UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGIA CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEOS MINIMIZACION DE EMISIONES DE COMPUESTOS ORGÁNICOS VOLÁTILES (COV) EN EL TANQUE DE TECHO FIJO DE ALMACENAMIENTO DE GASOLINA ESPECIAL № 2931 DE Y.P.F.B. LOGISTICA MEDIANTE LA APLICACIÓN DE TECHO INTERNO FLOTANTE “MODALIDAD DE TITULACIÓN” PARA OPTAR AL TÍTULO DE LICENCIATURA EN GAS Y PETROLEOS POSTULANTE: WILBER ALEXIS CORREA SALGUERO TUTOR: ING. VANIA BARADI 1
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Tesis Minimizacion de Emisiones de Compuestos Organicos Volatiles en El Tanque de Gasolina Especial de YPFB Mediante La Aplicacion de Techo Flotante
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UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIAFACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGIA
CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEOS
MINIMIZACION DE EMISIONES DE COMPUESTOS ORGÁNICOS VOLÁTILES (COV) EN EL TANQUE DE TECHO FIJO DE
ALMACENAMIENTO DE GASOLINA ESPECIAL № 2931 DE Y.P.F.B. LOGISTICA MEDIANTE LA APLICACIÓN DE TECHO INTERNO
FLOTANTE
“MODALIDAD DE TITULACIÓN” PARA OPTAR AL TÍTULO DE LICENCIATURA EN GAS Y PETROLEOS
POSTULANTE: WILBER ALEXIS CORREA SALGUEROTUTOR: ING. VANIA BARADI
COCHABAMBA-BOLIVIA2012
1
Agradecimiento
A Dios por darme la fuerza e iluminarme en los momentos más difíciles de mi
vida, y permitirme finalizar mis estudios.
A mi madre por su sacrificio y constante apoyo moral y material, que me ha
permitido llegar a estas instancias de realización personal y profesional,
inculcándome siempre la responsabilidad y deseos de superación.
A mi esposa e hija, por su apoyo incondicional, comprensión y amor que me
dan día a día, dándome fuerzas para poder llegar a concluir mi proyecto de
grado.
A la universidad de Aquino Bolivia “UDABOL”, por la excelente formación que
me otorgo durante mis estudios universitarios.
A mi jefe de carrera el Ing. Carlos Canedo, por su apoyo y guía en mi
formación que me otorgo durante mis estudios universitarios.
A mis docentes de la carrera de Ingeniería en Gas y Petróleo de la UDABOL
por haberme instruido durante mi formación profesional.
A mis asesores o tutores, Ing. David Lizarazu e Ing. Vania Baradi, por guiarme
durante la elaboración del presente proyecto de grado.
2
Dedicatoria
El presente proyecto de grado está dedicado a mi familia, amigos quienes me
brindaron su colaboración, apoyo y fuerzas para alcanzar el objetivo de ser
profesional.
Finalmente de manera muy especial dedico este trabajo a mi esposa Elizabeth
Meneses Cordova, mi hija Alexia Eileen Correa Meneses y mi madre Lidia
Salguero Arana.
3
ÍNDICE
Pág.
Agradecimiento..................................................................................................... iDedicatoria ……………………………………………………………………………...iiSiglas y Nomenclaturas......................................................................................xvCAPITULO I…………………………………………………………………………………………………………………………171.1 INTRODUCCIÓN....................................................................................................171.2 ANTECEDENTES..................................................................................................181.2.1 Antecedente General............................................................................................181.2.2 Antecedente especifico........................................................................................201.3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA..............................................................201.3.1 Identificación del problema..................................................................................211.3.2 Formulación del problema...................................................................................221.4 OBJETIVOS.............................................................................................................231.4.1 Objetivo general.....................................................................................................231.4.2 Objetivos específicos............................................................................................231.5 JUSTIFICACION.....................................................................................................231.5.1 Justificación económica........................................................................................241.5.2 Justificación ambiental..........................................................................................241.5.3 Justificación personal............................................................................................241.6 LIMITES Y ALCANCES........................................................................................251.6.1 Alcance geográfico................................................................................................251.6.2 Alcance temporal....................................................................................................261.7 TIPO Y METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN....................................261.7.1 Tipo de investigación.............................................................................................261.7.2 Método de investigación.......................................................................................271.7.3 Fuentes de Información........................................................................................271.7.4 Técnica para la Recolección y Tratamiento de Información......................27CAPITULO II MARCO TEORICO......................................................................282.1 GASOLINAS............................................................................................................282.2 CARACTERISTICAS DE LA GASOLINA ESPECIAL..................................282.3 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBURO....................292.3.1 Tipos de tanques de almacenamiento.............................................................302.3.2 Tanques de almacenamiento según su presión de diseño........................302.3.3 Tipos de techos para tanques de almacenamiento de hidrocarburos. . . .312.3.3.1 Techo Fijo..............................................................................................322.3.3.2 Techo Externo Flotante.........................................................................332.3.3.2.1 Sellos..............................................................................................352.3.3.2.2 Drenaje...........................................................................................362.3.3.3 Techo Fijo con Techo Flotante Interno..................................................372.3.3.4 Los Tanques sin Techo.........................................................................39
4
2.3.4 Tipos de Membrana para tanques.....................................................................392.3.5 Tanques de techo fijo............................................................................................402.3.5.1 Accesorios del techo.............................................................................412.3.5.1.1 Presión de vacío de venteo.............................................................412.3.5.1.2 Escotilla de medición / hueco para muestra....................................422.3.5.1.3 Tubo de aforo..................................................................................432.3.5.1.4 Plataforma de aforo.........................................................................432.3.5.1.5 Radar..............................................................................................432.3.5.1.6 Manholes del techo.........................................................................442.3.5.2 Aislamiento............................................................................................442.3.5.3 Superficie exterior del tanque................................................................452.3.5.4 Sistema de drenaje de aguas lluvia.......................................................452.3.5.4.1 Válvula de Drenaje..........................................................................462.3.5.4.2 Colectores.......................................................................................462.3.5.5 Sistema de drenaje de agua de formación............................................462.3.5.6 Válvulas.................................................................................................472.3.5.6.1 Válvula Principal..............................................................................472.3.5.6.2 Válvulas de Drenaje........................................................................472.3.5.7 Accesos de inspección y limpieza.........................................................472.3.5.7.1 Escalera rodante.............................................................................472.3.5.7.2 Gato (Externa).................................................................................472.4 CARACTERISTICAS DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO.....472.4.1 Materiales.................................................................................................................482.4.1.1 Estándar A.S.T.M. (American Society For Testing And Materials)........482.4.1.2 Especificaciones C.S.A.........................................................................502.4.1.3 Especificaciones de ISO........................................................................512.4.1.4 Códigos aplicables................................................................................512.4.1.5 Materiales para soldadura.....................................................................532.4.2 Soldaduras en tanques de almacenamiento..................................................542.4.3 Fondo.........................................................................................................................552.4.4 Techos.......................................................................................................................572.4.4.1 Techo cónico auto soportado..............................................................572.4.4.2 Techo tipo domo y sombrilla..................................................................582.4.4.3 Techos cónicos soportados...................................................................582.4.5 Esfuerzo máximo de tensión...............................................................................592.4.6 Esfuerzo máximo de corte...................................................................................592.4.7 Diseño de techo flotante......................................................................................602.5 ÁREAS Y TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS
INFLAMABLES Y COMBUSTIBLES................................................................622.5.1 Clasificación de líquidos inflamables y líquidos combustibles..................622.5.2 Diques de contención...........................................................................................632.5.2.1 Altura del muro......................................................................................632.5.2.2 Pisos de patios interiores de diques de contención..............................642.5.2.3 Seccionamiento de patios interiores de diques de contención..............64
5
2.5.2.4 Drenajes................................................................................................662.5.3 Capacidad de contención....................................................................................662.6 EVAPORACION POR MERMAS DEL PRODUCTO....................................672.6.1 Detalles de análisis de pérdidas........................................................................672.6.1.1 Pérdida por evaporación.......................................................................672.6.1.2 Pérdidas Mecánicas..............................................................................682.6.1.3 La pérdida permanente por almacenamiento........................................682.6.1.4 Pérdida de trabajo.................................................................................682.6.1.5 Mecanismos de pérdidas permanentes por almacenamiento...............692.6.1.6 Pérdida por trabajo Mecánico................................................................702.6.1.6.1 Mecanismo de Pérdida por llenado.................................................702.6.1.6.2 Mecanismo por Pérdida de vaciado................................................712.7 ECUACIONES PARA EL CALCULO DE PERDIDAS POR
EVAPORACIÓN DE TANQUES DE TECHO FIJO......................................712.7.1 Ecuaciones...............................................................................................................712.7.1.1 Pérdida permanente de almacenamiento, LS:.......................................722.7.1.2 Pérdida de Trabajo, Lw..........................................................................752.7.1.3 Casos especiales..................................................................................772.7.1.3.1 Tanques horizontales......................................................................772.7.2 Discusión de las variables...................................................................................812.7.2.1 Variables en la pérdida permanente de almacenamiento.....................812.7.2.2 Merma del espacio de vapor, HVO..........................................................812.7.2.3 Datos meteorológicos, TMAX, TMIN, I........................................................842.7.2.4 Absorción solar de la pintura del tanque, α...........................................872.7.2.5 Temperatura del líquido de almacenamiento, TB...................................882.7.2.6 Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, TLA...............892.7.2.7 Rango diario de temperatura del vapor, ∆TV.........................................902.7.2.8 Temperatura diaria máxima y mínima de la superficie del líquido, TLX,
TLN...................................................................................................912.7.2.9 PESO MOLECULAR DEL VAPOR. MV.................................................922.7.2.10 Presiones de vapor diaria máxima, media, mínima, PVX, PVA, PVN.. .932.7.2.10.1 Rango diario de presión de vapor, ∆ PV........................................1012.7.2.10.2 Rango de ajuste de la presión de venteo del respiradero, ∆PB.....1022.7.2.10.3 Factor de saturación de vapor venteado, KS.................................1032.7.2.10.4 DENSIDAD DE VAPOR CONDENSADO, WVC.............................1052.7.2.11 VARIABLES EN LA PÉRDIDA DE TRABAJO..............................1052.7.2.11.1 Cantidad de material neto anual utilizado, Q................................1062.7.2.11.2 Factor de movimiento (volumen de venta), KN..............................1062.7.2.11.3 Factor del producto, KP..................................................................1082.7.2.11.4 Ajuste del factor de corrección de venteo, KB................................1082.8 DESARROLLO DE LA ECUACIÓN DE PÉRDIDA PERMANENTE DE
ALMACENAMIENTO...........................................................................................1092.8.1 Factor de expansión del espacio de vapor...................................................1102.8.2 Factor de saturación de vapor venteado.......................................................110
6
2.8.3 Rango de temperatura del espacio de vapor...............................................1112.8.3.1 Absorción solar superficial...................................................................1112.8.3.2 Temperatura superficial del líquido.....................................................1112.9 DESARROLLO DE LA ECUACIÓN DE PÉRDIDA DE TRABAJO.........1122.9.1 Factor de movimiento (volumen de venta)....................................................1132.9.2 Factor de producto...............................................................................................1143 CAPITULO III DIAGNOSTICO....................................................................1153.1 REFINERIA GUALBERTO VILLARROEL.....................................................1153.2 CARACTERISTICAS DEL TANQUE..............................................................1163.3 TANQUE 2931 YPFB LOGISTICA S.A..........................................................1173.4 CONTROL DE CALIBRACION DEL TANQUE 2931.................................1173.5 ROTACION DE TANQUES DE GASOLINA EN LA PLANTA PUERTO
VILLARROEL........................................................................................................1183.6 MOVIMIENTO DE GASOLINA ESPECIAL EN LA PLANTA
COCHABAMBA....................................................................................................1193.6.1 Despacho de gasolina especial........................................................................1193.6.2 Recepción de gasolina especial despacho cisternas................................1203.7 PERDIDAS POR EVAPORACION DE GASOLINA ESPECIAL..............121Tabla 13. Pérdidas por evaporación de gasolina especial......................................1213.8 ANALISIS DEL MERCADO INTERNO..........................................................1223.8.1 Combustibles líquidos obtenidos por refinerías...........................................1223.8.1.1 Gasolina especial (Bbl/día)..................................................................1223.8.2 Volumen promedio comercializado de gasolina especial por
departamento gestiones 2009, 2010,2011....................................................1234 CAPITULO IV: INGENIERIA DEL PROYECTO...........................................1254.1 1254.2 CALCULO DE PERDIDAS POR EVAPORACION EN TANQUES
ATMOSFERICOS DE TECHO FIJO...............................................................1264.2.1 Calculo del volumen total del espacio de vapor del tanque Vv...............1264.2.2 Calculo de los valores: TAA,∆TA..........................................................................1274.2.3 Calculo de factor de absorción solar α...........................................................1284.2.4 Calculo de los valores TB,TLA,∆TV,TLX,TLN........................................................1294.2.5 Calculo de los valores : MV,PVX,PVA,PVN,∆PV................................................1304.2.6 Cálculo de valor: Wv..........................................................................................1314.2.7 Calculo de valor: Factor de saturación del vapor venteado ks, Factor de
pérdidas en almacenamiento en libras por año Ls y Factor de pérdidas en almacenamiento en barriles por año Ls...................................................133
4.2.8 Calculo de pérdidas por trabajo Lw.................................................................1354.2.9 Calculo de pérdidas totales por año en libras por año LT y pérdidas
totales por año en barriles por año LT.............................................................1375 CAPITULO IV: SIMULACIÓN TANK 4.09.d.................................................1395.1 SIMULACIONES ESTIMACIONES DE EMISIONES.................................1395.1.1 SIMULACIÓN TANQUE DE TECHO FIJO PARA GASOLINA
ESPECIAL 211 EN SANTA CRUZ DE LA SIERRA (HOJA 139 DE 145)
7
……………………………………………………………………………………………………………………..1395.1.2 SIMULACIÓN TANQUE DE TECHO INTERNO FLOTANTE CON
TECHO EXTERNO FIJO PARA GASOLINA ESPECIAL 211 EN SANTA CRUZ DE LA SIERRA (HOJA 146 DE 152).................................................145
6 CAPITULO V: ANALISIS ECONOMICO......................................................1526.1 PERDIDAS POR MERMAS...............................................................................1526.2 Cotización...............................................................................................................1526.2.1 Metalmec................................................................................................................1526.2.2 ULTRAFLOAT y HMT.......................................................................................1536.2.2.1 HMT…………………………………………………………………………1536.2.2.1.1 Techo interno flotante de aluminio “Unideck” con sello de mini
zapata metálica.............................................................................1537 CAPITULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES......................154
ÍNDICE DE TABLAS
8
Pág.
Tabla 1. Coordenada geográfica........................................................................26Tabla 2. Máximo contenido permisible de aleación...........................................50Tabla 3. Requerimientos de diversos estándares para tanques de fondo plano
..........................................................................................................52Tabla 4. Solar absorptance for selected tank surfaces......................................88Tabla 5. Properties (mv,wvc,pv, a, b) of selected petroleum liquids..................92Tabla 6. Astm distillation slope (s) for selected refined petroleum stocks.........96Tabla 7. Typical properties of selected petroleum liquids..................................97Tabla 8. Características del tanque n°2931.....................................................116Tabla 9. Control de calibración de tanques, área centro 2012. Planta
cochabamba....................................................................................117Tabla 10. Volumen promedio comercializado de gasolina especial por
departamento gestión 2010 (m3/día)...............................................118Tabla 11. Despachos gasolina especial en m3.................................................119Tabla 12. Recepción gasolina especial en m3.................................................120Tabla 13. Pérdidas por evaporación de gasolina especial...............................121Tabla 14 consumo gasolina especial trimestral en las gestiones 2010 y 2011123Tabla 15. Producción gasolina especial (m3) – gestión 2012..........................124Tabla 16. Santa cruz - tanque vertical de techo fijo.........................................152Tabla 17. Santa cruz – tanque vertical de techo fijo con techo interno flotante
........................................................................................................152Tabla 18. Diferencia de pérdida de emisión de gasolina especial en libras en
tanque vertival de techo fijo y tanque vertical de techo fijo con techo interno flotante................................................................................152
Tabla 19. Cotización metalmec........................................................................153Tabla 20. Cotización de membranas internas flotantes de aluminio................154Tabla 21. Cotización de membranas internas flotantes de aluminio hmt.........154
9
ÍNDICE DE FIGURAS
Pág.
Figura 1. Árbol de problemas.............................................................................22Figura 2. Tanque de techo fijo...........................................................................33Figura 3. Tanque techo flotante.........................................................................34Figura 4. Diagrama esquemático de la función del sello....................................36Figura 5. Accesorios de tanque techo flotante...................................................37Figura 6. Tanque techo flotante interno.............................................................39Figura 15. Partes de tanque atmosférico de techo fijo.......................................41Figura 16. Escotilla de medición o hueco de aforo............................................43Figura 18. Entrada de hombre (manhol)............................................................44Figura 7. Soldaduras típicas..............................................................................54Figura 8. Tipos de soldaduras en u y v..............................................................55Figura 9. Clasificación de líquidos inflamables o combustibles.........................63Figura 10. Muro de contención..........................................................................64Figura 11. Sistema de drenaje pluvial y aceitoso...............................................65Figura 20. Fixed-roof tank geometry..................................................................85Figura 21. Dome roof outage (hro).....................................................................85Figura 22. Vapor pressure function coefficient (a).............................................96Figura 23. Vapor pressure function coefficient (b).............................................96Figura 24. Vapor pressure function coefficient (a) and (b) for crude oil stocks.. 99Figura 25. Vented vapor saturation factor (ks).................................................104Figura 26. Working loss turnover factor (kn)....................................................107
10
ÍNDICE DE ECUACIONESPág.
Ecuación 1. Pérdida total, lt............................................................................................72Ecuación 2. Pérdida permanente de almacenamiento, ls...............................................73Ecuación 3. Factor de expansión de espacio de vapor, ke.............................................73Ecuación 4. Espacio de vapor corte de luz, hvo..............................................................74Ecuación 5. Factor de venteo de saturación de vapor, ks..............................................74Ecuación 6. Densidad del vapor almacenado, wv...........................................................74Ecuación 7. Pérdida de trabajo, lw..................................................................................76Ecuación 8. Factor de pérdida de trabajo por movimiento, kn........................................76Ecuación 9. Fijación del factor de corrección, kb............................................................77Ecuación 10. Diámetro, de..............................................................................................77Ecuación 11. Altura, he....................................................................................................78Ecuación 12. Factor de corrección de ajuste de venteo................................................80Ecuación 13. Merma del espacio de vapor....................................................................82Ecuación 14. Merma del techo, hro.................................................................................82Ecuación 15. Altura del techo del tanque, hr..................................................................82Ecuación 16. Temperatura máxima y mínima diaria del ambiente, tax, tan......................86Ecuación 17. Temperatura promedio diario del ambiente, taa.........................................86Ecuación 18. Rango diario de temperatura ambiente, ∆ta..............................................87Ecuación 19. Absorción solar de la superficie del tanque, α..........................................87Ecuación 20. Temperatura del líquido a granel, tb.........................................................88Ecuación 21. Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, tla....................89Ecuación 22. Rango diario de la temperatura del vapor, ∆tv..........................................90Ecuación 23. Temperatura diaria máxima de la superficie del líquido, tlx.......................91Ecuación 24. Temperatura diaria mínima de la superficie del líquido, tln.......................91Ecuación 25. Presión de vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido, pvx.......................................................................................................................93Ecuación 26. Presión de vapor a la temperatura media diaria de la superficie del líquido, pva-......................................................................................................................93Ecuación 27. Presión de vapor a la temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, pvn.......................................................................................................................94Ecuación 28. Constantes a y b en función de la presión de vapor reid.........................95Ecuación 29. Presión de destilación astm-d86 al 10%, s...............................................95Ecuación 30. Constantes a y b en función de la presión de vapor reid.........................98Ecuación 31. Ecuación no 31. Presión de vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido, pvx...............................................................................................100Ecuación 32. Presión de vapor a la temperatura media diaria de la superficie del líquido, pva.....................................................................................................................100Ecuación 33. Presión de vapor a la temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, pvn.....................................................................................................................100Ecuación 34. Rango diario de presión de vapor de almacenaje, ∆ pv..........................101Ecuación 35. Rango de ajuste de la presión de venteo del respiradero, ∆pb...............102Ecuación 36. Factor de saturación de vapor venteado, ks............................................104Ecuación 37. Densidad de vapor condensado almacenado, wvc..................................105
11
Ecuación 38. Índice de rotación de existencias, en un volumen de negocios por año, n.......................................................................................................................................107Ecuación 39. Índice de rotación de existencias, en un volumen de negocios, kp.........108Ecuación 40. Volumen del espacio del vapor del tanque, vv.......................................110
Grafico 1. Despachos cisternas de gasolina especial –planta cochabamba....120Grafico 2. Recepción cisternas de gasolina especial –planta cochabamba.....121Grafico 3. Producción gasolina especial (m3) – gestión 2012.........................124
14
ÍNDICE DE ANEXOS
Pág.
Anexo 1. Especificaciones n° 2 - gasolina especial.........................................156Anexo 2. Especificaciones n° 17 - gasolina especial.......................................157Anexo 3. Certificado de verificación de y.p.f.b. Logística s.a..........................158Anexo 4. Certificado de calidad” y.p.f.b. Refinación s.a. De la refinería..........159Anexo 5. Hoja de seguridad para gasolina especial, publicada el 30 de enero del....................................................................................................................160Anexo 6............................................................................................................171
15
Siglas y Nomenclaturas
API : (American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).
ASME : American Society of Mechanical Engineers (Sociedad Americana
de Ingenieros Mecánicos).
ASTM : American Society for Testing and Materials (Sociedad Americana
para Pruebas y Materiales).
AWS : American Welding Society (Sociedad Americana de Soldadura).
CSA : Canadian Standards Association (Asociación Canadiense de
Normalización).
ºC : Grados Celsius.
Cl : Clase.
CA : Corriente alterna.
CD : Corriente directa.
cm3 : Centímetros cúbicos.
DN : Diámetro Nominal.
ºF : Grados Fahrenheit.
Gr. : Grado.
MIF : Membrana interna flotante.
NMX : Norma mexicana.
NOM : Norma oficial mexicana.
NRF : Norma de Referencia de PEMEX.
PEMEX : Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.
AISC : American Institute of Steel Construction (Instituto Americano de
Construcciones de Acero).
h : Hora.
ISO : Internacional Organization for Standardization (Organización
Los tanques atmosféricos de techo fijo, al tener venteos directos a la atmósfera,
causan emisiones significativas de productos volátiles por variaciones en presión,
temperatura y nivel del líquido.3
En Bolivia, el almacenamiento no adecuado de hidrocarburos en la industria
petrolera, genera pérdidas por evaporación de los productos de mayor valor
agregado, como es el caso de la gasolina especial, que se almacena actualmente
en tanques atmosféricos de techo fijo.
1 Ing. José Miguel Méndez.: “Informe técnico comparación de tanques”. Caracas, 10 de Agosto de 2004; pp. 2-4.2 http://www.ypfb.gob.bo/documentos/Publicaciones/REVISTA%20YPFB%20INFORMA%20NET.pdf;pp. 44.3 Pemex.:”Membranas internas flotantes para tanques de almacenamiento atmosféricos”. 29 de Agosto de 2009; pp. 4.
Esta situación ocasiona, no solo las pérdidas económicas para la industria, sino la
emisión de gases tóxicos al medio ambiente con el riesgo inherente debido a la
presencia de sustancias combustibles de alta volatilidad y toxicidad en la
atmósfera, además de posibles riesgos de accidentes
1.3.1 Identificación del problema
La necesidad de mejorar el almacenamiento de los combustibles, específicamente
de gasolina especial en forma correcta ayuda a que se minimicen pérdidas de
hidrocarburos por evaporación, las cuales son un gran problema en la industria, ya
que acrecienta la contaminación medio ambiental, genera pérdidas económicas y
aumenta el riesgo de accidentes en el medio en el que se desarrolla este proceso
de almacenaje de hidrocarburos, la cual podrá ser solucionada a través de la
implementación de membrana interna flotante.
La identificación del problema se la muestra utilizando el diagrama de árbol de
problemas a través de la siguiente figura:
22
FIGURA 1. Árbol de problemas.
FUENTE: Elaboración propia.
1.3.2 Formulación del problema.
¿A través de la implementación de techo interno flotante en el tanque atmosférico
de techo fijo № 2931 de Y.P.F.B. Logística para gasolina especial, se subsanara
el problema de emisiones de compuestos orgánicos volátiles (cov) al medio
ambiente?
23
Incremento en el riesgo de accidentes
en el ambiente laboral
Contaminación al medio ambiente
Perdidas económicas por emisiones continuas de
gasolina especial en YPFB
Poco control en regulaciones vigentes de protección ambiental
Deficiente aplicación de la
técnica de llenado y vaciado
del tanque.
Diseño
inadecuado.
Emisiones de compuestos orgánicos volátiles del almacenaje de gasolina
especial en el tanque atmosférico de techo fijo № 2931 de Y.P.F.B. Logística.
1.4 OBJETIVOS
1.4.1 Objetivo general.
Minimizar las pérdidas de compuestos orgánicos volátiles, para gasolina especial
en el tanque atmosférico de techo fijo № 2931 de Y.P.F.B. Logística, mediante la
aplicación de techo interno flotante.
1.4.2 Objetivos específicos.
Realizar estudios de diagnóstico del tanque № 2931 de Y.P.F.B. Logística,
mercado interno para la gasolina especial y perdidas por mermas anuales.
Analizar los factores que inciden en las pérdidas por evaporación en
tanques de almacenamiento de techo fijo.
Calcular las pérdidas por evaporación en el tanque de techo fijo de
almacenamiento de gasolina especial.
Realizar la simulación con el programa TANK 4.09.d.
Realizar un análisis comparativo de mermas entre tanques atmosféricos de
techo fijo y tanques atmosféricos de techo fijo con techo interno flotante.
Realizar un análisis técnico – económico, de pérdidas de gasolina especial
por mermas y costo de minimización de pérdidas.
1.5 JUSTIFICACION
El presente trabajo encuentra su justificación, en que todas las dependencias
técnicas, operacionales y administrativas dentro de cualquier industria, deberían
encaminar sus esfuerzos para desarrollar programas que permitan identificar y
24
reducir las pérdidas tanto en el transporte y almacenamiento de productos limpios
del petróleo.
Por esta razón la presente investigación nos permitirá conocer más sobre la
evaporación de hidrocarburos en los tanques de almacenamiento, y una opción
para mejorar el almacenamiento de gasolina especial en tanques atmosféricos de
techo fijo.
1.5.1 Justificación económica
La minimización de pérdidas de compuestos orgánicos volátiles de gasolina
especial en el tanque atmosféricos de techo fijo № 2931, mediante la aplicación de
techo interno flotante, es justificable económicamente porque ocasiona una
disminución en perdida de gasolina especial por evaporación, lo que a su vez
realizando este proyecto, traerá mayor rentabilidad para la industria.
1.5.2 Justificación ambiental
Se minimizara el impacto ambiental que generan los gases de la gasolina especial
y se reducirá el riesgo de formación de mezclas explosivas en las cercanías del
tanque.
1.5.3 Justificación personal
Con el Proyecto de Grado a realizar en la minimización de pérdidas de
compuestos orgánicos volátiles de gasolina especial en tanques atmosféricos de
techo fijo mediante la aplicación de techo interno flotante, cumpliré con el requisito
para continuar con el proceso de Titulación de la Carrera de Ingeniería en Gas y
Petróleo de la Universidad de Aquino Bolivia “UDABOL”.
25
1.6 LIMITES Y ALCANCES
El presente proyecto está orientado a la evaluación de las perdidas por
evaporación en el tanque № 2931(propiedad de Y.P.F.B. Logística), de
almacenamiento de gasolina especial, para minimizar dichas perdidas en el
tanque, que se encuentran en la refinería Gualberto Villarroel, en el departamento
de Cochabamba.
1.6.1 Alcance geográfico
El presente trabajo se realizará con muestreo y datos del tanque № 2931, ubicado
en la refinería Gualberto Villarroel, provincia Cercado del Departamento de
Cochabamba.
La Refinería Gualberto Villarroel está ubicada en la Av. Petrolera (Camino antiguo
a Santa Cruz) Km. 6.
ILUSTRACIÓN 1. Refinería Gualberto Villarroel.
FUENTE: Elaboración propia.
26
TABLA 1. Coordenada geográficaCoordenadas
Latitud 17°27'5.35"SLongitud 66° 7'22.09" OFUENTE: Elaboración propia.
1.6.2 Alcance temporal
El proyecto de estudio de minimización de compuestos orgánicos volátiles para
gasolina especial en el tanque-2931 mediante la aplicación de techo interno
flotante, durara hasta su conclusión alrededor de 4 meses, se pretende dar
solución y finalizar este proyecto en junio del 2012.
Los estudios generales sobre tanques y revisión de normas para construcción de
tanques e implementación de estos, se realizaran el primer mes, la recolección de
datos, se realizaran el segundo mes, el tercer mes se realizaran los estudios de
perdida de hidrocarburos por evaporación, y el cuarto mes se realizaran los
estudios para la aplicación del techo interno flotante.
1.7 TIPO Y METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN.
1.7.1 Tipo de investigación
El proyecto de grado a realizar será de diseño no experimental, porque es un
proyecto que ya se investigó en el pasado.
El estudio a su vez será de tipo Transversal, porque solo se recolectaran los
datos de la refinería en tiempos determinados para el muestreo.
27
1.7.2 Método de investigación
Se utilizará el método de análisis, ya que el tema de objeto de estudio será
descompuesto en sus diferentes ramas, para realizar una mejor revisión de toda la
información existente.
1.7.3 Fuentes de Información
Se recurrirá a técnicas de investigación como la revisión bibliográfica, manuales
relacionado con el tema, instituciones petroleras, proyectos de grado pasados
relacionados con el tema de investigación, fuentes de informáticos, etc.
1.7.4 Técnica para la Recolección y Tratamiento de Información
La técnica a utilizar será la recopilación de documentos y si la recopilación de
documentos no es suficiente se hará entrevistas a personas especializadas sobre
el tema para mejorar la investigación.
Por medio de consultas a libros, paper, y otras fuentes, se diseñaran una base de
datos, referentes al tema de investigación requerida.
El tratamiento de información se iniciará con la verificación de la información de
los tanques a estudiar, con el fin de ser objetivos con la información que se
obtendrá.
28
2CAPITULO II MARCO TEORICO
2.1 GASOLINAS
La gasolina se clasifican por los índices de octano (convencional, oxigenada y
reformulada) en tres grados: grado intermedio Regular y Premium.
Gasolina regular: La gasolina tiene un índice antidetonante, es decir, índice de
octano Puntuación, mayor que o igual a 85 y menor que 88.
Gasolina de grado intermedio: La gasolina tiene octanaje, mayor o igual a 88 y
menor o igual a 90.
La gasolina Premium: Gasolina con octanaje mayor que 90.
Gasolinas Premium y regular del motor de grado se utilizan en función de la
octanaje. Además, la gasolina de aviación, que es una mezcla compleja de
hidrocarburos relativamente volátiles, se mezcla con aditivos adecuados para
formar combustible para motores de aviación.4
2.2 CARACTERISTICAS DE LA GASOLINA ESPECIAL
Según la gaceta oficial de Bolivia, publicada el 10 de agosto del 2001
“Reglamento de calidad de carburantes y lubricantes”. Decreto supremo No.
26276, se obtiene las tablas de especificaciones para la gasolina especial. (Ver
Anexo 1 y 2)
Según los datos de laboratorio, publicada el 16 de junio del 2012 “Certificado de
verificación” de Y.P.F.B. Logística S.A. (Ver Anexo 3) y 14 de junio del 2012
4 GPSA.:” Engineering data book”,11Th Edición, Versión 2000, Volumen I ,Product specifications. pp 1-3.
29
“Certificado de calidad” Y.P.F.B. Refinación S.A. de la refinería Gualberto Villarroel
para gasolina especial. (Ver Anexo 4)
Según la hoja de seguridad para gasolina especial, publicada el 30 de enero del
2012” Y.P.F.B. Refinación S.A de la refinería Gualberto Villarroel. (Ver Anexo 5)
2.3 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBURO
Los tanques son recipientes generalmente metálicos capaces de almacenar
fluidos eficientemente, dependiendo del diseño y la construcción de estos, de las
características físicas y químicas de los hidrocarburos por almacenar. 5
En la industria petrolera, petroquímica y otras industrias son utilizados distintos
tipos de recipientes para almacenar una gran variedad de productos como son:
crudo y sus derivados, butano, propano, glp, solventes, agua, etc.
Los tanques de almacenamiento forman parte de distintas operaciones en la
industria, tales como:
Producción.
Tratamiento.
Transporte.
Refinación.
Distribución.
Inventarios / Reservas.
Servicios.6
5http://es.scribd.com/doc/19414750/Tanques-de-Almacenamiento-de-Hidrocarburos6 Juan Carlos Pilacuán Jaramillo.:“Análisis De Pérdidas Por Evaporación En El Tanque De Techo Fijo De Almacenamiento De Gasolina Súper Tb-1012 Del Terminal De Productos Limpios El Beaterio (Petrocomercial)”.Trabajo Especial de Grado. Presentado ante la Universidad Tecnológica Equinoccial para optar por el titulo de Ingeniero Petrolero,.Quito,2009; pp. 8.
30
2.3.1 Tipos de tanques de almacenamiento
La Norma API 650 Welded Tanks for oil storage (Tanques Soldados para
Almacenaje de Petróleo), establece los requerimientos mínimos para el material,
diseño, fabricación, e inspección de tanques destinados al almacenaje de
hidrocarburos a presión atmosférica.
Esta norma categoriza a los tanques en función a su tipo de techo, ya que por lo
general, la envolvente y el piso, a excepción de diferencias menores, son
prácticamente los mismos para los diferentes tipos de tanques.
Los tanques de almacenamiento se usan como depósitos para contener una
reserva suficiente de algún producto para su uso posterior y/o comercialización.
Los tipos de tanques que se utilizan para el almacenaje de combustibles derivados
del petróleo son:
Techo fijo.
Techo externo flotante.
Techo fijo con techo flotante interno.7
2.3.2 Tanques de almacenamiento según su presión de diseño
Para tanques de almacenamiento a presiones atmosféricas o bajas presiones y de
tamaños relativamente grandes se utilizan las reglas de construcción y diseño de
uno de los siguientes códigos.
NORMA API
API 650: es la norma que fija la construcción de tanques soldados para el
almacenamiento de petróleo. La presión interna a la que pueden llegar a estar
sometidos es de 15 psig, y una temperatura máxima de 90 °C. Con estas
características, son aptos para almacenar a la mayoría de los productos
producidos en una refinería. Hay otras además de esta (API 620, API 12B, etc.)8
STD 620. Diseño y construcción de tanques grandes de baja presión.
STD 650. Diseño y construcción de tanques de almacenamiento
atmosféricos.
RP 651. Protección Catódica. RP 652. Recubrimientos de los fondos de
tanques.
En general estos códigos son revisados y modificados, reafirmados o eliminados
al menos cada 5 años.9
2.3.3 Tipos de techos para tanques de almacenamiento de hidrocarburos
De acuerdo al estándar A.P.I. 650, clasificaremos los tanques de acuerdo al tipo
de techo, lo que nos proporcionará el servicio recomendable para éstos.
8 Facultad de Ingeniería UBA.: “Técnicas Energéticas -67.56”. Tanques de almacenamiento de hidrocarburos; pp. 5.9Juan Carlos Pilacuán Jaramillo.:“Análisis De Pérdidas Por Evaporación En El Tanque De Techo Fijo De Almacenamiento De Gasolina Súper Tb-1012 Del Terminal De Productos Limpios El Beaterio (Petrocomercial)”.Trabajo Especial de Grado. Presentado ante la Universidad Tecnológica Equinoccial para optar por el título de Ingeniero Petrolero, Quito, 2009; pp. 9.
32
2.3.3.1 Techo Fijo
La aplicación de este tipo de tanques es recomendada para el almacenaje de
hidrocarburos con una gravedad específica mayor a 0,8 y que no sean volátiles o
de bajo contenido de ligeros (no inflamables) como son: agua, diesel, asfalto,
petróleo crudo, etc. Debido a que al disminuir la columna del fluido, se va
generando una cámara de aire que facilita la evaporación del fluido, lo que es
altamente peligroso.
Los techos fijos, según la norma API 650, los clasifican en:
a) Techos cónicos es un techo que tiene una forma aproximada de un cono
que esta soportada principalmente por correas, vigas y columnas o por
vigas y cerchas con o sin columnas.
b) Techos cónicos auto soportados es un techo que tiene una forma similar
a la de cono y que es soportado solamente en su periferie.
c) Techo domo auto soportado es un techo que tiene una forma que se
aproxima a una superficie esférica y que es soportado solamente en su
periferie.
d) Techo paraguas auto soportado es un techo domo modificado, formado
de tal manera que cualquier sección horizontal es un polígono reguilar
con igual número de lados como planchas y que es soportado
solamente en su periferie.
33
FIGURA 2. Tanque de techo fijo
FUENTE: Mantenimiento de Terminales y Depósitos PETROCOMERCIAL
2.3.3.2 Techo Externo Flotante
Los tanques de techo flotante externo poseen un techo móvil, que flota encima del
producto almacenado. La aplicación de este tipo de tanques es recomendable
para almacenar productos con alto contenido de volátiles como son: alcohol,
gasolinas y combustibles en general.
Este tipo de techo fue desarrollado para reducir o anular la cámara de aire, o
espacio libre entre el espejo del líquido y el techo, además de proporcionar un
medio aislante para la superficie del líquido, reducir la velocidad de transferencia
de calor al producto almacenado durante los periodos en que la temperatura
ambiental es alta, evitando así la formación de gases (su evaporación), y
consecuentemente, la contaminación del ambiente y, al mismo tiempo se reducen
los riesgos al almacenar productos inflamables.
Se recomienda su aplicación externa en zonas que no estén muy expuestas a la
lluvia y nieve ya que el peso de las mismas podría impedir una correcta flotación
del techo.
34
Los techos flotantes están diseñados para moverse verticalmente dentro del
armazón o envolvente del tanque para proporcionar un mínimo espacio de vacío
entre la superficie del producto almacenado y el techo, para proporcionar un sello
constante entre la periferia del tanque y el techo flotante.
El tanque de techo flotante consiste de la envolvente, cubierta flotante, un sistema
de aro y un sistema de drenaje. La cubierta flotante generalmente son de acero
soldado de dos tipos: pontón o de doble plataforma.
FIGURA 3. Tanque Techo Flotante
FUENTE: Mantenimiento de Terminales y Depósitos PETROCOMERCIAL.
a) Techo flotante tipo pontón con plataforma simple
Estos tanques tienen un pontón anular alrededor del borde y una plataforma de
espesor simple en el centro. La superficie superior del pontón tiene inclinación
hacia el centro, para facilitar del drenaje del agua de lluvia, mientras que la
superficie inferior tiene un ascenso hacia el centro, para permitir la acumulación de
los vapores.
Además de la flotabilidad, los pontones hacen un aislamiento que evita la acción
directa de los rayos solares sobre la superficie del líquido en el espacio anular. La
35
plataforma de espesor simple, deja un espacio libre con la superficie del líquido
para acumular los vapores que se forman.
Estos tipos de tanques son apropiados para almacenar hidrocarburos con presión
de vapor hasta de 12 psi durante temporadas de verano; durante el invierno,
pueden manejar hidrocarburos con presión de vapor aún más altos.
b) Techo flotante tipo pontón de doble plataforma
Estos tipos de tanques tienen dos plataformas completas que flotan sobre la
superficie del líquido. Aunque estos diseños de tanques fueron los primeros en
construirse se empezaron a construir tanques de alta capacidad.
La plataforma superior presenta una inclinación hacia el centro del tanque con el
fin de permitir el drenaje de las aguas de lluvias hacia el sistema primario y al de
emergencia que dispone el tanque.
Este tipo de tanques, es el más eficiente de los diferentes tipos de techo flotante
que existen en el mercado, debido esencialmente a que entre ambas plataformas
existe un espacio lleno de aire que produce una aislamiento efectivo entre la
superficie total del líquido y el techo , lo que permite almacenar líquidos de alta
volatilidad.
2.3.3.2.1 Sellos
La estructura de las paredes de los tanques durante las operaciones de llenado y
bombeo del producto, sufre normalmente variaciones que en algunos casos llega
a aumentar a disminuir el diámetro en la parte superior debido al asentamiento del
tanque , deformaciones de la envolvente, tensiones surgidas en las tuberías, etc.
El espacio periférico que existe entre el anillo del techo flotante y la pared del
tanque, debe estar herméticamente cerrado por un sello.
36
Los sellos tipo anillos metálicos, son los de mayor uso a nivel mundial en los
tanques de techo flotante. Estos sellos están formados por un anillo de acero
galvanizado, cuya parte inferior permanece sumergido por debajo del nivel de
líquido. Una continua cubierta de goma sintética a prueba de intemperie, se utiliza
para cerrar el espacio entre el anillo de la sección sellante y el anillo del techo
flotante, el borde inferior de esta goma esta empernado al borde del techo flotante.
El borde superior de la goma está fijado al tope del anillo metálico del sello.
FIGURA 4. Diagrama esquemático de la función del sello
FUENTE: Tipos de tanques de almacenamiento; www.petroblogger.com
2.3.3.2.2 Drenaje
Drenaje del techo flotante exterior, debido a que es un techo que se encuentra a
cielo abierto, debe poder drenar agua de lluvia que caiga sobre él.
37
Para esto se diseña con un punto bajo y una válvula anti retorno y una cañería que
pasa por el interior del tanque y en contacto con el producto almacenado hasta
que sale por un punto bajo de la envolvente. El sistema de drenaje de aguas de
lluvias que poseen estos tanques, permiten manejar hasta 254 mm de lluvia en 24
horas.
FIGURA 5. Accesorios de Tanque Techo Flotante
FUENTE: Norma API-MPMS 19.2 – Evaporative Loss Measurement.
2.3.3.3 Techo Fijo con Techo Flotante Interno
Este tipo de tanque cuenta con un techo fijo externo, el cual puede ser de acero al
carbono, tipo cónico o un domo geodésico de aluminio, y una membrana o techo
flotante interno. La función principal del techo fijo externo es el de proteger el
techo interno flotante de la lluvia, nieve y viento.
La aplicación de este tipo de tanques es recomendada para almacenar productos
con alto contenido de volátiles como ser : alcohol, gasolinas y combustibles en
general, ya que fue desarrollado para reducir o anular la cámara de aire, o espacio
libre entre el espejo del líquido y el techo, además de proporcionar un medio
aislante para la superficie del líquido y reducir la velocidad de transferencia de 38
calor del producto almacenado durante los periodos de alta temperatura ambiente,
evitando la vaporización del producto.
Los techos internos flotantes pueden ser de acero, fibra de vidrio o aluminio,
aunque estas últimas, por ser más resistentes y duraderas, además de su bajo
costo, se están imponiendo como la mejor alternativa en la industria petrolera.
Durante la operación normal del tanque, la membrana interna flotante sube y baja
automáticamente en función al nivel del producto en el tanque. Sin embargo, hay
situaciones operativas de mantenimiento que obligan a tener que vaciar el tanque
y se debe contar con un mecanismo que sostenga la membrana interna sin
dañarla. Se han desarrollado dos métodos para la suportación de la membrana: el
método convencional en el que la membrana se apoya sobre soportes verticales
que están sujetos a la parte superior e inferior de la membrana flotante y el
método en el que se suspende la membrana del techo fijo mediante cables de
acero o cuerdas.
Cuando la membrana es suspendida mediante cadenas, la longitud total de las
cadenas se determina en función al nivel máximo y mínimo de operación del
tanque y cada cadena tiene dos posiciones: la posición normal de operación que
suspende la membrana hasta el nivel mínimo de operación del tanque, y la
posición para mantenimiento la cual mantiene la membrana suspendida a 1,8 o 2
mts. de altura del piso para permitir el ingreso del personal.
En cambio de la posición normal a la posición de mantenimiento se realiza cuando
el tanque tiene un nivel de producto mínimo de dos metros de tal forma, que las
cadenas no se encuentren tensionadas para fácilmente cambiar el pasador de
posición.
39
FIGURA 6. Tanque Techo Flotante Interno
FUENTE: Norma API-MPMS 19.2 – Evaporative Loss Measurement
2.3.3.4 Los Tanques sin Techo
Se usan para almacenar productos en los cuales no es importante que éste se
contamine o que se evapore a la atmósfera como el caso del agua cruda, residual,
contra incendios, etc. El diseño de este tipo de tanques requiere de un cálculo
especial del anillo de coronamiento10.
2.3.4 Tipos de Membrana para tanques
a) Membrana interna flotante tipo panal de abeja (perforadas o no
perforadas).- Membranas internas flotantes tipo emparedado (sándwich),
los módulos tipo panel incluyen un núcleo panal de abeja, sin embargo, las
celdas del núcleo de panal internas en el módulo del panel no son
consideradas como compartimiento para fines de inspección o
requerimientos de diseño de flotación. Estas membranas están en completo
contacto con la superficie líquida y son construidas de aleaciones de
b) Membrana interna flotante tipo pontón de acero al carbón.- Membranas
internas flotantes metálicas de pontón tienen compartimientos
periféricos techo cerrado para flotación. Estas membranas están en
completo contacto con la superficie líquida y son típicamente construidas de
acero al carbón.
c) Membrana interna flotante tipo pontón de aluminio.- Membranas
internas flotantes metálicas en flotación tienen su cubierta arriba del líquido
por compartimientos de pontón cerrado para flotación. Estas membranas de
cubiertas no están en completo contacto con la superficie líquida y son
típicamente construidas de aluminio.
2.3.5 Tanques de techo fijo
Los tanques de techo fijo son recipientes que tienen un cuerpo cilíndrico vertical y
un techo fijo. Además del cuerpo y del techo, los componentes básicos y
características de construcción incluyen:
a) Accesorios que atraviesan el techo fijo y servir a las funciones
operacionales.
b) Aislamiento del cuerpo y el techo en los tanques que almacenan productos
a granel en condiciones de calentamiento.
c) Superficie del cuerpo y el techo, tipo y condición.11
2.3.5.1 Accesorios del techo.
Varios accesorios atraviesan el techo del tanque para permitir su función
operacional y son fuentes de la pérdida por evaporación. Otros accesorios que se 11Juan Carlos Pilacuán Jaramillo.:“Análisis De Pérdidas Por Evaporación En El Tanque De Techo Fijo De Almacenamiento De Gasolina Súper Tb-1012 Del Terminal De Productos Limpios El Beaterio (Petrocomercial)”.Trabajo Especial de Grado. Presentado ante la Universidad Tecnológica Equinoccial para optar por el título de Ingeniero Petrolero, Quito, 2009; pp. 11.
41
utilizan pero que no atraviesan el techo o el cuerpo no son fuentes potenciales de
perdida por evaporación.
Accesorios del techo pueden ser una fuente de pérdida por evaporación cuando
no están selladas.
La pérdida por evaporación de accesorios del techo correctamente sellados es
insignificante en comparación a la pérdida permanente y la pérdida por trabajo.12
2.3.5.1.1 Presión de vacío de venteo.
Están instalados en el techo del tanque para proporcionar suficiente capacidad de
ventilación para proteger el tanque de los efectos nocivos de la sobrepresión o
sobre vacío.
FIGURA 7. Partes de tanque atmosférico de techo fijo.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss MeasurementLa presión de vacío del respiradero sobre la presión atmosférica en tanques de
techo fijo son usualmente ajustados a 0,75 pulgadas de columna de agua, o
aproximadamente 0,5 onzas por pulgada cuadrada. La presión normal requerida
de capacidad de venteo o la capacidad de aireación de vacío debe acomodarse el
12 Juan Carlos Pilacuán Jaramillo.:“Análisis De Pérdidas Por Evaporación En El Tanque De Techo Fijo De Almacenamiento De Gasolina Súper Tb-1012 Del Terminal De Productos Limpios El Beaterio (Petrocomercial)”.Trabajo Especial de Grado. Presentado ante la Universidad Tecnológica Equinoccial para optar por el titulo de Ingeniero Petrolero, Quito, 2009; pp. 36.
42
respiradero y circulación de productos hasta el máximo de seguridad en el trabajo
de presión o vacío del tanque.13
2.3.5.1.2 Escotilla de medición / hueco para muestra.
Consiste de un tubo que atraviesa el techo del tanque y está equipada con cierre
automático; un empaque puede ser usado para reducir aún más las pérdidas por
evaporación; facilita el acceso para medir manualmente el nivel de existencias en
el tanque y tomar del contenido del tanque; está montado en la parte superior del
tanque.
Alguna pérdida de vapor puede ocurrir durante la medición manual y las
operaciones de muestreo del líquido almacenado, durante el tiempo en la cual la
escotilla de medición /hueco de muestreo está abierta. Esta pérdida puede
minimizarse mediante la reducción del periodo de tiempo en que la cubierta se
deja abierta.14
FIGURA 8. Escotilla de medición o Hueco de aforo
13Juan Carlos Pilacuán Jaramillo.:“Análisis De Pérdidas Por Evaporación En El Tanque De Techo Fijo De Almacenamiento De Gasolina Súper Tb-1012 Del Terminal De Productos Limpios El Beaterio (Petrocomercial)”.Trabajo Especial de Grado. Presentado ante la Universidad Tecnológica Equinoccial para optar por el título de Ingeniero Petrolero, Quito, 2009; pp. 37.14Juan Carlos Pilacuán Jaramillo.:“Análisis De Pérdidas Por Evaporación En El Tanque De Techo Fijo De Almacenamiento De Gasolina Súper Tb-1012 Del Terminal De Productos Limpios El Beaterio (Petrocomercial)”.Trabajo Especial de Grado. Presentado ante la Universidad Tecnológica Equinoccial para optar por el titulo de Ingeniero Petrolero, Quito, 2009; pp. 37.
43
FUENTE: Mantenimiento de Terminales y Depósitos YPFB
2.3.5.1.3 Tubo de aforo.
Tubo perforado que se extiende desde el fondo del tanque, hasta la boca de aforo.
El borde superior deberá ser el nivel para tomar las medidas y se convierte en el
punto de referencia del tanque.
2.3.5.1.4 Plataforma de aforo.
Es una estructura instalada en la parte superior del tanque desde donde se
efectúan los aforos oficiales en forma segura.
2.3.5.1.5 Radar.
Equipo de medición de nivel continúo y alarmas, de bajo y alto nivel, a través de
una antena “radar” instalada dentro de un tubo “tranquilizador”.
44
Sirve para la medición de temperatura, se utilizan tubos con varios sensores
ubicados en distintas alturas, para medirla a distintos niveles de líquido. La
precisión de este quipo es de 0,05 °C. El equipo de un radar consiste en
transmisor, antena, receptor e indicador.
2.3.5.1.6 Manholes del techo.
Los manholes del techo son usados para facilitar el acceso al interior del tanque
con fines de mantenimiento; Los manholes del techo normalmente constan de una
apertura circular en el techo del tanque con un cuello periférico vertical sujeto al
techo y una cubierta extraíble. La apertura es de tamaño para el paso de personal
y materiales a través del techo del tanque.
FIGURA 9. Entrada de Hombre (Manhol)
FUENTE: Mantenimiento de Terminales y Depósitos PETROCOMERCIAL
2.3.5.2 Aislamiento.
El aislamiento puede ser utilizado en el cuerpo del tanque y el techo para reducir
la entrada de calor o la pérdida de calor. Algunas existencias de líquidos deben
ser almacenado en condición de calentamiento para permitir la manipulación
adecuada. Tanques para servicio de calentamiento puede requerir aislamiento en
los cuerpos y los techos, dependiendo de las condiciones climáticas locales,
propiedades de almacenaje y la temperatura de almacenamiento necesaria.
45
Varios tipos de sistemas de aislamiento se han utilizado, incluyendo:
a) Aislante de panel rígido prefabricado.
b) Manta de fibra aislante prefabricada.
c) Aislamiento de espuma de poliuretano.
El aislamiento en el cuerpo del tanque o techo puede reducir la pérdida
permanente por almacenamiento al reducir el calor ambiental o reducir el espacio
de vapor del tanque. El procedimiento de la pérdida permanente de
almacenamiento se describe en esta publicación, no incluye factores para el uso
de aislamiento y, por tanto, predice más de la estimación de pérdida de
aislamiento en tanques de techo fijo.15
2.3.5.3 Superficie exterior del tanque.
La pintura del tanque y del techo es importante en la reducción de las pérdidas por
evaporación y para preservación del tanque. El uso de una superficie muy
reflectante, como la pintura blanca, resultara en temperaturas de los metales del
tanque y una menor entrada de calor al espacio de vapor en el tanque, reduciendo
así la pérdida por respiración. Es importante establecer la inspección de la pintura
del tanque y programar el mantenimiento para preservar la pintura de reflexión y
eliminar la corrosión del exterior del tanque. El techo de aluminio tipo domo sin
pintar también proporciona una superficie muy reflectante, evitando al mismo
tiempo el mantenimiento concerniente a la pintura.16
2.3.5.4 Sistema de drenaje de aguas lluvia.
Conjunto de equipos que posibilita un correcto manejo de agua lluvia, que puedan
depositarse sobre el techo, considerando para tal propósito, procesos de
captación, conducción, y evacuación de los mismos.
15Juan Carlos Pilacuán Jaramillo.:“Análisis De Pérdidas Por Evaporación En El Tanque De Techo Fijo De Almacenamiento De Gasolina Súper Tb-1012 Del Terminal De Productos Limpios El Beaterio (Petrocomercial)”.Trabajo Especial de Grado.
Presentado ante la Universidad Tecnológica Equinoccial para optar por el título de Ingeniero Petrolero, Quito, 2009; pp. 39. 16Ibíd., pp. 40.
46
El sistema sólo puede ser sustituido cuando el tanque está fuera de servicio,
entonces las consecuencias de un sistema de drenaje que funcione
incorrectamente pueden ser significativas y costosas.
El drenaje de agua causada por la lluvia en un techo flotante es uno de los
aspectos más importantes a tener en cuenta para el mantenimiento a largo plazo.
2.3.5.4.1 Válvula de Drenaje.
Válvula mediante la cual se realizan las operaciones de drenaje del tanque.
2.3.5.4.2 Colectores.
Colectores de agua lluvia que se encuentra sobre la superficie del techo. Estas
permiten retener basura, evitando obstrucciones en la válvula de control y en
consecuencia en el sistema.
2.3.5.5 Sistema de drenaje de agua de formación.
Permite la evacuación de agua depositada en el fondo del tanque. La línea de
drenaje está situada muy cerca del fondo del tanque. Algunas de estas líneas se
prolongan hasta el centro del fondo de los tanques (debido a que algunos tanques
tienen cierta inclinación hacia el centro), para eliminar, de esta manera, los
sedimentos y el agua casi por completo.
Este sistema se encuentra conformado por las siguientes partes: válvula de
control, actuador, cubeto y tubería.
47
2.3.5.6 Válvulas.
2.3.5.6.1 Válvula Principal.
Válvula mediante la cual se llevan a cabo las operaciones de llenado y vaciado de
los tanques.
2.3.5.6.2 Válvulas de Drenaje.
Válvulas mediante las cuales se realizan las operaciones de drenaje de agua de
formación.
2.3.5.7 Accesos de inspección y limpieza.
2.3.5.7.1 Escalera rodante.
Es la escalera que conecta la plataforma de aforo del tanque con el techo flotante.
Permite el acceso al techo del tanque para la toma de muestras de petróleo crudo,
inspección o mantenimiento de la superficie del techo; así como para la limpieza
de los recolectores del sistema de drenaje de aguas lluvia.
2.3.5.7.2 Gato (Externa).
Permiten el acceso a la parte superior del tanque para toma de medidas de nivel,
temperatura y presión del petróleo almacenado; mantenimiento y/o inspección del
radar.17
17 Juan Carlos Cepeda Betún y Alfonso Abraham Morillo Enríquez.:“ Desarrollo de un plan de mantenimiento paratanques de almacenamiento de petróleo de Petroecuador en el terminal marítimo de balao”.Trabajo Especial de Grado. Presentado ante la Escuela Politécnica Nacional para optar por el título de Ingeniero Mecánico, Quito, 2010; pp. 40-50.
48
2.4 CARACTERISTICAS DE LOS TANQUES DE
ALMACENAMIENTO
2.4.1 Materiales
2.4.1.1 Estándar A.S.T.M. (American Society For Testing And Materials).
A-36.- ACERO ESTRUCTURAL.
Sólo para espesores iguales o menores de 38 mm. (1 ½ pulg.). Este material
es aceptable y usado en los perfiles, ya sean comerciales o ensamblados de
los elementos estructurales del tanque.
A-131.- ACERO ESTRUCTURAL.
GRADO A para espesor menor o igual a 12,7 mm (1/2 pulg.)
GRADO B para espesor menor o igual a 25,4 mm. (1 pulg.)
GRADO C para espesores iguales o menores a 38 mm. (1-1/2 pulg.)
GRADO EH36 para espesores iguales o menores a 44,5 mm. (1-3/4
pulg.)
A-283.- PLACAS DE ACERO AL CARBÓN CON MEDIO Y BAJO
ESFUERZO A LA TENSIÓN.
GRADO C Para espesores iguales o menores a 25 mm. (1 pulg.).
Este material es el más socorrido, porque se puede emplear tanto para perfiles
estructurales como para la pared, techo, fondo y accesorios del tanque.
A-285.- PLACA DE ACERO AL CARBÓN CON MEDIO Y BAJO
ESFUERZO A LA TENSIÓN.
49
GRADO C Para espesores iguales o menores de 25,4 mm. (1 pulg.). Es el
material recomendable para la construcción del tanque (cuerpo, fondo, techo y
accesorios principales), el cual no es recomendable para elementos
estructurales debido a que tiene un costo relativamente alto comparado con los
anteriores.
A-516.- PLACA DE ACERO AL CARBÓN PARA TEMPERATURAS DE
SERVICIO MODERADO.
GRADOS 55, 60, 65 y 70. Para espesores iguales o menores a 38mm. (1-1/2
pulg.). Este material es de alta calidad y, consecuentemente, de un costo
elevado, por lo que se recomienda su uso en casos en que se requiera de un
esfuerzo a la tensión alta, que justifique el costo.
A-53.- GRADOS A Y B. PARA TUBERÍA EN GENERAL.18
A-106.-GRADOS A Y B. TUBOS DE ACERO AL CARBÓN SIN COSTURA
PARA SERVICIOS DE ALTA TEMPERATURA. DISENO Y CALCULO DE
TANQUES DE ALMACENAMIENTO (API 650)
A-105.- FORJA DE ACERO AL CARBÓN PARA ACCESORIOS DE
ACOPLAMIENTO DE TUBERÍAS.
A-181.- FORJA DE ACERO AL CARBÓN PARA USOS EN GENERAL.
A-193.- GRADO B7. MATERIAL PARA TORNILLOS SOMETIDOS A ALTA
TEMPERATURA Y DE ALTA RESISTENCIA, MENORES A 64MM. (2-1/2
(PULG.), DE DIÁMETRO.
A-194.- GRADO 2H. MATERIAL PARA TUERCAS A ALTA
TEMPERATURA Y DE ALTA RESISTENCIA.
18 API norma 650.:”Tanques de acero soldados para el almacenamiento de petróleo”,10Ma edición, Noviembre de 1998;pp. 22-23.
50
A-307.- GRADO B. MATERIAL DE TORNILLOS Y TUERCAS PARA USOS
GENERALES.19
2.4.1.2 Especificaciones C.S.A.
Planchas equipadas pasa CSA G40,21-M en grados 260W, 300W y 350W, son
aceptables dentro de las limitaciones declaradas abajo.(Si se requieren pruebas
de impacto, grado 260W,300W y 350W, se designan como grados 260 WT,300
WT,350 WT, respectivamente) los grados equivalentes de unidad imperial CSA de
especificación G40,21 también son aceptables.
a) Los grados W pueden ser Semi anulados o totalmente anulados.
b) Aceros totalmente muertos para hacer la práctica de grano fino deben ser
especificados cuando se requieran.
c) Las planchas deberán tener esfuerzos de tensión, los cuales no deben ser
mayores que 140 Mpa (20 Ksi), sobre lo mínimo especificado por el grado.
d) Grados 260W y 300W son aceptables para un máximo espesor de plancha
de 25 mm (1 pulg.) si está completamente muerto y para un máximo
espesor de 40 mm (1,5 pulg.) si está totalmente muerto y se hace la
práctica de grano fino.
e) Grado 350W es aceptable para planchas con un máximo espesor de 45 mm
(1,75 pulg.), [incluye plancha con un máximo espesor de 50 mm (2 pulg.)] si
son de acero muerto y realizan practica de grano fino. 20
TABLA 2. Máximo contenido permisible de aleación.
19Guillermo Gustavo Carreño Vazquez y Jose Fernando Hernandez Luna.:“Diseño Y Calculo De Un Tanque De Almacenamiento Para Nafta Con Diámetro De 70ft X 30ft De Altura. Bajo La Norma Api 650”.Trabajo Especial de Grado. Presentado ante el Instituto Politécnico Nacional, Escuela Superior De Ingeniería Mecánica Y Eléctrica Unidad Azcapotzalco para optar por el titulo de Ingeniero Mecánico, México. D.F., 2008; pp.12- 13.20 API norma 650.:”Tanques de acero soldados para el almacenamiento de petróleo”,10Ma edición, Noviembre de 1998;pp. 24-25
51
AleaciónAnálisis de calor
(porcentaje)Notas
Columbium 0,05 1;2;3Vanadio 0,10 1;2;4Columbium (<0,05%) más vanadio
0,10 1;2;3
Nitrógeno 0,015 1;2;4
Cobre 0,35 1;2
Níquel 0,50 1;2
Cromo 0,25 1;2
Molibdeno 0,08 1;2
FUENTE: Norma API 650.
2.4.1.3 Especificaciones de ISO
Planchas ajustadas a ISO 630 en grados E275 y E355 son aceptables dentro de
las limitaciones siguientes:
a) La calidad E275 en las calidades C y D para el plato a un máximo el
espesor de 40 mm (1,5 pulg.) y con un manganeso máximo satisfecho de
1,5%(el calor).
b) Grado E355 en grados C y D, para planchas con un espesor máximo de 45
mm (1,75 pulg) [incluye planchas con espesor máximo de 50 mm (2
pulg.)].21
2.4.1.4 Códigos aplicables.
En los Estados Unidos de Norteamérica y en muchos otros países del mundo,
incluyendo el nuestro, el diseño y cálculo de tanques de almacenamiento, se basa
en la publicación que realiza el "Instituto Americano del Petróleo", al que esta
institución designa como "STANDAR A.P.I. 650", para tanques de almacenamiento
a presión atmosférica y "STANDAR A.P.I. 620", para tanques de almacenamiento
21 API norma 650.:”Tanques de acero soldados para el almacenamiento de petróleo”,10Ma edición, Noviembre de 1998; pp. 24.
52
sometidos a presiones internas cercanas a 1 Kg / cm 2 (14 lb / pulg 2). El estándar
A.P.I. 650 sólo cubre aquellos tanques en los cuales se almacenan fluidos líquidos
y están construidos de acero con el fondo uniformemente soportado por una cama
de arena, grava, concreto, asfalto, etc., diseñados para soportar una presión de
operación atmosférica o presiones internas que no excedan el peso del techo por
unidad de área y una temperatura de operación no mayor de 93 °C (200 °F), y que
no se usen para servicios de refrigeración. Este estándar cubre el diseño y cálculo
de los elementos las constitutivos del tanque. En lista de los materiales de
fabricación, se sugieren secuencias en la erección del tanque, recomendación de
procedimientos de soldaduras, pruebas e inspecciones, así como lineamientos
para su operación.
TABLA 3. Requerimientos de diversos estándares para tanques de fondo plano
A.P.I. 650 A.P.I. 620 A.N.S.I
AWWABásico
Apéndice A
Apéndice F
BásicoApéndice
RApéndice
QB96.1
Presión Interna Máxima
Atm. Atm.0,17
Kg/cm21 Kg/cm2 1 Kg/cm2 1 Kg/cm2 Atm. Atm.
Temperatura Mínima
NS(-) 28,8
°CNS
(-) 45,5 °C
(-) 54,4 °C
(-) 167 °C (-) 28,8 °C (-) 48,3 °C
Temperatura Máxima
93,3 °C 93,3 °C 93,3 °C 93,3 °C (-)40 °C 93,3 °C 204 °C RT
Espesor Máximo del
cuerpo44,4 cm 12,7 cm 44,4 mm. NS NS NS NS 50,8 mm.
Espesor Mínimo del
cuerpo
D < 15.2 m. 4,76 mm. 4,76 mm. 4,76.mm
15.2 m.< D > 36.5 m.
6,35 mm. 6,35 mm. 6,36 mm.
36.5 m < D > 60.9 m.
7,93 mm. 7,93 mm. 7,93 mm.
D > 60.9 m. 9,52 mm. 9,52 mm. 9,52 mm.
Espesor Mínimo del
Techo4,76 mm. NS 4,76 mm. 4,76 mm.
Espesor Máximo del
Techo6,35 mm. + CA NS 6,35 mm. NS
Angulo Mínimo de
Coronamiento
D < 10.6 M. 50,8 mm. X 50,8 mm. X 4,76 mm. NS 63,5 mm. x 63,5 mm. x 6,35 mm. NS
53
A.P.I. 650 A.P.I. 620 A.N.S.I
AWWABásico
Apéndice A
Apéndice F
BásicoApéndice
RApéndice
QB96.1
10.6 m. < D > 18.2 m.
50,8 mm. X 50,8 mm. X 6,35 mm. NS 63,5 mm. x 63,5 mm. x 7,93 mm. NS
D > 18.2 m. 76,2 mm. X 76,2 mm. X 9,52 mm. NS 76,2 mm. x 76,2 mm. x 9,52 mm. NS
FUENTE: Inglesa, Diseño y Cálculo de Tanques de Almacenamiento.
NS = Sin Especificación CA = Corrosión Permisible RT = Temperatura Ambiente
a) La temperatura puede ser elevada hasta 260o C cuando se cumplen ciertas
especificaciones del material y requerimientos de diseño adicionales.
b) Este espesor aplica para tanques con diámetros menores a 6,096 m.
c) Este espesor aplica para tanques con diámetros entre 6,096 m. y 36,57 m.
d) El espesor mínimo de cualquier placa es 4,76 mm. + corrosión.
e) Para espesores mayores de 50,8 mm. se deben cumplir algunos
requerimientos especiales.
f) Para techos cónicos, el espesor de placa puede ser calibre No. 7.
2.4.1.5 Materiales para soldadura.
Para el soldado de materiales con un esfuerzo mínimo a la tensión menor de
5.625 Kg /cm2 (80.000 lb/pulg2), los electrodos de arco manual deben estar
hechos de materiales cuya clasificación sea AWS: E-60XX y E70XX.
Para soldado de materiales con un esfuerzo mínimo a la tensión de 5.625- 5.976
Kg /cm2 (80.000-85.000 lb/pulg2), el material del electrodo de arco manual debe
ser E80XX-CX.
También podrán ser usados otros materiales que sean recomendados por otros
Estándares, Códigos o Normas como: A.S.T.M., A.P.I., C.S.A. (Canadian Standar
for Standardization)22.
22 API norma 650.:”Tanques de acero soldados para el almacenamiento de petróleo”,10Ma edición, Noviembre de 1998;pp. 37.
54
2.4.2 Soldaduras en tanques de almacenamiento.
Las soldaduras típicas entre elementos, se muestran en las figuras siguientes. La
cara ancha de las juntas en “V” y en “U” podrán estar en el exterior o en el interior
del cuerpo del tanque dependiendo de la facilidad que se tenga para realizar el
soldado de la misma.
El tanque deberá ser diseñado de tal forma que todos los cordones de soldadura
sean verticales, horizontales y paralelos, para el cuerpo y fondo, en el caso del
techo, podrán ser radiales y/o circunferenciales.23
FIGURA 10. Soldaduras típicas
FUENTE: Norma API 650.
23API norma 650.:”Tanques de acero soldados para el almacenamiento de petróleo”,10Ma edición, Noviembre de 1998;pp.40-42.
55
FIGURA 11. Tipos de soldaduras en U y V
FUENTE: Norma API 650.
2.4.3 Fondo.
El fondo de los tanques de almacenamiento depende de las siguientes
consideraciones:
Los cimientos usados para soportar el tanque, el método que se utilizará
para desalojar el producto almacenado, el grado de sedimentación de
sólidos en suspensión, la corrosión del fondo y el tamaño del tanque. Lo
que nos conduce al uso de un fondo plano, donde la resistencia permisible
del suelo deberá ser por lo menos de 1.465 Kg/cm2 (3.000 lb/pie2).
Los fondos de tanques de almacenamiento cilíndricos verticales son
generalmente fabricados de placas de acero con un espesor menor al
usado en el cuerpo. Esto es posible para el fondo, porque se encuentra
56
soportado por una base de concreto, arena o asfalto, los cuales soportarán
el peso de la columna del producto; además, la función del fondo es lograr
la hermeticidad para que el producto no se filtre por la base.
Teóricamente, una placa delgada de metal calibre 16 o menor es capaz de
soportar la flexión y la carga de compresión que se genera en la periferia
del fondo por el peso del cuerpo que descansa sobre esta sección, pero
para prevenir deformaciones al soldar, se usarán placas que tengan un
La presión de vapor de almacenaje debe determinarse a tres diferentes
temperatura:
a) La temperatura máxima diario de la superficie del líquido, TLX.
b) Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, TLA.
c) Temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, TLN.
Las tres presiones de vapor de almacenajes correspondientes, PVX, PVA, PVN,
puede calcularse a partir de las ecuaciones 25,25, y 27, respectivamente:
ECUACIÓN 25. Presión de vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido, PVX.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
ECUACIÓN 26. Presión de vapor a la temperatura media diaria de la superficie del líquido, PVA-
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement
ECUACIÓN 27. Presión de vapor a la temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, PVN.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement
Dónde:
PVX = Presión de vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido.
En libras por pulgada cuadrada absoluta.
PVA = Presión de vapor a la temperatura a la temperatura media diaria de la
superficie del líquido, en libras por pulgada cuadrada absoluta.
94
PVN = Presión de vapor a la temperatura diaria mínima de la superficie del líquido,
en ºR.
TLX = Temperatura máxima diaria de la superficie del líquido, en ºR.
TLA =Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, en ºR.
TLN =Temperatura mínima diaria de la superficie del líquido. En ºR.
A = Constante en la ecuación de presión de vapor (sin dimensiones).
B = constante en la ecuación de presión de vapor, en ºR.
Exp = Función exponencial.
Almacenaje de petróleo líquido
Para seleccionar la existencia de petróleo líquido, la presión de vapor de
almacenaje puede ser calculado a partir de ecuaciones 25,26 y 27, donde las
constantes A y B son listados en la tabla 5 y 7.
Almacenaje de derivados de petróleo
Para derivados de petróleo, la presión de vapor de almacenaje puede ser
calculada a partir de ecuaciones 25, 26 y 27. Para derivados de petróleo, las
constantes A y B son funciones de la presión de vapor Reid, RVP, y de la
pendiente de destilación ASTM. Las constantes A y B se puede determinar a partir
de las figuras 22 y 23 o calculada a partir de la ecuación 28, respectivamente:
ECUACIÓN 28. Constantes A y B en función de la presión de Vapor Reid.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
VPR = Presión de vapor Reid de almacenaje, en libras por pulgada cuadrada.
S = Presión de destilación ASTM-86 de productos derivados del petróleo al 10%
del volumen evaporado, en ºF.
95
In = Función logarítmica natural.
La pendiente, S, es la pendiente de los datos destilación ASTM-D86 a 10% de
volumen evaporado y puede calcularse a partir de los datos de destilación
mediante la ecuación 29:
ECUACIÓN 29. Presión de destilación ASTM-D86 al 10%, S.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss MeasurementDónde:
S = Pendiente de destilación ASTM-D86 al 10% del volumen evaporado, en ºF.
T5 =Temperatura a la que el 5% de volumen se evapora, en ºF.
T15 =Temperatura a la que el 15% de volumen se evapora, en ºF.
La constante, 10, en la ecuación 29 tiene unidades de volumen por ciento.
FIGURA 17. Vapor Pressure Function Coefficient (A)
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement
96
FIGURA 18. Vapor Pressure Function Coefficient (B)
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
TABLA 6. ASTM Distillation Slope (S) for Selected Refined Petroleum Stocks
Refined Petroleum
Stock
Reid Vapor Pressure RVP,
(psi)
ASTM-D86 Distillation Stope at 10 Volume Percent
Ecaporated S, (⁰F/vol.%)
Aviation gasoline - 2,0Naphtha 2-8 2,5
Motor gasoline - 3,0Light naphtha 9 -1 4 3,5
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
TABLA 7. Typical properties of selected Petroleum liquids
Vapor Molecular Weighta
Liquid Molecular Weightb
Condensed Vapor Density
(at 60°F)ac(1)
Liquid Densitya
(2)
ASTM D86 Distillation
Sloped
Vapor Pressure Equation Constants
True Vapor
Pressure (at
60°F)(3)
MV Ml Wvc WL S A B Plb/lb-mole
lb/lb-mole
lb/gal lb/gal °F/vol%dimensio
nless°R Psi a
Midcontinet Crude Oil
50 207 4,5 7,1 - (4) (5) -
Refined Petroleum Stocks
- - - - - (6) (7) -
Motor 62 92 4,9 5,6 3,0 11,664 5.043,6 7,0
97
Vapor Molecular Weighta
Liquid Molecular Weightb
Condensed Vapor Density
(at 60°F)ac(1)
Liquid Densitya
(2)
ASTM D86 Distillation
Sloped
Vapor Pressure Equation Constants
True Vapor
Pressure (at
60°F)(3)
MV Ml Wvc WL S A B Plb/lb-mole
lb/lb-mole
lb/gal lb/gal °F/vol%dimensio
nless°R Psi a
Gasoline RVP 13Motor Gasoline RVP 10
66 92 5,1 5,6 3,0 11,724 5.237,3 5,2
Motor Gasoline RVP 7
68 92 5,2 5,6 3,0 11,833 5.500,6 3,5
Light Naphtha RVP 9-14
- - - - 3,5 - - -
Naphtha RVP 2-8
- - - - 2,5 - - -
Aviation Gasoline
- - - - 2,0 - - -
Jet Naphtha (JP-4)
80 120 5,4 6,4 - 11,368e 5.784,3e 1,3
Jet Kerosene (Jet A)
130 162 6,1 7,0 - 12,390e 8.933,0e 0,008
Distillate Fuel Oil No 2
130 188 6,1 7,0 - 12,101e 8.907,0e 0,006
Residual Fuel Oil No. 6 (8)
190 387 6,4 7,9 - 10,104e 10.475,5e 0,00004
FUENTE: Manual of petroleum, Measurement Standards Chapter 19.4
En ausencia de datos de destilación ASTM D-86 de productos de petróleo, valores
aproximados de la pendiente de destilación, S, puede ser usado de la Tabla 7.
Almacenaje de Petróleo Crudo
Para almacenaje de petróleo crudo, las presiones de vapor pueden ser calculadas
a partir de ecuaciones 25, 26 y 27. Para petróleo crudo, las constantes A y B son
funciones solo de la presión de vapor Reid, RVP, y puede ser determinado a partir
de la figura 24 o calculada a partir de la ecuación 30, respectivamente:
98
ECUACIÓN 30. Constantes A y B en función de la presión de vapor Reid
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement
Dónde:
RVP = presión de vapor Reid de almacenaje, en libras por pulgada cuadrada,
In = En función logarítmica natural.
FIGURA 19. Vapor Pressure Function Coefficient (A) and (B) for Crude Oil Stocks.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Productos petroquímicos a granel
99
Para seleccionar productos petroquímicos a granel, las presiones de vapor pueden
calcularse a partir de la ecuación 25, 26, y 27, donde las constantes A y B se
enumeran en la línea inferior de la entrada para la ecuación de Antoine constante
en la tabla 7 de la Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement, para
los productos químicos para los cuales se proporcionan valores. Usar los valores
de A y B de la forma constante de la ecuación de Antoine arrojaría resultados sin
sentido.
Por otra parte, una estimación más precisa de la presión de vapor de productos
petroquímicos a granel puede ser calculada a partir de ecuaciones 31, 32, y 33.
ECUACIÓN 31. ECUACIÓN No 31. Presión de vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido, PVX.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
ECUACIÓN 32. Presión de vapor a la temperatura media diaria de la superficie del líquido, PVA.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
ECUACIÓN 33. Presión de vapor a la temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, PVN.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
PVX = Presión de vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido,
en libras por pulgada cuadrada absoluta.
PVA = Presión de vapor a la temperatura media diaria de la superficie del líquido,
en libras por pulgada cuadrada.
PVN =Presión de vapor a la temperatura diaria mínima de la superficie del líquido,
en libras por pulgada cuadrada absoluta. 100
TLX = Temperatura máxima diaria de la superficie del líquido, en °R.
TLA =Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, en °R.
TLN=Temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, en °R.
A = constante en la ecuación de presión de vapor (sin dimensiones).
B = constante en la ecuación de presión de vapor, en °C.
C = constante en la ecuación de presión de vapor, en °C.
La constante, 0,019337; es un factor de conversión con unidades de libras por
pulgada cuadrada absoluta por milímetro de mercurio. Los términos (5 TLX /9-
273,15), (5 TLA /9-273,15), y (5 TLN /9-273,15) convierte la temperatura de la
superficie del líquido, TLX, TLA , y TLN , de °R a °C. Las constantes A, B y C están
listadas en la Tabla 7 de la Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss
Measurement, para determinados productos petroquímicos.
2.7.2.10.1 Rango diario de presión de vapor, ∆ PV
El rango diario de presión de vapor de almacenaje, ∆ PV se puede calcular desde
la ecuación (34):
ECUACIÓN 34. Rango diario de presión de vapor de almacenaje, ∆ PV
FUENTE: Chapter 19.1 – Evaporative Loss Measurement
Dónde:
∆PV = Rango diario de presión de vapor de almacenaje, en libras por pulgada
cuadrada.
PVX =Presión de vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido,
en libras por pulgada cuadrada absoluta.
PVN = Presión de vapor a la temperatura diaria mínima de la superficie del líquido,
en libras por pulgada cuadrada.
101
Con el fin de calcular rango diario de presión de vapor de almacenaje, ∆PV , a
partir de la ecuación 34, es necesario primeramente determinar la presión de
vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido, TLX, y la
temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, TLN.
Un método aproximado de estimar el stock diario de vapor es la gama de
ecuaciones 34:
Dónde:
∆PV = Rango diario de presión de vapor de almacenaje, en libras por pulgada
cuadrada.
B = Constante en la ecuación de presión de vapor, en °R.
PVA = Presión de vapor a la temperatura media de la superficie del líquido, en
libras por pulgada cuadrada absoluta.
TLA = Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, en °R.
∆TV Rango diario de temperatura del vapor, en °R.
Aunque ecuación 34a es menos precisa que ecuación 34, es más fácil de usar ya
que requiere de la presión de vapor de almacenaje solamente la temperatura
media de la superficie del líquido, TLA.
2.7.2.10.2 Rango de ajuste de la presión de venteo del respiradero, ∆PB
El rango de ajuste de la presión de venteo del respiradero, ∆PB, es usada en la
ecuación 3b y puede calcularse a partir de la ecuación 35:
ECUACIÓN 35. Rango de ajuste de la presión de venteo del respiradero, ∆PB.
102
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
∆PB = Rango de ajuste de la presión de venteo del respiradero, en libras por
pulgada cuadrada.
PBP =Ajuste de la presión de venteo del respiradero (siempre valor positivo), en
libras por pulgada cuadrada,
PBV =Ajuste de la presión de vacío de venteo del respiradero (siempre un valor
negativo), en libras por pulgada cuadrada.
El ajuste de la presión de venteo del respiradero, PBP, y el ajuste de la presión de
vacío de venteo del respiradero, PBV deberían estar disponibles por el propietario
del tanque o el operador.
En caso de información específica, ajuste de la presión de venteo del respiradero
y el ajuste de la presión de vacío de venteo del respiradero no está disponible,
asumir + 0,03 libras por pulgada cuadrada para PBP y -0,03 libras por pulgada
cuadrada para calibrar PBV.
Si el tanque de techo fijo es la construcción de atornillado o remachado en la que
el techo o planchas de la estructura no están los gases asegurados, asumir que
∆PB es 0 libras por pulgada cuadrada, aunque el respiradero se utiliza.
2.7.2.10.3 Factor de saturación de vapor venteado, KS.
El factor de saturación de vapor venteado, KS, representa el grado de saturación
de almacenaje del vapor en el vapor venteado. El factor de saturación de vapor
venteado puede ser estimado a partir de la ecuación 5 o determina a partir del
Figura 25.
103
FIGURA 20. Vented Vapor Saturation Factor (KS)
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
ECUACIÓN 36. Factor de saturación de vapor venteado, KS.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
KS = Factor de saturación de vapor venteado, (sin dimensiones),
PVA =Presión de vapor a la temperatura media diaria de la superficie del líquido, en
libras por pulgada cuadrada absoluta,
HVO =Vapor space outage, en pies.
La constante, 0,053; en la ecuación 5 tiene unidades de [(libras por pulgada
cuadrada absoluta) pies]-1
104
2.7.2.10.4 DENSIDAD DE VAPOR CONDENSADO, WVC.
Almacenaje de petróleo líquido
Para seleccionar la densidad de vapor condensado de un petróleo líquido, a 60 °F
está dada en la tabla 5.
Para productos derivados de petróleo y petróleo crudo, la densidad de vapor
condensado de almacenaje, WVC, es inferior a la densidad del líquido almacenado,
WL. Si esta información no se conoce, se puede calcular a partir de la ecuación 37,
la cual se desarrolló principalmente para gasolina:
ECUACIÓN 37. Densidad de vapor condensado almacenado, WVC.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement
Dónde:
WVC = Densidad de vapor condensado almacenado, en libras por galón.
MV = Peso molecular del vapor almacenado, en libras por libra-mol.
La constante, 0,08; en la ecuación 37 tiene unidades de libras moles por galón.
2.7.2.11 VARIABLES EN LA PÉRDIDA DE TRABAJO
La pérdida de trabajo, LW, está relacionada en la ecuación 7 a las siguientes
variables:
a) Volumen de vapores desplazados, Q (expresado en términos de N, HLX, y
D).
b) Densidad de vapor, W,
c) Factor del producto, KP.
d) Factor del volumen de venta (saturación), KN,
e) Factor de corrección de ajuste de venteo, KB.
105
Las variables relacionadas con la densidad de vapor almacenado, WV, se
indicaron anteriormente.
Las variables adicionales en la pérdida de trabajo en la cantidad de material neto
anual almacenado, Q; factor pérdida de trabajo en el volumen de venta, KN; factor
de pérdida de trabajo del producto, KP, y el factor de corrección de ajuste de
venteo, KB, ya se examinaron anteriormente.
2.7.2.11.1 Cantidad de material neto anual utilizado, Q
La cantidad de material neto anual utilizado, Q, tal como se utiliza en esta
publicación, es el volumen total de existencias que se bombea dentro del tanque
en un año que resulta en un aumento en el nivel de las existencias de líquido en el
tanque. Si el llenado y vaciado se producen por igual, y al mismo tiempo a fin de
que el nivel de líquido no cambie, el rendimiento neto es cero. La cantidad de
material neto anual utilizado rendimiento neto anual se presenta en la ecuación 7
como función del tanque y del número de movimientos. El volumen del tanque se
expresa en términos del diámetro del tanque, D, y de la altura máxima de
almacenamiento del líquido, HLX.
2.7.2.11.2 Factor de movimiento (volumen de venta), KN.
Para tanques donde la cantidad de material neto anual utilizado, Q, es grande,
produciendo frecuentemente movimiento en el tanque (más de 36 movimientos por
año), la mezcla de vapor venteado air-stock no es saturado con el vapor
almacenado. La pérdida de trabajo factor de movimiento, KN, se utiliza para tener
en cuenta esta falta de condición de saturación en el vapor venteado. El factor de
movimiento se puede determinar a partir del Figura 26 o calculada de ecuaciones
8 y 8a.
106
FIGURA 21. Working Loss Turnover Factor (KN)
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
El índice de movimiento de almacenaje, N, puede calcularse a partir de la
ecuación 38:
ECUACIÓN 38. Índice de rotación de existencias, en un volumen de negocios por año, N.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
Dónde:
N = Índice de rotación de existencias, en un volumen de negocios por año.
Q = Movimiento anual neto de almacenaje (asociada con el aumento del nivel de
líquido almacenado en el tanque), en barriles por año.
D = Diámetro del tanque, en pies.
HLX = Altura máxima del líquido almacenado, en pies. 107
En la ecuación 38, la constante, 5.614, tiene unidades de pies cúbicos por barril.
2.7.2.11.3 Factor del producto, KP.
El factor del producto en la pérdida de trabajo, KP cuenta para el efecto de
diferentes tipos de líquido almacenado en las pérdidas por evaporación durante la
operación del tanque. El uso de este factor del producto sólo se aplica a las
pérdidas de trabajo y no debe utilizarse para estimar las pérdidas de
almacenamiento permanente.
Los factores de Producto han sido desarrollados para múltiples mezclas de
hidrocarburos líquidos, incluidas el almacenamiento de petróleo crudo y derivados
de petróleo (como gasolinas y naftas), así como de un solo componente de un
producto petroquímico almacenado.
ECUACIÓN 39. Índice de rotación de existencias, en un volumen de negocios, KP.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
2.7.2.11.4 Ajuste del factor de corrección de venteo, KB.
El cálculo de ajuste del factor de corrección de venteo se realiza en dos pasos. El
primer paso es chequear para determinar si la compresión del espacio de vapor
durante el llenado, antes de la apertura de venteo, es suficiente para lograr la
concentración de vapores en el espacio superior por encima del punto de
saturación. Si la concentración de vapor se demuestra que llega al punto de
saturación, se asume que la condensación se lleva a cabo. La reducción de
cantidad de vapor debido a la condensación se calculará de acuerdo con las leyes
del gas ideal, tal como está formulada en la ecuación 12.
108
2.8 DESARROLLO DE LA ECUACIÓN DE PÉRDIDA
PERMANENTE DE ALMACENAMIENTO
La ecuación de pérdida permanente de almacenamiento fue desarrollada a partir
de un modelo físico del proceso de pérdida por respiración. Esta ecuación se
derivó de la ley ideal de los gases y de la presión, temperatura, volumen y de
condiciones que existen en el espacio de vapor de un tanque de techo fijo que
contienen almacenado un líquido volátil durante el ciclo diario de calentamiento.
La ecuación de pérdida permanente de almacenamiento exige una estimación de
la temperatura del rango de espacio de vapor, ATV. Un modelo amplio de
transferencia de calor de la calefacción al día proporciono un ciclo de análisis,
ecuación fue validad por los datos de prueba.
Si fue necesario incorporar el factor de saturación de vapor de venteo, KS, para
tener en cuenta las condiciones de no saturación están presentes en la mezcla de
aire vapor venteado. Una vez más, un modelo físico fue usado para desarrollar
una ecuación analítica para el factor de saturación de vapor de venteo. Algunos de
los parámetros de la ecuación analítica, sin embargo, no puede calcularse
directamente a partir de los datos de ensayo disponibles, y por lo tanto, la
expresión analítica se utilizara tan solo como una guía en el desarrollo de una
ecuación de correlación para el efecto de saturación de vapor venteado.
Ediciones anteriores de la Norma API-MPMS 19.1 presento la pérdida permanente
de almacenamiento como se muestra en la ecuación 2c.
Donde VV se calcula a partir de ecuación 40.
109
ECUACIÓN 40. Volumen del espacio del vapor del tanque, VV.
FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement.
2.8.1 Factor de expansión del espacio de vapor
El facto de expansión del espacio de vapor, KE, se define como la proporción del
volumen de mezcla de aire-vapor expulsado durante un ciclo diario de respiración
para el volumen del espacio de vapor del tanque.
Una ecuación teórica fue desarrollada para el factor de expansión del espacio de
vapor basado en un modelo físico del proceso de respiración. La ecuación
derivada de la ley ideal de los gases y de la presión, temperatura, volumen y de
las condiciones que existe en el espacio de vapor de un tanque de techo fijo que
contiene un líquido volátil durante el ciclo diario de calentamiento.
2.8.2 Factor de saturación de vapor venteado
El factor de saturación de vapor venteado, KS, se define como el cociente entre la
media diaria de valores de concentración de vapor en el vapor con la media diaria
de vapor saturado almacenado. Cuando KS = 1, el gas ventado está
completamente saturado; cuando KS = 0, el gas venteado no contiene vapor
almacenado.
Utilizando un modelo teórico para el proceso de transferencia de masa de vapor
almacenado de la superficie líquida a la PV de venteo durante el ciclo diario de
respiración, una ecuación teórica se desarrolló. Esta ecuación contiene los
parámetros pertinentes que afectan al factor de saturación de vapor ventado, KS.
La ecuación indica KS tiende hacia 1 cuando merma del espacio de vapor, HVO,
tiende hacia 0. Asimismo, indica que KS tiende hacia 0 tal como la presión de
vapor a la temperatura media diaria de la superficie del líquido, PVA, tiende hacia la
presión atmosférica, PA. La ecuación contiene un coeficiente de transferencia de
masa por la transferencia de vapor desde la superficie del líquido almacenado en 110
la PV de venteo. La información insuficiente estaba disponible para evaluar el
coeficiente de transferencia de masa, y por lo tanto, la ecuación teórica siempre
que solamente una guía muestre la dependencia de KS sobre PVA, y HVO otros
parámetros.
2.8.3 Rango de temperatura del espacio de vapor
El rango diario de temperatura del espacio de vapor, ΔTE, se define como la
diferencia entre la temperatura máxima diaria del espacio de vapor, TVX, y la
temperatura mínima diaria del espacio del vapor TVN. Un modelo de transferencia
de calor fue desarrollado que se describe los procesos de transferencia de calor
que se produjeron durante el ciclo diario de calentamiento.
2.8.3.1 Absorción solar superficial
El solar de absorción, α, se define como la fracción de la insolación solar
absorbida por la superficie.
Las superficies exteriores de tanques de techo fijo son normalmente recubiertas
con una capa de pintura para reducir la corrosión y reflejar la insolación solar. Una
amplia gama de colores de pintura se han utilizado, a veces con un color diferente
en el techo del tanque que en el cuerpo del tanque.
La absorción en la superficie del tanque depende del color del tanque, tipo de
superficie, y la condición de la superficie. Superficies recién pintadas, o superficies
en un buen estado, tendrá una menor absorción de energía solar que superficies
intemperizadas pintadas o superficies e malas condiciones.
2.8.3.2 Temperatura superficial del líquido
Las ecuaciones de pérdida por evaporación permanente por almacenamiento
requieren determinar la presión de vapor de almacenaje a la temperatura máxima
111
diaria de la superficie del líquido, TLX , el promedio diario de temperatura de la
superficie del líquido, TLA, y la temperatura mínima diaria de la superficie, TLN .
Una ecuación teórica fue desarrollada para la estimación de estas temperaturas
de la superficie del líquido que se basa en un análisis de transferencia de calor de
la superficie líquida durante el ciclo diario de calentamiento. Las ecuaciones
resultantes requieren el aporte de la temperatura del líquido a granel, TB.
La temperatura del líquido a granel, TB, es el promedio diario de temperatura del
líquido de existencias en el tanque de almacenamiento. Esta información esta
normalmente disponible a partir de registros de medición del tanque u otros
registros de tanques en operación. Si la temperatura del líquido a granel no está
disponible, puede ser estimado a partir de la temperatura media diaria del
ambiente. TAA, y la absorción solar de la pintura del tanque, α.
2.9 DESARROLLO DE LA ECUACIÓN DE PÉRDIDA DE TRABAJO
La ecuación de pérdida de trabajo que aparece en esta publicación es
esencialmente el mismo que el que aparición en la primera edición del API. La
ecuación que apareció en la primera edición se convirtió a partir de la pérdida por
trabajo de unidades de barriles por año en tabla 7 de la Norma API-MPMS 19.1 –
Evaporative Loss Measurement que expresa la perdida de trabajo en las unidades
de libras por año.
Ediciones anteriores de la Norma API-MPMS 19,1 (es decir, la primera y segunda
ediciones de la API) presentó la pérdida de trabajo como se muestra en la
ecuación 7b. Esto se logra mediante la sustitución del volumen máximo del líquido
en el tanque, VLX, por los correspondientes términos en la ecuación 7, y entonces
luego la sustitución del rendimiento neto anual de almacenamiento, Q, para el N y
VLX. Expresando el rendimiento neto anual de almacenamiento en barriles por año
requiere que se multiplique por el factor de conversión, 5.614 pies cúbicos por
barril. Sustituyendo por la densidad de vapor almacenado, WV , como se muestra
112
en la ecuación 6, y la selección de 63 ºF (523ºF) como un típico valor de la
temperatura de la superficie del líquido, TLA, WV, permiten que se expresen como
(0.0001781 MV, PVA ). La combinación de este coeficiente de rendimiento con el
factor de conversión de 5,614 da el coeficiente de 0.0010 utilizados en ediciones
anteriores.
Dónde:
Q = Rendimiento anual neto de almacenamiento (asociado con el aumento del
nivel de líquido en el tanque) en barriles por año.
MV = Peso molecular del vapor almacenado, en libras por libra-mol.
PVA = Presión de vapor a la temperatura diaria mínima de la superficie del líquido,
en libras por pulgada cuadrada.
Q =Volumen de vapor desplazado.
KN = Factor del volumen de venta (saturación).
KP = Factor de producto.
2.9.1 Factor de movimiento (volumen de venta)
El factor de movimiento, KN =, está definido con la fracción de saturación del vapor
ventado durante la pérdida de trabajo. Cuando KN = 1, el vapor ventado está
saturado con el vapor de existencias; cuando KN = 0, el vapor ventado no contiene
vapor almacenado.
Para tasa de movimiento de existencias, N, hasta 30 movimientos por año, los
datos de ensayo disponibles fundamentado un valor de KN = 1. No hay datos de
pruebas disponibles para las tasas de movimiento superior a 30 movimientos por
año. Sobre la base de una propuesta de relación entre el trabajo KN, y la tasa de
rotación de movimiento de existencias, la cual fue publicada en los procedimientos
113
del API. Esta ecuación resulta en un valor de KN = 0,74 a un volumen de venta por
semana y KN =0,25 a un volumen de venta por día.
2.9.2 Factor de producto
La pérdida de trabajo por el factor de producto, KP cuanta para el efecto de
diferentes tipos de almacenamiento de líquidos en las pérdidas por evaporación
durante la operación del tanque. El uso de este factor de producto se aplica sólo a
la perdida de trabajo y no debe ser usado cuando se estima la pérdida
permanente por almacenamiento.
El factor de producto, KP fue incluido en la ecuación de pérdida de trabajo para
tener en cuenta los efectos de diferentes tipos de líquidos almacenados en la
pérdida por evaporación. Estos efectos son considerados en las diferencias de la
presión de vapor verdadera de almacenamiento y el peso molecular.
En la primera edición del API, un factor de producto, KP de 0,75 fue seleccionado
para almacenamiento de petróleo crudo. Los datos de ensayo disponibles sobre
petróleo crudo en la pérdida de trabajo fueron encontrados al estar espaciado y no
es suficientemente precisa para permitir una correlación formal. Sin embargo, un
examen de los datos dispersos, así como otras consideraciones, sustentando un
factor de producto de 0,75 para el petróleo crudo.
114
3 CAPITULO III DIAGNOSTICO
3.1 REFINERIA GUALBERTO VILLARROEL
La Refinería Gualberto Villarroel está instalada en la ciudad de Cochabamba y
ubicada en la Avenida Petrolera, Kilómetro 6 de la carretera antigua a Santa Cruz.
Su gran infraestructura fue desarrollada en varias etapas desde el año 1949,
cuando se inició la construcción de la primera planta de Topping (CRBO).
Entre 1953 y 1957 se construyó la primera planta de lubricantes, asumiendo el
reto de la producción de aceites, grasas, asfaltos y parafinas. En 1967 se amplió la
planta Topping y al mismo tiempo se adecuaron técnicas de operación para la
producción de gasolinas, Jet Fuel, Fuel Oil, Solventes y GLP entre otros
productos.
En 1976 se instaló una nueva planta de Topping de 12.500 barriles por día para
cubrir las necesidades del mercado local.
En 1979 se inauguró el Complejo de Refinación, con una capacidad de
procesamiento de 27.500 barriles por día en la Unidad de Carburantes.
Actualmente las plantas producen:
Gas Licuado de Petróleo (GLP)
Gasolina Especial
Gasolina de Aviación
Jef Fuel
Kerosene
Diesel Oil
Aceites y Grasas Automotrices e Industriales
Cemento Asfáltico
Solventes y otros
115
La producción de lubricantes y grasas con la marca YPFB es realizada en la
Planta de Lubricantes de la Refinería Gualberto Villarroel y son comercializados
por YPFB REFINACION S.A., logrando cumplir con el abastecimiento de más del
60% de la demanda del país de lubricantes terminados.
3.2 CARACTERISTICAS DEL TANQUE
A través de la siguiente tabla, se identifica las características del tanque
atmosférico de techo fijo N° 2931 propiedad de YPFB Logística S.A., para el
almacenamiento de gasolina especial en la provincia Cercado del Departamento
de Cochabamba.
TABLA 8. Características del tanque N°2931
FICHA TECNICA TK- 2931 DE GASOLINA ESPECIAL
Ubicación Área de tanques PBR.Tipo Cilíndrico Vertical soldadoMaterial Planchas de Acero al Carbón A-36Área del Cuerpo 222.96 m2
Área del Techo 198.41m2
Color BlancoAltura 14.51 mts.Diámetro 15.25 mts.Capacidad Bruta 2.643.064 lts.Capacidad Neta 2.366.515 lts.Tipo de Techo Cónico-fijo-soldadoTipo de Fondo Plano-soldadoSumidero API SiVálvula de Recepción De 12” x 150Válvula de Despacho De 6” x 150Válvula de Drenaje De 3” x 150Válvula de Presión – Vacío
De 6”
Válvula de Alivio 6" Shand & JursVenteo 1 de 24” cerrado.Tipo de Boca de Medición
De 6” Cuello con tapa. (bisagra)
Conexión de Espuma SiEntrada de Hombre 2 de 24” de Diám.Indicador de Nivel Si
116
FICHA TECNICA TK- 2931 DE GASOLINA ESPECIAL
Tipo de Escalera Espiral con baranda de protección.Base Soporte Relleno compactadoConexiones Especiales
Ninguna conexión
Ultimo Mantenimiento nov-00Servicio PlantaAño de Construcción 2000Constructor -
FUENTE: Manual de operación YPFB Logística.
ILUSTRACIÓN 2. Tanque N° 2931 YPFB – Logística.
FUENTE: Elaboración propia.
3.3 TANQUE 2931 YPFB LOGISTICA S.A.
El tanque 2931 de almacenamiento de gasolina, propiedad de Y.P.F.B. Logística
S.A. , fue construido en el año 2000 por la empresa Servipetrol.
Tiene un diámetro de 15.250 mm, altura 14.510 mm, una capacidad nominal
(diseño) de 2.643,1 m3 y una capacidad Máxima de Almacenamiento de 2.473,4
m3.
El promedio de despacho es de 220 m3/día, su rotación promedio mensual es de
4.3 veces
117
3.4 CONTROL DE CALIBRACION DEL TANQUE 2931
En la presente tabla, indicaremos el control de calibración, área centro 2010 de la
planta de Cochabamba, haciendo énfasis a los tanques de gasolina especial.
TABLA 9. Control de calibración de tanques, Área centro 2012. Planta Cochabamba
TANQUE Nº
PRODUCTON°
CERTIFICADO
FECHA CALIBRACION
ACTUAL
FECHA PROXIMO
CALIBRACION
OBSERVACION
73Gasolina Premium
CV-TK-007-2012
5-jul-11 4-jul-14 CALIBRACIÓN VIGENTE
2918 Diesel Oil CV-TK-070-2005
29-jul-05 28-jul-08Solicitar calibración para
Junio-12
2919 Kerosen CV-TK-033-2007
28-may-07 27-may-10Solicitar calibración año
2013
2925 Diesel Oil CV-TK-037-2007
24-may-07 23-may-10Solicitar calibración año
2013
2931Gasolina Especial
CV-TK-006-2012
6-jul-11 5-jul-14 CALIBRACIÓN VIGENTE
2934Gasolina Especial
CV-TK-036-2007
25-may-07 24-may-10Solicitar calibración año
2013FUENTE: YPFB Logística S.A.
3.5 ROTACION DE TANQUES DE GASOLINA EN LA PLANTA
PUERTO VILLARROEL
A continuación en la siguiente tabla indicaremos el volumen (m3/día) promedio
comercializado de gasolina especial por departamento durante la gestión 2010,
haciendo más énfasis al departamento de Cochabamba.
TABLA 10. Volumen promedio comercializado de gasolina especial por departamento Gestión 2010 (m3/día)
Indicadores de rotación de almacenajeCódigo: GOPE-RG-PL-CPAM-01
Fecha de emisión: 15/11/11
Rotaciones mes (n° de veces) Versión N°: 01-14/11/11
% 68,50% 63,30% 24,50% 29,90% 7,00% 6,80% 100,00% 100,00%FUENTE: Gerencia Nacional de comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos, Agencia nacional de Hidrocarburos.
La producción promedio de gasolina especial de enero a marzo de 2011 alcanzó
un promedio de 14.162 Bbl/día superando en un 3% a la producción promedio del
mismo período de 2010. El mes de mayor producción del trimestre fue febrero
alcanzándose un promedio de 15,81 Bbl/día.
3.8.2 Volumen promedio comercializado de gasolina especial por
departamento gestiones 2009, 2010,2011
De acuerdo a las estadísticas del consumo de gasolina especial, durante la
gestión 2009, el volumen más bajo comercializado fue el del mes de enero con
2.257 m3/día y, el más alto en diciembre con 2.722 m3/día; época en la que existe
mayor movimiento económico.
GASOLINA ESPECIAL (m3/día)
Volumen promedio comercializado de gasolina especial por departamento Gestión 2009 (m3/día)
Nombre del producto: GASOLINA ESPECIALPRUEBA ESPECIFICACIÓN UNIDAD METODO ASTM
Gravedad especifica a 15.6/15.6°C(*) 0,7200 D-1298
RelaciónV/L=20(760mmHg) 51(124)min. °C(°F) D-2533
Tensión de vapor de Reid a 100°F(38°C)
9,5 máx. lb/plg2 D-323
Contenido de plomo (**) 0,013 máx. gPb/lt D-439
Corrosión lámina de cobre N° 1 máx. D-130
Gomas existentes 5 máx. mg/100ml D-381
Azufre total 0,05 máx. %peso D-1266
Octanaje RON 85 min. D-2699
Color Incoloro a lig. Amarillo. Visual
Apariencia Cristalino Visual
Poder calorifico (*) 21.000 BTU/lb D-240
Destilación Engler (760mmHg) D-86
10%vol. 60(140) máx. °C(°F)
50%vol. 77-116(170-240) °C(°F)
90% vol. 185(365)máx. °C(°F)
Punto final 225(437)máx. °C(°F)
Residuo 2 máx. %vol.
Contenido de aromaticos totales 42 máx. %vol. D-1319
Contenido de olefinas 18 máx. %vol. D-1319
Contenido de benceno 2,5 máx. %vol. D-5134
Contenido de Oxigeno 2,5 máx. %peso D-2504
(*) Verano se define del 1° de septiembre al 31 de marzo e invierno se define del 1° DE Abril al 31DE Agosto.(**) El contenido de plomo especificado es un valor intrínseco de la materia prima, sin haberse adicionado cantidad alguna del mismo con fines de mejorar su octanaje.
Nombre del producto: GASOLINA ESPECIALPRUEBA ESPECIFICACIÓN UNIDAD METODO ASTM
Gravedad específica a 15.6/15.6°C(*) 0,7200 D-1298
Relación/L=20(760mmHg) 51(124) min. °C(°F) D-2533Tensión de vapor de Reíd a 100°F(38°C)
9,5 máx. lb/plg2 D-323
Contenido de plomo (**) 0,013 máx. gPb/lt D-439
Corrosión lámina de cobre N° 1 máx. D-130
Gomas existentes 5 máx. mg/100ml D-381
Azufre total 0,05 máx. %peso D-1266
Octanaje RON 85 min. D-2699
Color Incoloro a lig. Amarillo. Visual
Apariencia Cristalino Visual
Poder calorífico (*) 21.000 BTU/lb D-240
Destilación Engler (760mmHg) D-86
10%vol. 60(140) máx. °C(°F)
50%vol. 77-116(170-240) °C(°F)
90% vol. 185(365) máx. °C(°F)
Punto final 225(437) máx. °C(°F)
Residuo 2 máx. %vol.
Contenido de aromáticos totales 42 máx. %vol. D-1319
Contenido de olefinas 18 máx. %vol. D-1319
Contenido de benceno 2.5 máx. %vol. D-5134
Contenido de Oxigeno 2.5 máx. %peso D-2504
(*) Valor aproximado no constituye especificaciónEn época de verano, la tensión de vapor será 9.0 lb/plg2 máx., la relación V/L a 56°C (133°F) min. Y la destilación será 10% v=65°C (149°F) máx. , 50% v=77-118 °C (170-245°F), 90% v=190°C (374°F) máx.(**) El contenido de plomo específico es un valor intrínseco de la materia prima, sin haberse adicionado cantidad alguna del mismo con fines de mejorar su octanaje.
155
ANEXO 3. Certificado de verificación de Y.P.F.B. Logística S.A.
156
ANEXO 4. Certificado de calidad” Y.P.F.B. Refinación S.A. de la refinería
Gualberto Villarroel para gasolina especial.
157
ANEXO 5. Hoja de seguridad para gasolina especial, publicada el 30 de enero del
2012” Y.P.F.B. Refinación S.A de la refinería Gualberto Villarroel.