ÍNDICEPág. Agradecimiento ....................................................Error! Bookmark not defined. Dedicatoria …………………………………………………………………………….. .Error! Bookmark not defined. Siglas y Nomenclaturas .................................................................................... xiii CAPITULO I…………………………………………………………………………………………………………………………15 INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 15 ANTECEDENTES ................................................................................................... 15 Antecedente General. ............................................................................................ 16 Antecedente especifico. ........................................................................................ 18 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .............................................................. 18 Identificación del problema .................................................................................. 19 Formulación del problema. .......................................Error! Bookmark not defined. OBJETIVOS .............................................................................................................. 20 Objetivo general. ..................................................................................................... 20 Objetivos específicos. ............................................................................................ 20 JUSTIFICACION ..................................................................................................... 20 Justificación económica ........................................................................................ 21 Justificación ambiental .......................................................................................... 21 Justificación personal............................................................................................. 21 LIMITES Y ALCANCES ........................................................................................ 22 Alcance geográfico ................................................................................................. 22 Alcance temporal..................................................................................................... 23 TIPO Y METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN.Error! Bookmark not defined. Tipo de investigación .................................................Error! Bookmark not defined. Método de investigación ...........................................Error! Bookmark not defined. Fuentes de Información ............................................Error! Bookmark not defined. Técnica para la Recolección y Tratamiento de Información .................Error! Bookmark not defined. CAPITULO II MARCO TEORICO ..................................................................... 24 GASOLINAS ............................................................................................................. 24 CARACTERISTICAS DE LA GASOLINA ESPECIAL .................................. 24 TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBURO .................... 25 Tipos de tanques de almacenamiento .............................................................. 26 Tanques de almacenamiento según su presión de diseño ........................ 26 Tipos de techos para tanques de almacenamiento de hidrocarburos .... 27 2.3.3.1 Techo Fijo ............................................................................................. 27 2.3.3.2 Techo Externo Flotante ........................................................................ 28 i Sellos ............................................................................................. 31 Drenaje .......................................................................................... 32 2.3.3.3 Techo Fijo con Techo Flotante Interno ................................................. 33 2.3.3.4 Los Tanques sin Techo ........................................................................ 35 Tipos de Membrana para tanques ..................................................................... 35 Tanques de techo fijo............................................................................................. 36 2.3.5.1 Accesorios del techo. ........................................................................... 36 Presión de vacío de venteo. ........................................................... 37 Escotilla de medición / hueco para muestra. .................................. 37 Tubo de aforo. ................................................................................ 38 Plataforma de aforo........................................................................ 39 Radar. ............................................................................................ 39 Manholes del techo. ....................................................................... 39 2.3.5.2 Aislamiento. .......................................................................................... 40 2.3.5.3 Superficie exterior del tanque. .............................................................. 40 2.3.5.4 Sistema de drenaje de aguas lluvia. ..................................................... 41 Válvula de Drenaje. ........................................................................ 41 Colectores. ..................................................................................... 41 2.3.5.5 Sistema de drenaje de agua de formación. .......................................... 41 2.3.5.6 Válvulas. ............................................................................................... 42 Válvula Principal............................................................................. 42 Válvulas de Drenaje. ...................................................................... 42 2.3.5.7 Accesos de inspección y limpieza. ....................................................... 42 Escalera rodante. ........................................................................... 42 Gato (Externa)................................................................................ 42 CARACTERISTICAS DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO ..... 43 Materiales .................................................................................................................. 43 2.4.1.1 Estándar A.S.T.M. (American Society For Testing And Materials). ...... 43 2.4.1.2 Especificaciones C.S.A. ....................................................................... 45 2.4.1.3 Especificaciones de ISO ....................................................................... 46 2.4.1.4 Códigos aplicables. .............................................................................. 46 2.4.1.5 Materiales para soldadura. ................................................................... 48 Soldaduras en tanques de almacenamiento. ................................................. 48 Fondo.......................................................................................................................... 50 Techos........................................................................................................................ 51 2.4.4.1 Techo cónico auto soportado. ............................................................ 52 2.4.4.2 Techo tipo domo y sombrilla. ................................................................ 52 2.4.4.3 Techos cónicos soportados. ................................................................. 52 Esfuerzo máximo de tensión. .............................................................................. 53 Esfuerzo máximo de corte. .................................................................................. 53 Diseño de techo flotante. ...................................................................................... 53 ÁREAS Y TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS INFLAMABLES Y COMBUSTIBLES................................................................. 55 Clasificación de líquidos inflamables y líquidos combustibles. ................. 55 ii Diques de contención. ........................................................................................... 57 2.5.2.1 Altura del muro. .................................................................................... 57 2.5.2.2 Pisos de patios interiores de diques de contención. ............................. 58 2.5.2.3 Seccionamiento de patios interiores de diques de contención. ............ 58 2.5.2.4 Drenajes. .............................................................................................. 59 Capacidad de contención. .................................................................................... 60 EVAPORACION POR MERMAS DEL PRODUCTOError! Bookmark not defined. Detalles de análisis de pérdidas ......................................................................... 60 2.6.1.1 Pérdida por evaporación ...................................................................... 60 2.6.1.2 Pérdidas Mecánicas ............................................................................. 61 2.6.1.3 La pérdida permanente por almacenamiento ....................................... 61 2.6.1.4 Pérdida de trabajo ................................................................................ 61 2.6.1.5 Mecanismos de pérdidas permanentes por almacenamiento .............. 62 2.6.1.6 Pérdida por trabajo Mecánico ............................................................... 62 Mecanismo de Pérdida por llenado ................................................ 62 Mecanismo por Pérdida de vaciado ............................................... 63 ECUACIONES PARA EL CALCULO DE PERDIDAS POR EVAPORACIÓN DE TANQUES DE TECHO FIJO. ..................................... 63 Ecuaciones. .............................................................................................................. 63 2.7.1.1 Pérdida permanente de almacenamiento, LS: ...................................... 64 2.7.1.2 Pérdida de Trabajo, Lw ......................................................................... 67 2.7.1.3 Casos especiales ................................................................................. 69 Tanques horizontales. .................................................................... 69 Discusión de las variables. .......................................Error! Bookmark not defined. 2.7.2.1 Variables en la pérdida permanente de almacenamiento ............... Error! Bookmark not defined. 2.7.2.2 Merma del espacio de vapor, HVO............Error! Bookmark not defined. 2.7.2.3 Datos meteorológicos, TMAX, TMIN, I ...................................................... 75 2.7.2.4 Absorción solar de la pintura del tanque, α .......................................... 78 2.7.2.5 Temperatura del líquido de almacenamiento, TB. ................................. 79 2.7.2.6 Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, T LA. ............. 80 2.7.2.7 Rango diario de temperatura del vapor, ∆TV ........................................ 81 2.7.2.8 Temperatura diaria máxima y mínima de la superficie del líquido, T LX, TLN. 82 2.7.2.9 PESO MOLECULAR DEL VAPOR. MV ................................................ 82 2.7.2.10 Presiones de vapor diaria máxima, media, mínima, P VX, PVA, PVN. Error! Bookmark not defined. Rango diario de presión de vapor, ∆ PV ......................................... 89 Rango de ajuste de la presión de venteo del respiradero, ∆PB ...... 90 Factor de saturación de vapor venteado, KS.Error! Bookmark not defined. DENSIDAD DE VAPOR CONDENSADO, W VC. ............................. 92 2.7.2.11 VARIABLES EN LA PÉRDIDA DE TRABAJO................................ 93 iii Cantidad de material neto anual utilizado, Q ................................. 93 Factor de movimiento (volumen de venta), KN. .............................. 94 Factor del producto, KP................................................................... 95 Ajuste del factor de corrección de venteo, KB................................. 95 DESARROLLO DE LA ECUACIÓN DE PÉRDIDA PERMANENTE DE ALMACENAMIENTO ............................................................................................. 96 Factor de expansión del espacio de vapor ..................................................... 97 Factor de saturación de vapor venteado ......................................................... 97 Rango de temperatura del espacio de vapor ................................................. 98 2.8.3.1 Absorción solar superficial .................................................................... 98 2.8.3.2 Temperatura superficial del líquido ...................................................... 99 DESARROLLO DE LA ECUACIÓN DE PÉRDIDA DE TRABAJO .......... 99 Factor de movimiento (volumen de venta) .................................................... 100 Factor de producto ................................................................................................ 101 3 CAPITULO III DIAGNOSTICO ................................................................... 101 REFINERIA GUALBERTO VILLARROEL ..................................................... 102 CARACTERISTICAS DEL TANQUE .............................................................. 103 TANQUE 2931 YPFB LOGISTICA S.A. ......................................................... 104 CONTROL DE CALIBRACION DEL TANQUE 2931 ................................. 105 ROTACION DE TANQUES DE GASOLINA EN LA PLANTA PUERTO VILLARROEL ......................................................................................................... 105 MOVIMIENTO DE GASOLINA ESPECIAL EN LA PLANTA COCHABAMBA ..................................................................................................... 106 Despacho de gasolina especial ........................................................................ 106 Recepción de gasolina especial despacho cisternas ................................ 107 PERDIDAS POR EVAPORACION DE GASOLINA ESPECIAL ............. 108 Tabla 13. Pérdidas por evaporación de gasolina especial ...................................... 108 ANALISIS DEL MERCADO INTERNO. ......................................................... 109 Combustibles líquidos obtenidos por refinerías ........................................... 109 3.8.1.1 Gasolina especial (Bbl/día) ................................................................. 109 Volumen promedio comercializado de gasolina especial por departamento gestiones 2009, 2010,2011 .................................................... 110 4 CAPITULO IV: INGENIERIA DEL PROYECTOError! Bookmark not defined. 111 CALCULO DE PERDIDAS POR EVAPORACION EN TANQUES ATMOSFERICOS DE TECHO FIJO .....................Error! Bookmark not defined. Calculo del volumen total del espacio de vapor del tanque Vv ...........Error! Bookmark not defined. Calculo de los valores: TAA,∆TA ...............................Error! Bookmark not defined. Calculo de factor de absorción solar α .................Error! Bookmark not defined. Calculo de los valores TB,TLA,∆TV,TLX,TLN ............Error! Bookmark not defined. Calculo de los valores : MV,PVX,PVA,PVN,∆PV.....Error! Bookmark not defined. Cálculo de valor: Wv .................................................Error! Bookmark not defined. iv 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. ........Error! Bookmark not defined. Calculo de pérdidas por trabajo Lw .......................Error! Bookmark not defined. Calculo de pérdidas totales por año en libras por año LT y pérdidas totales por año en barriles por año LT.................................Error! Bookmark not defined. 5 CAPITULO IV: SIMULACIÓN TANK 4.09.d .....Error! Bookmark not defined. SIMULACIONES ESTIMACIONES DE EMISIONESError! Bookmark not defined. SIMULACIÓN TANQUE DE TECHO FIJO PARA GASOLINA ESPECIAL 211 EN SANTA CRUZ DE LA SIERRA (HOJA 139 DE 145) ……………………………………………………………………………………………………………………..Err or! Bookmark not defined. SIMULACIÓN TANQUE DE TECHO INTERNO FLOTANTE CON TECHO EXTERNO FIJO PARA GASOLINA ESPECIAL 211 EN SANTA CRUZ DE LA SIERRA (HOJA 146 DE 152) .......Error! Bookmark not defined. 6 CAPITULO V: ANALISIS ECONOMICO ..........Error! Bookmark not defined. PERDIDAS POR MERMAS .....................................Error! Bookmark not defined. Cotización ......................................................................Error! Bookmark not defined. Metalmec .......................................................................Error! Bookmark not defined. ULTRAFLOAT y HMT .............................................Error! Bookmark not defined. 6.2.2.1 HMT……………………………………………………………………… …Error! Bookmark not defined. Techo interno flotante de aluminio “Unideck” con sello de mini zapata metálica .............................................Error! Bookmark not defined. 7 CAPITULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................... 112 v ÍNDICE DE TABLAS Pág. Tabla 1. Coordenada geográfica ....................................................................... 23 Tabla 2. Máximo contenido permisible de aleación........................................... 45 Tabla 3. Requerimientos de diversos estándares para tanques de fondo plano47 Tabla 4. Solar absorptance for selected tank surfaces ..................................... 79 Tabla 5. Properties (mv,wvc,pv, a, b) of selected petroleum liquids .................. 83 Tabla 6. Astm distillation slope (s) for selected refined petroleum stocks ........ 85 Tabla 7. Typical properties of selected petroleum liquids .................................. 85 Tabla 8. Características del tanque n°2931 .................................................... 103 Tabla 9. Control de calibración de tanques, área centro 2012. Planta cochabamba ................................................................................... 105 Tabla 10. Volumen promedio comercializado de gasolina especial por departamento gestión 2010 (m3/día) .............................................. 105 Tabla 11. Despachos gasolina especial en m3................................................ 106 Tabla 12. Recepción gasolina especial en m3................................................ 107 Tabla 13. Pérdidas por evaporación de gasolina especial .............................. 108 Tabla 14 consumo gasolina especial trimestral en las gestiones 2010 y 2011 110 Tabla 15. Producción gasolina especial (m3) – gestión 2012 ......................... 111 Tabla 16. Santa cruz - tanque vertical de techo fijoError! Bookmark not defined. Tabla 17. Santa cruz – tanque vertical de techo fijo con techo interno flotante ............................................................Error! Bookmark not defined. Tabla 18. Diferencia de pérdida de emisión de gasolina especial en libras en tanque vertival de techo fijo y tanque vertical de techo fijo con techo interno flotante.....................................Error! Bookmark not defined. Tabla 19. Cotización metalmec ............................Error! Bookmark not defined. Tabla 20. Cotización de membranas internas flotantes de aluminio ........... Error! Bookmark not defined. Tabla 21. Cotización de membranas internas flotantes de aluminio hmt .... Error! Bookmark not defined. vi ÍNDICE DE FIGURAS Pág. Figura 1. Árbol de problemas. ........................................................................... 19 Figura 2. Tanque de techo fijo........................................................................... 28 Figura 3. Tanque techo flotante ........................................................................ 29 Figura 4. Diagrama esquemático de la función del sello ................................... 32 Figura 5. Accesorios de tanque techo flotante .................................................. 32 Figura 6. Tanque techo flotante interno ............................................................ 34 Figura 15. Partes de tanque atmosférico de techo fijo. ..................................... 37 Figura 16. Escotilla de medición o hueco de aforo............................................ 38 Figura 18. Entrada de hombre (manhol) ........................................................... 39 Figura 7. Soldaduras típicas.............................................................................. 49 Figura 8. Tipos de soldaduras en u y v ............................................................. 49 Figura 9. Clasificación de líquidos inflamables o combustibles. ........................ 56 Figura 10. Muro de contención.......................................................................... 57 Figura 11. Sistema de drenaje pluvial y aceitoso .............................................. 59 Figura 20. Fixed-roof tank geometry ................................................................. 75 Figura 21. Dome roof outage (hro) .................................................................... 76 Figura 22. Vapor pressure function coefficient (a) Error! Bookmark not defined. Figura 23. Vapor pressure function coefficient (b) Error! Bookmark not defined. Figura 24. Vapor pressure function coefficient (a) and (b) for crude oil stocks. 87 Figura 25. Vented vapor saturation factor (ks) .................................................. 91 Figura 26. Working loss turnover factor (kn) ..................................................... 94 vii ÍNDICE DE ECUACIONES Pág. Ecuación 1. Pérdida total, lt ......................................................................................... 64 Ecuación 2. Pérdida permanente de almacenamiento, ls. ............................................ 65 Ecuación 3. Factor de expansión de espacio de vapor, ke. .......................................... 65 Ecuación 4. Espacio de vapor corte de luz, hvo. ........................................................... 66 Ecuación 5. Factor de venteo de saturación de vapor, ks ............................................ 66 Ecuación 6. Densidad del vapor almacenado, wv. ....................................................... 66 Ecuación 7. Pérdida de trabajo, lw................................................................................ 68 Ecuación 8. Factor de pérdida de trabajo por movimiento, kn. ..................................... 68 Ecuación 9. Fijación del factor de corrección, kb. ......................................................... 69 Ecuación 10. Diámetro, de. .......................................................................................... 69 Ecuación 11. Altura, he. ............................................................................................... 70 Ecuación 12. Factor de corrección de ajuste de venteo .............................................. 72 Ecuación 13. Merma del espacio de vapor .................................................................. 73 Ecuación 14. Merma del techo, hro............................................................................... 73 Ecuación 15. Altura del techo del tanque, hr. .............................................................. 74 Ecuación 16. Temperatura máxima y mínima diaria del ambiente, tax, tan .................... 77 Ecuación 17. Temperatura promedio diario del ambiente, taa. ...................................... 77 Ecuación 18. Rango diario de temperatura ambiente, ∆ta............................................ 77 Ecuación 19. Absorción solar de la superficie del tanque, α. ....................................... 78 Ecuación 20. Temperatura del líquido a granel, tb. ...................................................... 79 Ecuación 21. Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, tla. .................. 80 Ecuación 22. Rango diario de la temperatura del vapor, ∆tv ........................................ 81 Ecuación 23. Temperatura diaria máxima de la superficie del líquido, tlx. .................... 82 Ecuación 24. Temperatura diaria mínima de la superficie del líquido, tln...................... 82 Ecuación 25. Presión de vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido, pvx. ............................................................................................................................... 83 viii Ecuación 26. Presión de vapor a la temperatura media diaria de la superficie del líquido, pva- ............................................................................................................................... 84 Ecuación 27. Presión de vapor a la temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, pvn. ............................................................................................................................... 84 Ecuación 28. Constantes a y b en función de la presión de vapor reid.Error! Bookmark not defined. Ecuación 29. Presión de destilación astm-d86 al 10%, s. ............................................ 84 Ecuación 30. Constantes a y b en función de la presión de vapor reid ........................ 86 Ecuación 31. Ecuación no 31. Presión de vapor a la temperatura máxima diaria de la superficie del líquido, pvx. ............................................................................................. 88 Ecuación 32. Presión de vapor a la temperatura media diaria de la superficie del líquido, pva. ............................................................................................................................... 88 Ecuación 33. Presión de vapor a la temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, pvn. ............................................................................................................................... 88 Ecuación 34. Rango diario de presión de vapor de almacenaje, ∆ pv .......................... 89 Ecuación 35. Rango de ajuste de la presión de venteo del respiradero, ∆pb................ 90 Ecuación 36. Factor de saturación de vapor venteado, ks............................................ 92 Ecuación 37. Densidad de vapor condensado almacenado, wvc. ................................. 92 Ecuación 38. Índice de rotación de existencias, en un volumen de negocios por año, n. .................................................................................................................................... 95 Ecuación 39. Índice de rotación de existencias, en un volumen de negocios, kp.......... 95 Ecuación 40. Volumen del espacio del vapor del tanque, vv. ...................................... 97 ix ÍNDICE DE ILUSTRACIÓN Pág. Ilustración 1. Refinería gualberto villarroel. ....................................................... 22 Ilustración 2. Tanque n° 2931 ypfb – logística. ............................................... 104 x ÍNDICE DE GRÁFICO Pág. Grafico 1. Despachos cisternas de gasolina especial –planta cochabamba ... 107 Grafico 2. Recepción cisternas de gasolina especial –planta cochabamba .... 108 Grafico 3. Producción gasolina especial (m3) – gestión 2012 ........................ 111 xi ÍNDICE DE ANEXOS Pág. Anexo 1. Especificaciones n° 2 - gasolina especial ........................................ 113 Anexo 2. Especificaciones n° 17 - gasolina especial ...................................... 113 Anexo 3. Certificado de verificación de y.p.f.b. Logística s.a. ........................ 115 Anexo 4. Certificado de calidad” y.p.f.b. Refinación s.a. De la refinería .......... 116 Anexo 5. Hoja de seguridad para gasolina especial, publicada el 30 de enero del ........................................................................................................................ 117 Anexo 6 ........................................................................................................... 128 xii 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. xiii NRF : Norma de Referencia de PEMEX. PEMEX : Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. AISC : American Institute of Steel Construction (Instituto Americano de Construcciones de Acero). h : Hora. ISO : Internacional Organization for Standardization (Organización Internacional de Normalización). kg/cm2 : Kilogramos por centímetro cuadrado. kg/m2 : Kilogramos por metro cuadrado. kg/dm3 : Kilogramos por decímetro cúbico. kPa : Kilo Pascales. Kpsi : Miles de libras por pulgada cuadrada. lb/pulg2 : Libras por pulgada cuadrada. lbf/pulg2 : Libras fuerza por pulgada cuadrada lb/pie2 : Libras por pie cuadrado. m : Metros. mm : Milimetros. mils : Milésimas de pulgada MPa : Mega Pascales. N : Newtons NPS : Tamaño Nominal de la Tubería. Pa : Pascales. pulg : Pulgada. S.I. : Sistema Internacional t : Espesor U.S. : Unidades Inglesas usuales % : Por ciento. < : Menor o igual que. < : Menor que μm :Micras xiv YPFB : Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Psi : Libras por pulgada cuadrada xv CAPITULO I INTRODUCCIÓN La industria petrolera siempre ha estado enfrentada con el problema de proveer almacenamiento a bajo costo para el crudo y en general para los productos refinados del petróleo, lo que está íntimamente asociado a no tener una pérdida muy grande debida a la evaporación u operación de tanques de almacenamiento. A pesar de que estas pérdidas han sido reducidas progresivamente, por medio de mejoras en la construcción y en las operaciones de los tanques de almacenamiento, en algunas instalaciones de almacenamiento, todavía son elevadas. Es primordial controlar las pérdidas por evaporación, para ello es necesaria la selección de un tipo apropiado de tanques de techo fijo con techo flotante interno, que han sido diseñados para bajar las perdidas y por ello es necesario mantenerlos en buenas condiciones para que cumplan su cometido. La selección de tanques se basa usualmente en estudios comparativos, en los cuales se evalúa la reducción de evaporación contra el mayor costo de los varios tipos de tanques que sean más eficientes en el control de la evaporación. Las pérdidas por evaporación no se pueden eliminar completamente, pero se pueden reducir sustancialmente en la mayoría de los casos con mejor mantenimiento de los respiraderos, sellos de caucho, escotillas, techos y pinturas adecuadas, con cambios en la construcción de techos, procedimientos de almacenamiento y operaciones adecuadas. ANTECEDENTES 16 Antecedente General. Los tanques de almacenamiento atmosférico representan para la industria petrolera, activos de significativa importancia, los cuales forman parte indispensable en los procesos de producción, refinación y transporte de crudos y sus derivados, y revisten un interés estratégico en cuanto al inventario, que permite definir en gran medida la flexibilidad operacional de las instalaciones. Estos tanques diseñados conforme al API-650 pueden ser de techo fijo o flotante, dependiendo la selección, de uno u otro, de la presión de vapor y el punto de inflamación de los productos a ser almacenados, tomando como aspectos fundamentales el control de mermas y la seguridad contra incendios. Antes de la invención de los techos flotantes, los tanques de techo fijo eran el estándar de la industria. Pero en ellos se producían gran cantidad de pérdidas de productos por evaporación cuando la presión de vapor de éstos era relativamente alta. Las pérdidas por evaporación, en los tanques atmosféricos de techo fijo, son fundamentalmente ocasionadas en las operaciones de llenado y vaciado (pérdidas por movimiento). Durante el llenado, los vapores en el espacio libre interior del tanque son desalojados al ambiente y luego con el vaciado se succiona aire, hacia el interior del tanque, propiciando nueva evaporación. A mediados de los años 30 se comenzó a utilizar el techo externo flotante como una solución efectiva al problema de las mermas, pues este al estar en contacto con el producto elimina la superficie libre de líquido evitando la evaporación, pero debe resistir la acción del ambiente: lluvia, sol, nieve, etc., esto lo convierte en una estructura sumamente pesada y que necesita dispositivos especiales para su operación (sellos, drenajes, protecciones, etc.). Es bien conocido por los operadores y el personal responsable del mantenimiento, los inconvenientes que genera las inclemencias del ambiente: el agua de lluvia que 17 se escurre por las paredes a través de los sellos contamina el producto y trae consigo actividades adicionales para los operadores, esa misma agua se acumula en algunas zonas del techo y en presencia de cloruros son un excelente agente de corrosión, que también conjuntamente con la radiación solar deterioran la pintura trayendo consigo costos de mantenimiento importantes. No está de más mencionar los problemas que acarrea el sistema de drenaje del techo, que ocasionalmente falla, obligando a sacar el tanque de servicio para su reparación o reemplazo; esto también ocurre con el sello perimetral que no escapa a estas situaciones. Además de los techos externos flotantes, otra opción estudiada consideraba un TECHO FLOTANTE INTERNO de acero, que requiere ser combinado con un techo fijo. Aunque eran estructuras más livianas, fáciles de operar y mantener el costo de construir el techo fijo en acero hizo que el flotante externo se impusiera básicamente por su más bajo costo. Pruebas posteriores a partir de los años '60, usaron materiales más económicos como los plásticos, en la fabricación de una membrana flotante sobre el líquido para contener los vapores. Problemas de compatibilidad y resistencia llevaron finalmente al uso del ALUMINIO, como material alternativo, además la modularización, estandarización y producción en masa hizo aún más económicas las membranas. En los últimos años el desarrollo de los TECHOS FLOTANTES DE ALUMINIO, las ha llevado a ser estructuras más resistentes y duraderas, manteniendo su bajo costo y convirtiéndolas en la solución más efectiva para el control de mermas en la actualidad. Por estar bajo un techo fijo, no está expuesta a lluvia, polvo ni el sol, lo que garantiza la no contaminación del producto y mayor vida útil del sello, así como también las pérdidas por evaporación son menores que en el caso del techo flotante externo, pues el techo fijo rompe el efecto vacío que deja el viento al pasar sobre el tope del tanque, el cual induce las pérdidas a través del sello. 18 Su bajo peso y construcción modular lo hacen fácil de instalar y mantener, además de las ventajas de durabilidad que se obtienen del uso del aluminio aún en los productos más corrosivos. La principal importancia de esto, radica en que su construcción, le permite ser aplicada a tanques existentes con muy poca o ninguna modificación. Antecedente especifico. En la actualidad en Bolivia YPFB Logística, es propietaria de 19 plantas de almacenaje instaladas y 98 tanques distribuidos en ocho departamentos del país, excepto Pando, de las cuales 16 (plantas) se encuentran en operación. Estos, prestan el servicio de recepción, almacenamiento y despacho de productos refinados de petróleo (diesel oíl, gasolina especial, gasolina Premium, jet fuel, gasolina de aviación y kerosén). PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Los tanques atmosféricos de techo fijo, al tener venteos directos a la atmósfera, causan emisiones significativas de productos volátiles por variaciones en presión, temperatura y nivel del líquido. 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. 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 19 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: FIGURA 1. Árbol de problemas. Perdidas económicas por Contaminación al Incremento en el emisiones continuas de medio ambiente riesgo de accidentes gasolina especial en en el ambiente laboral YPFB Emisiones de compuestos orgánicos volátiles del almacenaje de gasolina especial en el tanque atmosférico de techo fijo № 2931 de Y.P.F.B. Logística. Diseño Deficiente Poco control en inadecuado. aplicación de la regulaciones técnica de vigentes de llenado y vaciado protección del tanque. ambiental FUENTE: Elaboración propia. 20 OBJETIVOS 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. Objetivos específicos. Realizar estudios de diagnóstico del tanque № 2931 de Y.P.F.B. Logística, mercado interno para la gasolina especial y perdida 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. 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 21 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. 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. 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. 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”. 22 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. 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. 23 TABLA 1. Coordenada geográfica Coordenadas Latitud 17°27'5.35"S Longitud 66° 7'22.09" O FUENTE: Elaboración propia. 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. 2 24 CAPITULO II MARCO TEORICO 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. CARACTERISTICAS DE LA GASOLINA ESPECIAL 25 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 “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) 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. 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. 26 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. Tanques de almacenamiento según su presión de diseño Atmosféricos y baja presión: p <= 2,5 psig. o Techo fijo. o Techo flotante. o Tope abierto. Media presión: 2,5 < p < o = 15 psig. o Refrigerados. o No refrigerados. Presurizados: p > 15 psig. 27 o Cilindros. o Esferas. Para tanques de almacenamiento a presiones atmosféricas o bajas presiones y de tamaños relativamente grandes se utilizan las reglas de construcción y diseño de uno de los siguientes códigos. NORMA API API 650: es la norma que fija la construcción de tanques soldados para el almacenamiento de petróleo. La presión interna a la que pueden llegar a estar sometidos es de 15 psig, y una temperatura máxima de 90 °C. Con estas características, son aptos para almacenar a la mayoría de los productos producidos en una refinería. Hay otras además de esta (API 620, API 12B, etc.) 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. 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. 2.3.3.1 Techo Fijo 28 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. FIGURA 2. Tanque de techo fijo FUENTE: Mantenimiento de Terminales y Depósitos PETROCOMERCIAL 2.3.3.2 Techo Externo Flotante 29 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. 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 30 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 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 31 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. 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. 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. 32 FIGURA 4. Diagrama esquemático de la función del sello FUENTE: Tipos de tanques de almacenamiento; www.petroblogger.com 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. 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 33 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 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. 34 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. FIGURA 6. Tanque Techo Flotante Interno 35 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 coronamiento. Tipos de Membrana para tanques a) Membrana interna flotante tipo panal de abeja (perforadas o no perforadas).- Membranas internas flotantes tipo emparedado (sándwich), los módulos tipo panel incluyen un núcleo panal de abeja, sin embargo, las celdas del núcleo de panal internas en el módulo del panel no son consideradas como compartimiento para fines de inspección o requerimientos de diseño de flotación. Estas membranas están en completo contacto con la superficie líquida y son construidas de aleaciones de aluminio. 36 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. 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. 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 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. 37 La pérdida por evaporación de accesorios del techo correctamente sellados es insignificante en comparación a la pérdida permanente y la pérdida por trabajo. 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 Measurement La 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 respiradero y circulación de productos hasta el máximo de seguridad en el trabajo de presión o vacío del tanque. 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 38 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. FIGURA 8. Escotilla de medición o Hueco de aforo FUENTE: Mantenimiento de Terminales y Depósitos YPFB Tubo de aforo. Tubo perforado que se extiende desde el fondo del tanque, hasta la boca de aforo. 39 El borde superior deberá ser el nivel para tomar las medidas y se convierte en el punto de referencia del tanque. Plataforma de aforo. Es una estructura instalada en la parte superior del tanque desde donde se efectúan los aforos oficiales en forma segura. 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”. 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. 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) 40 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. 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. 2.3.5.3 Superficie exterior del tanque. 41 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. 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. 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. Válvula de Drenaje. Válvula mediante la cual se realizan las operaciones de drenaje del tanque. 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. 42 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. 2.3.5.6 Válvulas. Válvula Principal. Válvula mediante la cual se llevan a cabo las operaciones de llenado y vaciado de los tanques. 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. 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. Gato (Externa). 43 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. CARACTERISTICAS DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO 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. 44 A-285.- PLACA DE ACERO AL CARBÓN CON MEDIO Y BAJO ESFUERZO A LA TENSIÓN. 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. 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. 45 A-194.- GRADO 2H. MATERIAL PARA TUERCAS A ALTA TEMPERATURA Y DE ALTA RESISTENCIA. A-307.- GRADO B. MATERIAL DE TORNILLOS Y TUERCAS PARA USOS GENERALES. 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. TABLA 2. Máximo contenido permisible de aleación. 46 Análisis de calor Aleación Notas (porcentaje) Columbium 0,05 1;2;3 Vanadio 0,10 1;2;4 Columbium (<0,05%) más 0,10 1;2;3 vanadio 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.)]. 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 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 47 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. TABLA 3. Requerimientos de diversos estándares para tanques de fondo plano A.P.I. 650 A.P.I. 620 A.N.S.I Apéndice Apéndice Apéndice Apéndice AWWA Básico Básico B96.1 A F R Q Presión Interna 0,17 Atm. Atm. 1 Kg/cm2 1 Kg/cm2 1 Kg/cm2 Atm. Atm. Máxima Kg/cm2 Temperatura (-) 28,8 (-) 45,5 (-) 54,4 NS NS (-) 167 °C (-) 28,8 °C (-) 48,3 °C Mínima °C °C °C Temperatura 93,3 °C 93,3 °C 93,3 °C 93,3 °C (-)40 °C 93,3 °C 204 °C RT Máxima Espesor Máximo del 44,4 cm 12,7 cm 44,4 mm. NS NS NS NS 50,8 mm. cuerpo Espesor Mínimo del cuerpo D < 15.2 m. 4,76 mm. 4,76 mm. 4,76.mm 15.2 m.< D > 6,35 mm. 6,35 mm. 6,36 mm. 36.5 m. 36.5 m < D > 7,93 mm. 7,93 mm. 7,93 mm. 60.9 m. D > 60.9 m. 9,52 mm. 9,52 mm. 9,52 mm. Espesor Mínimo del 4,76 mm. NS 4,76 mm. 4,76 mm. Techo Espesor Máximo del 6,35 mm. + CA NS 6,35 mm. NS Techo 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 10.6 m. < D > 50,8 mm. X 50,8 mm. X 6,35 mm. NS 63,5 mm. x 63,5 mm. x 7,93 mm. NS 18.2 m. 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 48 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). 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” podrá 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. 49 FIGURA 10. Soldaduras típicas FUENTE: Norma API 650. FIGURA 11. Tipos de soldaduras en U y V FUENTE: Norma API 650. 50 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 soportado por una base de concreto, arena o asfalto, los cuales soportarán el peso de la columna del producto; además, la función del fondo es lograr la hermeticidad para que el producto no se filtre por la base. Teóricamente, una placa delgada de metal calibre 16 o menor es capaz de soportar la flexión y la carga de compresión que se genera en la periferia del fondo por el peso del cuerpo que descansa sobre esta sección, pero para prevenir deformaciones al soldar, se usarán placas que tengan un espesor mínimo nominal de 6,3mm. (1/4 pulg.),; 49,8 Kg/m2 (10,2 lb/pie2). El fondo tendrá que ser de un diámetro mayor que el diámetro exterior del tanque, por lo menos, 51 mm. (2 pulg.) más en el ancho del filete de soldadura de la unión entre cuerpo y el fondo. Las placas con las que se habilite el fondo deberán tener preferentemente un ancho de 1.829 mm. (72 pulg.). El cuerpo del tanque puede estar soportado directamente por el fondo o por una placa anular. 51 Generalmente los fondos se forman con placas traslapadas, esto se hace con el fin de absorber las deformaciones sufridas por el fondo si las placas fueran soldadas al tope. Cuando se requiere el uso de la placa anular, ésta deberá tener un ancho radial (en cm.) de acuerdo a lo que indique la fórmula siguiente, pero no menor de 610 mm. (24 pulg.) entre el interior del tanque y cualquier cordón de soldadura, dejando de proyección exterior 51 mm. (2 pulg.). Techos. Como se mencionó anteriormente, los tanques de almacenamiento pueden clasificarse por el tipo de cubierta en: a) De techos fijos: (De cono, domo y sombrilla) Soportados (mediante estructura) Auto soportados (para el caso de techos cónicos de tanques de gran diámetro). b) De techos flotante. Los techos son diseñados para soportar una carga viva de por lo menos, 1,76Kg/cm2 ó (25lb /pie2), más la carga muerta ocasionada por el mismo. Las placas del techo tendrán un espesor mínimo nominal de 4,7 mm. (3/16 pulg.) O lámina calibre 7. Todos los miembros estructurales internos y externos de techos soportados tendrán un espesor mínimo nominal de 4,32 mm. (0,17 pulg.) en cualquier componente de estos. 52 2.4.4.1 Techo cónico auto soportado. Son empleados en tanques relativamente pequeños. Este consiste en un cono formado de placas soldadas a tope. Estos techos son diseñados y calculados para tanques que no exceden de un diámetro de 18.288 mm. (60 pies), pero es recomendable fabricar estos en un diámetro máximo de 12.192mm (40 pies). Los techos cónicos auto soportados tendrán como máximo una pendiente de 37°, y como mínimo 9,5°, con respecto a la horizontal. El espesor estará determinado por la siguiente expresión, pero no deberá ser menor de 4,76 mm. (3/16 pulg.), y no mayor de 12,7 mm. (1/2 pulg.). 2.4.4.2 Techo tipo domo y sombrilla. Se caracterizan por ser un casquete esférico el cual está formado por placas soldadas a traslape o a tope. Los techos de tipo sombrilla son una variedad del tipo domo el cual solo conserva el abombado sobre el eje vertical ya que sobre el eje circunferencial tiene semejanza con el tipo cónico. 2.4.4.3 Techos cónicos soportados. Se usan generalmente para tanques de gran diámetro, soportadas por una estructura, compuesta de columnas, trabes y largueros. Las trabes formarán polígonos regulares múltiplos de cinco y en cada arista de estos se colocará una columna. 53 Esfuerzo máximo de tensión. • Para placas roladas en su sección neta, 1.406 Kg /cm2 (20.000lb/pulg2). • Para soldadura con penetración completa en áreas de placa delgada, 1.266 Kg /cm2 (18.000 lb/pulg2). • Para acero rolado, donde se previene la flexión lateral, 1.406 Kg/cm2 (20.000 lb/pulg2). • Para soldadura con penetración completa en áreas de placa delgada 1.406 Kg /cm2 (20.000 lb/pulg2). Esfuerzo máximo de corte. Para soldaduras de filetes, tapones, ranuras, penetración parcial, el esfuerzo permitido en el área de la garganta será como máximo de 956 Kg /cm2 (13.600 lb/pulg2). En el área del espesor de alma de vigas y trabes donde el peralte del alma de la viga no sea mayor de 60 veces el espesor de esta o cuando el alma es adecuadamente reforzadas, el esfuerzo no debe exceder de 914 Kg/cm2 (13.000 lb/pulg2). Diseño de techo flotante. Los techos flotantes tienen como objeto la finalidad de eliminar la cámara de aire comprendida entre el espejo de líquido y el techo, con la finalidad de que el fluido no se evapore, causando riesgos tanto para la seguridad del tanque como para el medio ambiente, así como un decremento considerable en el volumen almacenado en el tanque. 54 Los materiales considerados podrán ser: Acero al carbón, aluminio conforme a los requerimientos de la sección dos del ANSI/ASME B96.1, acero inoxidable (ASTM A-240 acero austenítico); el impermeabilizante y cubierta plástica deben tener un espesor no mayor de 0,100 pulgadas de acuerdo con ASTM E84. En el caso de que el sello sea una zapata metálica en contacto con el cuerpo del tanque, tendrá que estar galvanizada si ésta es de acero al carbón con un espesor mínimo nominal del calibre 16 y G90 de revestimiento. Todo techo flotante interno estará flotando para soportar por lo menos dos veces su peso muerto. Los techos sotechados, doble plataforma, y híbridos serán capaces de flotar si adicionar daños después que cualquiera de dos compartimientos y la plataforma sean pinchados. Constan de una membrana solidaria al espejo de producto que evita la formación del espacio vapor, minimizando pérdidas por evaporación al exterior y reduciendo el daño medio ambiental y el riesgo de formación de mezclas explosivas en las cercanías del tanque. El techo flotante puede ser interno (existe un techo fijo colocado en el tanque) o externo (se encuentra a cielo abierto). En cualquier caso, entre la membrana y la envolvente del tanque, debe existir un sello. Los nuevos techos internos se construyen en aluminio, y se coloca un domo geodésico como techo fijo del tanque. Las ventajas que presenta el domo con respecto a un techo convencional son: 55 • Es un techo auto soportante, es decir, no necesita columnas que lo sostenga. Esto evita el tener que perforar la membrana. • Se construye en aluminio, lo cual lo hace más liviano. • Se construyen en el suelo y se montan armados mediante una grúa, evitando trabajos riesgosos en altura. Pontones: son cilindros estancos que flotan sobre el espejo de producto y sustentan al techo. No deben ser un componente estructural del techo sometido a esfuerzos, ya que esto produciría su pinchadura y posterior hundimiento. Membranas: como alternativa a los pontones, se pueden colocar membranas de contacto total. Estas evitan el espacio vapor que queda entre el líquido y el techo flotante con pontones. Pueden ser de aluminio o polímeros patentados. Sellos: se encargan de minimizar las fugas de vapores en la unión entre el techo flotante y la envolvente del tanque. Hay distintos tipos y para obtener buenos resultados se coloca un sello primario y uno secundario. El sello primario, que es indispensable, puede ser del tipo panto gráfico de zapata o de espuma montada en fase líquida. El sello secundario se monta sobre el primario y puede tener rodamientos que apoyen contra la pared del tanque. ÁREAS Y TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE PRODUCTOS INFLAMABLES Y COMBUSTIBLES. Clasificación de líquidos inflamables y líquidos combustibles. Líquidos inflamables Clase IA Líquidos con temperatura de inflamación inferior a 22,8 ºC, cuya temperatura de ebullición sea menor a 37,8 ºC. 56 Clase IB Líquidos con temperatura de inflamación inferior a 22,8 ºC, pero cuya temperatura de ebullición sea mayor o igual a 37,8 ºC. Clase IC Líquidos con temperatura de inflamación entre 22,8 y 37,8 ºC. Líquidos combustibles: Clase II Líquidos con temperatura de inflamación igual o mayor a 37,8 ºC, pero menor a 60 ºC. Clase III A Líquidos con temperatura de inflamación igual o mayor a 60 ºC, pero menor a 93 ºC. Clase III B Líquidos con temperatura de inflamación de 93 ºC y mayores. FIGURA 12. Clasificación de líquidos inflamables o combustibles. FUENTE: NRF-015-PEMEX-2008 57 Diques de contención. Se deben diseñar para contener y resistir la presión lateral que les pueda transmitir la altura hidrostática, considerando el líquido almacenado como agua, deben ser construidos de concreto armado, en función del tipo de suelo y la zona sísmica del lugar. 2.5.2.1 Altura del muro. a) Su altura con respecto al piso de la calle, no debe ser mayor de 1,80 m ni menor de 1,20 m. b) Su altura con respecto al piso interior del dique de contención, no debe exceder de 1,80 m. c) Cuando por limitaciones particulares de la topografía del terreno o limitaciones de espacio la altura del dique de contención puede exceder 1.8 m con respecto al piso interno del dique, con la aprobación del Área responsable del Organismo Subsidiario correspondiente. FIGURA 13. Muro de contención FUENTE: NRF-015-PEMEX-2008. 58 2.5.2.2 Pisos de patios interiores de diques de contención. Cualquier superficie de los patios internos de diques de contención, deben ser de concreto armado con una pendiente de 1 (uno) por ciento como mínimo, que permita el libre escurrimiento de líquidos hacia los registros de drenaje pluvial. Los pisos interiores de los diques de contención de tanques de almacenamiento que contengan líquidos inflamables o combustibles, se deben construir de manera que no permita la contaminación del subsuelo, en caso de derrame. 2.5.2.3 Seccionamiento de patios interiores de diques de contención. Los tanques de almacenamiento de líquidos inflamables con capacidades de 8.745 m3 y mayores, deben tener diques de contención individuales. Tanques de menor capacidad que contengan los mismos productos, pero cuya capacidad colectiva no exceda a los 11.925 m3, se pueden localizar dentro de un mismo dique de contención. Para el caso de líquidos combustibles, almacenados en tanques de 8.745 m3 y de mayor capacidad, deben contar con dique de contención individual. Los tanques menores de 8.745 m3 que contengan estos productos, se pueden localizar dentro de un mismo dique de contención, hasta una capacidad colectiva que no exceda de 19.080 m3. Cada tanque de almacenamiento de baja presión (servicio criogénico), debe contar con dique de contención individual. No deben compartir un mismo dique de contención, tanques que contienen productos que puedan producir reacciones peligrosas entre sí. El patio interior de diques de contención que alberguen varios tanques de almacenamiento, se debe subdividir con muros intermedios de concreto armado de 59 0,45 m de altura para cada tanque, para evitar que pequeños derrames, puedan poner en peligro la integridad de los tanques adyacentes dentro del recinto. Los muretes se deben diseñar para resistir la presión lateral que les pueda transmitir la altura hidrostática, considerando el líquido almacenado como agua. Cada una de las subdivisiones señaladas, debe tener un sistema de drenajes pluvial y aceitoso independientes. FIGURA 14. Sistema de drenaje pluvial y aceitoso FUENTE: NRF-015-PEMEX-2008 2.5.2.4 Drenajes. Los patios internos de los diques de contención, deben contar con sistemas independientes de drenaje pluvial y aceitoso mediante los cuales, sea posible el manejo selectivo de los efluentes para descargarlos en las tuberías troncales de drenaje pluvial o aceitoso, según sea el caso. Los drenajes se deben construir de manera que no produzcan filtraciones al subsuelo y su diseño, debe permitir la limpieza de los depósitos y sedimentos. Los pisos internos de los diques de contención, deben tener zonas de escurrimiento con pendientes, parte-aguas o canaletas, que aseguren la captación total de las aguas en los registros pluviales. El patio interno de los diques de contención de 60 cada tanque de almacenamiento atmosférico, debe contar como mínimo con un registro de drenaje pluvial. Capacidad de contención. La capacidad volumétrica de los diques de contención que en su interior alberguen un solo tanque de almacenamiento, debe ser igual o mayor a la capacidad total nominal del tanque. Para diques de contención que en su interior alberguen varios tanques de almacenamiento, la capacidad volumétrica mínima, debe ser la necesaria para contener la capacidad total nominal del tanque mayor, más el volumen que otros tanques ocupen hasta la altura que tenga el muro de contención, por la parte interior del dique, más el volumen de otras construcciones que ocupen un espacio en el interior del dique de contención. Cuando las condiciones topográficas del lugar o las dimensiones del terreno disponible, no permitan cumplir con los requerimientos de capacidad volumétrica establecidos en los dos incisos anteriores, es necesario llevar a cabo, un estudio de riesgos para determinar alternativas de solución para cada caso en particular, en donde participe personal del área responsable del diseño y construcción de las instalaciones y, en su caso, de la dependencia de Seguridad Industrial y Protección Ambiental del Organismo Subsidiario correspondiente. Detalles de análisis de pérdidas 2.5.4.1 Pérdida por evaporación Las pérdidas totales por evaporación desde un tanque de techo fijo es la suma de la pérdida permanente por almacenamiento y la pérdida de trabajo. La pérdida por evaporación de tanques de techo fijo puede dividirse en dos categorías, la pérdida permanente por almacenamiento y la pérdida de trabajo. 61 2.5.4.2 Pérdidas Mecánicas Cada líquido almacenado tiene una presión de vapor limitado, depende de la temperatura de la superficie y la composición del líquido, que produce una tendencia a que el líquido se evapore. A través de la evaporación de los líquidos tienden a establecer un equilibrio de concentración de vapores por encima de la superficie liquida. Bajo condición completamente estática, una concentración de vapor en equilibrio se establecería, tras lo cual además no se produce la evaporación. Sin embargo, los tanques de techo fijo están expuestos a las condiciones dinámicas que perturbar este equilibrio, dando lugar a la evaporación adicional. Estas condiciones dinámicas son responsables de que continúe la evaporación, resultante la pérdida de existencias y emisiones a la atmósfera. La evaporación es el proceso natural en un líquido que se convierte en un vapor. La pérdida por evaporación se produce cuando el vapor se escapa a la atmósfera. 2.5.4.3 La pérdida permanente por almacenamiento La pérdida permanente de almacenamiento es la pérdida por evaporación del vapor almacenado resultante de la expansión térmica y de la contracción de mezcla aire- vapor del tanque resultante del ciclo diario de calentamiento. Esta pérdida también se conoce como la pérdida por respiración y ocurre sin ningún cambio del nivel de líquido en el tanque. 2.5.4.4 Pérdida de trabajo La pérdida de trabajo es la pérdida por evaporación del vapor almacenado resultante de un cambio de nivel de líquido en el tanque, e incluye tanto la pérdida por llenado y de la pérdida por vaciado. La pérdida por trabajo se producirá durante el llenado, si la presión del espacio de vapor es superior al ajuste de venteo y los vapores son expulsados. Si la presión al 62 comienzo del llenado es menor que la presión de ajuste de venteo, la mezcla aire- hidrocarburos será comprimida durante el llenado, Los hidrocarburos se condensan manteniendo casi constante a una presión parcial. Una cierta fracción del espacio de vapor, este espacio puede ser llenado con líquido antes de que se abra el respiradero, por lo tanto, disminuye la pérdida por trabajo. Como continúa llenándose, la presión total en última instancia es igual a la presión a la cual válvula de alivio se abre, dando lugar a la evacuación. Asumiendo que no hay cambio de temperatura, ya sea en el líquido o en el vapor durante el periodo de llenado, el resto de líquido entra en el tanque sustituyendo a un volumen igual de vapores descargados desde el respiradero. 2.5.4.5 Mecanismos de pérdidas permanentes por almacenamiento Varios mecanismos están implicados en la pérdida por evaporación durante el almacenamiento permanente. La principal fuerza motriz para la pérdida permanente por almacenamiento de un tanque de techo fijo es el ciclo diario de calentamiento, lo que provoca que el espacio del vapor en el tanque aumente la temperatura durante el día y disminuya durante la noche. Esta causa de calentamiento la mezcla de aire-vapor en el tanque el espacio de vapor se expanda y aumente la presión de vapor de venteo PV, momento en el que es venteado desde el tanque el espacio de vapor, lo que resulta en pérdida por evaporación. 2.5.4.6 Pérdida por trabajo Mecánico La pérdida por trabajo mecánico se debe al efecto combinado de pérdida por llenado y la pérdida de vaciado. Mecanismo de Pérdida por llenado Durante el llenado del tanque, como el nivel de líquido aumenta, la mezcla aire- vapor en el espacio de vapor del tanque es comprimido hasta que su presión llega a la presión de vapor de venteo PV. En esta condición, el respiradero se abre y la 63 mezcla de aire-vapor es expulsado del espacio de vapor del tanque manteniendo la presión del espacio de vapor cerca de la presión de alivio. A medida que se llena de producto el tanque, el grado de saturación en el vapor venteado se aproxima la condición de saturación. El grado de saturación en el vapor venteado depende del intervalo de tiempo entre el proceso de llenado del tanque y el proceso previo de vaciado del tanque, durante el cual, periodo de tiempo de almacenaje trató de establecer condiciones de equilibrio en el espacio de vapor del tanque. Mecanismo por Pérdida de vaciado Durante el vaciado del tanque, como el nivel de líquido disminuye, la presión de la mezcla aire-vapor de la mezcla en el espacio de vapor del tanque disminuye. Cuando la presión llega al ajuste de presión de vacío de venteo PV, el aire entra al espacio de vapor del tanque a través de la PV de venteo. Durante un rápido proceso de vaciado, el volumen de existencias eliminado del tanque es aproximadamente igual al volumen de aire que entra en el espacio de vapor del tanque. ECUACIONES PARA EL CALCULO DE PERDIDAS POR EVAPORACIÓN DE TANQUES DE TECHO FIJO. Ecuaciones. Los procedimientos para estimar las pérdidas totales anuales por evaporación en almacenamiento o el equivalente a las emisiones de vapor de hidrocarburos a la atmosfera, la volatilidad de las existencias almacenadas en tanques de techo fijo, se describen en este punto. La pérdida total, es la suma de la pérdida permanente por almacenamiento, y la pérdida de trabajo. 64 ECUACIÓN 1. Pérdida total, LT FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. Las siguientes condiciones suponen en el cálculo los procedimientos presentados: a) El tanque es un cilindro vertical (para tanques cilíndricos horizontales). b) El líquido almacenado tiene una presión de vapor real no superior a 0,1 psi. c) Las aberturas o respiradores se han fijado en alrededor de ± 0,03 libras (0,5 oz) por pulgada cuadrada. 2.6.1.1 Pérdida permanente de almacenamiento, LS: La siguiente es la información mínima para calcular la perdida permanente de almacenamiento: a) Diámetro del tanque. b) Altura del tanque. c) El tipo de techo del tanque (techo cónico o domo). d) La superficie exterior del color del tanque. e) La ubicación del tanque. f) El tipo de almacenamiento. g) La temperatura de líquido almacenado a granel. h) La presión de vapor de almacenamiento (o presión de vapor Reíd de almacenaje). i) Nivel de líquido almacenado. Para mejorar las estimaciones de pérdidas permanentes por almacenamiento puede ser obtenido a través del conocimiento de alguna o de toda la siguiente información adicional. a) La pendiente del tanque de techo cónico o radio del domo del techo. 65 b) La presión de venteo de respiración y puntos de vacío. c) El promedio diario de la temperatura ambiente. d) El rango diario de la temperatura ambiente. e) La insolación solar total diaria sobre una superficie horizontal. f) La presión atmosférica. g) El peso molecular del vapor almacenado. h) La temperatura de la superficie del líquido almacenado. La pérdida permanente de almacenamiento, LS, se refiere a la perdida de vapores de almacenaje en la que ocurre como consecuencia del espacio de vapor de los tanques para respirar. La pérdida permanente de almacenamiento se puede estimar a partir de la ecuación 2: ECUACIÓN 2. Pérdida permanente de almacenamiento, LS. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. Dónde: KE, HVO, KS y W V son calculadas a partir de ecuaciones 3, 4, 5, y 6, respectivamente, y el diámetro del tanque, D, está especificado por el usuario. ECUACIÓN 3. Factor de expansión de espacio de Vapor, KE. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement Una estimación más precisa de KE se puede obtener mediante la ecuación 3a cuando el factor de absorción solar (α) es conocido para el tanque fuera de la superficie de color y el promedio diario máximo y mínima de temperatura ambiente (TMAX y TMIN) y de la insolación solar total diaria (I) son conocidas por la ubicación del tanque (con el fin de calcular el rango de temperatura diaria de vapor, ∆T V, desde la ecuación 22a). 66 Dónde: ∆TV = Rango diario de la temperatura del vapor, en °R. ECUACIÓN 4. Espacio de vapor corte de luz, HVO. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. Dónde: HS =Altura de la estructura de vapor, en Pies. HL = Altura del líquido almacenado, en Pies. HRO = Merma del techo, en Pies. ECUACIÓN 5. Factor de venteo de saturación de vapor, KS FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement Dónde: PVA = Presión de Vapor de almacenaje. ECUACIÓN 6. Densidad del vapor almacenado, WV. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement 67 Dónde: MV = Peso molecular del vapor condensado almacenado, en libras por galón. TLA =Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, en grados Rankine. R =Radio. La constante, 365, en la ecuación (2) es el número de eventos que acontece diariamente en un año, y tiene unidades de (año). La constante, 0,04; en la ecuación (3) es adimensional. La constante, 0,0018; en la ecuación (3a) tiene unidades (grados Rankine). La constante, 0,053; en la ecuación 5 tiene unidades de [(libras por pulgada cuadrada absoluta) pies]-1 2.6.1.2 Pérdida de Trabajo, Lw La pérdida de trabajo, Lw puede calcularse a partir de la siguiente información. a) El peso molecular de vapor de almacenaje. b) La presión de vapor de almacenaje (opresión de vapor Reíd de almacenaje). c) El diámetro del tanque y altura máxima de líquido o la cantidad de material anual neto de almacenaje (asociada con el incremento del nivel de líquido). d) El flujo de volumen de venta de existencias. e) El tipo de almacenaje. La mejora en las estimaciones de pérdida de trabajo puede ser obtenido a través de un conocimiento de alguna o toda de la siguiente información adicional: a) La configuración de la presión de venteo. b) La temperatura de la superficie del líquido almacenado. La pérdida de trabajo, Lw se refiere a la perdida de existencias de vapores que se producen como consecuencia del tanque en operación de vaciado y llenado. 68 La pérdida de trabajo puede estimarse a partir de la ecuación (7): ECUACIÓN 7. Pérdida de trabajo, Lw. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. Dónde: N = Índice de rotación de existencias HLX = Altura máxima del líquido almacenado, en pies. KN = Factor de pérdida de trabajo por movimiento KP = Factor de producto. KB = Factor de corrección de venteo. WV = Densidad del vapor almacenado. Si el rendimiento neto anual, Q, se sabe, los términos N, HLX y (π/4) D2 puede ser sustituido por la siguiente equivalencia: Donde la constante, 5.614, tiene unidades de pies cúbicos por barril. El factor de pérdida de trabajo por movimiento, K N, se calcula a partir de Ecuación (8) cuando el índice de rotación de existencias, N, no exceda de 36 tanques por año de volumen de venta, y de Ecuación (8a) si excede de 36 tanques por año. ECUACIÓN 8. Factor de pérdida de trabajo por movimiento, KN. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. 69 Fijación del factor de corrección, KB, es igual a 1, para un rango de ajuste de venteo, Δ PB, no superior a rango típico de ± 0,03 libras (0,5 oz) por pulgada cuadrada. ECUACIÓN 9. Fijación del factor de corrección, KB. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. 2.6.1.3 Casos especiales Tanques horizontales. Si se necesita estimar las emisiones desde un tanque horizontal de techo fijo, la longitud y diámetro del tanque horizontal podrá transformarse en el diámetro y la altura equivalente de un tanque vertical. En primer lugar, asumir que el tanque horizontal es un cilindro. Luego, asumir que el tanque horizontal a la mitad su capacidad total, la superficie del líquido en el tanque describe un rectángulo, con una longitud igual a la longitud del tanque y una anchura igual a la sección transversal del diámetro del tanque. Esta superficie rectangular del líquido en el tanque horizontal puede convertirse en un círculo de igual al área para describir una equivalencia al tanque vertical. El diámetro DE, se calcula a partir de Ecuación 10. ECUACIÓN 10. Diámetro, DE. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. Dónde: L = Longitud horizontal de la cisterna (para tanques con extremos redondeados, utiliza la longitud total). D = Diámetro vertical de una sección transversal horizontal del tanque. 70 La altura, HE es el equivalente del tanque vertical se determina por el cálculo de la altura del tanque vertical que resultará en un volumen cerrado aproximadamente igual de la horizontal, puede ser calculada a partir de Ecuación (11). ECUACIÓN 11. Altura, HE. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. La pérdida permanente de almacenamiento de los tanques horizontales puede ser calculado por sustitución de DE por D y HVO en la Ecuación (2), como se muestra en la Ecuación (2a). Dónde: LS, KE, KS, WV, Se indican en la ecuación 2. Por otra parte, la pérdida permanente de almacenamiento de los tanques horizontales pueden ser calculados sin determinar primeramente DE y HE, si el espacio volumen de la de los tanques horizontales se conoce. Ecuación (2a) se modificara mediante la sustitución de la cabeza del espacio volumen, expresada en pies cúbicos, para el término, [(HE/2) (π/4DE2)], y la permanente pérdida de almacenamiento podría ser calculado. Para tanques subterráneos horizontales, por supuesto que no permanentes de almacenamiento se producen pérdidas (LS = 0) porque la naturaleza de aislamiento de la tierra limita el cambio de temperatura diurna. 71 La pérdida de trabajo de un tanque horizontal puede ser estimada mediante la sustitución de DE en lugar de D, y HE en lugar de HLX, en la ecuación (7). Esta forma modificada la Ecuación (7) se muestra en la Ecuación (7a). Dónde: LW, N, HE, KN, KP, KB, W V, Se indican en la ecuación 7. Por otra parte, la pérdida de trabajo de un tanque horizontal puede calcularse sin determinar primeramente DE y HE, si la cantidad de material neto anual, Q, del tanque horizontal se conoce. Mayor volatilidad de existencias Cuando el líquido almacenado tiene una presión de vapor verdadera superior a 0,1 psi, una estimación más precisa del factor de expansión del vapor, K E, debe calcularse a partir de la ecuación (3b). Donde el rango diario de presión de vapor de almacenamiento, ∆PV puede calcularse a partir de la ecuación (34) o (34a). La pérdida permanente de almacenamiento del tanque de almacenamiento de la mayor volatilidad de existencias luego se calcula a partir de Ecuación (2) utilizando el valor de KE determinada a partir de ecuación (3a). Cuando el cálculo de la ecuación (3a) se obtiene un valor negativo para KE, utiliza como cero el valor de KE. 72 La pérdida de trabajo de un tanque, almacenado líquidos con alta volatilidad se calcula a partir de ecuación (7) sin modificación alguna. Ajuste superior de venteo (Respiradero) Cuando se cumplen las siguientes condiciones, entonces el factor de corrección de ajuste de venteo, KB, podrán determinarse mediante la ecuación (12). Cuando esta condición no se cumple (es decir, el valor de la expresión es menor o igual a 1), usar el valor de 1 para KB para el de la Ecuación (9). Dónde: Entonces: ECUACIÓN 12. Factor de corrección de ajuste de venteo FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement- Dónde: KN = Factor de pérdida de trabajo el volumen de venta (adimensional). PBP = Ajuste de la presión de venteo, medidas en libras por pulgada cuadrada. PA = Presión atmosférica, en libras por pulgada cuadrada absoluta. PVI = Presión de vapor inicial (en operación normal), medidas en libras por pulgada cuadrada. KB = Ajuste del factor de corrección de venteo (adimensional). PVA = Presión de vapor de almacenaje, a la temperatura media diaria de la superficie líquido, en libras por pulgada cuadrada absoluta. 73 La pérdida por trabajo del tanque con un ajuste de venteo alto, es calculado a partir de ecuación (7) usando el valor de KB determinando a partir de la ecuación (2a), si se cumple la condición dada, explica cualquier reducción en las emisiones debido a la condensación de los vapores antes de abrir el respiradero. ECUACIÓN 13. Merma del espacio de vapor Fuente: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. Dónde: HVO = Merma del espacio de vapor, en pies. HS = Altura de la estructura del tanque, en pies. HL = Altura de líquido almacenado, en pies. HRO = Merma del techo (o altura adicional de la estructura equivalente al contenido de volumen bajo el techo), en pies. Techo Cónico Por un techo cónico, merma del techo (o altura adicional de la estructura equivalente al contenido de volumen bajo el techo), HRO, puede calcularse a partir de la ecuación (3b): ECUACIÓN 14. Merma del techo, HRO. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. Dónde: 74 ECUACIÓN 15. Altura del techo del tanque, HR. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. Dónde: HRO = Techo corte de luz (o altura adicional de la estructura equivalente al contenido de volumen bajo el techo), en pies. HR = Altura del techo del tanque, en pies. SR = Pendiente del techo cónico del tanque, en pies por pie. HRO = Radio de la estructura del tanque, en pies. Si la pendiente del techo cónico del tanque, SR, no se conoce, un valor típico de 0,0625 pies por el pie puede ser asumido. Techo Tipo Domo Para un techo tipo domo. La merma del techo (o altura adicional de la estructura equivalente al contenido de volumen bajo el techo), HRO, puede ser determinado a partir del Gráfico 11 o calculada a partir de la Ecuación (14a): Dónde: Dónde: 75 HRO =Merma del techo (o altura adicional de la estructura equivalente al contenido de volumen bajo el techo), en pies. HR = Altura del techo del tanque, en pies. RS = Radio de tanque, en pies. RR = Radio del techo del tanque tipo domo, en pies. El Figura 20 muestra para un techo tipo domo la relación HRO, HR varía desde 0,500 a 0,666. Esto puede ser comparado con la misma relación para un techo cónico que, a partir de la ecuación (14), es un valor constante de 0,333. Sección 3.10.6 de la norma API 650 indica que el techo del tanque tipo domo, R R, varía entre un mínimo del 0,8 D y un máximo de 1,2 D. Si el techo del tanque tipo domo no se conoce, un valor típico de 1,0 D puede asumirse. En este caso, las ecuaciones (14a) y (15a) se simplifica en las ecuaciones (14b) y (15b): Dónde: HRO, HR, RS = Se indican en la ecuación 14a y 15a. 2.6.1.4 Datos meteorológicos, TMAX, TMIN, I Los datos meteorológicos necesarios para estimar la pérdida permanente de almacenamiento, LS, consiste de: a) Temperatura máxima diaria del ambiente, TMAX. b) Temperatura mínima diaria del ambiente, TMIN. c) Insolación solar total diaria sobre una superficie horizontal, I. FIGURA 15. Fixed-Roof Tank Geometry 76 FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. FIGURA 16. Dome Roof Outage (HRO) FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. El termino insolación se refiere a la incidencia de la radiación solar. 77 Cuando sea posible, los datos meteorológicos para el sitio del tanque deben ser usados. Si estos datos no están disponibles, los datos meteorológicos de la zona más cercana estación meteorológico local pueden ser usados. La temperatura diaria máxima y mínima del ambiente se representa en grados Fahrenheit, pero se deben convertir a grados Rankine de ecuación 16, respectivamente: ECUACIÓN 16. Temperatura máxima y mínima diaria del ambiente, TAX, TAN FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement Dónde: TAX = Temperatura máxima diaria del ambiente, en ºR. TMAX = Temperatura máxima diaria del ambiente, en ºF. TAN = Temperatura mínima diaria del ambiente, en ºR. TMIN =Temperatura mínima diaria del ambiente, en ºF. El promedio diario de la temperatura ambiente, TAA, y el rango diario de temperatura ambiente, ∆TA, puede ser calculada a partir de ecuaciones (17 y 18), respectivamente: ECUACIÓN 17. Temperatura promedio diario del ambiente, TAA. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. ECUACIÓN 18. Rango diario de temperatura ambiente, ∆TA. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. 78 Dónde: TAA = Temperatura promedio diario del ambiente, en ºR. TAX = Temperatura máxima diaria del ambiente, en ºR. TAN =Temperatura mínima diaria del ambiente, en ºR. ∆TA = Rango diario de temperatura ambiente, en ºR. 2.6.1.5 Absorción solar de la pintura del tanque, α La absorción solar fuera de la superficie del tanque, α, es una función del color de la superficie del tanque, superficie o tipo de sombra, y la condición de la superficie. En la Tabla 10 se enumera la absorción solar de determinadas superficies del tanque. Si la información específica no está disponible sobre la superficie del color del tanque y la condición de la superficie, con la pintura en buenas condiciones, puede suponerse que representan los más comunes o típicos de tanques de superficie en uso. Si el tanque y el techo están pintados con un color diferente, Ecuación (19) podrá utilizarse para determinar la absorción solar de la superficie del tanque, α. ECUACIÓN 19. Absorción solar de la superficie del Tanque, α. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. Dónde: α = Tanque de superficie de absorción solar (sin dimensiones). αR = Tanque de techo solar la superficie de absorción (dimensión – menos). αS = Tanque de superficie de absorción solar (dimensión – menos). 79 2.6.1.6 Temperatura del líquido de almacenamiento, TB. La temperatura del líquido de almacenamiento, TB, es la temperatura media del líquido de las existencias en el tanque de almacenamiento. Esta información está normalmente disponible a partir de registros de mediciones del tanque o de otros registros de operaciones del tanque. La temperatura del líquido a granel se utiliza para calcular el promedio diario de temperatura de la superficie del líquido, TLA. TABLA 4. Solar Absorptance for Selected Tank Surfaces Solar Absorptance (α) Surface (dimensionless) Shade or type Surface Condition Color Good Poor Aluminium Specular 0,39 0,49 Aluminium Diffuse 0,60 0,68 Beige/cream 0,35 0,49 Brown 0,58 0,67 Gray Light 0,54 0,63 Gray Medium 0,68 0,74 Green Dark 0,89 0,91 Red Primer 0,89 0,91 Rust Red iron oxide 0,38 0,50 Tan 0,43 0,55 White - 0,17 0,34 Aluminium b Mill finish, unpainted 0,10 0,15 FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. ECUACIÓN 20. Temperatura del líquido a granel, TB. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. Dónde: TB = Temperatura del líquido a granel, en grados ºR. TAA = Temperatura promedio diario del ambiente, en ºR. α = Absorción solar de la superficie del tanque (sin dimensiones). Las constantes, 6 y 1, en la ecuación 20 tienen unidades de ºR. 80 2.6.1.7 Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, TLA. La temperatura promedio diario de la superficie del líquido, TLA, es usado para calcular la presión de vapor de almacenaje a la temperatura promedio diario de la superficie del líquido, PVA. Si los datos diarios de la temperatura promedio de la superficie del líquido del tanque no están disponibles, esta temperatura se puede estimar a partir de la ecuación (21): ECUACIÓN 21. Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, TLA. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement Dónde: TLA = Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, en ºR. TAA = Temperatura promedio diario del ambiente, en ºR. TB = Temperatura del líquido a granel, en ºR. α = Tanque de superficie de absorción solar (sin dimensiones). I = Insolación solar total diario sobre una superficie horizontal, en unidades térmicas Británicas, pie cuadrado día. Las constantes, 0,44 y 0,56; en la ecuación (21) es adimensional. La constante, 0,0079; en la ecuación (21) tiene unidades de ºR pies cuadrados por día por unidad térmica británica. La combinación de las ecuaciones (20 y 21), el promedio diario de temperatura de la superficie del líquido puede ser expresada como se muestra en la ecuación (21a): Dónde: 81 TLA, TAA, α, I, Se indican en la ecuación 21. Los cálculos de las ecuaciones (20 y 21) se basan en un modelo de transferencia de calor que asume que las fases líquido y vapor dentro del tanque están en equilibrio entre sí y con las condiciones atmosféricas, pero no tiene en cuenta para efectos de transferencia de calor debido a cambios en la masa (es decir, debido a la existencia de líquidos de diferente temperatura que entra en el tanque). 2.6.1.8 Rango diario de temperatura del vapor, ∆TV El rango diario de temperatura del vapor, ∆TV puede estimarse a partir de la ecuación 22: ECUACIÓN 22. Rango diario de la temperatura del vapor, ∆TV FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. Dónde: ∆TV = Rango diario de la temperatura del vapor, en ºR. ∆TA = Rango diario de la temperatura ambiente, en ºR. I = Insolación solar total diario sobre una superficie horizontal, en unidades térmicas británicas por pie cuadrado día. α = Absorción solar de la superficie del tanque (adimensional). Teniendo en cuanta que (TAX – TAN), es igual a (TMAX – TMIN), el rango de temperatura del vapor diario puede calcularse directamente a partir de los datos meteorólogos, usando la ecuación (22a). 82 Dónde: ∆TV, I, α, Se indican en ecuación 22 y TMAX, TMIN, en ecuación 16. La constante, 0,72; en la ecuación (22a) es adimensional. La constante, 0,028; en la ecuación (22a) tiene unidades de ºR pies cuadrados día por unidad térmica británica. 2.6.1.9 Temperatura diaria máxima y mínima de la superficie del líquido, T LX, TLN. Las temperaturas diarias máximas y mínimas de la superficie del líquido, T LX y TLN, respectivamente, se utilizan para calcular las presiones de vapor de las existencias y PVX y PVN. Si los datos sobre estas temperaturas de la superficie del líquido no están disponibles, pueden ser estimadas a partir de ecuaciones (23 y 24). ECUACIÓN 23. Temperatura diaria máxima de la superficie del líquido, TLX. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. ECUACIÓN 24. Temperatura diaria mínima de la superficie del líquido, TLN. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. Dónde: TLX = Temperatura diaria máxima de la superficie del líquido, ºR. TLA = Temperatura promedio diario de la superficie del líquido, en ºR. TLN =Temperatura mínima diaria de la superficie del líquido, en ºR. ∆TV = Rango diario de la temperatura de vapor, en ºR. 2.6.1.10 PESO MOLECULAR DEL VAPOR. MV 83 El peso molecular del vapor, MV puede ser determinado por el análisis de muestras de vapor o de cálculo de la composición del líquido. Almacenaje de petróleo líquido: El peso molecular del vapor de petróleo líquidos seleccionados (existencia de multi componentes) está en la Tabla 11. Almacenaje de derivados de petróleo: A falta de información específica, un típico valor de 64 libras por libra-mol puede asumirse para la gasolina. Almacenaje de petróleo crudo: A falta de información específica, un típico valor de 50 libras por libra-mol puede asumirse. Dado que una gran variabilidad se ha observado en el peso molecular del petróleo crudo, no se ha desarrollado un valor medio para estas existencias. TABLA 5. Properties (MV,WVC,PV, A, B) of Selected Petroleum Liquids Condens Vapor Vapor Vapor Pressure ed Vapor Temperature Range Molecular Pressure a Equation Constants Density For Constants A and B Weight (at 60⁰F) b Petroleum Liquid (60⁰F) Mv A Wvc Pv B Minimum Maximum (lb/lb- (Dimension (lb/gal) (psia) (⁰R) (⁰F) (⁰F) mole) less) Refinded petroleum - - - c c - - stocks Crude oil stocks - - - c c - - Jet naphtha (JP-4) 80 5,4 1,27 11,368 5.784,3 40 100 Jet kerosene 130 6,1 0,00823 12,390 8.933,0 40 100 Distillate fuel oil 130 6,1 0,00648 12,101 8.907,0 40 100 no.2 Residual oil no. 6 190 6,4 0,0000430 10,104 10.475,5 40 100 FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. 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. 84 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. 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. ECUACIÓN 28. Presión de destilación ASTM-D86 al 10%, S. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement Dónde: 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. 85 TABLA 6. ASTM Distillation Slope (S) for Selected Refined Petroleum Stocks ASTM-D86 Refined Reid Vapor Distillation Stope at Petroleum Pressure RVP, 10 Volume Percent Stock (psi) Ecaporated S, (⁰F/vol.%) Aviation gasoline - 2,0 Naphtha 2-8 2,5 Motor gasoline - 3,0 Light naphtha 9 -1 4 3,5 FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. TABLA 7. Typical properties of selected Petroleum liquids Condense True Vapor Liquid d Vapor Liquid ASTM D86 Vapor Vapor Pressure Molecular Molecular Density Densitya Distillation Pressur Equation Constants Weighta Weightb (at (2) Sloped e (at 60°F)ac(1) 60°F)(3) MV Ml Wvc WL S A B P lb/lb- lb/lb- dimensio lb/gal lb/gal °F/vol% °R Psi a mole mole nless Midcontinet 50 207 4,5 7,1 - (4) (5) - Crude Oil Refined Petroleum - - - - - (6) (7) - Stocks Motor Gasoline 62 92 4,9 5,6 3,0 11,664 5.043,6 7,0 RVP 13 Motor Gasoline 66 92 5,1 5,6 3,0 11,724 5.237,3 5,2 RVP 10 Motor Gasoline 68 92 5,2 5,6 3,0 11,833 5.500,6 3,5 RVP 7 Light Naphtha - - - - 3,5 - - - RVP 9-14 Naphtha - - - - 2,5 - - - RVP 2-8 Aviation - - - - 2,0 - - - Gasoline Jet Naphtha 80 120 5,4 6,4 - 11,368e 5.784,3e 1,3 (JP-4) Jet Kerosene 130 162 6,1 7,0 - 12,390e 8.933,0e 0,008 (Jet A) 86 Condense True Vapor Liquid d Vapor Liquid ASTM D86 Vapor Vapor Pressure Molecular Molecular Density Densitya Distillation Pressur Equation Constants Weighta Weightb (at (2) Sloped e (at 60°F)ac(1) 60°F)(3) MV Ml Wvc WL S A B P lb/lb- lb/lb- dimensio lb/gal lb/gal °F/vol% °R Psi a mole mole nless Distillate Fuel Oil No 130 188 6,1 7,0 - 12,101e 8.907,0e 0,006 2 Residual Fuel Oil No. 190 387 6,4 7,9 - 10,104e 10.475,5e 0,00004 6 (8) 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: ECUACIÓN 29. 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. 87 FIGURA 17. Vapor Pressure Function Coefficient (A) and (B) for Crude Oil Stocks. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. Productos petroquímicos a granel 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. 88 ECUACIÓN 30. 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 31. Presión de vapor a la temperatura media diaria de la superficie del líquido, PVA. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. ECUACIÓN 32. 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. 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- 89 273,15), (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. 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 33. 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. 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: 90 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. 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 34. Rango de ajuste de la presión de venteo del respiradero, ∆PB. 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, 91 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. FIGURA 18. Vented Vapor Saturation Factor (KS) FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. 92 ECUACIÓN 35. 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 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 36. Densidad de vapor condensado almacenado, WVC. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement Dónde: 93 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. 2.6.1.11 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. 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. 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 94 expresa en términos del diámetro del tanque, D, y de la altura máxima de almacenamiento del líquido, HLX. 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. FIGURA 19. 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: 95 ECUACIÓN 37. 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. En la ecuación 38, la constante, 5.614, tiene unidades de pies cúbicos por barril. 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. ECUACIÓN 38. Índice de rotación de existencias, en un volumen de negocios, KP. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. Ajuste del factor de corrección de venteo, KB. 96 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. 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. 97 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. ECUACIÓN 39. Volumen del espacio del vapor del tanque, VV. FUENTE: Norma API-MPMS 19.1 – Evaporative Loss Measurement. 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. 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 98 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 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. Rango de temperatura del espacio de vapor El rango diario de temperatura del espacio de vapor, ΔT E, se define como la diferencia entre la temperatura máxima diaria del espacio de vapor, T VX, y la temperatura mínima diaria del espacio del vapor T VN. 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. 2.7.3.1 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 99 en un buen estado, tendrá una menor absorción de energía solar que superficies intemperizadas pintadas o superficies e malas condiciones. 2.7.3.2 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 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. 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. 100 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 V LX. 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 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. 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 K N = 1, el vapor ventado está saturado con el vapor de existencias; cuando KN = 0, el vapor ventado no contiene vapor almacenado. 101 Para tasa de movimiento de existencias, N, hasta 30 movimientos por año, los datos de ensayo disponibles fundamentado un valor de K N = 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 K N, y la tasa de rotación de movimiento de existencias, la cual fue publicada en los procedimientos del API. Esta ecuación resulta en un valor de KN = 0,74 a un volumen de venta por semana y K N =0,25 a un volumen de venta por día. 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. 3 CAPITULO III DIAGNOSTICO 102 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 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. 103 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 soldado Material Planchas de Acero al Carbón A-36 Área del Cuerpo 222.96 m2 Área del Techo 198.41m2 Color Blanco Altura 14.51 mts. Diámetro 15.25 mts. Capacidad Bruta 2.643.064 lts. Capacidad Neta 2.366.515 lts. Tipo de Techo Cónico-fijo-soldado Tipo de Fondo Plano-soldado Sumidero API Si Válvula de Recepción De 12” x 150 Válvula de Despacho De 6” x 150 Válvula de Drenaje De 3” x 150 Válvula de Presión – De 6” Vacío Válvula de Alivio 6" Shand & Jurs Venteo 1 de 24” cerrado. Tipo de Boca de De 6” Cuello con tapa. (bisagra) Medición Conexión de Espuma Si Entrada de Hombre 2 de 24” de Diám. Indicador de Nivel Si Tipo de Escalera Espiral con baranda de protección. Base Soporte Relleno compactado Conexiones Ninguna conexión Especiales Ultimo Mantenimiento nov-00 Servicio Planta 104 FICHA TECNICA TK- 2931 DE GASOLINA ESPECIAL Año de Construcción 2000 Constructor - FUENTE: Manual de operación YPFB Logística. ILUSTRACIÓN 2. Tanque N° 2931 YPFB – Logística. FUENTE: Elaboración propia. 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 105 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 FECHA FECHA TANQUE N° Nº PRODUCTO CERTIFICADO CALIBRACION PROXIMO OBSERVACION ACTUAL CALIBRACION Gasolina CV-TK-007- 73 2012 5-jul-11 4-jul-14 CALIBRACIÓN VIGENTE Premium CV-TK-070- Solicitar calibración para 2918 Diesel Oil 2005 29-jul-05 28-jul-08 Junio-12 CV-TK-033- Solicitar calibración año 2919 Kerosen 2007 28-may-07 27-may-10 2013 CV-TK-037- Solicitar calibración año 2925 Diesel Oil 2007 24-may-07 23-may-10 2013 Gasolina CV-TK-006- 2931 2012 6-jul-11 5-jul-14 CALIBRACIÓN VIGENTE Especial Gasolina CV-TK-036- Solicitar calibración año 2934 25-may-07 24-may-10 Especial 2007 2013 FUENTE: YPFB Logística S.A. 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) Código: GOPE-RG-PL-CPAM-01 Indicadores de rotación de almacenaje Fecha de emisión: 15/11/11 Rotaciones mes (n° de veces) Versión N°: 01-14/11/11 Mes dic-11 Fecha 01/01/2012 Gasolina Especial (Despachos días operativos) Rotaciones mes (n° de veces) ene- feb- mar- abr- may- jun- jul- ago- sep- oct- nov- dic- Planta Cap. Alma Prom 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 Senkata 8907 3,1 2,9 3,2 3,4 3,3 3,3 3,5 3,5 3,4 3,5 3,5 4,1 3,4 106 Código: GOPE-RG-PL-CPAM-01 Indicadores de rotación de almacenaje Fecha de emisión: 15/11/11 Rotaciones mes (n° de veces) Versión N°: 01-14/11/11 Oruro 1759 3,7 3,3 3,6 3,7 3 2,9 3,8 3,7 3,8 3,7 4 4,3 3,6 Cochabamba 3500 4,5 3,4 4,3 5 3,1 3 5,1 3,8 4,7 4,2 4 6 4,3 P. Villarroel 1938 2,3 1,8 2,6 2,8 1,7 1,2 1,3 1,3 1,3 1,3 1,2 1,4 1,7 Trinidad 1169 1,4 1,3 1,5 1,5 1,5 1,8 2 1,7 1,9 1,7 1,8 1,5 1,6 Riberalta 914 1,1 1 1,2 1,3 1,2 1,4 1,2 1,3 1,3 1,3 1,4 1,6 1,3 Palmasola 9448 3,5 3,2 3,4 3,3 4 4,6 3,4 4 3,8 3,7 3,8 3,5 3,7 S. José de 459 2 1,9 1,9 2,1 2,3 2,1 2,3 2 2 2,1 2,1 2,3 2,1 Ch. Chorely 3491 2,9 3 2,1 3 3,3 2,8 3,1 3,2 2,9 2,8 3,5 3,3 3 Monteagudo 107 1,7 1,4 1,5 1,4 1,7 1,8 1,8 2,1 2 2,2 1,8 2,2 1,8 Sucre 1385 4 3,8 3,7 4,1 4,7 4,3 4,2 4 4,1 3,5 4,2 4,6 4,1 Potosí 2056 1,5 1,3 1,4 1,5 2 2,1 1,5 1,5 1,6 1,5 1,6 1,8 1,6 Uyuni 279 3,2 2,5 2,7 2,9 2,9 2,8 2,8 3,2 2,9 3,3 3,3 3,2 3 Tupiza 460 1 1 1,1 1,2 1 1,1 1,2 1,2 1,1 1,3 1,2 1,3 1,1 Villamontes 1615 2,6 2,5 2,1 2,3 2,6 2,2 2,6 2,8 2,3 2,8 3 2,9 2,6 Tarija 1246 1,8 1,8 2 1,9 1,9 2 2 2,3 2,1 2,1 2,4 2,3 2,1 Promedio 2370,1 2,5 2,2 2,4 2,6 2,5 2,5 2,6 2,6 2,6 2,6 2,7 2,9 2,6 FUENTE: YPFB Logística S.A. MOVIMIENTO DE GASOLINA ESPECIAL EN LA PLANTA COCHABAMBA En el siguiente punto indicaremos el despacho y la recepción de gasolina especial. Despacho de gasolina especial En la planta Cochabamba, el despacho de cisternas de gasolina especial, ascendió mensualmente a un promedio de 13.741 m 3 el 2009, 13.945 m3 el 2010, 13.316 m3 el 2011 y 12.323 m3 hasta el mes de Abril del 2012, en al siguiente tabla se detalla los metros cúbicos de gasolina especial despachados mensualmente. TABLA 11. Despachos gasolina especial en m3 2009 2010 2011 2012 Ene 12.711 16.366 12.734 12.601 Feb 12.024 12.475 11.050 12.214 Mar 10.174 11.921 12.727 12.872 Abr 10.175 12.599 14.038 11.605 May 11.506 10.585 10.942 107 2009 2010 2011 2012 Jun 13.273 17.311 10.567 Jul 14.163 20.939 17.746 Ago 14.331 12.545 13.454 Sep 18.469 11.303 14.078 Oct 17.644 16.828 12.630 Nov 17.166 12.216 11.693 Dic 13.259 12.248 18.140 PROM 13.741 13.945 13.316 12.323 FUENTE: YPFB Logística S. A. GRAFICO 1. Despachos cisternas de gasolina especial –Planta Cochabamba HISTORICO - DESPACHOS - PCBB GE 25,000 2010 20,000 VOLUMENES Mts3 2011 15,000 2012 10,000 5,000 0 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MES FUENTE: Elaboración propia. Recepción de gasolina especial despacho cisternas En la planta Cochabamba, el despacho de cisternas de gasolina especial, ascendió mensualmente a un promedio de 13.778 m 3 el 2009, 14.076 m3 el 2010, 14.138 m3 el 2011 y 15.185 m3 hasta el mes de Abril del 2012, en al siguiente tabla se detalla los metros cúbicos de gasolina especial despachados mensualmente. TABLA 12. Recepción gasolina especial en m3 2009 2010 2011 2012 Ene 13.732 16.366 12.734 16.207 108 2009 2010 2011 2012 Feb 11.007 12.475 11.050 16.875 Mar 11.361 11.922 12.727 14.507 Abr 9.312 12.558 14.038 13.150 May 11.565 11.165 12.375 Jun 13.750 18.300 10.567 Jul 14.870 19.985 17.746 Ago 14.492 12.545 13.750 Sep 18.222 11.303 16.425 Oct 17.037 17.828 13.857 Nov 16.731 12.216 14.543 Dic 13.259 12.248 19.843 PROM 13.778 14.076 14.138 15.185 FUENTE: YPFB Logística S.A. GRAFICO 2. Recepción cisternas de gasolina especial –Planta Cochabamba HISTORICO - RECEPCION - PCBB GE 20,000 18,000 16,000 2010 VOLUMENES Mts3 14,000 2011 12,000 10,000 2012 8,000 6,000 4,000 2,000 - Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic MES FUENTE: Elaboración propia PERDIDAS POR EVAPORACION DE GASOLINA ESPECIAL Tabla 13. Pérdidas por evaporación de gasolina especial Planta Cochabamba Gasolina especial AÑO Variación(Lts.) 2011 Ene 2120 109 Planta Cochabamba Gasolina especial AÑO Variación(Lts.) Feb -7850 Mar -8490 Abr -9200 May -9850 Jun -6260 Jul -7450 Ago -5130 Sep -7160 Oct -4010 Nov -5230 Dic -4350 Variación Total -72860 FUENTE: YPFB Logística ANALISIS DEL MERCADO INTERNO. Para un mejor entendimiento del análisis de mercado se desarrollará a los combustibles liquido obtenidos por refinerías, Volumen promedio comercializado de gasolina especial por departamento gestiones 2009, 2010,2011, como se indica a continuación. Combustibles líquidos obtenidos por refinerías Se tiene como principal liquido por refinería a analizar; a la Gasolina especial (Bbl/día), como se desarrolla a continuación: 3.8.1.1 Gasolina especial (Bbl/día) La gasolina especial es el combustible de mayor producción. Las refinerías de YPFB Refinación S.A. produjeron durante el primer trimestre de 2011 el 93,2% de este combustible. La refinería Oro Negro fue la única refinería pequeña que produjo gasolina especial, representando esta producción el 6,8% del total. 110 TABLA 14 Consumo Gasolina Especial Trimestral en las Gestiones 2010 y 2011 GUALBERTO GUILLERMO ORO NEGRO TOTAL REFINERIA VILLARROEL ELDER BELL 2010 2011 2010 2011 2010 2011 2010 2011 ENERO 9.890 9.112 2.767 3.862 1.008 1.010 13.664 13.984 FEBRERO 9.466 9.434 3.818 5.101 961 945 14.245 15.481 MARZO 8.955 8.358 3.521 3.733 923 931 13.399 13.022 PROMEDIO 9.437 8.968 3.369 4.232 964 962 13.770 14.162 % 68,50% 63,30% 24,50% 29,90% 7,00% 6,80% 100,00% 100,00% FUENTE: Gerencia Nacional de comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos, Agencia nacional de Hidrocarburos. La producción promedio de gasolina especial de enero a marzo de 2011 alcanzó un promedio de 14.162 Bbl/día superando en un 3% a la producción promedio del mismo período de 2010. El mes de mayor producción del trimestre fue febrero alcanzándose un promedio de 15,81 Bbl/día. Volumen promedio comercializado de gasolina especial por departamento gestiones 2009, 2010,2011 De acuerdo a las estadísticas del consumo de gasolina especial, durante la gestión 2009, el volumen más bajo comercializado fue el del mes de enero con 2.257 m3/día y, el más alto en diciembre con 2.722 m3/día; época en la que existe mayor movimiento económico. GASOLINA ESPECIAL (m3/día) Volumen promedio comercializado de gasolina especial por departamento Gestión 2009 (m3/día) Gestión 2009 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC La Paz 738 753 741 810 736 785 781 778 798 817 754 862 Santa Cruz 676 719 723 797 691 756 785 736 804 881 797 894 Cochabamba 352 394 374 408 370 391 406 377 391 418 399 425 Oruro 124 128 118 129 122 130 135 132 141 144 118 149 Potosí 95 105 95 98 95 98 95 95 98 95 98 95 111 Gestión 2009 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Sucre 76 73 72 72 72 74 80 73 78 83 65 81 Tarija 95 101 92 97 95 96 99 99 101 104 97 104 Beni 83 92 83 86 83 86 83 83 86 83 86 83 Pando 18 18 21 22 22 23 24 24 29 32 29 30 Total Promedio 2.257 2.383 2.319 2.519 2.286 2.439 2.488 2.397 2.526 2.657 2.443 2.723 FUENTE: Gerencia Nacional de comercialización – Dirección Nacional de Hidrocarburos Líquidos, Agencia nacional de Hidrocarburos. onsumo total. Los volúmenes de gasolina especial comercializados durante el primer trimestre de 2011 superaron en 8% a los volúmenes comercializados durante el mismo período de 2010. GRAFICO 3. Producción gasolina especial (m3) – Gestión 2012 FUENTE: ANH- Agencia Nacional de Hidrocarburos. TABLA 15. Producción gasolina especial (m3) – Gestión 2012 Gestión 2012 TOTAL ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Gualberto Villarroel 44.868,6 41.664,3 44.941,0 131.473,5 Gualberto Elder Bell 33.706,0 17.809,3 32.722,1 84.273,4 Oro Negro 4.302,3 4.502,7 4.650,7 13.255,7 Total pais (m3/mes) 82.875,9 63.976,3 82.313,8 229.167,0 FUENTE: ANH- Agencia Nacional de Hidrocarburos. 112 4 CAPITULO VI: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 113 ANEXO 1. Especificaciones N° 2 - gasolina especial ANEXO A TABLA DE ESPECIFICACIONES N°2 Nombre del producto: GASOLINA ESPECIAL PRUEBA 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 9,5 máx. lb/plg2 D-323 100°F(38°C) 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. ANEXO 2. Especificaciones N° 17 - gasolina especial 114 ANEXO C Tabla de especificaciones N° 17 Nombre del producto: GASOLINA ESPECIAL PRUEBA 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-2533 Tensión de vapor de Reíd a 9,5 máx. lb/plg2 D-323 100°F(38°C) 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 especificación En 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. 115 ANEXO 3. Certificado de verificación de Y.P.F.B. Logística S.A. 116 ANEXO 4. Certificado de calidad” Y.P.F.B. Refinación S.A. de la refinería Gualberto Villarroel para gasolina especial. 117 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. 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 ANEXO 6 DISTRIBUCION DE TANQUES AREA CENTRO COCHABAMBA Capac. Máximo Volumen Altura Carga Carga Diámetro Altura Capac. Max. Capac. Tipo de Nivel de Tanque Producto Nominal Disponible Muerta (mm) Muerta Unidad Negocio Observaciones ( mm ) ( mm) Almac. (m3) Neta (m3) Techo Llenado (m3) (m3) (m3) (mm) ALMACENAJE 2931 Gasolina Especial 15,250 14,510 2,643.1 2,473.4 2,366.5 Fijo 13,581 2,366.5 600 106.9 Almacenaje En Operación 2934 Gasolina Especial 12,200 10,960 1,283.9 1,178.7 1,134.0 Fijo 10,059 1,133.9 343 44.8 Almacenaje En Operación 73 Gasolina Premium 6,084 5,478 159.9 150.7 133.0 Fijo 5,136 133.0 580 17.7 Almacenaje En Operación 2919 Kerosene 8,000 9,750 500.0 451.7 421.6 Fijo 9,000 421.6 600 30.1 Almacenaje En Operación 2923 Diesel oil 32,000 14,630 11,739.3 11,152.3 10,786.1 Fijo 13,901 10,786.0 500 366.3 Almacenaje En Operación 2918 Diesel oil 20,410 14,604 4,780.9 4,541.9 4,447.0 Fijo 13,849 4,457.0 264 84.9 Almacenaje En Operación Nota: El tanque No. 2923 se encuentra alquilado YPFB Refinación. 21,107.2 19,948.7 19,288.1 TRANSPORTE 2924 Kerosene 12,190 10,970 1,280.6 1,167.1 1,126.2 Fijo 10,000 1,126.3 350 40.8 Transporte En Operación 2925 Diesel Oil 12,190 10,970 1,280.6 1,167.1 1,126.2 Fijo 10,000 1,126.3 350 40.8 Transporte En Operación 2941 GLP 10,668 634.9 539.7 539.7 Esferico 7,985 539.7 600 25.0 Transporte En Operación 2939 Contaminado 10,668 634.9 539.7 539.7 Esferico 7,985 539.7 600 25.0 Transporte En Operación 2942 GLP 10,668 634.9 539.7 539.7 Esferico 7,985 539.7 600 25.0 Transporte En Operación 2943 GLP 10,668 634.9 539.7 539.7 Esferico 7,985 539.7 600 25.0 Transporte En Operación 2945 GLP 12,340 953.8 810.7 810.7 Esferico 7,985 810.7 600 25.0 Transporte En Operación 6,054.6 5,303.6 5,221.9 PUERTO VILLARROEL Maximo Capac. Volumen Altura Carga Carga Diámetro Altura Capac. Max. Capac. Tipo de Nivel de Tanque Producto Nominal Disponible Muerta (mm) Muerta Unidad Negocio Estado ( mm ) ( mm ) Almac. (m3) Neta (m3) Techo Llenado (m3) (m3) (m3) (mm) 378 Gasolina especial 8,000 9,909 497.6 473.0 459.4 Fijo 9.419 459.4 270 13.6 Almacenaje En Operación 377 Diesel 8,000 9,909 497.6 473.0 459.1 Fijo 9.419 459.1 275 13.8 Almacenaje En Operación 995.2 946.0 918.5 129 TRANSPORTE 376 Diesel 8,000 9,909 497.6 473.0 458.9 Fijo 9.419 458.9 280 14.1 Transporte En Operación 371 Gasolina especial 9,007 12,554 822.8 765.3 728.3 Fijo 11.654 728.3 200 37 Transporte En Operación 372 Gasolina especial 9,007 12,523 825.4 793.4 750.7 Fijo 12.020 750.7 200 42.8 Transporte En Operación 373 Diesel 9,002 12,573 800.2 744.4 730.7 Fijo 11.697 730.7 200 13.7 Transporte En Operación 374 Diesel 9,005 12,579 800.8 747.8 729.3 Fijo 11.747 729.3 280 18.5 Transporte En Operación 375 Diesel 9,000 12,619 802.5 769.4 752.0 Fijo 12.099 752.0 275 17.5 Transporte En Operación 379 Diesel 8,000 9,909 497.6 473.0 459.1 Fijo 9.419 459.1 275 13.8 Transporte En Operación 380 Kerosene 5,098 5,400 151.7 146.0 138.3 Fijo 5.020 138.3 275 7.7 Transporte En Operación 382 GLP 2,670 0 76.0 64.6 64.6 Horizontal 64.6 Transporte Stand By 384 Contaminado 2,013 0 36.5 31.0 31.0 Horizontal 31.0 Transporte Stand By SISTEMA CONTRA INCENDIOS S/N Agua 655 722 243.0 243.0 722 243 S/N Agua 200 750 10.0 10.0 200 10 S/N Agua 200 750 10.0 10.0 200 10 130