

6.2.3.1 Sistemas de fase líquida no presurizados ................................................................. 46

6.2.3.2 Sistemas de fase líquida presurizada ........................................................................ 46

6.2.3.3 Sistemas de fase de vapor ......................................................................................... 46

6.2.4 Propiedades de los aceites térmicos ............................................................................. 47

6.2.4.1 Estabilidad térmica .................................................................................................... 47

6.2.4.2 Resistencia a la oxidación .......................................................................................... 47

6.2.4.3 Eficiencia de transferencia de calor .......................................................................... 48

6.2.5 Temperaturas del aceite térmico .................................................................................. 48

6.2.5.1 Temperatura de salida .............................................................................................. 48

6.2.5.2 Temperatura de retorno ........................................................................................... 48

6.2.5.3 Temperatura del aceite o de masa............................................................................ 48

6.2.5.4 Temperatura de película ........................................................................................... 49

6.2.5.5 Temperatura mínima de bombeo ............................................................................. 49

6.2.5.6 Máxima temperatura de servicio .............................................................................. 49

6.2.5.7 Punto de congelación (Pour Point) ........................................................................... 49

6.2.5.8 Punto de inflamación (Flash Point) ........................................................................... 50

6.2.5.9 Punto de combustión (FirePoint) .............................................................................. 50

6.2.5.10 Diferencial térmico ................................................................................................ 50

6.3 TANQUE DE EXPANSION........................................................................................................ 51

6.3.1 Funciones ...................................................................................................................... 51

6.3.2 Diseño ............................................................................................................................ 52

6.3.3 Oxidación ....................................................................................................................... 54

6.4 CALDERA ................................................................................................................................ 55

6.4.1 Elementos de seguridad ................................................................................................ 57

6.5 CRAQUEO DEL ACEITE TÉRMICO ........................................................................................... 58

6.6 DILATACIONES TÉRMICAS ..................................................................................................... 58

6.7 BOMBAS DE ACEITE TÉRMICO ............................................................................................... 60

6.7.1 Introducción .................................................................................................................. 60

6.7.2 Flujo del aceite térmico ................................................................................................. 60

6.7.2.1 Capa límite ................................................................................................................. 61

6.7.2.2 Instalación ................................................................................................................. 62

6.8 ECONOMIZADOR ................................................................................................................... 63

6.8.1 Introducción .................................................................................................................. 63

6.8.2 Clasificación ................................................................................................................... 63

6.8.2.1 Tipo de material ........................................................................................................ 63

6.8.2.2 Localización ............................................................................................................... 63

6.9 SERPENTINES ......................................................................................................................... 65

6.9.1 ACOMPAÑAMIENTO ...................................................................................................... 68

6.10 CALORIFUGADO..................................................................................................................... 69

7. BOMBAS DE TORNILLO. ................................................................................................................. 69

7.1 BOMBAS DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO ............................................................................ 70

7.1.1 De pistón o reciprocantes ............................................................................................. 70

7.1.2 Rotatorias ...................................................................................................................... 70

7.1.2.1 Características ........................................................................................................... 70

7.2 VÁLVULAS .............................................................................................................................. 73

7.2.1 Partes de la válvula ........................................................................................................ 73

7.2.1.1 Cuerpo de acero inoxidable. ..................................................................................... 74

7.2.1.2 Tajadera de acero inoxidable .................................................................................... 74

7.2.1.3 Asiento ...................................................................................................................... 74

7.2.1.4 Empaquetadura. ........................................................................................................ 74

8. OPERATIVAS .................................................................................................................................. 76

8.1 FLUSHING. ............................................................................................................................. 76

8.1.1 Introducción .................................................................................................................. 76

8.1.2 Operativa de Flushing a bordo. ..................................................................................... 77

8.1.2.1 Buque tipo ................................................................................................................. 77

8.1.2.2 Producto. ................................................................................................................... 79

8.1.2.3 Cantidad .................................................................................................................... 80

8.1.2.4 Tiempo ....................................................................................................................... 80

8.1.2.5 Temperatura .............................................................................................................. 81

8.1.2.6 Toma de muestras ..................................................................................................... 82

8.1.2.7 Secuencia ................................................................................................................... 82

8.2 DESPLAZAMIENTO DE LINEAS ............................................................................................... 84

8.2.1 Introducción .................................................................................................................. 84

8.2.2 Buque ............................................................................................................................ 84

8.2.3 Terminal ........................................................................................................................ 84

8.3 LIQUIDACION ......................................................................................................................... 85

8.3.1 Corrección por dilatación .............................................................................................. 86

9. SEGURIDAD EN EL TRANSPORTE ................................................................................................... 88

9.1 ALTAS TEMPERATURAS ......................................................................................................... 88

9.2 CONTENIDOS DE H2S ............................................................................................................. 88

9.2.1 Consideraciones sobre el H2S ........................................................................................ 89

10. MEDIOAMBIENTE ...................................................................................................................... 91

10.1 CLASIFICACIÓN ...................................................................................................................... 91

10.1.1 Propiedades ................................................................................................................... 91

10.1.2 PAHs y VOCs .................................................................................................................. 92

10.1.3 ITOPF ............................................................................................................................. 93

10.2 METEORIZACION EN HIDROCARBUROS PERSISTENTES ........................................................ 95

10.2.1 Vertidos en superficie ................................................................................................... 96

10.2.1.1 Cinta absorbente. .................................................................................................. 96

10.2.1.2 Skimmer de agua a presión. .................................................................................. 97

10.2.1.3 Cepillo .................................................................................................................... 97

10.2.1.4 Cinta de palas ........................................................................................................ 97

10.2.2 Vertidos sumergidos ..................................................................................................... 97

10.2.2.1 Guías operacionales .............................................................................................. 97

10.2.3 Circunstancias clave para que el producto se hunda tras el derrame .......................... 98

10.2.4 Circunstancias que harán que el hidrocarburo se hunda con el tiempo ...................... 98

10.2.5 Técnicas de detección de vertidos sumergidos............................................................. 99

10.2.5.1 Sistemas de sonar .................................................................................................. 99

10.2.5.2 Cámaras acústicas y de video ................................................................................ 99

10.2.5.3 Buzos ................................................................................................................... 100

10.2.5.4 Remolque de material absorbente ..................................................................... 100

10.2.5.5 Absorbentes fijos al fondo .................................................................................. 100

10.2.5.6 Observación visual ............................................................................................... 100

10.2.5.7 Toma de muestras del fondo .............................................................................. 101

10.2.5.8 Muestras de agua ................................................................................................ 101

10.2.5.9 Detección por laser ............................................................................................. 101

10.2.6 MÉTODOS DE RECUPERACIÓN .................................................................................... 101

10.2.6.1 Dragas de succión ................................................................................................ 101

10.2.6.2 Recuperación mecánica ...................................................................................... 101

10.2.6.3 Buzos con bomba ................................................................................................ 102

10.2.6.4 Material absorbente ............................................................................................ 102

10.2.6.5 Recuperación manual .......................................................................................... 102

10.2.6.6 Agitación/Reflote ................................................................................................ 102

10.2.7 Vertido de bitumen ..................................................................................................... 102

10.2.7.1 Incidente .............................................................................................................. 103

10.2.7.2 Derrame............................................................................................................... 103

11. CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 107

12. BIBLIOGRAFIA .......................................................................................................................... 108

Título: Operaciones en Asfalteros

Página 1 de 110

Autor: Antonio Guzmán Rodríguez

Tutor: Roberto Álvarez Bucetas

1. INDICE DE ILUSTRACIONES

Ilustración 1 Torre de destilación atmosférica. ....................................................................................... 8

Ilustración 2 Torre de destilación al vacío ............................................................................................... 9

Ilustración 3 Resumen de productos con temperaturas de transporte y tablas de liquidación. .......... 10

Ilustración 4 Límites de contenido en azufre para bunker marino. ...................................................... 12

Ilustración 5 Densidad y contenidos de sulfuro de los crudos. ............................................................. 14

Ilustración 6 Fracciones destiladas según sus características. .............................................................. 16

Ilustración 7 Grados de bitumen más comunes en España .................................................................. 18

Ilustración 8 Esquema de procesos en una refinería. Los productos resaltados en rojo son objeto de

transporte en asfalteros. ....................................................................................................................... 20

Ilustración 9Corte transversal de un tanque de carga suspendido. ..................................................... 23

Ilustración 10Corte transversal tanque de carga integral. Astilleros ARMON ...................................... 23

Ilustración 11Interior de un tanque de lastre con recubrimiento de silicato de zinc ........................... 26

Ilustración 12 Caldera pirotubular ........................................................................................................ 36

Ilustración 13 Caldera acuotubular ....................................................................................................... 39

Ilustración 14 Sistema de calefacción de aceite térmico ...................................................................... 44

Ilustración 15 Características de los fluidos térmicos en el mercado ................................................... 51

Ilustración 16 Aumentos de volumen debido al incremento en la temperatura para un aceite térmico

de coeficiente de dilatación 0.00075 .................................................................................................... 53

Ilustración 17 Tanque de expansión con instalación adosada de un desaireador y enfriador ............. 55

Ilustración 18 Caldera de aceite térmico .............................................................................................. 56

Ilustración 19 Haz tubular de la caldera. ............................................................................................... 56

Ilustración 20 Serpentines de calefacción. ............................................................................................ 59

Ilustración 21 Serpentines de calefacción. Soportes y abarcones. ....................................................... 59

Ilustración 22 Compensador de dilatación tipo fuelle de acero inoxidable.......................................... 59

Ilustración 23 Esquema velocidad/flujo del fluido ................................................................................ 61

Ilustración 24 Esquema velocidad/temperatura del fluido .................................................................. 62

Ilustración 25 Vista desde el costado de estribor. Plano calderas, economizador y tanque de

expansión a bordo. Astilleros ARMON .................................................................................................. 64

Ilustración 26 Vista en planta de sala de máquinas. Bombas de aceite y calderas. Astilleros ARMON 65

Ilustración 27 Vista en planta de los serpentines de calefacción a bordo. Astilleros ARMON ............. 66

Ilustración 28 Corte transversal del tanque de babor. Vista de los serpentines en dos alturas.

Astilleros ARMON .................................................................................................................................. 66

Ilustración 29 Piano de válvulas de aceite en el interior de la cámara de bombas. ............................. 67

Ilustración 30 Interior del tanque de un buque quimiquero. Serpentines y bomba de pozo profundo

............................................................................................................................................................... 67

Ilustración 31 Parrilla de serpentines en el interior de un buque asfaltero. ........................................ 68

Ilustración 32 Esquema línea de carga con acompañamientos ............................................................ 68

Ilustración 33 Calorifugado entorno a una válvula de aceite térmico. ................................................. 69

Ilustración 34 Eficiencia de las bombas centrifugas frente a las bombas de tornillo en base a la

viscosidad. Chemical Tanker Notes ....................................................................................................... 71

Ilustración 35 Despiece de una bomba de dos tornillos. ...................................................................... 72

Ilustración 36 Bombas de tornillo a bordo de una gabarra. Posición vertical ...................................... 72

Ilustración 37 Esquema de bomba de tornillo de pozo profundo. ....................................................... 72

Ilustración 38 Despiece de una bomba de tornillo. Husillos durante el mantenimiento. .................... 73

Ilustración 39 Válvula del manifold de un asfaltero.............................................................................. 73


Página 2 de 110



Ilustración 40 Válvula de corte de las líneas de carga a bordo de un asfaltero. www.orbinox.com .. 73

Ilustración 41 Esquema de asiento de válvula de mariposa. Asiento metálico. ................................... 75

Ilustración 42 Asiento metálico. ............................................................................................................ 75

Ilustración 43 Dilatación de la válvula. .................................................................................................. 75

Ilustración 44 MSDS IFO HS de CEPSA ................................................................................................... 78

Ilustración 45 MSDS IFO HS de CEPSA ................................................................................................... 78

Ilustración 46 MSDS Asfalto de CEPSA .................................................................................................. 78

Ilustración 47 MSDS Asfalto de CEPSA ................................................................................................. 79

Ilustración 48 MSDS de VGO de CEPSA ................................................................................................ 80

Ilustración 49 Secuencia de lavado con 300 m3 de asfalto ................................................................... 83

Ilustración 50 Secuencia de lavado con 150 m3 de asfalto .................................................................. 83

Ilustración 51 Descarga de asfalto a camiones. Puerto de Oran, Argelia ............................................. 85

Ilustración 52 Tablas de conversión de hidrocarburos. ........................................................................ 85

Ilustración 53 Tablas FCV D4311/D4311M ........................................................................................... 86

Ilustración 54 Soporte de tanque de carga de asfalto. ......................................................................... 87

Ilustración 55 TLV del benceno, sulfuro de hidrogeno y la gasolina ..................................................... 89

Ilustración 56 Efectos del ácido sulfúrico según sus concentraciones.................................................. 90

Ilustración 57 Hidrocarburo persistente (izquierda) y no persistente (derecha). ITOPF ...................... 91

Ilustración 58 Categorías según clasificación de la ITOPF. Grupo 1 ...................................................... 93




Ilustración 62 La siguiente grafía nos da una idea sobre la persistencia de los hidrocarburos en base a

grado API. ITOPF .................................................................................................................................... 94

Ilustración 63 Relación entre densidad, grado API, salinidad y comportamiento del crudo. API

TECHNICAL REPORT 1154-2 .................................................................................................................. 99

Ilustración 64 Remolque de material absorbente. A Response Guide for Sunken Oil Mats (SOMs) .. 100

Ilustración 65 Absorbentes fijos al fondo. A Response Guide for Sunken Oil Mats (SOMs) ............... 100

Ilustración 66 Toma de muestras del fondo marino. A Response Guide for Sunken Oil Mats (SOMs)

............................................................................................................................................................. 101

Ilustración 67 Draga de succión subacuática con cabezal dentado. A Response Guide for Sunken Oil

Mats (SOMs) ........................................................................................................................................ 101

Ilustración 68 Succión de bomba dirigida por un buzo. A Response Guide for Sunken Oil Mats (SOMs)

............................................................................................................................................................. 102

Ilustración 69 Situación de la gabarra tras escorarse 90º sobre el costado de babor. ....................... 104

Ilustración 70 Derrame de bitumen y contención con barreras. Mientras se mantiene fluido es una

sustancia pegajosa que facilita su contención. ................................................................................... 104

Ilustración 71 Salida de producto por las escotillas y P/V de la gabarra ............................................ 104

Ilustración 72 Bitumen solidificado sobre la propia cubierta de la gabarra y barreras de contención.

............................................................................................................................................................. 105

Ilustración 73 Análisis del fondo del rio en busca del derrame. Acumulación del bitumen justo bajo la

gabarra. ............................................................................................................................................... 105

Ilustración 74 Draga sobre pontón recuperando el vertido solidificado del fondo del rio. ................ 106


Página 3 de 110



2. INTRODUCCIÓN

En el presente trabajo se describen las operativas de transporte de bitumen por vía marítima.

El entendimiento de esta cuestión hace necesario el análisis del buque y los productos a

transportar.

Los asfalteros son capaces de transportar distintos tipos de productos, hecho poco conocido

incluso por personal del sector. El estudio de los procesos de refinado del crudo aporta luz a

esta cuestión. Además, permite conocer los parámetros necesarios para la operativa a bordo:

viscosidad, acidez, contenido en azufre, punto de ebullición, punto de fluidez y temperatura

de inflación.

El segmento que nos ocupa es el de los crudos reducidos y fueles pesados, siendo los

productos más típicos: bitumen, residuo atmosférico, VGO e IFO – 380. Caracterizados por la

presencia de las partes más pesadas del crudo, resultado de la destilación, con altos pesos

moleculares, aromáticos y concentraciones de azufre elevadas. Altas densidades y

viscosidades a temperatura ambiente y altas temperaturas de fluidez definen a los productos

transportados por asfalteros.

El parámetro clave es la temperatura. Este valor marca todos los conceptos tratados en el

presente trabajo. Es la medida que hace posible la operativa de carga, transporte y descarga

de bitumen. Las instalaciones y los procedimientos están enfocados hacia el mantenimiento

e incremento de la temperatura del producto. El personal del buque controla este parámetro

cada cuatro horas, anotando los datos en la hoja de registro de temperaturas.

Se describen las características de los tanques de carga. En la actualidad, los modelos que

se imponen son de tipo tanque flotante o soportado. Los recubrimientos de silicato de zinc

garantizan la durabilidad de los tanques de lastre y cofferdams del buque. Se revisan los tipos

y características principales de estos recubrimientos.

Si el parámetro clave es la temperatura, el sistema de calefacción es, por tanto, el principal

elemento del buque. Se analizan los distintos tipos de calderas, sus diseños y formas de

trabajo para finalmente centrarnos en las calderas utilizadas a bordo.

Las calderas de aceite térmico son las que mejores características presentan. Sus diseños

compactos, sencillos de operar y sin cambios de fase en el fluido caloportador las hacen

idóneas para trabajar con productos bituminosos.


Página 4 de 110



Otro de los elementos que definen a este tipo de buques son las bombas de tornillo. Las

bombas de desplazamiento positivo rotatorias, de dos o más husillos, permiten la descarga y

limpieza de los tanques del buque. Capaces de trabajar con un amplio rango de viscosidades,

a altas temperaturas y presiones y su preciso control de los rate de descarga las hacen aptas

para prestar servicio a bordo.

Habiendo analizado los productos, el buque y sus sistemas de carga/descarga estamos en

condiciones de comprender las operativas de: flushing y desplazamiento de líneas.

Por último, se considera la posibilidad de vertido de estos productos al mar siguiendo lo

dispuesto por las guías técnicas sobre recuperación de vertidos sumergidos.

La singularidad de este segmento del transporte marítimo y la experiencia profesional a bordo

han sido los motivos para elegir el tema que pone fin a los estudios de Máster.

Me pareció importante dar a conocer esta clase de buques tanque, tremendamente

desconocida y con un alto grado de especialización. El presente trabajo es de crucial

importancia para comprender las formas de operar a bordo de uno de estos buques.


Página 5 de 110



3. DERIVADOS DEL CRUDO

3.1 INTRODUCCIÓN

El nombre atribuido a esta clase de buques tanque no deja lugar a dudas acerca del producto

objeto de su tráfico. Sin embargo, en la práctica, existe una serie de hidrocarburos que por

sus características son transportados con regularidad a bordo de buques asfalteros.

Los productos transportados suelen recibir el nombre de la unidad de producción de la

refinería, de modo que debemos realizar un análisis de los distintos procesos de tratamiento

del crudo y las propiedades que presentan sus derivados.

La mayor parte de los productos de origen petrolífero son mezclas más o menos sencillas en

el caso de los gases, pero muy complejas al tratarse de fracciones líquidas. Además, los

productos comerciales, los cuales deben responder a determinadas especificaciones, son

generalmente mezclas de fracciones complejas: naftas, carburantes para reactores, fueles y

aceites.

3.2 TRATAMIENTO DEL CRUDO

La industria de refinación del petróleo transforma los crudos de petróleo en numerosos

productos destilados, incluyendo gases licuados del petróleo, nafta, kerosene, combustible

para aviación, gasoil, fueloil, lubricantes, asfaltos y productos básicos para la industria

petroquímica.

La industria de refinación del petróleo cuenta con una amplia variedad de procesos, los cuales

varían de unas refinerías a otras en función de su estructura, materias primas utilizadas,

productos finales que se desea obtener y especificaciones de los productos.

Los procesos de refinación y las operaciones auxiliares pueden ser clasificadas en cinco

categorías:

1.Procesos de separación: destilación atmosférica, destilación al vacío, procesado de gases

(recuperación de los gases de refinería, metano y etano) y desalado de los crudos.

2.Procesos de conversión: craqueo (térmico y catalítico), reformado catalítico, alquilación,

polimerización, isomerización, coquización y reducción de viscosidad (visbreaking)


Página 6 de 110



3.Procesos de tratamiento: hidrotratamiento (tratamiento con hidrógeno), hidrodesulfuración,

tratamiento químico (endulzamiento), extracción de gas ácido y tratamiento, desasfaltado,

asfaltos, lubricantes, parafinas y grasas.

4.Mezclas y manejo de productos: almacenamiento, cargas, descargas, mezclas de crudos y

productos intermedios, mezclas de productos

5.Operaciones auxiliares: unidad de producción de hidrógeno, unidad de recuperación de

azufre, sistema de generación de vapor, generación de energía eléctrica o cogeneración de

calor, vapor y electricidad, sistema de refrigeración de aguas, sistema de purgas, compresores

y plantas de tratamiento de aguas.

Además, las Refinerías integradas poseen diversas unidades petroquímicas

El petróleo crudo, transportado desde los yacimientos a la refinería por petroleros u

oleoductos, es almacenado en grandes depósitos cuya capacidad media es de 30.000 m3

aproximadamente. Previamente a un eventual desalado, el crudo sufre una primera operación

de fraccionamiento por destilación (destilación atmosférica); posteriormente, los cortes

obtenidos son sometidos a operaciones de transformación molecular o a nuevas separaciones

físicas.

3.2.1 Destilación inicial, atmosférica

La unidad de destilación inicial o topping atmosférica, tiene por finalidad separar el petróleo

crudo en un determinado número de cortes o fracciones clasificadas según las temperaturas

de ebullición de los hidrocarburos. Estos cortes de destilación directa son regulados para

hacerlos corresponder en forma aproximada con las especificaciones de destilación A.S.T.M,

que condiciona su rendimiento respecto al crudo.

Previa vaporización en los hornos, los hidrocarburos se clasifican verticalmente de acuerdo a

su volatilidad, es decir, según su peso molecular. Al concluir esta primera etapa, la situación

evaluada desde el punto de vista cualitativo y cuantitativo va a condicionar el resto del

programa.

Las fracciones que se obtienen en el procesamiento del crudo están dadas por el rango de

ebullición y la presión de vapor del producto dando como resultado la siguiente clasificación:

• Gases ligeros: metano y etano, los cuales son utilizados como combustible en las

refinerías o como materia prima en la industria petroquímica.


Página 7 de 110



• Propano: el cual es vendido directamente como tal o se utiliza en la alimentación de las

instalaciones petroquímicas.

• Butanos: El butano normal se mezcla con la nafta para aumentar su volatilidad o bien

es vendido directamente como GLP. El isobutano se emplea como materia prima en la

unidad de alquilación.

• Nafta: incluye los productos de punto de ebullición entre 36°C y 140°C. Por regla

general la fracción entre 36°C y 71°C se mezcla directamente con la nafta, mientras

que la comprendida entre 71°C y 140°C se alimenta a una unidad de reformado

catalítico para mejorar su índice de octano o para producir benceno, tolueno y xilenos.

• Nafta pesada: con un intervalo de destilación entre 140°C y 204°C. Se utiliza como

carga de alimentación del reformado catalítico o se mezcla con el queroseno y el

combustible de reactores.

• Queroseno: destila entre 204 y 275°C, y es utilizado fundamentalmente como

combustible de reactores.

• Gas-oil liviano: destila entre 275 y 343°C. Suele ser mezclado directamente con el fuel-

oil N°2 y el dieselfuel, que son empleados como combustibles domésticos. El gas-oíl

liviano suele ser utilizado también como materia prima en los procesos de craqueo

catalítico o hidro craqueo si la demanda de productos ligeros de la refinería así lo

determina.

• Gas-oil pesado: con un intervalo de destilación entre 343 y 538°C puede incorporarse

directamente a la mezcla de fracciones pesadas que constituyen el fuel-oil pesado.

Además, puede utilizarse en la fabricación de asfaltos y en los procesos de conversión,

como el craqueo térmico e hidrocraqueo. El gas-oil pesado se utiliza como combustible

industrial.

La fracción restante del petróleo (> 350°C) es denominada residuo “largo” y puede ser:

• Parafínico: si predomina en su composición este tipo de hidrocarburos,

• Asfáltico: si predominan los nafténicoso aromáticos.

• Otros de los derivados son: Fuel-oil liviano, aceites ligeros: lubricantes para mecánica

ligera, aceites pesados para la obtención de lubricantes para motores, aceites de

cilindros: para máquinas de vapor y engrase general, parafinas y ceras, fueloil pesado,


Página 8 de 110



asfalto y materiales asfálticos, sólidos y semisólidos, coque, aromáticos, olefinas y

diolefinas, aceites bituminosos, disolventes y alquitrán o residuo.

Ningún producto de la unidad de destilación atmosférica admite ser considerado, de manera

usual, como producto acabado, a excepción del residuo atmosférico, vendido como fuel

pesado.

Las cantidades de las diversas fracciones de base no se corresponden a la demanda del

mercado, determinando un excedente de productos pesados y un déficit de ligeros; excepto

para ciertos crudos, tales como los del Sahara que presentan una situación inversa. Por ello

resulta necesario utilizar los procesos de transformación y de separación (procesos de

conversión) con la finalidad de mejorar la calidad y eliminar el exceso de pesados con aumento

de los gases y de la nafta.

Ilustración 1 Torre de destilación atmosférica.

https://www.google.com/search?q=distillation-tower-illustration&client=firefox-b-

d&source=lnms&tbm=isch&sa=X&ved=2ahUKEwilvo_HrqnqAhXJ3YUKHcbMC64Q_AUoAXoECAsQAw#imgrc=_

pn3ur4Xgik0HM


Página 9 de 110



3.2.2 Destilación al vacío

Se trata del segundo paso dentro de la destilación del crudo. En las unidades de destilación

al vacío el proceso de evaporación del residuo largo se realiza a una presión inferior a la

atmosférica.

El incremento de la demanda de productos ligeros, la disminución en el consumo de fuel oil,

el incremento en el diferencial de precios entre crudo livianos, pesados y las mayores reservas

de crudos pesados en el mundo, han obligado a las refinerías a modificar su estructura

productiva a fin de adaptarse a esta situación.

Los procesos de conversión se utilizan desde hace muchos años. La destilación al vacío y la

reducción de viscosidad desde el siglo XIX, la coquización de residuos desde 1928, el craqueo

catalítico desde 1936 y el hidrotratamiento de residuos desde 1965. No obstante, la utilización

de estas tecnologías se ha generalizado a partir de 1973 y 1979, en los cuales se

desencadenan las crisis de los precios del petróleo.

Ilustración 2 Torre de destilación al vacío

https://www.slideshare.net/OctovianCletus/petroleum-introrev-4

.

3.3 CARACTERÍSTICAS DE LOS HIDROCARBUROS

Desde el punto de vista del transporte marítimo merecen especial atención las siguientes

propiedades: flashpoint, punto de ebullición, acidez, contenido en azufre, viscosidad, punto de

solidificación y penetración y resbalamiento de los productos asfalticos. Estas características

nos ayudarán a clasificar los distintos productos a transportar a bordo del buque y

establecerán las pautas a seguir durante las operaciones.

https://www.slideshare.net/OctovianCletus/petroleum-introrev-4


Página 10 de 110



3.3.1 Flash-point-temperatura de inflamación

Es definida como la temperatura más baja a la que un líquido emite suficientes gases

inflamables que en presencia de una llama cauda la ignición del líquido. Esta prueba puede

realizarse según el método de vaso cerrado o vaso abierto. Debido a la perdida de gases en

el método de vaso abierto esta temperatura es siempre un poco mayor que la obtenida por el

método del vaso cerrado (unos 6º C de diferencia)

PRODUCTO FLASH-POINT (ºC) Tª media de transporte(ºC) TABLAS

IFO-380/ IFO HS >60 50-55 54-B

IFO BIA (combustible de calefacción) >70 50-55 54-B

RESIDUO ATMOSFÉRICO >90 65-75 D-4311

GASOIL DE VACIO (VGO) 167,5 40-45 54-B

FONDO DE VACIO (Producto Intermedio) 250 140-160 D-4311

ASFALTO >230 150-160 D-4311

PDA >130 145 D-4311

CYCLE OIL >60 30 54-B

Ilustración 3 Resumen de productos con temperaturas de transporte y tablas de liquidación.

3.3.2 Punto de fluidez – pour point.

El punto de escurrimiento de un líquido es la temperatura por debajo de la cual el líquido

pierde sus características de flujo. La temperatura más baja a la que un hidrocarburo

permanecerá fluido.

Existen varios métodos para su obtención: ASTM D97 y ASTM D5949. Según la norma ASTM

D5949, la muestra de ensayo se calienta y se enfría mediante un dispositivo Peltier a una

velocidad de 1,5±0,1 °C/min. A intervalos de 1 °C o 3 °C, se imparte un pulso presurizado de

gas comprimido sobre la superficie de la muestra. Múltiples detectores ópticos observan

continuamente la muestra en busca de movimiento. Se determina que el punto de

escurrimiento es la temperatura más baja a la que se detecta movimiento en la superficie de

la muestra.

https://es.wikipedia.org/wiki/L%C3%ADquido


Página 11 de 110



Los crudos reducidos y los fueles pesados se caracterizan por sus altas temperaturas de

fluidez. Los compuestos bituminosos comenzaran a fluir a partir de los 50ºC.

3.3.3 Punto de ebullición

Este se define como la temperatura a la cual un líquido puro, pasa al estado de vapor a una

presión preestablecida en cualquier punto de su masa líquida. Para todas las series de

hidrocarburos homólogos, el punto de ebullición se incrementa con el número de átomos de

carbono que conforman la molécula. Generalmente, los aromáticos poseen puntos de

ebullición más altos que los correspondientes nafténicos o parafínicos.

3.3.4 Acidez

Los ácidos se acumulan en los crudos como resultado de la biodegradación del crudo en el

yacimiento. Las bacterias metabolizan las moléculas ligeras de forma sencilla, los crudos

ácidos tienden a estar formados por las partes no metabolizadas, las moléculas más pesadas

que las bacterias no son capaces de digerir.

El contenido en ácidos del crudo se mide según el TAN (Total Acid Number), referido al NN

(Neutralization number), miligramos de hidróxido de potasio necesarios para neutralizar un

gramo de crudo. La mayor parte de las refinerías están diseñadas para trabajar con un TAN

menor a 0.5. Crudos agrios son aquellos con un TAN > 0.7.

3.3.5 Contenido en azufre

Este parámetro clasifica los crudos en agrios y dulces en función del contenido de azufre.

Los crudos que poseen contenidos de azufre superiores al 1%, son llamados agrios (son

corrosivos), mientras que los que se encuentran por debajo de dicho valor, dulces. Los

productos transportados a bordo presentan concentraciones entre 1% a 3.5 % en azufre.

El azufre debe ser eliminado de los productos destilados debido a:

• problemas de contaminación atmosférica que genera.

• el azufre es un veneno de los catalizadores utilizados en la refinación, disminuye la

calidad de las naftas.

• se transforma en anhídrido sulfuroso por combustión, que en presencia de agua

produce ácido sulfúrico.


Página 12 de 110



La proporción de crudos agrios en la producción mundial ha ido en aumento. Los países con

refinerías adaptadas a estos crudos son receptores de este tráfico. Debido a las restricciones

medioambientales, las refinerías deben eliminar los contenidos en azufre de los productos

finales.

La normativa internacional muestra especial interés por la reducción del azufre en el crudo.

La Organización Marítima Internacional así nos aclara su postura frente a la cuestión:

“El principal tipo de hidrocarburos usado como combustible en los buques es el fueloil pesado,

derivado del residuo de la destilación del petróleo crudo. El petróleo crudo contiene azufre

que, tras la combustión en el motor, es liberado en la atmósfera junto con el resto de emisiones

del buque. Los óxidos de azufre (SOx) son conocidos por ser perjudiciales para la salud

humana, causando síntomas respiratorios y enfermedades de los pulmones. En la atmósfera,

los Sox pueden producir lluvia ácida, que puede a su vez provocar daños en los cultivos,

bosques y especies acuáticas, y contribuye además a la acidificación de los océanos.”

“Desde el 1 de enero de 2020, el límite de contenido de azufre en el combustible usado a

bordo de los buques que operen fuera de las zonas de control de emisiones designadas será

de 0.50 % masa/masa. De esta forma, se reducirá significativamente la cantidad de óxidos de

azufre que emanan de los buques, lo que debería tener grandes beneficios tanto para la salud

como para el medio ambiente mundiales, especialmente, para las poblaciones que viven cerca

de los puertos y costas.”

Ilustración 4 Límites de contenido en azufre para bunker marino.

https://www.eia.gov/petroleum/


Página 13 de 110



3.3.6 Viscosidad

Es una magnitud física que mide la resistencia interna al flujo de un fluido, resistencia producto

del frotamiento de las moléculas que se deslizan unas contra otras. La inversa de la viscosidad

es la fluidez.

La viscosidad es un parámetro que influye en la potencial emisión de contaminantes dado que

es una determinante en las condiciones de la combustión.

Además, resulta importante para definir las posibilidades de bombeo de los productos y el tipo

de régimen de los caños. La viscosidad es una especificación de primer orden en los aceites

lubricantes, ya que condiciona las cualidades requeridas para la lubricación.

La magnitud de la viscosidad depende de la conformación química del crudo, de manera que,

a mayor proporción de fracciones ligeras, menor es la viscosidad. Este valor depende además

de la temperatura ambiente, de forma que cuanto menor resulta ésta, más viscoso es un

crudo. Existen diversas unidades para definir la viscosidad, siendo las más utilizadas las

descriptas a continuación:

3.3.6.1 Viscosidad absoluta

Representa la viscosidad dinámica del líquido y es medida por el tiempo en que tarda en fluir

a través de un tubo capilar a una determinada temperatura. Sus unidades son el poise o

centipoise (gr/SegCm), siendo muy utilizada a fines prácticos.

3.3.6.2 Viscosidad cinemática

Representa la característica propia del líquido desechando las fuerzas que genera su

movimiento, obteniéndose a través del cociente entre la viscosidad absoluta y la densidad del

producto en cuestión. Su unidad es el stoke o centistoke (cm2/seg). Esta nos la encontraremos

como parámetros de funcionamiento de las bombas de carga.

Viscosidad Cinemática (CSt) = Viscosidad Absoluta / Densidad

La unidad de la viscosidad absoluta es el Ps.m llamado Pascal. Segundo. las unidades del

pascal segundo son: Kg/m.seg. Las unidades de la viscosidad cinemática son los St. Las

unidades del St son cm2/seg. Las equivalencias son las siguientes.

1 St = 1 cm2/seg=100 cSt 1sSt= 1 mm2/seg


Página 14 de 110



Ilustración 5 Densidad y contenidos de sulfuro de los crudos.

https://www.eia.gov/petroleum/

3.4 PRODUCTOS TRANSPORTADOS

Una vez definido el proceso de tratamiento del crudo y las características principales de los

hidrocarburos, podemos centrarnos en aquellos transportados por los buques asfalteros.

Los productos transportados que se han tenido en cuenta para la elaboración del presente

trabajo son: residuo atmosférico, residuo de vacío, gasoil de vacío y asfaltos (en sus distintos

grados). Además de un quinto producto, denominado: IFO-380HS o LSFO dependiendo de

su concentración de sulfuro.

3.4.1 Residuo atmosférico

3.4.1.1 Origen

El residuo atmosférico tratado en la unidad de vacío, visbreaking o mediante craqueo es

destinado como combustible marino o para la generación eléctrica. Las refinerías venden este

producto a un precio menor que el han pagado por el crudo. El margen de beneficio para la

refinería es casi siempre negativo. En algunos casos, se decide utilizar como combustible

dentro de la propia refinería que lo produce.


Página 15 de 110



En la torre de destilación atmosférica, presión de trabajo cercana a una atmosfera, se recibe

el crudo proveniente de la unidad flash. Mientras la parte de gas comienza a ascender por la

torre y a condensar a distintas alturas en base al gradiente de presión y temperatura, la parte

líquida no destilada se acumula en la base de la torre, es decir, la menos volátil, llamada

residuo atmosférico, crudo reducido o residuo largo.

Como producto no destilado, contiene los componentes menos volátiles de alto peso

molecular, ricos en azufre, nitrógeno, oxígeno y metales, con elevada proporción de carbono

sobre hidrógeno (asfaltenos); junto con otros de mayor volatilidad y exentos de metales y

compuestos nitrogenados y oxigenados, formando una emulsión estable.

3.4.1.2 Tráfico

En los últimos años, los márgenes de beneficio sobre el residuo atmosférico se han reducido

debido a varios factores. En primer lugar, la mayor parte de las refinerías de Asia no disponen

de medios para el craqueo del residuo atmosférico en derivados más ligeros. Se da un exceso

de oferta en la producción de residuo. En segundo lugar, Arabia Saudí incremento su

producción de crudos pesados. Estos tienen menos partes volátiles. Esto mismo ocurre con

los productores fuera de la OPEC. A estos dos factores se les suma las restricciones

medioambientales, la demanda de crudos reducidos y derivados no es tan alta como la

demanda de los productos más ligeros como las gasolinas

La salida inmediata de este producto es la composición de fuelóleos, bien sea mediante la

mezcla con gasoil atmosférico y/u dieseloil pesado.

La cantidad de residuo atmosférico resultante varía entre el 30% de la cantidad inicial de

producto para crudos ligeros y hasta el 70 % para crudos pesados.


Página 16 de 110



Ilustración 6 Fracciones destiladas según sus características.

https://www.google.com/search?q=valero-energy-basics-of-refining-presentation-january-13-2009-6-

728&client=firefox-b-d&biw=1366&bih=635&tbm=isch&source=lnms&sa=X&ved=0ahUKEwj6---

cr6nqAhXJy4UKHREoBgkQ_AUIDygC#imgrc=UhZHMpc6ZTLmLM

3.4.2 Residuo de vacío y gasoil de vacío (VGO)

La temperatura máxima que se alcanza en la torre atmosférica es de 365ºC. Por encima de

esa temperatura es muy difícil evitar el craking térmico de sus componentes, comenzando el

proceso de coquización. Para librar el límite de temperatura se recurre a la torre de destilación

al vacío. La reducción de la presión dentro de la torre, de entre 65 a 135 mmHg, permite

reducir unos 150ºC la temperatura a la que destilar el residuo atmosférico.

Como resultado del tratamiento del crudo reducido en la torre de vacío obtenemos el gasoil

de vacío (VGO) ligero y pesado. Suele destinarse, junto con el gasoil atmosférico previamente

desulfurado o sin ningún tratamiento, para alimentar las unidades de conversión catalítica

(FCC) que los convertirán en productos más ligeros, y/o como elementos de mezcla (cutter

stocks) para la preparación de fueloil.

La parte no destilada es denominada residuo de vacío. El residuo de vacío puede destinarse

a la preparación de asfaltos (separándose los aceites más pesados contenidos mediante

extracción con disolventes), a la producción de coque, o a la preparación de fuelóleos,

debiéndose reducir entonces su viscosidad, bien por tratamientos térmicos (visbreaking), o

bien mezclándolo con residuo atmosférico.


Página 17 de 110



3.4.3 Bitumen

3.4.3.1 Origen

El bitumen está formado por moléculas asfálticas pesadas y por ello es comúnmente conocido

como asfalto. El alquitrán también se suele confundir con el bitumen. El alquitrán es un

producto del carbón no del crudo.

El bitumen se produce extrayendo las moléculas de asfaltenos de cada molécula aromática

pesada de hidrocarburo. Existen tres métodos para su producción: destilación, desasfaltado

y soplado. Mediante el proceso de desasfaltado con propano del residuo de vacío se obtiene

un asfalto de excelente calidad y destilado pesado más duro, no contaminado por trazas de

materias asfálticas. La acción disolvente, muy selectiva, del propano admite una separación

entre dichos destilados pesados y el residuo, resultando mejor que por destilación.

La destilación se obtiene mediante las unidades de vacío y el soplado mediante la aplicación

de aire caliente a los residuos del crudo. El bitumen producido según este último método es

llamado bitumen marrón.

3.4.3.2 Clasificación

El bitumen es la parte más pesada y viscosa de la refinería. Es utilizado principalmente para

pavimentar suelos (asfalto) y como emulsiones de fuel. El 80% del bitumen es utilizado como

asfalto en la pavimentación de carreteras, principalmente en los meses de verano.

El bitumen se clasifica según su grado de penetración (PEN). Se calienta una muestra de

bitumen hasta los 25ºC y una aguja estandarizada de 100g de peso se sitúa sobre la muestra

durante 5 segundos. El número de decimas de milímetro que la aguja penetra en el bitumen

nos da una idea sobre sus características, viscosidad y dureza. Normalmente el PEN de un

bitumen viene expresado como un rango del tipo 80/100 PEN.

Algunos de los grados típicos son: 50 (significa que la aguja penetro 5 milímetros), 100, 200,

300 y 450 PEN. Cuanto menor sea el PEN más viscoso será el bitumen, pero más duradero

y resistente será como asfaltó en carretera. Los distintos grados de bitumen se seleccionan

según la densidad del tráfico que la carretera vaya a soportar

El asfalto es una mezcla que contiene aproximadamente el 5% de bitumen y un 95% de arena,

piedra triturada y grava.


Página 18 de 110



También se denominan betunes de penetración debido a que es esta propiedad la que sirve

para su clasificación. El betún es el componente que aglomera y da cohesión en las mezclas

bituminosas y es el principal responsable de las propiedades de estas. Su consistencia puede

modificarse con la temperatura lo que permite su fácil manipulación, la envuelta de los áridos,

la compactación de las mezclas y su adecuado comportamiento a temperaturas de servicio.

3.4.3.3 Empleo del bitumen

Los betunes asfalticos se emplean en:

Carreteras: mezclas bituminosas en caliente convencionales, betunes modificados con

polímeros, betunes modificados con polvo de neumáticos, betunes anti carburantes, betunes

multigrado, emulsiones (convencionales y modificadas).

Aplicaciones industriales: emulsiones y másticos para impermeabilización y pavimentación

industrial, telas asfálticas, revestimiento de tuberías, obras hidráulicas, sellado de juntas,

pinturas asfálticas, etc.

Los betunes convencionales más empleados en nuestro país, principalmente por razones

climáticas, son los betunes de penetración 35/50 y 50/70, usados para la fabricación de

mezclas bituminosas convencionales. En la siguiente tabla se muestran las características de

los betunes asfalticos para carretera que se comercializan en España:

Ilustración 7 Grados de bitumen más comunes en España

https://www.cepsa.es/es/particular


Página 19 de 110



3.4.4 Productos derivados del asfalto (PDA)

Una combinación muy compleja de compuestos orgánicos de alto peso molecular que

contiene una proporción relativamente alta de hidrocarburos. También contiene pequeñas

cantidades de diversos metales como el níquel, hierro o vanadio. Se obtiene como residuo no

volátil de la destilación de petróleo crudo o por separación como el refinado del aceite residual

en un proceso de desasfaltado o descarbonización

3.4.5 Intermediate fuel oil. IFO-380

3.4.5.1 Origen

El IFO-380 es el resultado de la mezcla de distintos componentes (blending) clasificables en:

residuos (residuo atmosférico, residuo de vacío y residuo visbreaking) y productos más ligeros

(keroseno o gasóleo).

Los contenidos de sulfuro para cada producto se indican tras el nombre del producto con las

siglas HS, para altas concentraciones de sulfuro y LS par bajas concentraciones.

Si el residuo atmosférico tiene una alta viscosidad se mezcla con partes más volátiles como:

fuel ligero o keroseno. Las diferencias en el precio dependerán de la cantidad de partes

volátiles que se hayan incluido al residuo para hacerlo un producto apto para la venta. Otra

forma de reducir la viscosidad sin necesidad de mezclas es la unidad de visbreaking

3.4.5.2 Clasificación

La ISO ha tratado de uniformar la codificación de los fueles marinos. Para los fueles marinos

destilados: DMA (MGO), DMB (MDO), DMC y DMX donde D indica que es un destilado y M

que es marino. Para fuel residual la ISO utiliza 15 especificaciones distintas: RMA, RMB,

RMC… hasta RML. La R indica que es residuo y la M, marino. Además de esta división

también se establecen límites de viscosidad. Por ejemplo, RME-25 es un fuel residual marino

del tipo E con una viscosidad máxima a 100ºC de 25 centistokes.

A pesar de que la mayoría de las partes implicadas en el comercio del crudo utilizan la

codificación de la ISO, en el comercio de fueles marinos se utiliza la categoría de Intermediate

Fuel Oil, o IFO.


Página 20 de 110



Se le denomina intermedio pues contiene partes de productos destilados para reducir su

viscosidad. Los IFO son nombrados según su viscosidad a 50ºC (temperatura de uso a bordo

de los buques) en cambio, la ISO enuncia su viscosidad a 100ºC.

Los IFO más comúnmente utilizados son: IFO-180, IFO-380 e IFO-460. El más utilizado como

bunker marino es el IFO-380, llamado también Bunker C. El IFO-380 contiene

aproximadamente 3% de productos destilados (gasolina o keroseno)

3.4.6 Cycle oil-aceites clarificados

Se trata de un aceite lubricante ligero. Es un residuo líquido producido en la industria del

petróleo cuando se emplea el craqueo catalítico para convertir las fracciones de hidrocarburos

pesados que quedan de las etapas anteriores del refinado del petróleo crudo en productos

más ligeros y valiosos

En la práctica, otros factores como los recubrimientos de los tanques, la capacidad de lavado

y las limitaciones de las bombas, hacen que la principal diferencia al contar con IGS sea la

posibilidad de transportar productos derivados del asfalto, conocidos por sus siglas PDA.

Estos pueden contener trazas de sustancias volátiles.

En el siguiente esquema se muestra los distintos niveles de las torres de destilación

atmosféricas y de vacío los tratamientos a los crudos y procesos derivados.

Ilustración 8 Esquema de procesos en una refinería. Los productos resaltados en rojo son objeto de transporte en asfalteros.

https://translate.googleusercontent.com/translate_c?depth=1&hl=es&prev=search&rurl=translate.google.com&sl=en&sp=nmt4&u=https://en.wikipedia.org/wiki/Lubricating_oil&xid=17259,15700002,15700023,15700124,15700149,15700186,15700190,15700201,15700214,15700230&usg=ALkJrhhEtZSJLL7dCnLILMHqay2Jtw5kGw

https://translate.googleusercontent.com/translate_c?depth=1&hl=es&prev=search&rurl=translate.google.com&sl=en&sp=nmt4&u=https://en.wikipedia.org/wiki/Residue_(chemistry)&xid=17259,15700002,15700023,15700124,15700149,15700186,15700190,15700201,15700214,15700230&usg=ALkJrhgmz-ka3NbMQWI1CFDJth3les1CFA

https://translate.googleusercontent.com/translate_c?depth=1&hl=es&prev=search&rurl=translate.google.com&sl=en&sp=nmt4&u=https://en.wikipedia.org/wiki/Petroleum_industry&xid=17259,15700002,15700023,15700124,15700149,15700186,15700190,15700201,15700214,15700230&usg=ALkJrhjwCCrzTtjwRsR9CTXXszMC7Cudgg

https://translate.googleusercontent.com/translate_c?depth=1&hl=es&prev=search&rurl=translate.google.com&sl=en&sp=nmt4&u=https://en.wikipedia.org/wiki/Petroleum_industry&xid=17259,15700002,15700023,15700124,15700149,15700186,15700190,15700201,15700214,15700230&usg=ALkJrhjwCCrzTtjwRsR9CTXXszMC7Cudgg

https://translate.googleusercontent.com/translate_c?depth=1&hl=es&prev=search&rurl=translate.google.com&sl=en&sp=nmt4&u=https://en.wikipedia.org/wiki/Catalytic_cracking&xid=17259,15700002,15700023,15700124,15700149,15700186,15700190,15700201,15700214,15700230&usg=ALkJrhiOc7qWttGYih5YZ4cLEaMBAu_xrA

https://translate.googleusercontent.com/translate_c?depth=1&hl=es&prev=search&rurl=translate.google.com&sl=en&sp=nmt4&u=https://en.wikipedia.org/wiki/Hydrocarbon&xid=17259,15700002,15700023,15700124,15700149,15700186,15700190,15700201,15700214,15700230&usg=ALkJrhiURRgxM2izAYW44G3ekOlY7PfOaw

https://translate.googleusercontent.com/translate_c?depth=1&hl=es&prev=search&rurl=translate.google.com&sl=en&sp=nmt4&u=https://en.wikipedia.org/wiki/Hydrocarbon&xid=17259,15700002,15700023,15700124,15700149,15700186,15700190,15700201,15700214,15700230&usg=ALkJrhiURRgxM2izAYW44G3ekOlY7PfOaw

https://translate.googleusercontent.com/translate_c?depth=1&hl=es&prev=search&rurl=translate.google.com&sl=en&sp=nmt4&u=https://en.wikipedia.org/wiki/Oil_refinery&xid=17259,15700002,15700023,15700124,15700149,15700186,15700190,15700201,15700214,15700230&usg=ALkJrhiHX3z_N486KKLXFeGFKCCnSwB9Jg


Página 21 de 110



4. BUQUE ASFALTERO

4.1 INTRODUCION

Los buques tanque representan aproximadamente el 30% de la flota mercante mundial

Existen dos categorías de buques tanque: los destinados al transporte de productos destilados

o limpios (nafta, gasolina, keroseno…) y los destinados al transporte de productos crudos o

sucios (crudo pesado, fuel, bitumen…) Aproximadamente la mitad de la producción mundial

de crudo es transportada por estos últimos en varias etapas de su camino entre los pozos

petrolíferos y las refinerías.

Los buques asfalteros están clasificados como buques sucios. Son buques dedicados al

tráfico de corta o media distancia y su tamaño varía principalmente desde los 1000 a 6000

DWT.

Si bien es cierto que existen buques asfalteros de mayor tamaño estos no son la norma en la

construcción y tráfico. Algunos ejemplos son: el BITU EXPRESS, uno de los mayores de su

categoría, construido en el año 2003, con un GRT de 28.323Tm, una eslora de 179,88 m y

una capacidad máxima de carga de 50.590,08 Tm o el MARONI, con GRT de 25.738 Tm y

capacidad máxima de carga de 40.535,20 Tm y el ASFALT STAR con GRT de 28.559 Tm y

capacidad máxima de carga de 52.543,60 Tm

Estos grandes asfalteros han realizado operativas de carga en España, en concreto en la

terminal de carga de ASESA, en Tarragona, que tiene capacidad de almacenaje de más de

100.000 Tm de betún asfáltico con posibilidades de suministrar en un solo embarque 40.000

Tm de una misma especificación de producto. La refinería de Asfaltos Españoles, S.A.

produce anualmente cerca de un millón de toneladas de betún asfáltico del cual el 75 % se

exporta principalmente a países del Magreb y África meridional.

4.2 TANQUES DE CARGA

El diseño de los tanques de carga nos permitirá diferenciar en dos grandes grupos a los

asfalteros.

Entendemos como tanque todo espacio cerrado que esté formado por la estructura

permanente de un buque y este proyectado para el transporte de líquidos a granel. Los

tanques de un asfaltero se clasifican en los siguientes tipos:


Página 22 de 110



4.2.1 Tanques de estructura integral

Este tipo de tanques de caga no presentan una separación entre el mamparo del tanque de

lastre adyacente y el espacio de carga, de manera que ambos forman parte de la estructura

de doble casco del buque. Este diseño presenta las siguientes características:

• La falta de un espacio entre ambos tanques dificulta las operativas de lastrado del

buque. Son necesarios periodos de tiempo para el lastre y deslastre, que varían en

función del buque y la capacidad de sus bombas. Es necesario aclimatar los espacios

y no someter a la chapa a cambios bruscos de temperatura.

• La falta de aislamiento en cubierta principal es un punto desfavorable de este diseño.

La climatología de determinadas zonas de navegación afecta al mantenimiento de las

temperaturas de la carga. Los aislamientos son fundamentales para el control de

consumos del sistema de calefacción.

• En relación con su eslora, se da un aprovechamiento mayor del espacio de carga.

• Como más adelante veremos, es necesario aplicar recubrimientos especiales a la

chapa en contacto con las altas temperaturas.

• Los esfuerzos extra a los que se somete la estructura deben ser tenidos en cuenta a

la hora de diseñar el buque. Para contrarrestar el efecto de la temperatura se

proyectan: aceros de alta resistencia, tipo AH32-AH36, un mayor número de refuerzos

longitudinales y transversales, instalación de mamparos corrugados y un aumento en

el grosor de la chapa. La distancia entre cuadernas es reducida en estos diseños.

• La tarea de evitar los puentes térmicos se complica.

• Las temperaturas máximas soportadas llegan a los 180ºC-200ºC.

4.2.2 Tanques soportados

Dentro de los espacios de carga del buque se instalan tanques independientes de la estructura

principal. Este diseño presenta las siguientes características:

• Se evitan los esfuerzos resultado de la dilatación y contracción del tanque expuesto a

altas temperaturas.


Página 23 de 110



• Se produce una pérdida de capacidad de carga de 20% a 30% debido a los espacios

vacíos entre la estructura principal y el tanque interior.

• La temperatura máxima soportada para estos diseños alcanza los 250ºC.

• Se evitan los puentes térmicos.

• Las operativas de carga y lastre pueden ser simultáneas en transporte de cargas a

temperatura. No se hacen necesarios periodos de lastrado-deslastrado.

• Mantener las temperaturas requiere menor consumo del sistema de calefacción.

• Los espacios vacíos requieren inspecciones y mantenimiento regular.

• La construcción es más compleja y costosa.

En las siguientes imágenes podemos ver la diferencia entre ambos diseños. En las siguientes

imagenes se muestra el corte transversal, dejando ver la estructura principal y los tanques

interiores.

Ilustración 9Corte transversal de un tanque de carga suspendido.

Yasar GÜL, Levent KAYDIHAN, Osman BEDEL DELTA MARINE Engineering Co

Ilustración 10Corte transversal tanque de carga integral. Astilleros ARMON

En la actualidad, el diseño predominante de nuevas construcciones está basado en los

tanques soportados dadas sus ventajas. Para dar respuesta a las exigencias del sector naval,

la American Bureau of Shipping elaboro en 2017 una guía de requerimientos que verifican la


Página 24 de 110



clasificación A1 Asphalt Carrier with Independent Tanks (temp℃). Esta normative sigue lo

dispuesto por: ABS Rules for Building and Classing Steel Vessels (Steel Vessel Rules) for fuel

oil carriers y la ABS Guide for Building and Classing Liquefied Gas Carriers with Independent

Tanks (LGC Guide)

En ambos diseños, se tendrán en cuenta las dilataciones de las líneas de carga. Como

métodos para evitar estas dilataciones encontramos con juntas de expansión o disposición de

las líneas en omegas.

Dado que estos buques operan con productos no volátiles hay una serie de requerimientos

que no les son de aplicación. En el convenio MARPOL Anexo I Regla 2 nos indica que:

Las reglas 29, 31 y 32 del presente Anexo no les serán de aplicación a los buques asfalteros.

Quedan exentos de disponer de tanques de slops, ODM y detectores fijos de

agua/hidrocarburo.

Desde el punto de vista constructivo esta normativa se presenta demasiado laxa siendo las

exigencias de los fletadores más exhaustivas en lo relativo a seguridad y operatividad del

buque.

4.3 RECUBIMIENTO DE SILICATO DE ZINC

4.3.1 Introducción

Una de las características que nos encontraremos en los asfalteros son los recubrimientos de

silicato de zinc. Estos presentan una alta resistencia a los ambientes agresivos, así como a la

temperatura (hasta 400ºC), disolventes, aceites minerales, etc.

Cualquier pintura, sin importar lo compleja que sea, está formada por una resina, un pigmento

y un disolvente que permite aplicar la mezcla sobre la superficie. Los recubrimientos suelen

ser clasificados por el tipo de resina o el pigmento. Dando lugar a la siguiente clasificación:

alquídicas, caucho clorado, vinílico, acrílicos de base de agua, epoxi poliuretano, brea-epoxi

y silicato de zinc.

El silicato de zinc se caracteriza por su alta resistencia y su excelente respuesta a la abrasión,

sin embargo, el componente de zinc origina problemas prácticos.

Las pinturas, normalmente se aplican mediante sprays y cualquier disolvente en la mezcla se

evapora dejando una capa dura y homogénea. Los equipos de pistolas rociadores de aire son


Página 25 de 110



los más utilizados. En ocasiones es necesario calentar la pintura, en especial, en los

recubrimientos de epoxi, para así reducir su viscosidad.

La experiencia ha demostrado que las pinturas con dos componentes dilatan su periodo de

secado, permaneciendo en un estado de plasticidad durante largos periodos de tiempo a

temperaturas bajas. Además, pueden presentar problemas de adhesión en el caso de que

esta situación se prolongue.

4.3.2 Categorías

Los recubrimientos de silicato de zinc son utilizados en buques tanques de productos, en

cubiertas expuestas y en el interior de tanques de lastre. Dentro de este tipo de recubrimiento

nos encontramos con dos categorías: de base de agua y de base de disolvente. Los de base

de disolvente son más sencillos de aplicar, pero tienen una mala respuesta en los tanques de

lastre segregado. Los de base de agua presentan, en general, mejores prestaciones.

El silicato de zinc difiere de cualquier otro tipo de recubrimiento orgánico del tipo epoxi o vinyl.

Se caracteriza por una gran resistencia a la abrasión que lo hace ideal para cubiertas y

tanques de carga. Por el contrario, es realmente difícil de aplicar. Se debe aplicar en una sola

capa. Los fallos más comunes suelen ser: la falta de uniformidad en el grosor y el proceso de

secado. Una mala aplicación tiene como resultado la temprana aparición de puntos de oxido.

Su color claro, de tipo azul grisáceo, facilita las inspecciones en el interior de los tanques de

lastre. Sin embargo, la experiencia demuestra que presenta una menor esperanza de vida

que los recubrimientos de coal-tarepoxi. El desgaste del recubrimiento suele deberse al

desgaste del zinc al final de su vida útil que conduce a la rápida aparición de puntos y lascas

de oxido.

4.3.3 Inconvenientes

Si la capa aplicada es demasiada espesa tiende a agrietarse. Es muy sensible, por otro lado,

a los intervalos de repintado, complicando los retoques. Todo ello hace que la aplicación deba

ser hecha por un personal altamente cualificado y se debe tener presente la necesidad de

chorrear la chapa de acero y volver a aplicar el silicato.

Otros de los problemas típicos que podemos citar son: la falta de organización durante el

proceso de construcción o reparación del buque, una mala preparación de la superficie antes

de recibir el recubrimiento, capas de recubrimiento de un grosor inadecuado, efectos

climáticos, periodo demasiado prolongado entre los tiempos de pintura o un fallo en la


Página 26 de 110



composición del recubrimiento. Se deberá prestar atención a los puntos de soldadura y a las

zonas de unión y de acumulación de tensiones a la hora de evaluar el estado de los

recubrimientos.

Ilustración 11Interior de un tanque de lastre con recubrimiento de silicato de zinc


Página 27 de 110



5. SITEMA DE CALEFACCIÓN.

Los buques asfalteros están específicamente diseñados para transportar productos a

temperatura. Una de sus características es la posibilidad de mantener, y si es necesario,

aumentar, la temperatura del producto. Para conseguir este objetivo, el buque se vale del

sistema de calefacción.

5.1 CALDERAS

Dadas las características de los productos asfalticos, el transporte, carga y descarga solo es

practicable mientras se mantengan a temperaturas adecuadas. Entendiendo por adecuadas

aquellas temperaturas que permitan la manipulación del producto, puntos de fluidez y

viscosidad correctos, por parte del personal sin poner en riesgo la integridad estructural y el

sistema de carga del buque. La instalación que permite hacer esto posible son: las calderas y

sus sistemas asociados.

5.1.1 Normativa

El marco legislativo español, en lo referente a calderas, está contenido en el RD 2060/2008,

de 12 de diciembre por el que se aprueba el Reglamento de equipos a presión y sus

Instrucciones Técnicas Complementarias (ITC EP1 a EP2) modificado por el RD 560/2010.

Con posterioridad se aprobó el RD 108/2016, 18 de marzo, por el que se establecen los

requisitos esenciales de seguridad para la comercialización de los recipientes a presión

simples y el RD 115/2017, de 17 de febrero, por el que se regula la comercialización y

manipulación de gases fluorados y equipos basados en los mismos.

Siguiendo lo dispuesto en el artículo 2 de la ITC EP1 Calderas, Capítulo I, se definen los

siguientes conceptos:

Caldera: todo aparato a presión en donde el calor procedente de cualquier fuente de energía

se transforma en utilizable, en forma de calorías, a través de un medio de transporte en fase

líquida o vapor.

Caldera de vapor: la que utiliza como fluido caloportador o medio de transporte el vapor de

agua.

Caldera de agua sobrecalentada: toda caldera en la que el medio de transporte es agua a

temperatura superior a 110 ºC.


Página 28 de 110



Caldera de agua caliente: toda caldera en la que el medio de transporte es agua a

temperatura igual o inferior a 110 ºC.

Caldera de fluido térmico: toda caldera en la que el medio de transporte de calor es un

líquido distinto del agua.

Caldera automática: caldera que realiza su ciclo normal de funcionamiento sin precisar de

acción manual alguna, salvo para su puesta inicial en funcionamiento o en el caso de haber

actuado alguno de los dispositivos de seguridad que hayan bloqueado la aportación calorífica.

Caldera manual: la que precisa de una acción manual para realizar algunas de las funciones

de su ciclo normal de funcionamiento.

Caldera móvil: la que está en servicio mientras se desplaza

5.1.2 Transferencia de calor

Los distintos tipos de calderas empleados en la industria se pueden dividir en cuatro grandes

grupos en función del fluido caloportador que utilizan:

a) Calderas de vapor (es el tipo que más se emplea en la industria).

b) Calderas de agua caliente.

c) Calderas de agua sobrecalentada.

d) Calderas de fluido térmico.

5.1.3 Superficie de calefacción

Toda caldera debe disponer de una superficie total de absorción de calor capaz de transmitir

la máxima cantidad de calor suministrada por el combustible al fluido caloportante con el

máximo rendimiento y al menor coste posible. Por tanto, cada uno de los elementos implicados

en la transferencia calorífica debe ser proporcionado a los restantes, haciendo que la caldera

sea un conjunto equilibrado.

Las partes que intervienen en el proceso de transferencia calorífica son:

• Envolventes y superficie de calefacción.

• Hogar (cámara donde tiene lugar la combustión).


Página 29 de 110



• Quemador (equipo para quemar el combustible).

• Ventiladores (equipo que proporciona el aire para la combustión al quemador).

• Equipos para la eliminación de los residuos de combustión, en calderas de combustible

sólido.

• Elementos de recogida y transporte de cenizas, en calderas de combustible sólido.

• Separadores de vapor (domos), en calderas acuotubulares.

• Sistema de suministro de agua de alimentación.

• Sistemas de purga.

• Cimentaciones y soportes.

• Refractarios, en calderas pirotubulares.

• Precalentamiento del agua de alimentación y del aire de combustión, para ahorro de

energía.

• Accesorios (válvulas, niveles, etc.).

Se denomina superficie de calefacción de una caldera a la superficie de intercambio de calor

que está en contacto con la fuente de calor y con el fluido caloportador. Dependiendo de la

posición relativa en el hogar respecto a la llama esta superficie puede ser:

5.1.3.1 Superficie de radiación.

La superficie de radiación de una caldera es la superficie que está en contacto con la llama y

con los productos de combustión. A efectos de cálculo, se tomará como superficie de

radiación.

➢ En calderas acuotubulares, el valor correspondiente a la superficie proyectada por las

paredes del hogar.

➢ En calderas pirotubulares de cámara húmeda, las superficies proyectadas del hogar,

envolvente de la cámara del hogar y placa trasera de dicha cámara del hogar.

➢ En calderas pirotubulares de cámara seca, la superficie proyectada del hogar.


Página 30 de 110



➢ En calderas pirotubulares de cámara semiseca, las superficies proyectadas del hogar

y envolvente de la cámara del hogar.

➢ En calderas de tipo móvil, la superficie proyectada del hogar.

➢ En calderas verticales, las superficies proyectadas del hogar y de los tubos pantalla.

5.1.3.2 Superficie de convección.

La superficie de convección de una caldera es toda la superficie de calefacción que está en

contacto con los gases de combustión o fluidos aportadores de calor, que se suelen colocar

fuera del hogar.

5.1.4 Transmisión de calor en calderas

En las calderas, el calor que se cede al fluido caloportante se obtiene:

• Por combustión de combustibles gaseosos, líquidos o sólidos.

• De fluidos calientes procedentes de un proceso industrial.

• De energía eléctrica.

• Por un proceso de fisión nuclear del uranio.

• De biocombustibles y de energías reciclables (energía solar, viento, mareas,

geotermia, etc.).

La transmisión de calor en la caldera, desde la fuente de calor al fluido caloportante se realiza

por radiación, convección, conducción o por los tres sistemas simultáneamente. En toda

caldera hay que distinguir la superficie de calefacción directa y la indirecta.

5.1.4.1 Superficie de calefacción directa

La superficie de calefacción directa está formada por todas aquellas superficies que por un

lado están en contacto con la llama, con los productos de la combustión de los fluidos calientes

portadores de calor, y por otro, con el fluido caloportante contenido en la caldera.

En la superficie de calefacción directa hay dos zonas, la de radiación y la de convección.

Teniendo en cuenta que el calor transmitido por radiación es proporcional a la cuarta potencia

de la diferencia de temperaturas entre la zona caliente (llama y gases de combustión) y la


Página 31 de 110



zona fría (fluido caloportador), el flujo de calor (cantidad de calor transmitido por unidad de

superficie) es muy elevado, por lo que es necesario tener especial cuidado con el cálculo y

diseño de esta superficie para evitar problemas derivados de las elevadas oscilaciones

térmicas(craqueo térmico) a la que se ve sometida, procurando además que por la parte del

fluido esté libre de residuos e incrustaciones, para facilitar la transmisión de calor al fluido y

evitar que el acero alcance temperaturas superiores a las de diseño.

5.1.4.2 Superficie de calefacción indirecta

La superficie de calefacción indirecta está formada por las superficies de la caldera que

estando en contacto, por una cara, con el fluido caloportante de la caldera, por la otra cara no

están en contacto con los fluidos calientes del sistema de aporte de calor. Como la transmisión

se produce principalmente por convección, esta superficie se denomina de convección y

normalmente suele estar fuera del hogar.

El calor transmitido por convección viene dado por:

𝑄 = ℎ 𝑥 𝑆 𝑥 ∆𝑇𝑚

Siendo:

Q: cantidad de calor transmitido

h: coeficiente de transmisión de calor por convección

S: superficie de calefacción

∆𝑇𝑚: Temperatura media de la diferencia de temperatura entre la zona de aporte de calor y

la zona del fluido caloportante de la caldera.

De esta ecuación se deduce que la cantidad de calor cedido se puede aumentar por:

a) Aumento de la superficie de calefacción.

b) Aumento de la diferencia media de temperaturas.

c) Aumento del coeficiente h. Este coeficiente depende de varios factores, pero el más

importante es la velocidad del fluido caliente, de forma que, al aumentar esta velocidad,

aumenta la cantidad de calor transmitido. Este coeficiente h baja si hay depósitos o

incrustaciones de hollín en alguna de las dos caras de la superficie de calefacción.


Página 32 de 110



5.1.5 Tipos de Hogares

Es la zona donde tiene lugar la combustión. Las paredes del hogar pueden ser de material

refractario (paredes calientes), o de una parte de los tubos del haz de tubos (paredes frías).

Los hogares son de distintos tipos en función de las condiciones de presión.

5.1.5.1 Hogares en sobrepresión

El aporte de aire necesario para la combustión, mediante un ventilador centrífugo, que impulsa

el aire hasta la cámara de combustión, hace que la presión en el hogar sea superior a la

presión atmosférica, es decir, hace que el hogar esté en sobrepresión.

5.1.5.2 Hogares en depresión

Cuando el ventilador centrífugo se coloca aspirando los humos del hogar impulsándolos hacia

la chimenea, también se facilita la extracción de estos. Se dice que el hogar está en depresión,

al ser la presión inferior a la presión atmosférica.

5.1.5.3 Hogares equilibrados

Son una combinación de los dos anteriores que hace que los dos ventiladores instalados

consigan que la presión en el hogar sea la atmosférica o ligeramente inferior.

5.1.6 Quemadores

El quemador es el elemento encargado de mezclar el combustible y el comburente de forma

homogénea y alcanzar en cada instante un exceso de aire tal, que la combustión sea

completa, con el menor residual posible de oxígeno en los humos.

5.1.6.1 Funciones del quemador

• Aportar aire y combustible a la cámara de combustión en las condiciones requeridas.

• Mezclar el aire y el combustible de forma homogénea.

• Encender y hacer que progrese la combustión de la mezcla aire-combustible.

• Desplazar los productos de la combustión por la cámara de combustión.


Página 33 de 110



5.1.6.2 Requerimientos mínimos del quemador

Estar adaptada la cámara de combustión al conjunto de la caldera.

Tener margen de regulación para suministrar lo requerido por el proceso.

Estabilidad de funcionamiento para las distintas demandas.

Que los inyectores tengan control sobre la forma y dimensiones de la llama.

Disponer de sistemas de seguridad adaptados al proceso.

5.1.6.3 Quemadores y su control

Los quemadores suelen clasificarse por el tipo de regulación que llevan a cabo.

Regulación a una marcha: suele emplearse en el caso de pequeñas potencias, con una unión

mecánica entre las líneas de combustible y aire comburente. La regulación del combustible

se efectúa con una electroválvula y es una regulación TODO-NADA.

Regulación a dos marchas: cuando la regulación del combustible a quemar se hace con dos

llamas, se requieren dos electroválvulas.

Regulación progresiva: cuando la regulación del combustible tiene lugar entre dos puntos, se

requiere un módulo de control, que permite posicionar la válvula de admisión de combustible

en un valor mínimo o en un valor máximo.

Regulación modulante: es igual que la anterior, pero en este caso la válvula de entrada de

combustible dispone de un posicionador, que permite trabajar en cualquier posición intermedia

del rango entre los valores máximo y mínimo.

Otras regulaciones

Hay casos en que no es suficiente una regulación del tipo de las descritas anteriormente,

precisándose regulaciones más complejas, para lo cual se crea una señal neumática o

eléctrica, para controlar la demanda de combustible, que sirve de elemento intermedio con los

elementos finales de control.

El control puede hacerse de varias formas:


Página 34 de 110



• Control serie: la señal de demanda se suele introducir en la línea del aire y las variaciones

de caudal de aire se envían al lazo de regulación de la válvula de control que controla la

dosificación de combustible. La señal de respuesta es muy lenta.

• Control serie/paralelo: la señal de demanda se introduce en la línea del aireen la línea de

combustible y se controla mediante un relé. La señal de respuesta es algo más rápida que la

anterior.

• Control serie/paralelo con selectores cruzados: la señal de demanda se introduce también a

las dos líneas (aire y combustible) pero con dos reguladores independientes, mediante dos

relés, uno de máxima y otro de mínima, que además intercambian la información sobre el

caudal de la otra línea.

5.2 CALDERAS DE VAPOR

Las calderas de vapor son utilizadas en plantas de tratamiento de aguas, industria petrolera,

generación de energía, plantas químicas y en el sector alimenticio entre otros.

Dentro de las calderas a vapor nos encontramos con: calderas de altas presiones, que operan

a más de 15 psgi (1.03 bar) o calderas de agua caliente que operan a una temperatura

superior a 250ºF (121.1 ºC) y calderas de bajas presiones que operan a presiones inferiores

a 15 psgi (1.03 bar) o calderas de agua caliente que operan con agua a temperatura inferior

a 250ºF (121.1 ºC). (ASME Sec.I) En lo referente a su diseño podemos distinguir entre

calderas pirotubulares (firetube boiler) y calderas acuotubulares (watertube boiler)

5.2.1.1 Calderas pirotubulares

Una caldera pirotubular es un recipiente metálico, comúnmente de acero, de forma cilíndrica

o semicilíndrica, atravesado por grupos de tubos, por cuyo interior circulan los gases de

combustión, que ceden el calor al agua que baña el exterior de estos.

Los humos calientes procedentes del tubo hogar pasan por los tubos pasadores, cambiando

de sentido en la cámara de hogar y en la caja de humos delantera hasta salir por la chimenea.

A través de este recorrido ceden gran parte de su calor al agua que los envuelve,

vaporizándose una parte, que se acumula en la parte superior del cuerpo de presión en forma

de vapor saturado. Esta vaporización del agua es la que provoca el aumento de la presión del

interior del recipiente y que se visualiza en el manómetro.

La resistencia de los materiales limita su tamaño (sus dimensiones llegan a ser


Página 35 de 110



5 m de diámetro y 10 m de largo), pudiendo llegar a producir vapor sobrecalentado hasta 25

Tm/h a 450 ºC y 25 kg/cm2, con rendimientos de combustión en torno al 90%. También limita

su tamaño el peligro, en caso de explosión o ruptura, por el gran volumen de agua

almacenada. Pueden trabajar con todo tipo de combustible (sólido, líquido o gaseoso).

• Características

Estas calderas presentan ciertas ventajas frente a las acuotubulares:

Capacidad de soportar fluctuaciones de cargas bruscas, con ligeras variaciones en la

presión, debido a la gran cantidad de agua almacenada.

Bajo coste inicial.

Bajo coste de mantenimiento.

Simplicidad en la instalación, que solo exige la cimentación y el interconexionado de

la caldera.

• Clasificación

Existen tres tipos de calderas pirotubulares: HRT (Horizontal Return Tubular), caldera Scotch

y las calderas tipo fogón o locomotora (Firebox Boiler). Las calderas Scotch fueron durante

años las más usadas a bordo de los buques, pero en la actualidad su uso este relegado a

tareas auxiliares.

El caudal de vapor está limitado a la circulación del agua dentro de la caldera. Se trata de un

tipo de caldera robusto capaz de operar con agua de bajas calidades

Las calderas pirotubulares son un diseño antiguo que ha llegado hasta nuestros días. En la

actualidad su uso en tierra se limita a la generación de energía y sistemas de calefacción. Son

más eficientes en procesos de bajas capacidades. Se utilizan en sistemas de 15 a 3000 hp

con presiones hasta 450 psig (31 ºC).


Página 36 de 110



Ilustración 12 Caldera pirotubular

https://www.google.com/url?sa=i&url=https%3A%2F%2Fsogecal.com%2Fservicios%2Fcaldera-pirotubular-

fabricantes-instaladores-calderas-industriales-

vapor%2F&psig=AOvVaw39Glxgu6G4dUblbA7cuyrO&ust=1591724599422000&source=images&cd=vfe&ved=0C

AIQjRxqFwoTCLiCrq3i8ukCFQAAAAAdAAAAABAE

5.2.1.2 Caldera acuotubulares

Las calderas acuotubulares son las que están formadas por una red de tubos, por cuyo interior

circula el agua que se pretende calentar.

Principio de funcionamiento

Al tener el agua caliente menos densidad que el agua fría se produce una circulación desde

el domo inferior al domo superior. En esta circulación, el agua absorbe el calor generado por

combustión en el hogar, calentándose e incluso vaporizándose, ascendiendo al domo

superior, donde se separa en dos fases, la fase vapor sale del domo y la fase líquida

desciende al domo inferior, donde se une al agua de alimentación, volviendo a repetirse el

ciclo.


Página 37 de 110



Características

La primera ventaja es que para un diámetro dado de los tubos el diseño acuotubular tiene

mayor superficie expuesta al calor del quemador.

Este diseño ofrece un mayor rango de presiones y capacidades que las calderas pirotubular.

Son el tipo de caldera comúnmente instalada en ámbitos industriales. La industria de energía

eléctrica es el mayor usuario de calderas acuotubular.

En caso de fallo en alguno de los tubos de las calderas acuotubular solo un volumen pequeño

de agua se evapora al entrar en contacto con los gases del quemador. Las calderas pirotubular

requieren seis veces más agua que las calderas de diseño acuotubular. Las mayores

instalaciones de este tipo suministran vapor a 593ºC a presiones de 2900 psgi (200 bar).

Las instalaciones de las calderas acuotubular son mayores que las pirotubular por lo que

requiere más tiempo de mantenimiento y personal más cualificado para su manejo.

En este tipo de diseño se instalan bombas de circulación que fuerzan el paso del agua a través

de los tubos de la caldera. Se consigue trabajar con menores cantidades de agua y las hacen

apropiadas para usos auxiliares al ser capaces de dar respuesta a una demanda puntual de

vapor. Esta cualidad también requiere de automatismos más sofisticados que acomoden los

suministros de agua a la demanda de vapor.

Limitación a bordo

En la actualidad, los buques instalan las calderas del tipo acuotubular frente a las pirotubular.

La demanda de instalaciones más eficientes ha supuesto un aumento en las temperaturas del

vapor y por consiguiente en las presiones de trabajo de las calderas.

Los sistemas formados por un gran número de tubos de pequeño diámetro resultan más

eficientes que aquellos formados por un menor número de tubos de mayor diámetro. El

principal factor para lograr esta eficiencia es el diámetro de los tubos que forman la caldera.

La razón de esto es la siguiente, atendiendo a la siguiente fórmula:

𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖ó𝑛 = 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑥 𝑑𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜

2 𝑥 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑠𝑜𝑟

Para una máxima tensión, a medida que la presión aumenta, el diámetro del tubo debe hacer

menor para mantener el espesor del tubo dentro de unos valores aceptables.


Página 38 de 110



Formula de la conducción:

𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑖𝑑𝑜 =𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑥 á𝑟𝑒𝑎 𝑥 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜

𝑒𝑠𝑝𝑒𝑠𝑜𝑟

Manteniendo lo demás valores constantes: a medida que el espesor disminuye el calor

transferido aumenta

Un mayor número de tubos de pequeño diámetro suponen una mayor área de intercambio de

calor para una determinada unidad de longitud. Cuatro tubos de 50 mm de diámetro tienen

aproximadamente la misma área transversal que un tubo de 100 mm de diámetro, pero

presenta el doble de superficie de contacto por unidad de longitud.

El uso de tubos de menor diámetro permite presiones de trabajo mayores junto con menores

espesores de chapa. Esto facilita el rápido intercambio de calor entre el quemador y el agua

de la caldera. Por el contrario, posee menor reserva de vapor y requiere un control más

eficiente y exhaustivo del suministro de agua.

El pequeño diámetro de los tubos los hace susceptibles a la formación de incrustaciones

pudiendo bloquear el flujo de agua y sobrecalentando la caldera. Además, la reducción del

espesor los hace muy sensibles a la corrosión interior y exterior del tubo. Es necesario por

tanto agua de buenas calidades para operar con calderas del tipo acuotubular.

En general, en cualquier ciclo motor la eficiencia térmica se puede expresar como:

𝑇1 − 𝑇2

𝑇1

Donde: T1 máxima temperatura absoluta del ciclo y T2 mínima temperatura absoluta del ciclo.

Si se pretende aumentar la eficiencia térmica del ciclo la diferencia T1-T2 ha de incrementarse.

Los sistemas de calderas alcanzan esta mayor eficiencia mediante el incremento de la presión

o el aumento de la temperatura del vapor, instalando supercalentadores. Lo que también

implica la instalación de mecanismo de control de las temperaturas y de alimentación de agua

a las calderas


Página 39 de 110



5.2.1.3 Características

La temperatura del vapor sobrecalentado generado por este tipo de calderas puede llegar a

550 ºC y las presiones de utilización alcanzan valores entre 35 y 185 kg/cm2

La producción de vapor de este tipo de calderas está comprendida entre las 20 y 200 Tm/hora,

con un rendimiento de combustión del orden del 90 %. Como en el caso de las calderas

pirotubulares, las calderas acuotubulares pueden ir equipadas con parrilla para la utilización

de combustibles sólidos.

Sus formas constructivas son muy diversas, pero generalmente llevan dos o más domos

unidos entre sí por tubos que forman el haz vaporizador. El hogar es una zona formada por

paredes de tubos y refractarios que puede ubicarse en el interior de la caldera formando una

unidad (combustibles líquidos y gaseosos) o en el exterior (combustibles sólidos).

Sus formas geométricas varían en función del número de colectores y de la disposición de

estos, así como de la incorporación a la misma de sobrecalentadores, recalentadores y

economizadores, dependiendo de la potencia, producción de vapor, presión de servicio o tipo

de combustible.

Ilustración 13 Caldera acuotubular

https://upiicsa2iv42.files.wordpress.com/2014/02/water_tube_boiler_schematic-es.png


Página 40 de 110



5.2.2 Problemas más típicos en las calderas de vapor

5.2.2.1 Corrosión

Principalmente existen dos tipos de corrosión: corrosión química y corrosión electroquímica.

La corrosión química suele darse en zonas donde los metales alcanzan altas temperaturas

provocando la aparición de puntos de oxido y la rotura de los tubos de agua. Los aumentos

de la temperatura en los tubos de las calderas son debidos a una mala circulación del agua

en presencia de vapor.

La forma más común de corrosión en las calderas de vapor es el ataque electroquímico

causado por la presencia de agua acida, es decir, con un pH 7 o menor, y oxígeno. Este efecto

suele eliminarse mediante el tratamiento químico del agua, pero si este tratamiento no es

llevado a cabo de forma correcta se pueden formar puntos de oxido entorno al nivel de agua

del tanque de almacenaje, en los techos del tanque o en las partes bajas de la caldera.

5.2.2.2 Erosión

Se trata de un desgaste mecánico causado por el paso del agua, vapor y gases de combustión

sobre una superficie metálica. El espesor de los tubos puede verse reducido en el interior de

los codos debido al impacto del agua o en su cara exterior debido al efecto abrasivo de los

gases resultados de la combustión.

5.2.2.3 Sobrecalentamiento

En las calderas de vapor las partes metálicas expuestas a altas temperaturas deben estar

refrigeradas por agua o vapor constantemente. De no ser así, el material se sobrecalentará

pudiendo expandirse y finalmente causando la ruptura del material. La más inmediata y

peligrosa situación se da debido a la perdida de agua y/o circulación dentro de la caldera.

5.2.2.4 Fatiga de materiales

Un mal diseño o la mala práctica de los operarios son las mayores causas de la aparición de

grietas. Normalmente se asocian al estrés térmico debido a la mala praxis de los operarios

en los periodos de arrancado y parada del sistema. Se centran en las soldaduras, puntos de

unión y soportes.


Página 41 de 110



5.2.2.5 Daños mecánicos

Causado principalmente por un manejo inadecuado de la caldera. La mala actuación sobre el

quemador puede causar explosiones dentro del horno de la caldera.

5.3 CALDERAS DE AGUA CALIENTE Y SOBRECALENTADA

Las calderas de agua caliente y sobrecalentada se construyen en tipos pirotubular y

acuotubular, con potencias de hasta 300.000 kcal/h. Su utilización en la industria

generalmente es para trabajar en circuitos de baja presión y temperatura.

Estas calderas presentan una serie de ventajas e inconvenientes respecto a las de vapor:

5.3.1.1 Ventajas

Se elimina el riesgo de fugas y pérdidas en purgadores.

No existen pérdidas de calor a causa de purgas de caldera, ni problemas aso ciados a su

evacuación.

Se reducen los problemas de conservación de líneas a causa de la corrosión e incrustaciones.

El trazado de tuberías resulta más sencillo al no tener que considerar desniveles ni puntos de

recogida de condensados.

Se eliminan gastos ocasionados por el tratamiento de agua.

5.3.1.2 Inconvenientes

Los equipos de intercambio de calor requieren de mucha más superficie y volumen con agua

sobrecalentada que con vapor, lo que complica y encarece la instalación.

Para suministrar la misma cantidad de calor, con estas calderas se necesita más caudal de

agua que la que se necesitaría con las de vapor.

Cuando se producen roturas en tuberías del equipo de agua sobrecalentada, se produce una

disminución de la presión y como consecuencia una brusca evaporación de la masa de agua

sobrecalentada, con el riesgo de accidente, al aumentar extraordinariamente el volumen de

forma prácticamente instantánea.


Página 42 de 110



5.4 CALDERAS ELÉCTRICAS

En estas calderas la fuente de calor es eléctrica. Normalmente se instalan factorías

alimenticias o farmacéuticas. Los diseños típicos llegan hasta los 600 Kwh. Sus capacidades

están limitadas por el costo y disponibilidad de electricidad. Presentan una serie de ventajas:

no necesitan chimeneas, no emiten gases de combustión, son fáciles de mantener y son

altamente eficientes.

5.5 MATERIALES REFRACTARIOS

Los elementos refractarios en las calderas son instalados con el objetivo de contener el calor

generado por el quemador. Deben, por lo tanto, tener buenas calidades aislantes, soportar

altas temperaturas y esfuerzos, vibraciones y la acción abrasiva de los gases de expulsión.

Además de ser capaces de expandirse y contraerse uniformemente sin agrietarse.

La elección del material aislante dependerá de las temperaturas que cada parte de la caldera

tendrá que soportar. Los materiales pueden agruparse en tres tipos:

Materiales refractarios ácidos: los refractarios ácidos son producidos a base de sílice

en sus distintas formas como cuarzo, cuarcita o arena.

Materiales refractarios neutros: son los más comunes y se usan en todo tipo de

industrias. Son estables químicamente ante ácidos y bases. Son producidos a base de bauxita

o chamote.

Materiales refractarios básicos: sus principales componentes son el óxido de magnesio

y óxido de calcio; el ladrillo más común es el de magnesita, el cual tiene buena resistencia a

la compresión y alta refractariedad. Se usa principalmente en hornos abiertos, convertidores

alimentados por oxígeno, hornos eléctricos y otros equipos operados a altas temperaturas

A la hora de elegir el material debe tenerse en cuenta que los materiales ácidos y alcalinos no

deben estar en contacto a altas temperaturas ya que pueden reaccionar y producir sales que

anulan su efecto aislante.

Estos materiales son fabricados de dos formas: ladrillos refractarios y material refractario

monolítico. En este último grupo el material es suministrado sin haber sido tratado

previamente, el material es tratado con calor in situ una vez la caldera se pone en

funcionamiento.


Página 43 de 110



El material refractario debe ser instalado en torno al cuerpo de la caldera de forma segura

mediante clips, pernos y llaves. Dejando espacios que permitan la dilatación del material.

Cuanta mayor sea la cantidad de material refractario instalado más lento será el proceso de

evaporación en la caldera para evitar daños en el material aislante.

Las impurezas en el fuel que causan acumulación de escoria en el horno y afectan a la forma

de la llama, la perdida de grosor en el material refractario debido a las diferencias de

temperatura al apagarse la caldera y el impacto de la llama del quemador sobre el material

aislante son algunos de los problemas más típicos que afectan a esta parte de la instalación.


Página 44 de 110



6. CALDERAS DE ACEITE TERMICO

6.1 INTRODUCCIÓN

El agua y el vapor son excelentes medios para transportar y transferir calor; el agua posee un

alto calor específico y el vapor un elevado calor latente, no se deterioran con el uso y tienen

un muy bajo costo, pero alcanzar las altas temperaturas que se requieren para el transporte

de este tipo de productos en un medio tan hostil como el marítimo es difícil a nivel práctico y

económico.

La utilización de vapor o agua sobrecalentada está limitada por las altas presiones de trabajo

y la temperatura. La solución a este problema es el uso de fluidos caloportadores distintos al

agua, nos referimos al aceite térmico, el cual permite operar a temperaturas muy altas sin

cambio de estado y con presiones de vapor muy bajas.

Las ventajas económicas y prácticas del aceite térmico en la industria marítima nos evitan los

problemas derivados de las calderas de vapor: corrosión, oxidación, tratamientos del pH,

purgas en calderas, descalcificación del agua y desmineralización y por lo tanto simplificando

los diseños y las tareas de mantenimiento.

Otra de las ventajas de estas instalaciones es que las calderas de aceite térmico trabajan

únicamente con la presión dinámica de la bomba de recirculación, la altura estática del tanque

de expansión y la presión del aceite térmico a altas temperaturas. Estos equipos ocupan la

categoría menos restrictiva en cuanto a clasificación de calderas. (UNE 9 – 310)

Ilustración 14 Sistema de calefacción de aceite térmico


Página 45 de 110



https://www.sazboilers.com/products_th_flu.html

6.2 ACEITE TÉRMICO

El fluido caloportador utilizado en este tipo de calderas es el aceite térmico. Los fluidos

térmicos pueden clasificarse según: su estructura química, uso y sistema de trabajo.

6.2.1 Estructura química

6.2.1.1 Aceites sintéticos

El calificativo de sintético o mineral se relaciona con el método de obtención del componente

principal del fluido térmico, el aceite base.

En el caso de que este aceite base se obtenga mediante procesos de síntesis química u otros

procesos diferentes al refino convencional, el fluido térmico se llama sintético o de tecnología

sintética.

Los aceites térmicos sintéticos, también denominados aromáticos, consisten en estructuras a

base de benceno e incluyen los óxidos de óxido de difenilo / bifenilo, los difeniletanos,

dibenciltoluenos y terfenilos. Dependiendo del producto específico, el rango de temperatura

de funcionamiento de este tipo de fluidos es del orden de -20°C a 400°C.

6.2.1.2 Aceites minerales

Cuando el aceite base proceda del refino convencional del petróleo se denomina mineral. Está

formado pues, por una base obtenida directamente de la destilación del petróleo y la mayoría

consisten en hidrocarburos parafínicos y / o nafténicos, a la que se le añaden algunos aditivos

que le confieren unas propiedades que mejoran sus prestaciones, básicamente para obtener

bajas viscosidades y elevar su resistencia a la oxidación. El rango general de operación es

del orden de -10°C a 315°C

6.2.1.3 Otros, incluidas las siliconas

Los fluidos a base de silicona, y en mayor medida los fluidos híbridos de glicol se usan

principalmente en aplicaciones especializadas que requieren compatibilidad de proceso /

producto en caso de que se produzca una fuga del intercambiador de calor.

Las desventajas de este grupo en cuanto al rendimiento y al coste en los rangos comparativos

de temperatura de los aceites sintéticos y minerales hacen que este tipo de fluidos sean


Página 46 de 110



opciones exclusivamente para este tipo de aplicaciones y por tanto poco probables para la

gran mayoría de procesos.

6.2.2 Uso de aceite

6.2.2.1 Aceites térmicos de grado medicinal

No tóxicos que cumplen con los requisitos de las farmacopeas.

6.2.2.2 Aceites térmicos de limpieza

Se utilizan para la limpieza de sistemas de transferencias de calor en estado líquido, con

temperaturas de servicio de – 10 C a 300 C.

6.2.2.3 Aceites térmicos de calentamiento

Utilizado en circuitos provistos de sistemas de circulación para transferir calor o en sistemas

de calefacción indirecta alternativa al vapor o al agua. Presentan buena conductividad y gran

estabilidad térmica en servicio, elevada estabilidad a la oxidación, baja presión de vapor, alto

rendimiento económico y amplios márgenes de temperatura de trabajo.

6.2.3 Sistema de trabajo

6.2.3.1 Sistemas de fase líquida no presurizados

No requieren de gas inerte para mantener la presión positiva sobre la bomba de circulación.

6.2.3.2 Sistemas de fase líquida presurizada

Utilizan tanto aceites minerales como sintéticos y son similares en diseño a sistemas no

presurizados, excepto que se aplica gas inerte a través del tanque de expansión cuando la

temperatura de funcionamiento requerida del fluido térmico está por encima de su intervalo

de ebullición. El gas inerte presurizado – nitrógeno – permite mantener el fluido térmico

siempre en fase líquida.

6.2.3.3 Sistemas de fase de vapor

Operan con fluidos muy específicos en fase vapor. Los sistemas más complejos requieren un

tanque de evaporación, un tanque de retorno de condensado y una bomba de retorno de

condensado


Página 47 de 110



6.2.4 Propiedades de los aceites térmicos

6.2.4.1 Estabilidad térmica

La estabilidad térmica del fluido es el factor primario para determinar su máxima temperatura

de funcionamiento. La estabilidad térmica se define simplemente como la capacidad de un

fluido térmico para soportar el agrietamiento molecular del estrés térmico.

La temperatura máxima de funcionamiento es la temperatura máxima que el fabricante del

fluido recomienda que pueda usarse en uso continuo y aun así mantener un nivel aceptable

de estabilidad térmica.

La descomposición del aceite térmico, tanto los basados en hidrocarburos sintéticos como los

basados en aceites minerales provoca normalmente la formación de productos volátiles,

fracciones ligeras con bajo punto de ebullición y por otra parte de polímeros muy viscosos.

Estos factores aumentan los procesos de coquización del aceite y el ensuciamiento de la

instalación.

El proceso de coquización se da principalmente cuando la temperatura de la película de aceite

en contacto con la pared del tubo es superior al máximo valor aceptado.

La mayoría de los aceites minerales tienen una temperatura máxima recomendada de 270ºC

a 315ºC, mientras que los fluidos térmicos sintéticos o aromáticos son recomendados

especialmente para temperaturas máximas de fluido entre 315ºC y 400ºC.

Dado que las estructuras moleculares de los compuestos aromáticos son significativamente

más estables térmicamente que los aceites minerales por encima de 280ºC, en aplicaciones

por encima de esta temperatura se recomiendan asimismo fluidos sintéticos.

Las aplicaciones de proceso que requieren temperaturas de fluido de 150ºC a 280ºC pueden

especificar indistintamente fluidos sintéticos o basados en petróleo, siendo otras

características para determinar la elección del fluido térmico.

6.2.4.2 Resistencia a la oxidación

El efecto de oxidación dentro del aceite térmico en la de producir ácidos, aumentando la

viscosidad del aceite y disminuyendo el poder de transferencia térmica.


Página 48 de 110



6.2.4.3 Eficiencia de transferencia de calor

Es definido como el flujo de calor que existirá entre dos materiales que se encuentran a

diferente temperatura y que están en contacto entre si. En el caso específico de la

transferencia de calor entre un metal y un líquido los mejores resultados se logran con

velocidades del fluido sobre la superficie interior del tubo en régimen turbulento.

La mayoría de los fluidos térmicos sintéticos tienen una ventaja significativa en la eficiencia

de transferencia de calor sobre aceites minerales de 150ºC a 260ºC. Por encima de este rango

de temperatura – hasta 300ºC -, algunos fluidos térmicos minerales estrechan la diferencia

con un tipo de aceites blancos parafínicos / nafténicos altamente refinados.

Hay que considerar que el coeficiente de transferencia de calor se calcula usando las

propiedades de suministro de fábrica del fluido térmico. El fluido que ha estado en servicio

durante un período prolongado de tiempo y que ha sufrido una degradación térmica puede

tener un coeficiente menor debido a cambios en la viscosidad del fluido y la presencia de

subproductos de degradación de fluidos menos eficientes.

Por lo tanto, la estabilidad térmica de un fluido juega un papel importante en el mantenimiento

de su eficiencia térmica a lo largo del tiempo.

6.2.5 Temperaturas del aceite térmico

La temperatura del aceite en ningún punto de la instalación será mayor a su temperatura

máxima de trabajo.

6.2.5.1 Temperatura de salida

Es la temperatura del aceite medida en la salida del generador. Coincide con la temperatura

máxima del aceite térmico en la instalación.

6.2.5.2 Temperatura de retorno

Es la temperatura del aceite medio en la entrada al generador.

6.2.5.3 Temperatura del aceite o de masa

Es la temperatura del aceite en el centro de la sección transversal de la línea.


Página 49 de 110



6.2.5.4 Temperatura de película

Es la temperatura del aceite en la superficie interna del tubo. El aceite forma una fina capa

junto al interior del tubo que transporta el fluido. La temperatura en esta zona es mayor que la

temperatura en el centro del fluido. Este parámetro está íntimamente relaciona con la

viscosidad del fluido. Cuanto mayor sea la viscosidad mayor será la diferencia entre la

temperatura de película y la temperatura de masa. Los parámetros de mayor incidencia sobre

esta temperatura son: tipo de aceite, dimensiones del haz tubular, dimensiones de la cámara

de combustión, flujo calorífico y tipo de combustible a utilizar.

Si la temperatura de película es mayor a la temperatura máxima del aceite este comenzara a

degradarse.

En condiciones de servicio, con una caldera correctamente diseñada y con el caudal de fluido

térmico adecuado, la temperatura de film acostumbra a ser del orden de 5 a 10 ºC superior a

la temperatura de masa.

6.2.5.5 Temperatura mínima de bombeo

Se define como la temperatura a la cual la viscosidad del fluido alcanza un valor en el que

bombas centrífugas no pueden hacer circular el fluido.

Generalmente, la mayoría de los aceites térmicos minerales y los fluidos sintéticos tienen

valores para el arranque hasta el rango de -20ºC a -5ºC. Los fluidos sintéticos aromáticos con

óxidos de difenilo / tipo bifenilo y con temperaturas máximas de servicio de 370ºC -400ºC

tienen valores de 5ºC a 15ºC como temperaturas mínimas de bombeo.

6.2.5.6 Máxima temperatura de servicio

Es la temperatura máxima que el fabricante del fluido recomienda que pueda usarse en uso

continuo y aun así mantener un nivel aceptable de estabilidad térmica.

6.2.5.7 Punto de congelación (Pour Point)

Es la temperatura a la cual el fluido térmico no es capaz de escurrir por simple gravedad, ya

que la viscosidad se ha vuelto infinita.


Página 50 de 110



6.2.5.8 Punto de inflamación (Flash Point)

Es la temperatura a la cual los vapores producidos por el fluido térmico al calentarse se

inflaman, surgiendo una llamarada repentina sobre la superficie del fluido térmico cuando se

aproxima una llama o se hace saltar una chispa, en presencia de oxígeno. No importa que la

llamarada surgida se apague inmediatamente después.

6.2.5.9 Punto de combustión (FirePoint)

Es la temperatura a la cual, y una vez aproximada una llama o chispa, en presencia de aire

comburente (oxigeno), la llama que se forma se mantiene al menos 5 segundos encendida.

Los valores normales se sitúan alrededor de los 210 ºC.

6.2.5.10 Diferencial térmico

Se llama diferencial térmico o también salto térmico, al aumento máximo de temperatura del

fluido térmico que una caldera es capaz de conseguir en su potencia calorífica nominal, al

caudal de fluido térmico de diseño.

En la siguiente tabla nos aparecen los principales aceites térmicos y sus temperaturas

características:

Fluido térmico

Temperaturas características (ºC)

Máxima de

servicio

Máxima de

film Inflamación

Mínima de

bombeo

De

congelación Autoignición

BP TRANSCAL N 320 340 221 0 -12 350

Calflo HTF 325 343 231 -1 -18 355

Diphyl DT 330 340 135 -25 -54 545

Diphyl 400 410 115 13 12 615

Dowtherm A 400 430 113 12 12 615

Dowtherm Q 330 355 120 -30 -35 412


Página 51 de 110



Essotherm 650 320 340 300 47 -9 350

Marlotherm SH 350 380 200 -5 -34 450

Mobiltherm 603 280 300 190 -8 -15 340

PIROBLOC HTF

Mineral 305 320 215 -5 -12 340

Therminol SP 315 335 177 -10 -40 365

Therminol 66 345 375 178 -3 -32 374

Therminol 75 380 400 132 -10 -18 585

Therminol VP-1 400 425 124 13 12 621

Shell ThermiaOil E 310 340 208 -2 -18 340

Ilustración 15 Características de los fluidos térmicos en el mercado

6.3 TANQUE DE EXPANSION

El tanque de expansión es de vital importancia dentro del sistema de calefacción. Sus

funciones son las siguientes:

6.3.1 Funciones

• Absorber los incrementos de volumen del aceite térmico debido a los aumentos en la

temperatura.

• Evitar la oxidación del aceite térmico

• Mantener la presión positiva en el circuito.

• Una bajada en su nivel nos indica una posible pérdida de aceite en el circuito.

Estará situado en el punto más alto del sistema. Cualquier pérdida o falta de abastecimiento

de aceite al circuito supondrá una bajada del nivel dentro del tanque. Por ello se instala

alarma de bajo nivel.


Página 52 de 110



La caldera debe apagarse en el caso de detectarse pérdidas en el sistema. El nivel de aceite

en el tanque de expansión es un valor a tener en cuenta junto con: la temperatura de los

gases de expulsión y la temperatura del aceite en el circuito.

6.3.2 Diseño

Para su diseño se tienen en cuenta los siguientes datos:

a) Volumen del sistema

b) Temperatura de trabajo

c) Volumen de dilatación

d) Volumen para la cámara de expansión.

e) Coeficiente de dilatación (será específico para cada tipo de aceite)

El incremento de volumen del aceite al ser calentado determinara la capacidad del tanque

de expansión. El volumen total final a temperatura lo podemos calcular según la siguiente

expresión:

𝑽𝒇 = 𝑽𝒊 (𝟏 + 𝜷∆𝑻)

Fórmula de la dilatación volumétrica, sonde:

𝑽𝒇: 𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒇𝒊𝒏𝒂𝒍

𝑽𝒊: 𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒊𝒏𝒊𝒄𝒊𝒂𝒍

𝜷: 𝒄𝒐𝒆𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆𝒏𝒕𝒆 𝒅𝒆 𝒅𝒊𝒍𝒂𝒕𝒂𝒄𝒊ó𝒏

∆𝑻: 𝒊𝒏𝒄𝒓𝒆𝒎𝒆𝒏𝒕𝒐 𝒅𝒆 𝒕𝒆𝒎𝒑𝒆𝒓𝒂𝒕𝒖𝒓𝒂

Para un coeficiente de dilatación 𝜷 = 0.00075 los valores son los siguientes:

VOLUMEN

TEMPERATURAS ºC

50 100 150 200 250 300 350 400

100 3,750 7,500 11,250 15,000 18,750 22,500 26,250 30,000


Página 53 de 110



200 7,500 15,000 22,500 30,000 37,500 45,000 52,500 60,000

300 11,250 22,500 33,750 45,000 56,250 67,500 78,750 90,000

400 15,000 30,000 45,000 60,000 75,000 90,000 105,000 120,000

500 18,750 37,500 56,250 75,000 93,750 112,500 131,250 150,000

600 22,500 45,000 67,500 90,000 112,500 135,000 157,500 180,000

700 26,250 52,500 78,750 105,000 131,250 157,500 183,750 210,000

800 30,000 60,000 90,000 120,000 150,000 180,000 210,000 240,000

900 33,750 67,500 101,250 135,000 168,750 202,500 236,250 270,000

1000 37,500 75,000 112,500 150,000 187,500 225,000 262,500 300,000

2000 75,000 150,000 225,000 300,000 375,000 450,000 525,000 600,000

3000 112,500 225,000 337,500 450,000 562,500 675,000 787,500 900,000

4000 150,000 300,000 450,000 600,000 750,000 900,000 1050,000 1200,000

5000 187,500 375,000 562,500 750,000 937,500 1125,000 1312,500 1500,000

6000 225,000 450,000 675,000 900,000 1125,000 1350,000 1575,000 1800,000

7000 262,500 525,000 787,500 1050,000 1312,500 1575,000 1837,500 2100,000

8000 300,000 600,000 900,000 1200,000 1500,000 1800,000 2100,000 2400,000

9000 337,500 675,000 1012,50 1350,000 1687,500 2025,000 2362,500 2700,000

10000 375,000 750,000 1125,00 1500,000 1875,000 2250,000 2625,000 3000,000

Ilustración 16 Aumentos de volumen debido al incremento en la temperatura para un aceite térmico de coeficiente de dilatación 0.00075

Las temperaturas de la tabla en Celsius y los volúmenes en litros.


Página 54 de 110



A cada tipo de aceite le corresponde un valor de 𝜷 .Para el cálculo del incremento de

volumen de aceites con distinto coeficiente se puede utilizar los siguientes factores de

corrección:

𝜷 = 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟕𝟓 𝒇𝒂𝒄𝒕𝒐𝒓 𝟏

𝜷 = 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟖𝟓 𝒇𝒂𝒄𝒕𝒐𝒓 𝟏. 𝟏𝟑𝟑

𝜷 = 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟗𝟎 𝒇𝒂𝒄𝒕𝒐𝒓 𝟏. 𝟐

𝜷 = 𝟎. 𝟎𝟎𝟏 𝒇𝒂𝒄𝒕𝒐𝒓 𝟏. 𝟑𝟑

𝜷 = 𝟎. 𝟎𝟎𝟏𝟐 𝒇𝒂𝒄𝒕𝒐𝒓 𝟏. 𝟔

Al volumen de dilatación obtenido de la anterior formula habrá que aplicarle un factor de: 1.5

veces para volúmenes de hasta 1000 litros y de 1.3 veces para volúmenes de más de 1000

litros. (UNE 9-310 Instalaciones transmisoras de calor mediante líquido diferente al agua)

El volumen del tanque será igual a: Nivel mínimo de seguridad + volumen dilatación +

volumen cámara (50% del volumen de dilatación)

Para calderas a bordo de buques el sistema elegido es de fase liquida sin presurizar ya que

su temperatura de trabajo ronda los 300 º C. Estos son los sistemas más sencillos de operar

e instalar.

6.3.3 Oxidación

El principal problema que se da dentro del tanque de expansión es la oxidación del aceite

térmico. Al entrar en contacto con el aire exterior el proceso de oxidación comienza a

producirse degradando el aceite y afectando a sus cualidades.

Para evitar que el aceite a altas temperaturas entre en contacto con el aire exterior se han

desarrollado varios métodos:

a) Instalación de un depósito intermedio: el depósito de expansión es conectado a una

pareja de tanques que a su vez están conectados entre si, que le permite soportar

las dilataciones del aceite térmico sin ponerlo en contacto con el aire exterior.

b) Instalar enfriadores que eviten que el aceite térmico llegue al tanque de expansión a

temperaturas críticas que provoquen su oxidación.


Página 55 de 110



c) Dotar al tanque de expansión de sobrepresión mediante gas inerte, normalmente

nitrógeno. Dependiendo del tipo de aceite con el que se trabaje puede ser necesario

la instalación de gas inerte para aumentar la presión en el circuito y con ello

aumentar la temperatura de ebullición del fluido caloportador. El sistema se hace

más complejo y costoso, pero se elimina por completo el efecto de la oxidación.

Ilustración 17 Tanque de expansión con instalación adosada de un desaireador y enfriador

https://thermodyneboilersblog.files.wordpress.com/2017/01/expansion-cum-deaerator-tank-500x500.jpg

6.4 CALDERA

Las calderas de aceite térmico por su diseño se encuentran catalogadas como calderas

acuotubulares. El aceite térmico discurre por el interior de serpentines helicoidales entorno a

la llama del quemador. La transferencia de calor se produce por convención y radiación.

La caldera consta de las siguientes partes: haz helicoidal de tubos, quemador, material

refractario y escape de gases de combustión.

La construcción más típica de calderas de aceite térmico es de tres pasos de humos. Se

instalan dos serpentines helicoidales y concéntricos entorno al quemador, este primer

serpentín formara el hogar de la caldera. El aceite térmico entrará a la caldera (superficie de

calefacción directa) por la parte alta del serpentín exterior (convección) para ir descendiendo

https://thermodyneboilersblog.files.wordpress.com/2017/01/expansion-cum-deaerator-tank-500x500.jpg


Página 56 de 110



https://www.google.com/search?q=thermal+oil+boiler&tbm=isch&ved=2ahUKEwi_18Tdv5_qAhUOJxQKHSvMCJ

wQ2cCegQIABAA&oq=thermal+oil+&gs_lcp=CgNpbWcQARgBMgIIADICCAAyBAgAEB4yBAgAEB4yBAgAEB4y

BAgAEB4yBAgAEB4yBAgAEB4yBAgAEB4yBAgAEB46BQgAELEDOgQIABBDOgcIABCxAxBDUPuWAljJtAJgkcI

CaABwAHgAgAGxAYgBzgqSAQM2LjaYAQCgAQGqAQtnd3Mtd2l6LWltZw&sclient=img&ei=OOz1Xr_bHo7OUKu

Yo-AJ&bih=635&biw=1366&client=firefox-b-d#imgrc=JNwdZBFOsfmYDM

hasta la base de la caldera y ascendiendo por el serpentín interior (radiación) por donde saldrá

de la caldera hacia el tanque del buque.

De esta forma se consigue que el intercambio de calor se produzca en tres pasos a lo largo

de la superficie de los serpentines. Por otro lado, se evita someter al aceite térmico a un

cambio brusco en la temperatura y la cantidad de material refractario se reduce.

En la siguiente imagen podemos los serpentines concéntricos que forman el hogar de la

caldera.

Ilustración 19 Haz tubular de la caldera.

Ilustración 18 Caldera de aceite térmico


Página 57 de 110



https://www.google.com/search?q=caldera%20aceite%20termico&tbm=isch&tbs=rimg%3ACaQQMqG4YNfSYSy

3AGmO_12At&client=firefoxbd&hl=es&ved=0CBwQuIIBahcKEwi46Ma4wJ_qAhUAAAAAHQAAAAAQEQ&biw=13

49&bih=635#imgrc=_K41jcoUKiEoFM

El flujo de aceite dentro de los serpentines será turbulento para reducir lo máximo posible la

diferencia entre la temperatura de masa y la temperatura de película. En la transferencia de

calo por radiación, cuando la llama está en contacto con los serpentines internos, si se da un

mal diseño o uso inadecuado de la caldera el aceite puede craquearse al sobrepasar su

temperatura máxima de trabajo.

La diferencia de temperaturas entre el avance y el retorno del aceite térmico es llamado

diferencial térmico. Los diferenciales comúnmente utilizados son de: 20ºC y 40ºC.

6.4.1 Elementos de seguridad

El control de las temperaturas es de vital importancia para el mantenimiento del aceite térmico

dentro de sus parámetros operacionales y para transmitir el calor necesario a los tanques del

buque. En la caldera se instalan los siguientes elementos de seguridad y control:

• Exceso de temperatura de avance

Se compara la temperatura de salida de la caldera del aceite térmico con la temperatura de

consigna deteniendo o arrancando el quemador según convenga.

• Nivel de caudal mínimo

Mide el paso de aceite a través de la caldera. Detiene el quemador si el caudal es inferior al

proyectado.

• Temperatura de humos

Si se supera un determinado valor significa que el aceite térmico no está absorbiendo el

calor suficiente. Puede haber perdido sus cualidades.

• Temperatura de retorno

Permite incrementar la temperatura lentamente.

• Estado de la llama

En caso de falta de llama bloquea el suministro de combustible al quemador.

https://www.google.com/search?q=caldera%20aceite%20termico&tbm=isch&tbs=rimg%3ACaQQMqG4YNfSYSy3AGmO_12At&client=firefoxbd&hl=es&ved=0CBwQuIIBahcKEwi46Ma4wJ_qAhUAAAAAHQAAAAAQEQ&biw=1349&bih=635#imgrc=_K41jcoUKiEoFM




Página 58 de 110



• Nivel en el depósito central (deposito que evita la entrada de aire al depósito de

expansión)

6.5 CRAQUEO DEL ACEITE TÉRMICO

Dos son los principales problemas que presentan el aceite térmico, la oxidación que

comentamos en el apartado anterior y el craqueo.

El craqueo o cracking es un proceso químico por el cual quiebran las moléculas de un

compuesto produciendo así compuestos más simples, en nuestro caso el fluido térmico, en

elementos de elevado y bajo punto de ebullición, por exceder la temperatura de película

máxima recomendada del fluido térmico.

Podemos decir más “gráficamente” que se rompe la cadena de unión de diferentes

componentes del producto y éste ya no se comporta uniformemente. La descomposición se

divide entre “lowboilers” y “highboilers”. El primer apartado se halla formado por las fracciones

más volátiles del fluido, que vaporizan y son eliminadas al exterior por los depósitos de

expansión. Su aparición provoca calentamientos no uniformes y cavitaciones en bombas. El

segundo apartado se halla compuesto por las sustancias del fluido térmico que se carbonizan,

adhiriéndose a las paredes de los serpentines.

La acumulación de estas partículas al interior del serpentín causa una perdida en las

transferencias de calor al aceite térmico sobrecalentando la pared expuesta a la llama del

quemador. Puede resultar en la degradación de los serpentines y su final rotura.

Conocer los parámetros del aceite, las temperaturas de trabajo, realizar los análisis periódicos

de calidad, atender al comportamiento del sistema, evitar los repentinos aumentos de

temperatura y saber operar la caldera son algunas de las medidas que se deben tomar para

evitar el problema del craqueo térmico.

6.6 DILATACIONES TÉRMICAS

Casi todos los materiales se expanden al aumentar su temperatura, las líneas y serpentines

de calefacción sufren este fenómeno. Las líneas de carga suelen disponerse formando

omegas ya que el espacio no suele ser un problema en el diseño.

Las líneas de calefacción que discurren por el plan del tanque imitan a las omegas de las

líneas de carga, pero de forma más compacta. Las parrillas de calefacción descansan sobre

https://es.wikipedia.org/wiki/Proceso_qu%C3%ADmico

https://es.wikipedia.org/wiki/Compuesto


Página 59 de 110



los soportes estructurales, pero no están soldadas a ellos para permitir la libre expansión y

contracción del material.

En esas dos imágenes se muestra un serpentín de calefacción instalado en el interior de un

tanque de carga. En la imagen de la izquierda se pueden ver los puntos de unión entre varios

tramos de líneas y en la imagen de la derecha aparecen la estructura que da soporte al

serpentín. La línea es sujeta mediante abarcones a la estructura que va soldada al tanque.

Estos elementos además de ser usados para el soporte del peso de la tubería restringen el

movimiento vertical.

En el espacio de máquinas o en la cámara de bombas nos encontraremos con uniones en

forma de fuelle de acero inoxidable que permitan dar movilidad al serpentín.

Ilustración 22 Compensador de dilatación tipo fuelle de acero inoxidable

https://www.indumat.com/es_ES/shop/product/compensador-de-dilatacion-en-acero-inoxidable-con-bridas-

giratorias-para-tuberias-de-gas-412gasf-17734

Los fuelles son una tubería corrugada con pliegues que corren paralelos entre si. Los fuelles

pueden curvarse y absorber movimientos axiales. Si el fuelle está equilibrado a presión están

equipados con barras de conexión y goznes para absorber el movimiento angular.

Estos fuelles son comprimidos y extendidos a lo largo de su eje de un modo convencional.

Son elementos compactos, ocupan poco espacio y presentan un costo razonable. Estos

Ilustración 20 Serpentines de calefacción. Ilustración 21 Serpentines de calefacción. Soportes y abarcones.


Página 60 de 110



compensadores no están equilibrados a presión, es decir, cuando son presurizados tienden a

abrirse longitudinalmente.

Otros de los elementos de absorción de la dilatación son: compensadores laterales,

compensadores articulados y angulares y compensadores de presión equilibrada.

6.7 BOMBAS DE ACEITE TÉRMICO

6.7.1 Introducción

La circulación de aceite en la caldera será forzada, para ello se instalan bombas de aceite

térmico. La velocidad del fluido aumenta dentro del sistema y se garantiza un flujo turbulento

del aceite a su paso por la caldera y el consumidor, incrementando la transferencia de calor y

reduciendo lo máximo posible la diferencia entre temperatura de masa y temperatura de

película.

6.7.2 Flujo del aceite térmico

Cuando un fluido circula por una tubería lo puede hacer en régimen turbulento o laminar. El

flujo laminar es el tipo de movimiento ordenado de manera que el fluido se mueve en laminas

paralelas sin entremezclarse.

Si la rapidez de un fluido que fluye excede un valor crítico, el flujo deja de ser laminar. El

patrón de flujo se vuelve muy irregular y complejo y cambia continuamente con el tiempo; no

hay patrón de estado estable. Este flujo caótico e irregular se denomina turbulento.

El hecho de que un flujo sea laminar o turbulento depende en parte de la viscosidad del fluido.

Cuanto mayor sea la viscosidad, mayor es la tendencia del fluido a fluir en capas y es más

probable que el flujo sea laminar. Para un fluido de cierta viscosidad la rapidez del flujo es un

factor determinante para que exista turbulencia.

Un flujo que es estable a baja velocidad se vuelve inestable de repente cuando alcanza una

rapidez crítica. Las irregularidades en el flujo pueden deberse a asperezas en la pared del

tubo, variaciones en la densidad del fluido y otros muchos factores.

Si la rapidez del fluido es baja estas perturbaciones se eliminan por amortiguamiento; el patrón

es estable y tiende a mantener su naturaleza laminar. Sin embargo, cuando se alcanza una

rapidez crítica, el patrón de flujo se vuelve inestable; las perturbaciones ya no son estables y

no se amortiguan, sino que crecen hasta destruir el patrón laminar.


Página 61 de 110



El coeficiente que relaciona la velocidad de un fluido, el diámetro de la tubería, su densidad y

su viscosidad para determinar si el fluido es laminar o turbulento es el número de Reynolds.

𝑅𝑒 = v 𝑥 𝑑

𝑣

v: 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜

d: 𝑑𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎

𝑣: 𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎 𝑐𝑖𝑚𝑒𝑚𝑎𝑡𝑖𝑐𝑎. 𝑣 = 𝜇

𝜌

𝜇: 𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑖𝑛𝑎𝑖𝑚𝑐𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜

𝜌: 𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜

En la siguiente imagen podemos ver el comportamiento del fluido dentro de la tubería en

régimen turbulento, transición y laminar.

Ilustración 23 Esquema velocidad/flujo del fluido

https://intech-gmbh.es/pipelines_calc_and_select/

Podemos ver como en el flujo turbulento la diferencia de rapidez entre la capa externa y la

parte más alejada de los extremos del tubo es mínima.

6.7.2.1 Capa límite

La distribución más uniforme en la rapidez del fluido dentro de la tubería también supone una

distribución más uniforme de las temperaturas dentro de la línea de aceite térmico.


Página 62 de 110



Ilustración 24 Esquema velocidad/temperatura del fluido

https://www.quora.com/Why-does-the-heat-transfer-coefficient-increase-with-an-increase-in-the-velocity-of-the-

fluid

Es por ello la capa limite en el interior del tubo se reduce en el régimen turbulento y el aceite

térmico no experimenta una sobreexposición a las altas temperaturas dentro de la caldera.

El aumento de la rapidez del fluido dentro del circuito se consigue mediante bombas

centrifugas situadas en la línea de retorno. El diseño de estas bombas es específico para

estas aplicaciones. Presentan aletas de aireación de la carcasa de la bomba y los sistemas

de cierre estanco, sellos, están alejados de las altas temperaturas.

6.7.2.2 Instalación

La descarga de la bomba de aceite térmico se dirige hacia el haz tubular de la caldera. Se

disponen de este modo por varios motivos:

La temperatura del aceite es más baja en este punto del circuito. La cavitación está

relacionada con la presión de vapor del líquido y esta con la temperatura. A temperaturas más

bajas las presiones de vapor serán menores y el riego de cavitación es será menor.

El circuito de aceite puede incorporar otra caldera de forma sencilla, instalando una

línea adicional a la descarga de la bomba. Al tratarse de un elemento esencial del transporte

de productos a temperatura por vía marítima la duplicidad de equipos es la mejor garantía.

La estructura del haz tubular de la caldera esta mejor preparada para soportar las

presiones de descarga de la bomba.


Página 63 de 110



6.8 ECONOMIZADOR

6.8.1 Introducción

El economizador es un elemento opcional de la caldera que recupera calor sensible de los

gases de salida de una caldera para aumentar la temperatura del fluido de alimentación.

El economizador está formado por una sección de tubos, a través de los cuales pasa el fluido

de alimentación, que se calienta con los gases de combustión que pasan a través del haz de

convección de la caldera.

Los economizadores se fabrican con tubos de acero, normalmente en forma de serpentín o

en tubos de hierro fundido con aletas, circulando en ambos casos el fluido por el interior de

los tubos y los gases por su parte externa.

6.8.2 Clasificación

Los economizadores se clasifican: tipo de material y localización.

6.8.2.1 Tipo de material

De acero estirado sin aletas: para temperaturas de humos muy altas, con grandes saltos

térmicos y gran transferencia de calor.

De acero estirado con aletas transversales de acero: formados por tubos lisos con aletas

redondas o cuadradas unidas al tubo por soldadura o por encastre, por deformación en frío o

en caliente.

De acero con aletas de fundición: tienen las ventajas de la fundición frente a la corrosión ácida

y las del acero en cuanto a la resistencia mecánica.

6.8.2.2 Localización

De tipo integral: se caracterizan por tener baterías de tubos localizados dentro del cuerpo de

la caldera.

Los economizadores integrados, a su vez, pueden ser:

De un solo colector, que consta de un colector montado en su extremo inferior, del que

parten los tubos dispuestos en paralelo hacia la parte superior, en donde se conectan

directamente al domo superior de la caldera.


Página 64 de 110



De doble colector, que constan de un colector inferior y otro superior, conectados entre

sí por tubos. El agua de alimentación se introduce en el colector superior, de donde pasa por

una sección de tubos hacia el domo inferior para pasar después al domo superior de la

caldera. Las conexiones entre el economizador y la caldera incorporan un sistema de válvulas

que permite aislar el economizador del sistema.

Estos economizadores solo es posible colocarlos en las calderas acuotubulares.

De tipo adyacente: se caracterizan por su construcción de tubos horizontales colocados en

serpentines o hileras cerradas, dispuestos por lo general en forma alternada; los gases de la

combustión fluyen transversalmente al eje longitudinal de los tubos. Estos economizadores

están situados fuera de la caldera (pirotubular), formando una unidad independiente, y en el

caso de calderas de tiro aspirado, antes del ventilador de extracción de gases. Cada tipo tiene

ventajas e inconvenientes, pero en ambos casos debe preverse una alimentación continua

con el fin de eliminar posibles choques térmicos que puedan ocurrir en una alimentación

discontinua.

Ilustración 25 Vista desde el costado de estribor. Plano calderas, economizador y tanque de expansión a bordo. Astilleros ARMON


Página 65 de 110



Ilustración 26 Vista en planta de sala de máquinas. Bombas de aceite y calderas. Astilleros ARMON

Una instalación típica para un buque asfaltero de 100 metros de eslora y una capacidad de

6000 toneladas de carga estará formada por dos calderas, con capacidad total de 1,200,000

kcal a 3.400.000 Kcal que le permiten aumentar la temperatura desde 190ºC hasta los 200ºC

en un periodo de 24 horas con una temperatura exterior de 0ºC.

6.9 SERPENTINES

Cada tanque de carga dispone de dos o más parrillas de serpentines por los que discurre el

aceite térmico proveniente de las calderas. Gracias ellos se produce la transferencia de calor

entre el aceite térmico y el producto. La superficie por tanque ronda los 170m2.

Existen distintas disposiciones de parrillas de serpentines relacionadas con el tipo de diseño

de sus tanques de carga.

Un diseño típico dispone los serpentines de calefacción en dos niveles: altos y bajos. Los altos

se sitúan a unos centímetros del plan de tanque y los altos a un metro o metro y medio sobre

el plan. Podemos encontrarnos otras disposiciones en torretas verticales dentro del tanque.

En la siguiente imagen vemos el esquema de calefacción de un tanque de carga:


Página 66 de 110



Ilustración 27 Vista en planta de los serpentines de calefacción a bordo. Astilleros ARMON

En la siguiente imagen se muestra un corte transversal del tanque de carga. Se muestran los

dos niveles de serpentines y las líneas de calefacción y de descarga que se dirigen hacia los

siguientes tanques.

Ilustración 28 Corte transversal del tanque de babor. Vista de los serpentines en dos alturas. Astilleros ARMON

Si los serpentines son operados de forma incorrecta, la alta temperatura solidificara el asfalto

entorno a la línea de calefacción, formando carbón de coque, aumentando su diámetro

exterior y reduciendo la capacidad de transferencia de calor.

Las válvulas que nos permiten operar el sistema se encuentran en la cámara de bombas o en

cubierta principal. Normalmente, diseños con la cámara de bombas a popa permiten alojar las

entradas y los retornos de cada serpentín en su interior. Por el contrario, diseños con la

cámara de bombas en el centro del buque suelen disponer las válvulas en cubierta principal.

La siguiente imagen muestra el piano de válvulas que forma las entradas y los retornos de los

serpentines altos de ocho tanques de carga en el interior de la cámara de bombas.


Página 67 de 110



Ilustración 29 Piano de válvulas de aceite en el interior de la cámara de bombas.

Las características del sistema de calefacción determinan los procedimientos a seguir durante

la operativa.

En diseños con cámara de bombas a popa, los tanques situados a popa, más cerca de las

calderas y por los que discurren los serpentines del resto de tanques, será más fácil mantener

o subir la temperatura del producto. Mientras que los tanques situados a proa necesitarán más

tiempo para alcanzar la temperatura deseada.

Abriendo a la mitad o solo dos vueltas la entrada de aceite térmico en los tanques de popa y

abriendo totalmente las entradas de los tanques de proa se evita el problema. Desde el punto

de vista del diseño, ubicar en estos espacios una doble parrilla reduce los efectos de pérdida

de temperatura.

En las siguientes imágenes se muestra una comparativa entre las líneas de calefacción de un

buque de transporte de productos químicos y los serpentines de un buque dedicado al

transporte de productos asfálticos.

Ilustración 30 Interior del tanque de un buque quimiquero. Serpentines y bomba de pozo profundo


Página 68 de 110



Ilustración 31 Parrilla de serpentines en el interior de un buque asfaltero.

En la primera imagen se muestra la bomba centrífuga de pozo profundo a diferencia del

tanque que se muestra en la segunda imagen, donde las dos bombas están ubicadas en la

cama de bombas.

6.9.1 ACOMPAÑAMIENTO

El producto, hasta llegar al tanque y/o mientras es descargado, discurre por: el interior de la

CCBBs, cubierta principal y por el interior de las bombas. Estos espacios también deben

mantener la temperatura necesaria para operar con los productos asfalticos. Se deben evitar

los puentes de térmicos.

Para dar respuesta a este problema, tanto las líneas de carga de cubierta como las bombas

de tornillo están equipadas con líneas de calefacción llamadas acompañamientos.

Las calderas que dan servicios a los serpentines de los tanques suministran, además, el aceite

térmico a los acompañamientos. Estos tramos del sistema se aclimatan antes de realizar las

operativas. Durante la navegación, en aquellos buques con líneas de carga en cubierta, es

práctica habitual llevar los acompañamientos abiertos para mantener una cierta temperatura

que evite la posible formación de tampones.

En el siguiente esquema se muestra la disposición de los acompañamientos a lo largo de la

línea de carga:

Ilustración 32 Esquema línea de carga con acompañamientos


Página 69 de 110



La entrada de aceite térmico se realiza a través de la línea en la parte baja (rojo) y el retorno

a través de la línea superior (azul)

Si por el contrario la cámara de bombas se ubica en la zona central del buque, dividiendo a la

mitad los espacios de carga, se evita disponer líneas en cubierta, pero sacrificando los

actuadores automáticos de las válvulas, normalmente operadas mediante volantes desde

cubierta principal.

6.10 C

ALORIFUGADO

Como definición del adjetivo calorífugo entendemos: que

dificulta la transmisión de calor. Esto es lo que se

pretende conseguir a bordo. Para ello, todas las líneas

están recubiertas por lana de roca

Las partes móviles de las válvulas no pueden ser

recubiertas con este método. La fabricación de camisas

que recubran el acople entre la línea y la válvula es utiliza

como método aislante. En la imagen adjunta se muestra el

recubrimiento de la línea de calefacción a una bomba de carga y a la válvula de entrada de

aceite térmico.

El papel del sistema de calefacción es doble: permite operar productos con bajos puntos de

solidificación y aclimata el sistema de carga evitando las diferencias de temperaturas y puntos

de acumulación de esfuerzos.

7. BOMBAS DE TORNILLO.

Definimos bomba como: una máquina que absorbe energía mecánica que puede provenir de

un motor eléctrico, térmico, etc. y la transfiere a un fluido transformándola en energía

hidráulica, la cual permite que el fluido pueda ser transportado de un lugar a otro, a un mismo

nivel y/o a diferentes niveles y/o a diferentes velocidades.

Atendiendo al método de transferencia de energía al fluido distinguimos entre:

Ilustración 33 Calorifugado entorno a una válvula de aceite térmico.


Página 70 de 110



Bombas dinámicas: basadas en la transferencia de energía centrifuga.

Bombas de desplazamiento positivo: crean la succión y la descarga, desplazando el

líquido con un elemento móvil. El espacio que ocupa el líquido se llena y vacía

alternativamente forzándolo y extrayéndolo mediante movimiento mecánico.

7.1 BOMBAS DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO

Hay dos clases de bombas de desplazamiento positivo:

7.1.1 De pistón o reciprocantes

Desplazan el líquido por la acción de un émbolo o pistón con movimiento rectilíneo alternativo,

o con movimiento de oscilación.

7.1.2 Rotatorias

En las cuales, el desplazamiento se logra por el movimiento de rotación de los elementos de

la bomba.

Los distintos tipos de bombas a bordo de los buques se adecuan a las características de los

productos: densidad, temperatura y viscosidad entre otros y a los volúmenes de fluido por

unidad de tiempo y las presiones de descarga que la instalación precise.

Los buques asfalteros, destinados al transporte de residuos de alta viscosidad, montan

bombas de tornillo (Screwpump). El principio de funcionamiento involucra tornillos opuestos

acoplados para formar una cavidad sellada con la carcasa de la bomba circundante. A medida

que giran los tornillos de accionamiento, el fluido se desplaza y se transporta de manera

constante a la descarga de la bomba, lo que crea un caudal volumétricamente constante

independientemente de la presión de bombeo.

7.1.2.1 Características

Las características de las bombas de tornillo son las siguientes:

1. Son un tipo de bomba hidráulica de desplazamiento positivo.

2. Buen rendimiento en fluidos de alta viscosidad

3. Flujo constante, incluso con contrapresiones variables del sistema debido a cambios

de viscosidad.

4. Altas eficiencias volumétricas y operativas en general.


Página 71 de 110



5. Capacidad de bombeo proporcional a las revoluciones por minuto.

6. Operación autocebante y buenas características de succión.

7. Alta tolerancia al aire arrastrado y otros gases.

8. Baja vibración mecánica que mejora y alarga la vida útil.

9. Operación intrínsecamente suave y silenciosa

10. Las pulsaciones extremadamente bajas reducen el estrés y prolongan la vida útil de

los componentes asociados de transferencia de fluidos (tuberías, mangueras, válvulas,

etc.)

11. Adecuadas para operar con líquidos en presencia de partículas sólidas en suspensión.

12. El sentido de giro es sencillo de invertir.

13. Pueden estar provistas de camisas de calefacción o refrigeración.

14. Funcionan en todo régimen de revoluciones.

15. Mínima agitación del fluido por su transporte axial en cámaras estancas.

16. Manejan todo tipo de fluidos: lubricantes y no lubricantes, de viscosidad baja, media o

alta, agresivos o neutros.

17. Son más costosas que las bombas centrifugas.

Ilustración 34 Eficiencia de las bombas centrifugas frente a las bombas de tornillo en base a la viscosidad. Chemical Tanker Notes

En la siguiente imagen se muestra el despiece de una bomba de doble tornillo compuesta por

las siguientes partes: cuerpo de la bomba, tornillo de eje largo y tornillo de eje corto,

engranajes de sincronismo, caja de engranajes y sello mecánico. Dependiendo del modelo se

incorporan válvulas de seguridad y sistemas de calefacción a las bombas.


Página 72 de 110



Ilustración 35 Despiece de una bomba de dos tornillos.

http://www.warrenpumps.com/

Para evitar el desgaste de los husillos entre si y con el cuerpo de la bomba se instalan los

engranajes de sincronismo (timing gear). Su función es la de transmitir el giro del tornillo de

eje largo al tornillo de eje corto, pero sin entrar en contacto con el. Este sistema se sitúa en la

parte delantera de la bomba, dentro de la caja de engranajes, y son lubricadas en un baño de

aceite.

Las bombas de carga estarán ubicadas en la cámara de bombas del buque, aunque, como

podemos ver en la siguiente imagen, existen diseños de bombas de tornillo de pozo profundo.

Son utilizadas en buques petroquímicos que disponen una pareja de tanques destinada al

transporte de asfaltos o residuos.

https://pumps.leistritz.com/en/screw-pumps-systems.html

Los parámetros de funcionamiento de una bomba tipo accionada por un motor eléctrico para

un buque de 100 metros de eslora son los siguientes:

Ilustración 37 Esquema de bomba de tornillo de pozo profundo.

Ilustración 36 Bombas de tornillo a bordo de una gabarra. Posición vertical


Página 73 de 110



Temperatura máxima: 200ºC

Viscosidad máxima: 1000 cSt

Presión máxima: 13.0 Bar.

Válvula de seguridad: 12.5 Bar

Rate máximo: 400 m3/h

RPM al 100%: 1800 RPM

7.2 VÁLVULAS

A lo largo del sistema de carga se disponen diferentes tipos de válvulas. A continuación, se

describen las válvulas utilizadas a bordo. Distinguimos, en función del tipo de disco, entre:

válvulas de mariposa y de cuchillo o teja y en función de sus accionamientos, entre:

automáticas y manuales.

7.2.1 Partes de la válvula

En la siguiente imagen podemos ver una válvula manual de mariposa emplazada en el

manifold de carga:

En esta imagen podemos ver una de las válvulas de teja de

accionamiento manual. Todas las válvulas del sistema de carga

están adecuadas a las características de los productos a transportar y presentan una serie de

partes comunes.

Ilustración 38 Despiece de una bomba de tornillo. Husillos durante el mantenimiento.

Ilustración 39 Válvula del manifold de un asfaltero. Ilustración 40 Válvula

de corte de las líneas de carga a bordo de un asfaltero. www.orbinox.com


Página 74 de 110



7.2.1.1 Cuerpo de acero inoxidable.

Presenta unas cuñas y guías interiores fundidas para asegurar el cierre de la tajadera contra

el asiento de la válvula. El diseño en forma de transición escalonada evita la acumulación de

sólidos que dificulte el cierre de la válvula.

7.2.1.2 Tajadera de acero inoxidable

Pulida por ambos lados y rectificada en el lado del asiento lo que evita agarrotamientos, daños

en el asiento y mejora la estanqueidad metal/metal con terminación en bisel, permitiendo

cortar expulsar los sólidos al flujo.

7.2.1.3 Asiento

Soportado por un anillo de acero inoxidable, cierra mecánicamente la parte interna de la

válvula.

7.2.1.4 Empaquetadura.

Solo presente en los modelos de válvulas de chuchillo, compuesta de varias líneas de fibra

trenzada de larga duración más un hilo tórico, con unos prensaestopas que asegura la

estanqueidad de la válvula.

Todo el sistema está pensado para soportar altas temperaturas. El asiento metal contra metal

de las válvulas les permite soportar temperaturas de más de 250ºC, las empaquetaduras de

teflón soportan una temperatura de hasta 260ºC y el hilo tórico resiste temperaturas de 205ºC

y máximas de 315ºC

Los asientos de las válvulas de cuchillo sacrifican la estanqueidad a costa de operar a altas

temperaturas.

En las siguientes imágenes podemos ver dos ejemplos de asientos metálicos utilizados en las

válvulas del sistema de carga en un buque.

Asiento metálico de válvula de mariposa.


Página 75 de 110



www.orbinox.com

Asiento metálico de una válvula de cuchillo del sistema de carga.

Ilustración 42 Asiento metálico.

www.orbinox.com

Válvula de mariposa. Resbalamiento del disco sobre el asiento del cuerpo por dilatación,

debida a la temperatura, que evitando el enclavamiento.

Ilustración 43 Dilatación de la válvula.

www.esferoval.es

Las operativas de productos asfalticos no suelen presentar problemas de estanqueidad o

goteos en los puntos de entradas de la tajadera de la válvula de cuchillo al interior de la línea;

los aumentos de temperatura y los puntos de fusión del asfalto ayudan a garantizar la

estanqueidad de las partes móviles de las válvulas. A diferencia de productos con menor

viscosidad y puntos de solidificación más altos, que si pueden originar una pérdida de

estanqueidad en las válvulas de carga. El mantenimiento de las empaquetaduras y el buen

estado de los asientos es especialmente importante a la hora de opera con estos productos.

9: screw 10: cover plate

14: seat 31: gasket

Ilustración 41 Esquema de asiento de válvula de mariposa. Asiento metálico.


Página 76 de 110



8. OPERATIVAS

Teniendo presente los temas tratados podemos comprender las operativas realizadas a

bordo. Comentaremos la operativa de limpieza o flushing y el desplazamiento de líneas.

Se han elegido estas dos operativas ya que la operativa de limpieza es en si misma una

operativa de carga, recirculado por los tanques del buque y descarga. Por otro lado, el

desplazamiento de líneas en estos buques es fundamental. Descuidos a la hora de abordar

estas dos tareas causarían demoras, incumplimientos del flete y serios problemas para el

personal de a bordo.

8.1 FLUSHING.

8.1.1 Introducción

La alternancia de productos transportados por el buque depende del fletador, la oferta y

demanda en el mercado, la flota de asfalteros o las necesidades de las refinerías, entre otros.

Existen buques asfalteros en tráficos continuos de bitumen y otros que, por el contrario,

alternan los productos a transportar según se les exija.

Los buques dedicados al transporte de productos ligeros o químicos establecen exigentes

criterios de limpieza de tanques. La contaminación con remantes a bordo de operativas

previas comprometen la calidad y la seguridad del transporte.

La limpieza de los tanques del buque se define por: propiedades del producto anteriormente

transportado y propiedades del producto a transportar, equipos instalados a bordo, aditivos

químicos, tipo y estado de los recubrimientos del tanque, temperatura ambiente, temperatura

del agua de mar, meteorología, duración de las operativas y experiencia de la tripulación.

El modo de limpieza de tanques que se lleva a cabo en los asfalteros es conocido como

flushing, traducido al español como enjuague. Con este método se pretende eliminar los

restos de la anterior carga en líneas, bombas y tanques.

En líneas generales, el procedimiento consiste en: utilizar las bombas de tornillo del buque

para recircular una pequeña cantidad de producto, suministrada por la terminal, a través de

todo el sistema de carga. La cantidad con la que se realiza la limpieza ronda del 4% al 8% de

la capacidad total de carga o la cantidad de remanente a bordo del buque multiplicado por 30.

Desde el punto de vista del buque, el flushing no es necesario para llevar a cabo la carga,

transporte y descarga. La terminal, el inspector o el fletador decidirán si se realiza la operativa

o no teniendo en cuenta los últimos productos transportados.


Página 77 de 110



La experiencia demuestra que siempre se realizan operativas de limpieza al cambiar de

producto. El interés en mantener las especificaciones optimas es la razón para realizarla. Se

debe tener en cuenta la presencia de altos contenidos en azufre que pueden afectar

negativamente al siguiente producto a transportar.

8.1.2 Operativa de Flushing a bordo.

La operativa de flushing se realiza con el buque en lastre, atracado o en la mar, antes de

comenzar las operativas de carga. A la hora de realizar la limpieza se nos plantean las

siguientes cuestiones:

• Tipo de producto a utilizar.

• Cantidad y tiempo necesarios para una limpieza satisfactoria.

• Temperatura de trabajo.

• Toma de muestras.

• Secuencia de lavado.

Para explicar cada uno de estos puntos tomamos como caso de estudio el siguiente ejemplo

real.

8.1.2.1 Buque tipo

Asfaltero de 105 metros de eslora con 6.695,79 m3 de capacidad de carga al 98% en cuatro

parejas de tanques soportados. Instala dos bombas de tornillo de 400 m3/h. y dos bombas de

lastre de 250 m3/h. Soporta una temperatura máxima de 200ºC y una densidad máxima de

1.1 toneladas métricas por metro cúbico. Dispone de sistema de gas inerte para los tanques

de carga.

El máximo rate de carga/descarga es de 800 m3/h y el rango de viscosidades soportado por

las bombas de 100 a 1000 cSt.

Instala dos calderas de aceite térmico. Cada una de ellas es capaz de incrementar la

temperatura desde 190ºC hasta los 200ºC en un periodo de 24 horas con una temperatura

exterior de 0ºC. El calor es transferido mediante dos parrillas de serpentines en cada tanque

de carga y dos parrillas dobles en los tanques 1 babor y 1 estribor.


Página 78 de 110



Anterior carga: 5300 toneladas de IFO – 380 HS (alto contenido en azufre), y la próxima carga

será: asfalto con un grado de penetración 50/70 y una cantidad de 5000 toneladas.

IFO – 380 Alto contenido en azufre, información de la MSDS (Material Safety Data Sheet)

Ilustración 44 MSDS IFO HS de CEPSA

Ilustración 45 MSDS IFO HS de CEPSA

Asfalto 50/70, información de la MSDS:

Ilustración 46 MSDS Asfalto de CEPSA


Página 79 de 110



Ilustración 47 MSDS Asfalto de CEPSA

8.1.2.2 Producto.

Tras presentar la información de la última carga, los tanques son rechazados y se exige al

buque realizar flushing.

Las concentraciones de azufre de la carga anterior pueden afectar a las cualidades del asfalto

y se decide reducir este porcentaje al mínimo mediante la operativa de limpieza.

La primera cuestión a analizar es el tipo de producto con el que realizar la limpieza. En el caso

que nos ocupa, la limpieza será hecha con asfalto del mismo grado que más tarde se espera

cargar.

Ahora bien, en este supuesto el producto elegido es el asfalto por un importante motivo, el

buque cuenta con gas inerte. Si realizamos la operativa de limpieza con asfalto, a una

temperatura de 130ºC, por ejemplo, generaríamos atmosferas explosivas. El asfalto a 130ºC

entraría en contacto con los restos de fuel presente en el sistema de carga, evaporando sus

partes más volátiles, creando un serio riesgo para la operativa.

Para evitar esta situación, si no contamos con gas inerte, la limpieza se tiene que realizar con

un producto intermedio, el VGO. El gasoil de vacío puede ser manipulado por las bombas de

carga sin que sea necesario elevar su temperatura por encima de la temperatura de inflación

del fuel y, además, su temperatura de inflamabilidad es de 167.5ºC, evitando así el problema

de las atmosferas explosivas una vez carguemos asfalto a 150ºC.


Página 80 de 110



Ilustración 48 MSDS de VGO de CEPSA

8.1.2.3 Cantidad

En segundo lugar, nos surge la pregunta de la cantidad necesaria para realizar la limpieza. El

producto en el caso que nos ocupa lo suministra la terminal y será ella quien decida la cantidad

a cargar a bordo. La cantidad con la que se realiza la limpieza ronda del 4% al 8% de la

capacidad total de carga o la cantidad de remanente a bordo del buque multiplicado por 30.

Para el buque tipo las cantidades serán de 150 m3 a 300 m3.

8.1.2.4 Tiempo

El buque informara del tiempo necesario para realizar la operativa dependiendo de la cantidad

nominada. La limpieza del buque tomado como ejemplo se realizará con 300 m3 de asfalto.

Se decide cargar en los tanques 4 babor y 4 estribor, 150 m3 en cada uno. Tenemos a nuestra

disposición dos bombas de tornillo con un caudal de 400 m3/h cada una y debemos recircular

el asfalto por cada tanque.

Podemos hacer el siguiente calculo. Por la banda de babor, debemos operar con 150 m3/h

por cuatro tanques, es decir, debemos desplazar 600 m3. De manera simultánea se realizaría

la operativa por la banda de estribor. Con el caudal de una sola boba, en unas dos horas

podría completarse la operativa.

La experiencia nos demuestra que este cálculo no se ajusta a la realidad. En primer lugar,

además de transferir el producto a lo largo del buque, se recircula durante 20 minutos

aproximadamente sobre el mismo tanque. En segundo lugar, operar con cantidades tan

pequeñas no nos permite alcanzar el máximo rate de descarga durante el tiempo deseado. A

medida que el nivel de asfalto se reduce, el riesgo de cavitación de las bombas de tornillo

aumenta. En la práctica, se opera con las bombas a un 50% o 70 % de su capacidad. Por


Página 81 de 110



último, la cantidad de producto no será siempre la misma, la cantidad final será mayor a la

cargada inicialmente, arrastrando los remantes y variando sus características.

Teniendo en cuenta estos factores, el tiempo de flushing puede llegar a 4 ó 5 horas. Esta será

la información que aporte el buque a la terminal. Si en lugar de operar con 300 m3 (150 m3 por

bomba, es decir, por cada banda) nos suministran 150 m3 el tiempo de limpieza se duplica.

8.1.2.5 Temperatura

Para poder operar con el asfalto, no es necesario mantener la temperatura comercial

normalmente exigible de 150ºC. A menudo, resulta difícil adaptar el caudal de aceite térmico

y las señales de consigna de la caldera para controlar de forma precisa la temperatura de

pequeñas cantidades de asfalto que estará en constante movimiento.

Mientras la temperatura dote al asfalto de una viscosidad adecuada para las bombas, la

operativa podrá desarrollarse sin problemas. Recordamos nuestro límite de 1000 cSt.

En este supuesto se abrirá el paso de aceite térmico a todos los tanques. La parrilla de

serpentines bajos está abierta al 100% excepto en los tanques 4 Br/Er y en los 3 Br/Er que se

abrirá solo al 50%. La temperatura de consigna de la caldera es de 190ºC. Esta dependerá

de las condiciones meteorológicas del lugar.

Nos aseguramos de mantener siempre la temperatura adecuada en el interior de los tanques,

comparando los valores a tres alturas distintas. Normalmente mediante medios remotos en

termómetros bajos, medios y altos instalados en cada tanque.

Antes de realizar operativas de carga o flushing con productos a temperatura es necesario

aclimatar el sistema de carga a las temperaturas de trabajo.

Se abre el paso de aceite térmico a los tanques de carga, bombas y acompañamientos con la

antelación suficiente. Los tanques de carga deben estar a unos 80ºC para recibir el asfalto.

En la bomba de tornillo se presta atención a la temperatura del aceite de engranajes y la

temperatura del eje de la bomba, manteniendo los valores en torno a 60ºC – 65ºC. Si la

temperatura superase estos valores se arrancaría el sistema de refrigeración de la bomba.

Aclimatamos el sistema de carga por varios motivos:

1. Acercarnos a las temperaturas de trabajo del asfalto evita los shocks térmicos en el

buque.


Página 82 de 110



2. Evapora cualquier resto de agua fruto de la condensación o presente en el anterior

producto.

3. Evita que la temperatura del asfalto caiga bruscamente al entrar en el tanque.

Normalmente no se aceptan cargas con temperaturas inferiores a 150ºC.

4. Haciendo que los restos de productos bituminosos alcancen temperaturas que les

permitan fluir evitamos la presencia de tapones en las líneas de carga.

5. Evitamos los puentes térmicos.

Los tiempos necesarios para realizar esta operación varían en función del tiempo presente en

la zona y la instalación del buque. En el caso aquí tratado con 12 horas de antelación, la

caldera a una temperatura de consigna de 185ºC y con una temperatura exterior de 20ºC

alcanzaríamos los valores deseados.

Los valores de consigna, los tiempos necesarios y la distribución del aceite térmico en los

tanques de carga depende principalmente de la meteorología presente en la zona y la

capacidad aislante del sistema de carga. Alcanzar estos valores en zonas frías y/o con

meteorología adversa, lógicamente, supondrá un aumento en los consumos y los tiempos. La

experiencia será la mejor guía en estas situaciones.

8.1.2.6 Toma de muestras

El buque devuelve el resultado de la limpieza a tierra. Hay que recordar que las bombas de

tornillo necesitan tener su aspiración y descarga abiertas antes de ponerse en marcha. Al

completar la descarga es buena práctica invertir el giro de las bombas y vaciar la columna de

producto hacia un tanque de carga. Es de vital importancia mantener las líneas despejadas

de productos que se solidifican a temperatura ambiente.

Para que los tanques sean aceptados hay que analizar la calidad de la carga a bordo.

Comenzamos la carga con una pequeña partida, un primer pie de producto de unos 150 – 200

m3. Una vez a bordo, se detiene la carga y se extrae una muestra del tanque del buque.

Si la calidad del asfalto está dentro de los parámetros correctos se reanuda la operativa con

normalidad. Si los resultados son negativos, debemos repetir la operativa de flushing.

8.1.2.7 Secuencia

La secuencia de limpieza en el ejemplo propuesto es la siguiente: carga 150 m3 en 4 Br y 150

m3 en 4 Er. Con la bomba de babor recirculamos sobre el 4 Br durante 20 minutos. A

continuación, pasamos la carga al tanque 2 Br. Una vez hayamos secado el 4 Br recirculamos


Página 83 de 110



sobre el 2 Br. Repetimos la secuencia en el 1 Br y por último realizamos la limpieza en el 3

Br. Por la banda de estribor realizamos la misma secuencia de forma simultánea.

En el tanque 3 Er/Br finaliza la limpieza, desde aquí enviamos la carga a tierra.

Ilustración 49 Secuencia de lavado con 300 m3 de asfalto

Si por el contrario cargásemos 150 m3 la secuencia seria como sigue:

Ilustración 50 Secuencia de lavado con 150 m3 de asfalto

Cargamos 150 m3 en el 4 Br realzamos la operativa por la banda de babor como en el caso

anterior. Al completar la limpieza en el 1 Br pasamos el producto al 1 Er y con la bomba de

estribor realizamos la limpieza como se ha descrito antes por esta banda.


Página 84 de 110



8.2 DESPLAZAMIENTO DE LINEAS

8.2.1 Introducción

Trabajar con sustancias que se solidifican a temperatura ambiente requiere precaución y,

sobre todo, antelación a lo que pueda suceder. La práctica en el sector nos demuestra que se

debe evitar la presencia de producto en los sistemas de líneas y bombas mientras no se esté

operando con ellos.

Tras las operativas de carga o descarga en las líneas del buque y de tierra quedan restos del

producto con el que se ha estado trabajando. Para facilitar la siguiente operativa y eliminar

cualquier resto que pudiese contaminar otros productos, se realizan operaciones de

desplazamiento de las líneas de tierra y del buque.

8.2.2 Buque

El buque drenara sus líneas hacia uno de los tanques de carga. Con las bombas de tornillo

esto es realmente sencillo. Nos permiten invertir el giro de la bomba y regular sus revoluciones

por minuto de forma muy precisa. Invirtiendo el giro vaciamos la columna de producto presente

en las líneas. Para los brazos de carga y mangueras se procede mediante un barrido con aire

o gas inerte. También se puede emplear el gas a presión para el desplazamiento de las líneas

de a bordo.

8.2.3 Terminal

Tras haber realizado la carga de productos bituminosos se realiza el desplazamiento de las

lianas de tierra. Por el interior de las líneas de la terminal discurre un elemento esférico o

cónico de caucho o goma que es empujado por un gas inerte o un líquido. Las presiones con

las que se suele desplazar van desde los 2.5 hasta los 7 bares. Los restos de producto que

quedan en la línea son empujados hacia el buque. El volumen desplazado y los tiempos de la

operativa son previamente acordados. Los cálculos de carga tienen en cuenta esta cantidad

extra. Una vez comienza el desplazamiento de las líneas de tierra es difícil y a veces imposible

detener la entrada del producto a bordo.

Si la línea a utilizar por parte de la terminal no ha sido desplazada y además no se ha aplicado

calefacción con la suficiente antelación, la operativa de carga/descarga se retrasará hasta

poder hacer liquido el producto.


Página 85 de 110



En el caso de las descargas es el buque quien desplaza la línea y deshaga los tapones de

bitumen solidificado. Para ello se opera con la bomba al mínimo de revoluciones y se va

haciendo avanzar el producto poco a poco. Se presta constante atención a las presiones de

descarga en la bomba y las presiones en el manifold. Dependiendo de la longitud y la cantidad

de producto el desplazamiento puede durar horas.

Ilustración 51 Descarga de asfalto a camiones. Puerto de Oran, Argelia

8.3 LIQUIDACION

Las tablas utilizadas para los hidrocarburos transportados a granel son las:54A- crude oil,

54B-product y las 54D lubeoil, limitadas a 150ºC para sus factores de corrección de volumen

(FCV) y densidad, siendo los valores extrapolados a partir de los 60.25ºC. Para los productos

asfálticos nos remitimos a las tablas D4311/D4311M – 09Standard Practice for Determining

Asphalt Volume Correction to a Base Temperature.

Ilustración 52 Tablas de conversión de hidrocarburos.


Página 86 de 110



En ellas encontraremos los FCV que nos permitirán obtener el volumen a 15ºC o a 60ºF, a

partir del volumen observado en un rango de temperaturas de: -25ºC hasta +275ºC (de 0ºF

hasta 500ºF). Estas tablas se aplicarán a todos los tipos de asfalto excepto a las emulsiones

de asfalto.

Las medidas son dadas para grados Celsius o Farenheit. Las equivalencias entre ambos

sistemas de unidades pueden no ser exactas, de forma que cada sistema de unidades se

utiliza independientemente para no incurrir en errores de cálculo.

Los FCV para cada unidad de temperatura están divididos en dos columnas: A y B. El uso de

un factor u otro dependerá de la densidad del producto.

Los factores de la columna A se utilizarán para asfaltos con una densidad a 15ºC de

966 kg/m3 o mayores

Los factores de la columna B se utilizarán para asfaltos con una densidad a 15ºC de

850 a 965 kg/m3

La mayor parte de los asfaltos se liquidan utilizando los FCV de la columna A.

En la siguiente imagen podemos ver los valores dados por las tablas:

Ilustración 53 Tablas FCV D4311/D4311M

8.3.1 Corrección por dilatación

La corrección por dilatación de los tanques de carga es aplicable en aquellos buques con

tanques soportados. En el caso de encontrarnos con tanques de carga y lastre compartiendo

un mismo mamparo la recalibración periódica de los tanques de carga será necesaria, informa

acerca de la capacidad actual del buque, que podrá diferir de la calibración inicial.


Página 87 de 110



En el caso de buques con taques soportados las capacidades en m3 viene expresada para

una temperatura estándar de 20ºC. Si la temperatura difiere la capacidad del tanque varía en

base a la siguiente fórmula.

𝑉𝑡 = 𝑉𝑏 · [1 + 3𝛼(t − 20)]

Donde: Vt: capacidad del tanque corregida por temperatura, en m3.

Vb: capacidad del tanque tabulada en m3.

α: coeficiente de expansión lineal del material del tanque.

t: temperatura media del mamparo de carga en ºC

Ejemplo de un tanque de carga soportado:

Ilustración 54 Soporte de tanque de carga de asfalto.


Página 88 de 110



9. SEGURIDAD EN EL TRANSPORTE

Junto con todos aquellos protocolos de prevención de riesgos laborales aplicables a los

buques tanques, el transporte de productos asfalticos nos hace centrarnos en: las

temperaturas de manipulación y concentraciones de azufre

9.1 ALTAS TEMPERATURAS

Las temperaturas de manipulación en los buques asfalteros pueden superar los 160ºC. En

estas circunstancias, el contacto con la piel originaria graves daños a los tejidos del cuerpo.

Dentro del equipo de protección individual que deben portar los trabajadores expuestos al

riesgo de contacto o inhalación nos encontramos con: buzo de algodón que cubra brazos y

piernas por completo, abrochados hasta el cuello y a la altura de las muñecas, gafas

protectoras y pantallas de protección facial para productos químicos, y guantes químicos. Se

recomienda el uso de calzado sin aberturas para cordones.

En caso de entrar en contacto con la piel se recomienda aplicar agua fría a la zona afectada.

Si la zona afectada por la quemadura es mayor al 10% del cuerpo (aproximadamente igual a

la superficie de una pierna o un brazo) se debe aplicar agua tibia o más caliente si se necesita

para aliviar el dolor, pero el calor del asfalto debe retirarse lo antes posible. De no ser así

continuara degradando los tejidos adyacentes.

No se recomienda retirar asfalto de la piel, tiende a solidificarse y adherirse al tejido, puede

agravarse la quemadura significativamente, ni tampoco debe vendarse.

9.2 CONTENIDOS DE H2S

La naturaleza de los productos refinados depende de su composición química. Se distingue

dos categorías:

Productos ligeros: no presentan altas concentraciones de H2S, pero contienen altos

porcentajes en volumen de aromáticos volátiles como benceno y compuestos oxigenados.

Productos pesados e intermedios: pueden contener H2S, compuestos menos volátiles,

y un alto porcentaje de hidrocarburos aromáticos poco volátiles (PAHs). Entre los que

encontramos a los productos asfalticos y fueles intermedios.

En la siguiente tabla se muestran los valores de TLV para cada sustancia:


Página 89 de 110



Sustancia Tiempo de 8h de exposición (ppm) TLV-TWA

15 minutos de exposición (ppm)TLV—

STEL

Benceno 0.5 1

Sulfuro de hidrogeno (H2S) 5 10

Gasolina 100 100

Ilustración 55 TLV del benceno, sulfuro de hidrogeno y la gasolina

Los límites de exposición ocupacional se pueden expresar en ppm únicamente si la sustancia

existe como gas a temperatura y presión ambiente.

Los crudos contienen sustancias que pueden causar graves daños a la salud y en algunos

casos daños crónicos. Los efectos graves más comunes se deben a exposiciones cortas de

tiempo en altas concentraciones de sustancias nocivas.

Como ejemplo de daños graves tenemos: irritación de los ojos, contacto con la piel o la muerte

bajo determinadas circunstancias. Los efectos crónicos se suelen manifestar tras exponerse

a la sustancia toxica durante largos periodos de tiempo a bajas concentraciones.

Muchas de las sustancias más contaminantes son altamente volátiles. Los riesgos asociados

se derivan comúnmente de la inhalación de H2S. Los trabajadores expuestos a esta sustancia

experimentan irritación de vías respiratorias, ojos, sarpullidos y enrojecimiento de la piel.

El umbral para estas sustancias es de 1 mg/m3 basado en la irritación de la parte alta de los

conductos respiratorios. A este respecto el uso de máscaras respiratorias con cartuchos de

vapor orgánico debe utilizarse para concentraciones de 0.2 a 2 mg/m3. Protección de

máscaras integrales será usado en concentraciones de 2.0 a 10.0 mg/m3.Para

concentraciones mayores de 10 mg/m3 se debe equipar al personal con equipos de

respiración autónoma. (ERA)

9.2.1 Consideraciones sobre el H2S

Es más pesado que el aire, se acumulara en la parte baja de cámaras de bombas o

espacios confinados.

Posee un olor característico de huevos podridos que puede ser detectado en

concentraciones más bajas de 0.006 ppm. Sin embargo, este no debe de ser un método

utilizado pues altas concentraciones de H2S pueden anular el sentido del olfato


Página 90 de 110



A bajas concentraciones, 1 ppm – 150 ppm, irrita los ojos, nariz y vías respiratorias.

A elevadas concentraciones, más de 500 ppm, puede darse una obstrucción de las

vías respiratorias.

El Permite expousure limit (PEL) del H2S expresado como TWA (time weighted average) es

de 10 ppm. En la siguiente tabla se muestran los efectos del H2S en concentraciones en el

aire que superan al TLV (threshold limite value).

CONCENTRACION

ppm EFECTO

50-100 Irritación ocular y de vías respiratorias tras una hora de exposición

200-300 Irritación ocular y de las vías respiratorias severa tras una hora de exposición

500-700 Mareos, Dolores de cabeza, náuseas, en un periodo de unos 15 minutos de

exposición. Desmayo y posibilidad de muerte tras 30-60 minutos de exposición.

700-900 Rápida perdida de la consciencia, muerte en unos minutos más tarde.

1000-2000 Colapso y cese instantáneo de la respiración

Ilustración 56 Efectos del ácido sulfúrico según sus concentraciones.


Página 91 de 110



10. MEDIOAMBIENTE

10.1 C

LASIFICACIÓN

Cuando hablamos de derrames o vertidos al medio marino distinguimos entre hidrocarburos

persistentes e hidrocarburos no persistentes. Nos referimos a la distinción hecha por el

International Oil Pollution Compensation Found (IOPC) que hasta el 31 de diciembre de 2019

ha gestionado las indemnizaciones de 154 incidentes de contaminación con un costo de 741

millones de libras.

El Régimen internacional de responsabilidad e indemnización para derrames de buques

tanque define como hidrocarburo no persistente a los compuestos de fracciones de

hidrocarburo, a) al menos un 50% de las cuales, por volumen, se destilan a una temperatura

de 340ºC y, b) al menos un 95% de las cuales se destilan a una temperatura de 370ºC, cuando

se realizan pruebas mediante el Método ASTM 86/78 o cualquier revisión posterior del mismo

Ilustración 57 Hidrocarburo persistente (izquierda) y no persistente (derecha). ITOPF

10.1.1 Propiedades

Los productos tratados en el trabajo son hidrocarburos persistentes. Los productos

transportados por los asfalteros presentan las siguientes características fisicoquímicas en

caso de derrame:

No se dispersan una vez derramados en el medio marino y tienen tendencia a

hundirse.

Forman balsas y bolas de mezclas bituminosas a temperatura ambiente.

No son miscibles en agua ni son propensos a la emulsión.


Página 92 de 110



La recuperación del producto en el mar es muy complicada, en cambio, la recuperación

en playas y líneas de costa se realiza de forma sencilla.

Pueden llegar a fluir si sufren el efecto de los rayos del sol o si el derrame se produce

en climas cálidos.

Efectos adversos al medio ambiente:

La absorción de calor supone un estrés térmico al medioambiente.

Los efectos más tóxicos se deben a su incorporación a los sedimentos.

Se produce una contaminación por partículas aromáticas que causa la asfixia de los

animales del medio.

10.1.2 PAHs y VOCs

Desde la perspectiva medioambiental, los PAHs y los VOCs merecen especial atención.

PAHs (Hidrocarburo aromático policíclico). La naftalina es la molécula más simple formada

solamente por dos anillos de benceno. Los PAHs complejos están formados por más de 70

átomos de carbono y se denominan asfaltenos. Son poco volátiles y presenta un alto peso

molecular. Repetidos contactos pueden causar cáncer de piel y de pulmones. El TLV

comúnmente utilizado por la industria es de 0.2 mg/m3 (partículas sólidas)

El principal método para evitar entrar en contacto con esta sustancia es el uso adecuado de

los equipos de protección individual. A pesar de que el peligro de inhalación es mínimo, debido

a su baja presión de vapor, el empleo de determinadas técnicas de limpieza con vapor o agua

caliente pueden originar aerosoles perjudicares para la salud.

El uso de mascarillas con filtros para vapores orgánicos se recomienda en concentraciones

de 0.2 – 2.0 mg/m3. Para concentraciones de 2.0 – 10.0 mg/m3 se recomienda el uso de

mascarillas que cubran toda la cara y el uso de equipos de respiración autónoma para

concentraciones superiores a 10.0 mg/m3

VOC (compuestos orgánicos volátiles) Todo el petróleo contiene VOC, que se evaporan

fácilmente en el aire, dando al petróleo un olor distintivo. Algunos VOC son extremadamente

tóxicos cuando se inhalan, además de ser potencialmente cancerígenos.

En el lugar del derrame, estos VOC pueden amenazar a los residentes cercanos, los que

responden trabajando en el derrame, los mamíferos marinos que respiran aire y las tortugas


Página 93 de 110



marinas en la superficie del agua. Sin embargo, los VOC son, generalmente, una

preocupacion durante los primeros momentos tras el derrame porque el petróleo que flota en

la superficie del mar pierde rápidamente sus VOC.

Por el contrario, los HAP pueden persistir en el medio ambiente durante muchos años y, en

algunos casos, seguir dañando a los organismos mucho después del derrame. El

comportamiento de los HAP a largo plazo aun es tema de investigación.

La densidad, viscosidad, el punto de fluidez y del producto son las principales características

a tener en cuenta a la hora de plantearnos como afrontar un derrame de hidrocarburos. Estos

parámetros, que evolucionan a lo largo del tiempo, y la climatología, determinan su

comportamiento en el mar, el volumen del derrame y su impacto medioambiental.

10.1.3 ITOPF

Por su parte, la ITOPF (International Tanker Owners Pollution Federation) realiza una

clasificación en base al grado API. El objetico consiste en agrupar hidrocarburos que

probablemente presentaran un comportamiento similar en caso de derrame. En general,

cuanto mayor sea el grado API menor persistencia mostraran.

Ilustración 58 Categorías según clasificación de la ITOPF. Grupo 1



Página 94 de 110



Existe un quinto grupo para los hidrocarburos con una gravedad específica mayor a 1º API e

inferior a 10. Estos hidrocarburos son propensos a hundirse, especialmente en aguas no

salobres y en ocasiones se denominan Hidrocarburos de bajo grado API (LAPIOs). Esta

categoría se compone de fuel muy pesado y lodos residuales.

Ilustración 62 La siguiente grafía nos da una idea sobre la persistencia de los hidrocarburos en base a grado API. ITOPF




Página 95 de 110



Los aumentos del volumen del derrame se deben a la formación de emulsiones.

10.2 M

ETEORIZACION EN HIDROCARBUROS PERSISTENTES

Una vez se produce el vertido, los hidrocarburos comienzan a interaccionar con el medio,

cambiando sus características y composición. Los procesos de meteorización que afectan a

los hidrocarburos se dividen en dos etapas.

Primera etapa el derrame se ve afectado por los siguientes procesos principalmente:

esparcimiento, evaporación, dispersión, emulsificación y disolución.

Segunda etapa: fotooxidación, sedimentación interacción con la costa y biodegradación.

Los hidrocarburos persistentes, transportados por buques asfalteros, con altas viscosidades

y puntos de fluidez y densidades a temperatura ambiente mayores o cercadas a la del agua

de mar, prácticamente no se ven afectados por los procesos pertenecientes a la primera

etapa.

De forma general y atendiendo a sus características, tras el derrame, los hidrocarburos muy

viscosos, semisólidos, tienden a fragmentarse en manchas aisladas que se separan y, en

ocasiones pueden alcanzar varios centímetros de grosor. El efecto de la evaporación en estos

productos es prácticamente nulo y plantean un riesgo de explosión mínimo.

Por otra parte, se ven poco afectados por la dispersión. Las emulsiones se forman más

fácilmente en el caso de los hidrocarburos que presentan en el momento del derrame una

concentración vanadio/níquel superior a 15 ppm o un contenido en asfaltenos superior a 0.5%.

La presencia de estos componentes y el estado del mar determinan la formación de

emulsiones.

Los fueles pesados suelen absorber agua más lentamente que los productos más ligeros. En

relación con la disolución, los componentes más pesados del petróleo son prácticamente

insolubles en agua de mar.

Las capas gruesas de hidrocarburos muy viscosos o emulsiones de agua en hidrocarburos

tienden a oxidarse en residuos persistentes en lugar de degradarse. Forman bolas de alquitrán

varadas en la costa que normalmente están compuestas por una corteza exterior solida de

hidrocarburo oxidado y partículas sedimentarias que rodean el interior más blando y menos

meteorizado.


Página 96 de 110



Los hidrocarburos pesados, fueles residuales y las emulsiones presentan gravedades

específicas parecidas a las del agua de mar e incluso una interacción mínima con sedimentos

puede provocar su hundimiento.

La biodegradación fruto de la interacción con los microorganismos capaces de metabolizar

los compuestos de los hidrocarburos depende de las características de producto,

disponibilidad de oxígeno y nutrientes. A pesar de que los microorganismos pueden degradar

muchos de los compuestos presentes en el crudo, algunas moléculas grandes y complejas

son resistentes a su ataque y estos residuos suelen incluir los compuestos que confieren al

hidrocarburo su color negro (asfaltenos).

La interacción del derrame con la consta dependerá de los niveles de energía a los que se ve

expuesta y a la naturaleza y tamaño del sustrato. Los hidrocarburos persistentes tienden a

formas bloques sólidos o semisólidos en costas protegidas con sustratos de guijarros. En

estas zonas será donde más fácil resulte su recuperación mediante medios mecánicos.

Estos procesos se dan en el medio de forma combinada y dependerán directamente de la

climatología en la zona: vientos, corrientes, densidad y temperatura del agua, estados de la

mar y profundidad, entre otros.

10.2.1 Vertidos en superficie

Siguiendo lo dispuestos por el Oil Spill Response Field Manual, ExxonMobil, encontramos los

siguientes medios de lucha contra la contaminación: barreras de contención, skimmers,

dispersantes, quemado in-situ y absorbentes. El análisis exhaustivo de cada uno de estos

métodos es un trabajo en si mismo por ello se dará una breve descripción de métodos de

recuperación de hidrocarburos pesados en el mar.

Los metodos de recuperacion recomendados para productos de alta viscosidad en superficie

son los siguientes:

10.2.1.1 Cinta absorbente.

Se instala una cinta absorbente en una embarcación que ponga la ponga en contacto con la

superficie de agua. El hidrocarburo se adhiere a la cinta absorbente para ser transportado a

un tanque de recepción a bordo. En algunos modelos se instala una bomba de inducción bajo

la cinta. Los impeler de la bomba fuerza el paso del líquido a través y sobre la cinta.


Página 97 de 110



10.2.1.2 Skimmer de agua a presión.

Una línea de rociadores pulveriza agua a presión sobre el borde inclinado del skimmer. El

agua empuja el hidrocarburo hacia el interior del skimmer donde una barrera de contención

retiene el vertido para su posterior recogida. Se suelen utilizar en zonas de mar en calma.

10.2.1.3 Cepillo

Una serie de tupidos cepillos instalados en una cinta recolectan el vertido y lo almacenan en

el interior de la embarcación. Este sistema necesita de barreras de contención que permitan

concentrar el derrame para ser recolectado.

10.2.1.4 Cinta de palas

El principio es el mismo que el explicado en los casos anteriores. Una serie de palas

instaladas en una cinta transportan el vertido y el agua hasta un tanque de decantación donde

se recolectarán posteriormente.

10.2.2 Vertidos sumergidos

Estos métodos de recuperación son viables siempre y cuando el derrame se mantenga a flote.

En el caso de hundimiento los métodos de recogida deben ser otros. Productos como el

bitumen, residuo atmosférico o residuo de vacío se transportan a temperaturas de 150 a

170ºC. Si estos productos entran en contacto con el agua se enfriarán rápidamente haciendo

descender su temperatura por debajo de la temperatura de fluidez e incrementando su

densidad por encima del agua.

10.2.2.1 Guías operacionales

Para lidiar con este problema la American Petrolem Institute ha elaborado: Sunken Oil

Detection and Recovery Operational Guide. Esta guía operativa es un documento

complementario del informe técnico, Sunken Oil Detection and Recovery, que identifica y

documenta las mejores prácticas y tecnologías alternativas que poseen el potencial para

detectar, contener y recuperar de manera más efectiva el petróleo hundido, definido como la

acumulación de hidrocarburos a granel en el fondo del agua.

El Departamento de Comercio en colaboración con el NOAA y la Oficina de Respuesta y

Restauración en Caso de Emergencias de Estados Unidos (U.S. Department of Commerce,

National Oceanic and Atmospheric Administration, National Ocean Service, Office of

Response and Restoration & Emergency Response Division) ha elaborado la: Response guide


Página 98 de 110



for sunken oil mats (soms): formation, behavior, detection and recovery en colaboración con

el gobierno canadiense, donde se identifica la formación, comportamiento, detección y

recuperación de las llamadas SOMs, (Sunken Oil Mats) vertidos de hidrocarburos sumergidos.

10.2.3 Circunstancias clave para que el producto se hunda tras el derrame

El grado API determinará si el producto se hundirá en los primeros momentos tras el derrame.

Con el tiempo, la intemperie o la interacción con los sedimentos pueden hacer que un

hidrocarburo a flote se hunda. Los hidrocarburos que pueden hundirse son generalmente

crudo muy pesado, combustibles pesados o productos bituminosos.

En agua dulce, los hidrocarburos con un API de menos de 10 o una densidad de

más de 1.0 g / cm3 se hundirán si las corrientes son débiles o la turbulencia es baja.

En agua de mar, los hidrocarburos con un API de menos de 6.5 o una densidad de

más de 1.03 g / cm3 se hundirán si las corrientes son débiles o la turbulencia es baja.

En estuarios, el hidrocarburo podría estar en suspensión en la parte de agua dulce del estuario

o río, y reflotar una vez llegue al agua de mayor salinidad más cerca de la desembocadura

del estuario. Por el contrario, el petróleo que flota o está sumergido en las aguas del estuario

puede sumergirse o hundirse si se transporta a agua dulce menos densa.

Si las corrientes o las turbulencias son fuertes, los hidrocarburos más pesados que el agua

quedarán en suspensión y solo se hundirán en áreas de bajo flujo de corriente. Estas áreas

de bajo flujo y baja energía deben ser los puntos elegidos para la búsqueda de petróleo

hundido.

10.2.4 Circunstancias que harán que el hidrocarburo se hunda con el tiempo

La experiencia ha demostrado que los hidrocarburos que flotan inicialmente pueden hundirse

tras mezclarse con sedimentos. Esto puede ocurrir por dos vías.

El hidrocarburo flotante que se mezcla con el sedimento después de varar en una playa puede

ser trasladado hacia el mar por la acción de las olas para hundirse en las aguas adyacentes

cercanas a la costa. El hidrocarburo flotante se puede mezclar con arena en la zona de

rompiente y hundirse, sin nunca varar en tierra.

Inicialmente, algunos hidrocarburos son más livianos que el agua pero se vuelven cercanos o

incluso más pesados que el agua dulce una vez que las fracciones más livianas se evaporan.


Página 99 de 110



Estos hidrocarburos pueden hundirse ya sea como crudo o como partículas de hidrocarburo

con sedimentos en el fondo marino.

Los hidrocarburos altamente viscosos pueden tener un mayor riesgo de hundimiento con el

tiempo. Pueden absorber mucha agua, lo que aumentaría su densidad. Tienden a ser más

pegajosos, lo que puede aumentar la cantidad de absorción de sedimentos si se quedan

varados en la costa o mezclados con sedimentos en la columna de agua, aumentando su

densidad.

Ilustración 63 Relación entre densidad, grado API, salinidad y comportamiento del crudo. API TECHNICAL REPORT 1154-2

10.2.5 Técnicas de detección de vertidos sumergidos

Las técnicas para determinar la presencia, características y tamaño de un vertido sumergido

tienen una importante limitación: la profundidad.

10.2.5.1 Sistemas de sonar

Capaz de detectar el vertido sumergido y/o enterrado principalmente en aguas de más de 3

metros de profundidad. Cubre grandes extensiones de terreno y su manejo es sencillo.

Necesita el apoyo de un buque auxiliar capaz de transportar el sonar. Para una buena

detección del vertido necesita tener como referencia el fondo marino.

10.2.5.2 Cámaras acústicas y de video

Se requiere el montaje de plataformas fijas para la instalación de las cámaras o bien la

presencia de buzos que las operen bajo el agua. La turbidez del agua afecta a la calidad de

las imágenes a excepción de las cámaras acústicas.


Página 100 de 110



10.2.5.3 Buzos

Se requiere personal altamente cualificado para realizar operaciones de buceo en zonas que

pueden estar altamente contaminas. Están limitados por las profundidades de buceo y la

visibilidad bajo el agua.

10.2.5.4 Remolque de material absorbente

a una serie de cadenas se les amarra el material absorbente para ser arrastrado por el fondo

marino y llevado a la superficie periódicamente en busca de rastros de hidrocarburo. Es

necesaria una embarcación auxiliar que arrastre los absorbentes por el fondo. No permite

localizar con exactitud el vertido y resulta muy aparatoso de manejar en profundidades

superiores a 30 metros. Se suele utilizar para confirmar que el fondo marino está limpio.

Ilustración 64 Remolque de material absorbente. A Response Guide for Sunken Oil Mats (SOMs)

10.2.5.5 Absorbentes fijos al fondo

El material absorbente es suspendido en la columna de agua. Son especialmente útiles para

detectar el movimiento del vertido bajo el agua, pero su instalación y recuperación es muy

laboriosa a más de 30 metros de profundidad. No son aptos para zonas de tráfico marítimo.

10.2.5.6 Observación visual

Inspección aérea o desde embarcaciones del fondo marino en busca del vertido. La búsqueda

aérea permite cubrir grandes zonas y focalizar la búsqueda una vez hay indicios de la

presencia de hidrocarburos. No puede detectar el material enterrado y depende de la claridad

del agua.

Ilustración 65 Absorbentes fijos al fondo. A Response Guide for Sunken Oil Mats (SOMs)


Página 101 de 110



10.2.5.7 Toma de muestras del fondo

En zonas de aguas poco profundas se realizan muestreos

del fondo marino. Detectan el vertido enterrado en el

fondo y su grosor. Este método puede realizarse de forma

manual, usando palas. Solo es viable en zonas de aguas

someras, con poco oleaje. Es la mejor opción para las

zonas poco profundas de rompiente donde los otros

medios no pueden llegar.

10.2.5.8 Muestras de agua

Una unidad subacuática (espectrómetro de masas) es

remolcada bajo el agua para detectar la presencia de hidrocarburos disueltos o dispersos en

el mar. Puede mapear grandes extensiones marítimas con altas resoluciones. Solo es efectivo

si el hidrocarburo está presente en el agua. Las corrientes lo pueden transportar a zonas más

alejadas.

10.2.5.9 Detección por laser

Se utiliza el láser para excitar los componentes aromáticos del hidrocarburo que emiten una

luz con un patrón característico. La unidad se remolca bajo el agua mediante un ROV. La

sensibilidad es menor en zonas de aguas turbias y con oleaje. Puede utilizarse tanto de día

como durante la noche son alta sensibilidad y no suele dar falsos positivos.

10.2.6 MÉTODOS DE RECUPERACIÓN

10.2.6.1 Dragas de succión

Son útiles hasta profundidades de 30 a 40 metros.

Necesitan operar en zonas no muy profundas,

protegidas y con pequeñas cantidades de vertido. Es

muy eficaz en la recuperación de vertidos mezclados

son sedimentos. Genera un gran volumen de material

que debe ser tratado posteriormente.

10.2.6.2 Recuperación mecánica

Requiere el uso de excavadoras, dragas de

cuchara o cualquier otro mecanismo que permita la recuperación física del vertido. Son el

método idóneo para el material solido o semisólido. Necesitan una embarcación auxiliar de

Ilustración 66 Toma de muestras del fondo marino. A Response Guide for

Sunken Oil Mats (SOMs)

Ilustración 67 Draga de succión subacuática con cabezal dentado. A Response Guide for Sunken

Oil Mats (SOMs)


Página 102 de 110



estilo ponto y medios de recepción de residuos en tierra. Las excavadoras están limitadas a

los 7 metros de profundidad más o menos. Las dragas convencionales pueden trabajar a

mayores profundidades. No son aptas para zonas especialmente sensibles ya que erosionan

el fondo marino.

10.2.6.3 Buzos con bomba

Los buzos dirigen manual mente el extremo de la

bomba de succión hacia el vertido. Pueden utilizar

bombas de desplazamiento positivo o bombas

centrifugas. Las profundidades óptimas de empleo

llegan hasta los 30 metros. El buzo puede dirigir el

extremo de la línea y seleccionar que parte eliminar.

10.2.6.4 Material absorbente

El principio de funcionamiento es el mismo que el

explicado en el apartado anterior. A líneas de cadenas se les fija el material absorbente que

es arrastrado por el fono. No consigue recuperar grandes cantidades de vertido.

10.2.6.5 Recuperación manual

Herramientas tipo palas o rastrillos se utilizan para recuperar los vertidos muy viscosos,

sólidos o semisólidos. Se realiza en aguas poco profundas mientras que para aguas de más

profundidad se requieren buzos. Es necesario buen tiempo y agua con buena visibilidad.

10.2.6.6 Agitación/Reflote

Se agita el fondo inyectando aire o mediante medios mecánicos que reflotan el vertido para

su recuperación. Solo es viable en aguas de no más de 2 a 3 metros. En algunas

circunstancias puede ser la única alternativa al empleo de excavadoras o dragas. Existe el

riesgo de esparcir el vertido y mezclarlo aún más con el sedimento del fondo.

10.2.7 Vertido de bitumen

Como ejemplo de vertido podemos analizar el incidente ocurrido en el rio Ohio en Louisville,

Estados Unidos, el 26 de enero de 2006. El T/B Kelly Lee remolcaba las gabarras: MN 54B,

MM 55 y MM 53 cuando colisiono con uno de los pilotes a la entrada del canal de la esclusa

McAlpine.

Ilustración 68 Succión de bomba dirigida por un buzo. A Response Guide for Sunken Oil

Mats (SOMs)


Página 103 de 110



10.2.7.1 Incidente

El convoy de gabarras se disgrego a consecuencia del impacto. La MM 54B fue recuperada

en las inmediaciones del lugar. Mientras la MM 55 continúo navegando rio abajo hasta

impactar con los pilares del puente L&I donde seria recuperada.

La MM 53 colisiono con los pilares del puente L&I y continúo navegando. Durante su viaje por

el rio, la gabarra toco fondo sobre uno de los bancos de arena y se atravesó a la corriente

continuando su descenso de manera perpendicular al flujo del rio.

Finalmente colisiono con los pilares del puente K&I y quedo encajada entre ellos. El costado

de babor comenzó a embarcar agua a consecuencia de la escora producida por el efecto de

la fuerte corriente sobre la gabarra. La MM 53 se escoro 90º sobre su costado de babor,

mientras su quilla descansaba contra los pilares del puente.

La cantidad transportada era de 3020 m3 de asfalto, 43.5 m3 de diésel y 15 m3 de aceite

térmico. Se derramaron 832 m3 de asfalto, 19 m3 de diésel y 15 m3 de aceite térmico.

10.2.7.2 Derrame

Durante el vertido y en los días posteriores se pudo analizar el comportamiento del bitumen.

La cantidad derramada y la presencia de burbujas de aire condicionaron el comportamiento

del bitumen en el agua.

Cuando pequeñas cantidades de producto entran en contacto con el agua, durante el enfriado,

es más fácil que el aire se adentre en el bitumen y forme parches semisólidos capaces de

flotar. Si la cantidad de bitumen que se vierte al agua es mayor, este tiende a enfriarse y

sumergirse. Además, formara de pequeños a grandes bloques según como sea el flujo de

bitumen al agua.

En las siguientes imágenes pertenecientes a la base de datos del NOAA se pueden apreciar

las características del derrame.


Página 104 de 110



Ilustración 69 Situación de la gabarra tras escorarse 90º sobre el costado de babor.

Ilustración 70 Derrame de bitumen y contención con barreras. Mientras se mantiene fluido es una sustancia pegajosa que facilita su contención.

Ilustración 71 Salida de producto por las escotillas y P/V de la gabarra


Página 105 de 110



Ilustración 73 Análisis del fondo del rio en busca del derrame. Acumulación del bitumen justo bajo la gabarra.

Recuperación del vertido mediante medios mecánicos y manuales. Uso de una pontona y

draga. Los pequeños restos sólidos fueron recuperados rio abajo, en los meandros y arenales

del rio.

Ilustración 72 Bitumen solidificado sobre la propia cubierta de la gabarra y barreras de contención.


Página 106 de 110



Ilustración 74 Draga sobre pontón recuperando el vertido solidificado del fondo del rio.


Página 107 de 110



11. CONCLUSIONES

Tras la realización del presente trabajo, donde se describen los buques asfalteros, reseñamos

las siguientes conclusiones:

1. Tras analizar la producción de una refinería, queda de manifiesto la variedad de

productos que son capaces de transportar (bitumen, VGO, IFO y residuo largo y corto)

2. Los tipos de buque que se imponen en la actualidad se caracterizan por buques con

tanques soportados.

3. El sistema de calefacción es la parte más importante del buque. Las calderas a utilizar

serán de tipo acuotubular con aceite térmico como fluido caloportador. Las calderas

de vapor no son capaces a responder las demandas del transporte marítimo de

productos bituminosos.

4. Los principales problemas que afectan a las calderas de aceite térmico son: la

oxidación y el craqueo del fluido caloportdor. Las bombas de recirculación y el diseño

de los tanques de expansión buscan solucionar estos incovenientes.

5. Las bombas de tornillo son las más adecuadas para la manipulación de este tipo de

productos.

6. Las operativas presentan un esquema sencillo de seguir. El haber descrito las partes

que forman el buque: estructura, bombas, calderas y productos hacen posible el

entendimiento de las operaciones de limpieza y desplazamiento.

7. Se debe tener en cuenta la presencia de altas concentraciones de azufre en los

productos transportados, siendo los crudos reducidos y los residuos cortos las partes

menos volátiles del crudo y aquellas que presentan una mayor viscosidad.

8. El comportamiento del bitumen en caso de vertido difiere completamente a lo que

estamos acostumbrados en relación a los hidrocarburos. Tiende a hundirse y

concentrarse en la zona de derrame.


Página 108 de 110



12. BIBLIOGRAFIA

1. Características válvula Orbinox. Manual.pdf

2. Chemical Tanker Notes. Autor: Vladimir Kunichkin. Ed 2006

3. Convenio MARPOL. Anexo I Cap I Regla I Definiciones

4. D4311/D4311M – 09Standard Practice for Determining Asphalt Volume Correction to a

Base Temperature

5. Destino de los derrames de hidrocarburo en el medio marino. Documento de información

técnica. IOTPF.

6. Esquema de carga. Astilleros Armón Vigo V-054.

7. Física Universitaria. Volumen 1. Young Freedman. Sears Zemansky. Edición 12.

8. Fluido caloportador aceite térmico. José Solé Busquet. Ed. 2016.

9. Guidance Manual for Tanker Structures/ Tanker Structure Co-operative Forum / Witherby

/1stediotion/ printed and published in England.

10. Guidelines for the inspection and maintenance of double hull tanker structures. 1st

Edition.

11. http://www.cepsa.es/msds

12. http://www.warrenpumps.com/multimedia/Win32/dsp_main_frame.htm

13. https://incidentnews.noaa.gov/incident/6052#!

14. https://pumps.leistritz.com/fileadmin/user_upload/LP/DE_AT_CH/Downloads/pump-

technology-screwpumps-L2-Series-en.pdf

15. https://www.bornemann.com/en-US/Products/Twin-Screw-Pumps/

16. https://www.flowcontrolnetwork.com/when-to-consider-screw-pumps-over-centrifugal/

17. https://www.itopf.org/knowledge-resources/documents-guides/document/persistent-vs-

non-persistent-oils-what-you-need-to-know-2001/

18. https://www.pirobloc.com/sistemas-de-fluido-termico-la-guia-completa/#cap5

http://www.cepsa.es/

http://www.warrenpumps.com/multimedia/Win32/dsp_main_frame.htm

https://incidentnews.noaa.gov/incident/6052

https://pumps.leistritz.com/fileadmin/user_upload/LP/DE_AT_CH/Downloads/pump-technology-screwpumps-L2-Series-en.pdf

https://pumps.leistritz.com/fileadmin/user_upload/LP/DE_AT_CH/Downloads/pump-technology-screwpumps-L2-Series-en.pdf

https://www.bornemann.com/en-US/Products/Twin-Screw-Pumps/

https://www.flowcontrolnetwork.com/when-to-consider-screw-pumps-over-centrifugal/

https://www.itopf.org/knowledge-resources/documents-guides/document/persistent-vs-non-persistent-oils-what-you-need-to-know-2001/

https://www.itopf.org/knowledge-resources/documents-guides/document/persistent-vs-non-persistent-oils-what-you-need-to-know-2001/

https://www.pirobloc.com/sistemas-de-fluido-termico-la-guia-completa/#cap5


Página 109 de 110



19. https://www.repsol.com/imagenes/global/es/CATALOGO_ASFALTOS_COMPLETO_EN

ERO_2015_v2_270115_tcm13-55227.pdf

20. https://www.wartsila.com/encyclopedia/term/asphalt-carrier-asphalt-seminole

21. Inspection of Boilers and Heat Exchangers. Fereydoun Majdnia & Evgeny Sergevv.

22. ISGOT. 5TH Edition.

23. Leistritz Screw Pumps & Systems.pdf

24. Magnolia Marine Transport Tank Barge MM53 Case Study January 2006Jim Smith –

Magnolia Marine Transport. Andrew Milanes –Environmental Science Services, Inc.

25. Manual práctico del operador de calderas industriales. Manuel Sanz del Amo & María

Rosario Patiño Molina. 2ª Edición.

26. Marine Boilers. 3thEdition. GTH Flanagan. Marine Engineering Series. Ed. 1990

27. Oil 101. Morgan Downey. 1ST Edition.

28. Oil spill response field manual. Exxon mobile. Ed. 2014

29. Petroleum Measurement Tables-Volume Correction Factor Vol III ASTM

30. PFC-LOS BUQUES ASFALTEROS/Lucas Vallejo González/Septiembre 2016

31. Real Academia Española. Diccionario

32. Reeds Marine Engineering and Technology. General Engineering Knowledge for

Mariners. 6th Ed. Paul A Russel.

33. Response guide for sunken oil mats (SOMs): formation, behaviour, detection and

recovery. Jacqueline Michel and Phil Bambach Research Planning, Inc. Columbia, South

Carolina 29201. Ed 2020

34. Secretaría de Energía – República Argentina. Conceptos sobre Hidrocarburos. Copyright

(C) 2003

35. Steel Vessel Rules Part 2 Chapter 1 Section 3 Table 2 pag 36

36. Structural analysis of 11000 dwt sulphur bitumen tanker Yasar GÜL, Levent Kaydihan,

Osman Bedel Delta Marine Engineering Co.

https://www.repsol.com/imagenes/global/es/CATALOGO_ASFALTOS_COMPLETO_ENERO_2015_v2_270115_tcm13-55227.pdf

https://www.repsol.com/imagenes/global/es/CATALOGO_ASFALTOS_COMPLETO_ENERO_2015_v2_270115_tcm13-55227.pdf

https://www.wartsila.com/encyclopedia/term/asphalt-carrier-asphalt-seminole


Página 110 de 110



37. Sunken Oil Detection and Recovery Operational Guide. API 1ST Edition.

38. Texas Department of Insurance/Division of Worker´s Compensation/Safety Education &

Training Programs/La seguridad con el asfalto/ www.tdi.texas.gov

http://www.tdi.texas.gov/

trabajo fin de máster operaciones en asfalteros

Documents