Tanque Esferico Proyecto REPLICA

CAPITULO I

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Y OBJETIVOS

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Se quiere diseñar un tanque de almacenamiento de GLP, de volumen 1500 m3, este valor fue asumido tomando en cuenta el volumen de consumo de GLP en La Paz, El Alto y distintas provincias el cual alcanza a 37000 garrafas (de 10 kg) por día, ya que en Senkata se tiene un volumen de 5500 m3 el cual en caso de alguna eventualidad (Conflictos sociales, paro de refinería, etc.) podría abastecer a las ciudades y provincias ya mencionadas por lapso de 5 días, en sí la construcción de un tanque adicional de 1500 m3 podría abastecer por dos días más a la población haciendo un total de 7 días, en el que el volumen total de 7000 m3 abastecerían esa necesidad energética de GLP que la población tanto requiere.

1.2. OBJETIVOS

1.2.A. Objetivo General

 El objetivo del presente proyecto es conocer y demarcar los parámetros para el diseño de un tanque de almacenamiento esférico y proveer la información en base a normas internacionales para el caso que se requiera de futuras plantas de almacenamiento de GLP en Bolivia debido al crecimiento poblacional, y así asegurar la estabilidad energética en aspectos de GLP y para su posible exportación.

 Formular ecuaciones para el diseño del tanque esférico basándonos en la Norma

ASME sección VIII, div I

 Realizar una memoria técnica para el diseño de un tanque esférico  Conocer los diferentes tipos de tanques de almacenamiento  Conocer las generalidades y características del GLP  Conocer el procedimiento de almacenaje de GLP

 Conocer las normas de seguridad que debe existir en las plantas de

almacenamiento.

CAPITULO II

INTRODUCCION A LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO 2.1. DEFINICION DE UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO

Se define como tanque de almacenamiento a cualquier recipiente con una capacidad para líquidos que exceda los 277 litros (60 galones US), utilizado en instalaciones fijas y que no es utilizado para procesamiento.

Los tanques de almacenamiento se usan como depósitos para contener una reserva suficiente de algún producto para su uso posterior y/o comercialización.

Los crudos que se extraen y se refinan, no siempre son del mismo tipo y cada uno necesita un tanque de almacenamiento diferente, es por eso que existen diferentes clases de tanques y cada uno cumple una serie de requisitos dependiendo de las características del producto a almacenar. Un estudio adecuado del almacenaje teniendo en cuenta las necesidades inmediatas, las reservas, los hallazgos de petróleo futuros, etc., hacen de los tanques de almacenamiento una parte fundamental para la industria petrolera.

2.2. IMPORTANCIA DEL ALMACENAMIENTO DE LOS HIDROCARBUROS

La necesidad de almacenar recursos energéticos para controlar, transportar y distribuir es evidente en la medida en que se desea asegurar un abastecimiento abundante y seguro, para mejorar la producción y así, disminuir también la afectación al medio ambiente.

El almacenamiento proporciona a la industria una mejor planificación en las diferentes operaciones que se realizan tales como: distribución, reservas, inventarios, transporte, tratamiento, refinación, etc., con mayor exigencia y bajo normas específicas en la industria petrolera, que requiere de recipientes con características particulares para almacenar una gran variedad de productos como son: crudo, gas licuado de petróleo, propano, butano, solventes, agua, gasolina, etc.

El almacenamiento de líquidos combustibles tales como petróleo, fuel oil, diesel, kerosene y otros derivados petroquímicos considerados como productos limpios que se pueden conservar a presión atmosférica y temperatura ambiente, se realiza normalmente en tanques cilíndricos de fondo plano, techo fijo, o flotante, a fin de evitar la acumulación de gases inflamables dentro de los mismos

Para la construcción de los tanques se emplean planchas de acero de específicas composiciones, de distintos espesores conforme su posición relativa en la estructura del tanque. Estas planchas se sueldan entre sí de acuerdo a normas de construcción que garantizan la integridad y posterior funcionamiento del almacenamiento. Los tanques esféricos están diseñados para soportar presiones internas de máximo 350 psi.

Para preveer y contrarrestar el daño que pudiera ocasionar la rotura o rebose de un tanque, se construye un cubeto de contención alrededor de cada tanque o de un grupo de tanques, dependiendo de su volumen instalados en el sitio, aislado de las capas del suelo por una geo membrana, garantizando de esta manera la mínima contaminación por absorción.

2.3.TIPOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO

Generalmente el primer paso en el diseño de cualquier recipiente de almacenamiento, es la determinación del tipo de tanque a utilizar.

Los principales factores que influyen en esta decisión son: la función y ubicación del tanque, tipo de fluido, temperatura y presión de operación, y el volumen necesario de almacenamiento o la capacidad para procesamiento.

Los tanques de almacenamiento se los puede clasificar de acuerdo a las necesidades o restricciones tales como: presión de operación, capacidad de movilización, según los ejes de simetría, temperatura de almacenamiento y tiempo de operatividad.

FIGURA Nº 1 (CLASIFICACION DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO)

Existen numerosos tipos de recipientes que se utilizan en las plantas industriales o de procesos. Los diferentes tipos de tanques que existen, se clasifican de la siguiente manera:

2.3.1. CLASIFICACION DE LOS TANQUES SEGUN LA PRESION DE OPERACION a) Tanques atmosféricos

Los tanques llamados atmosféricos son usualmente operados a presiones internas ligeramente por encima de la presión atmosférica, los códigos definen que un tanque atmosférico es el aquel que opera a ½ Psig por encima de la presión atmosférica.

b) Tanques a bajas presiones

Irónicamente, baja presión en el contexto de tanques significa tanques que están a presiones superiores a la presión atmosférica. Estos tanques son operados hasta los 15 Psig de la presión atmosférica.

c) Tanques a altas presiones (pressure vessels)

Como es sabido, muchos de los productos requeridos o producidos en las industrias requieren para su almacenaje y utilización de presiones superiores a la atmosférica, dando lugar así a los llamados recipientes a presión. Estos equipos deberán ser capaces de contener productos de diferente naturaleza química bajo las condiciones de operación requeridas (presiones, temperaturas, concentraciones, etc.) Los tanques a altas presión (funcionamientos sobre los 15 psig) son una forma especial de container y son tratados separadamente de los tanques por todos los códigos, normas, y regulaciones.

Otras clasificaciones de tanques son las siguientes:

2.3.2. CLASIFICACION DE LOS TANQUES SEGÚN SU FORMA GEOMETRICA a) Cilíndricos con techo cónico

Estos tanques son diseñados con el fin de almacenar productos con presión de vapor relativamente baja, la presión de vapor se conoce como la presión que ejerce los vapores de un producto sobre las paredes internas de un recipiente, a mayor dificultad de evaporación, menor cantidad de vapor y por lo tanto menor presión se ejerce sobre las paredes de dicho recipiente por lo tanto los productos almacenados en estos tanques no tienen la tendencia a producir vapores a temperatura ambiente. La presión manejada en este tipo de tanques es igual a la presión atmosférica, es muy importante resaltar que los fluidos almacenados en este tipo de tanques deben tener un flash point mayor a 150°F. Algunos productos que se pueden almacenar en un tanque cilíndrico con techo cónico son: combustóleos, Diesel, Queroseno, Gasolinas pesadas y Crudos.

FIGURA Nº 2 (TANQUE CILINDRICO CON TECHO CONICO) b) Tanques cilíndricos con fondo y tapa cóncavos

Estos tanques son utilizados preferentemente para almacenar productos con presiones de vapor relativamente altas, es decir con gran tendencia a emitir vapores a la temperatura ambiente, esto con el fin de evitar o reducir al máximo perdidas del producto a causa de la evaporación; además la forma del fondo y de la tapa proporcionan una mayor resistencia a los esfuerzos causados por las posibles altas presiones que se dan. Estos tanques son aptos para almacenar gasolinas livianas como son: Gasolina de motor, Gasolina Premium, Gasolina para aviación y Productos similares.

c) Tanques cilíndricos con techo flotante:

Se asemejan en su construcción a los tanques cilíndricos con techo cónico con la diferencia que su tapa superior es una superficie que se encuentra en contacto directo con el producto almacenado y flota sobre él, esto con el fin de evitar pérdidas por evaporación y evitar la acumulación de vapores que podrían ocasionar daños debido a las altas presiones de vapor, la presión nunca es mayor a la presión atmosférica. El techo flotante se desplaza verticalmente de acuerdo al nivel del producto que almacena. Los tanques de techo flotantes más comunes son de tipo pontón anular con una cubierta central sencilla. En el centro de la cubierta, está colocado un sumidero para drenaje de agua el cual tiene conectada una manguera que está conectada a una línea con su válvula en la parte inferior del tanque. Esta manguera está provista de una válvula de retención Este tipo de tanque es adecuado para almacenar productos con flash point menores a 150°F y presiones de vapor relativamente altas tales como las gasolinas livianas. Otra ventaja de este tanque es que no genera electricidad estática.

FIGURA Nº 3 (TANQUE CILINDRICO CON TECHO FLOTANTE)

d) Tanques cilíndricos con membrana

Con estos tanques se logra minimizar la formación de gases y las perdidas por evaporación. Son diseñados especialmente para almacenar productos livianos. La membrana de estos tanques está en contacto directo y se coloca en la parte interior del tanque, diseñada y construida de tal forma que flote sobre el producto almacenado. Así se disminuye la formación de gases disminuyendo la evaporación del producto almacenado.

Existen diferentes tipos de membranas entre ellas están: - Membranas de uretano rígida.

- Membranas de material flexible recubierto. - Paneles de aluminio con tubería de aluminio. - Pontones de aluminio en la periferia.

e) Tanques esféricos

Son utilizados para almacenar productos que poseen una presión de vapor muy alta (25 a 200 psi), tales como butanos, propanos, amoniaco, hidrogeno, oxígeno, y nitrógeno.

La principal propiedad de este tipo de tanques es que son tanques construidos herméticamente lo cual elimina las perdidas cuando se llenan o desocupan.

Cuando una masa dada de gas esta almacenada bajo presión es obvio que el volumen de almacenamiento requerido será inversamente proporcional a la presión e almacenamiento. En general cuando para una masa dada, el recipiente esférico es más económico para grandes volúmenes y bajas presiones de operación.

A presiones altas de operación de almacenamiento, el volumen de gas es reducido y por lo tanto en tipo de recipiente esférico es más económico.

FIGURA Nº 4 (TANQUE ESFERICO)

d) Tanques cilíndricos horizontales y con cabezas formadas

Son usados cuando la presión de vapor del líquido manejado puede determinar un diseño más resistente. Varios códigos han sido desarrollados o por medio de los esfuerzos del API y el ASME para gobernar el diseño de tales recipientes. Una gran variedad de cabezas formadas son usadas para cerrar los extremos de los recipientes cilíndricos. Las cabezas formadas incluyen la semiesférica, elíptica, toriesférica, cabeza estándar común y toricoidal. Para propósitos especiales de placas planas son usadas para cerrar un recipiente abierto. Sin embargo las cabezas planas son raramente usadas en recipientes grandes.

e) Tanques con techo de domo geodésicos

Los techos están formados por un conjunto de estructuras de aluminio que al unirlas completamente toman la forma de la superficie terrestre. Estos techos pueden reducir las pérdidas por evaporación en una cifra cercana al 15%, ya que trabajan conjuntamente con una membrana flotante que está directamente en contacto con el fluido, lo cual minimiza la generación de vapores.

Los techos geodésicos son más livianos, poseen buena estabilidad sísmica y una durabilidad más prolongada. Además son autos soportados, es decir no requieren columna interior del tanque, ya que se apoyan en el borde superior del cuerpo del tanque. Lo cual aumenta un poco la capacidad de almacenamiento y hace más funcional la operatividad del interior del mismo. Al ser cóncavos. Permite que los líquidos rueden más fácilmente y no se empocen, como puede suceder en la superficie plana. Esto minimiza la contaminación por agua lluvia, pues son pocas las posibilidades de que se filtre el agua.

Además simplifican el proceso de montaje, pues como se mencionó al principio, se basa en el sistema de piezas que encajan perfectamente de acuerdo al diseño requerido y a las especificaciones que se necesiten. Las piezas se unen y se aseguran con tornillos y no se requiere soldadura.

2.3.3. SEGÚN EL PRODUCTO QUE ALMACENAN Según el producto a almacenar estos pueden ser:

 Tanques para almacenar crudos

 Tanques para almacenar derivados o refinados  Tanques para almacenar residuos

2.3.4. SEGÚN SU USO

Según el uso los tanques se pueden clasificar en:

 Tanques de prueba (test tanks)  Tanque de lavado (wash tanks)

 Tanques de almacenamiento (stock tank) 2.4. PARTES DE UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO

Además del tanque en si (base, cuerpo, y techo) se encuentran los siguientes accesorios los cuales son muy importantes para el buen funcionamiento y manejo del mismo:

1. Escalera: para tener acceso al techo, realizar y verificar mediciones. 2. Indicadores de nivel: muestra el nivel del producto almacenado.

3. Válvulas: generalmente de compuerta, ya que permiten una apertura parcial. 4. Venteo: para evacuar vapores que se acumulan en el tanque.

5. Orificio del techo: para hacer mediciones con cinta.

6. Manhole: para acceso del operador con el fin de realizar mantenimiento o reparaciones.

7. Entradas de producto: generalmente se encuentran en la parte inferior del tanque, y están unidas a un dispersor con el fin de evitar el flujo turbulento del fluido cuando ingresa al tanque.

8. Boca de salida: para evacuar el fluido almacenado a las líneas de transporte.

2.5. MATERIALES PARA RECIPIENTES A PRESIÓN 2.5.1. Aceros al carbón

Es el más disponible y económico de los aceros recomendables para la mayoría de los recipientes donde no existen altas presiones ni temperaturas.

2.5.2. Aceros de baja aleación

Como su nombre lo indica, estos aceros contienen bajos porcentajes de elementos de aleación como níquel, cromo, etc. Y en general están fabricados para cumplir condiciones de uso

específico. Son un poco más costosos que los aceros al carbón. Por otra parte no se considera que sean resistentes a la corrosión, pero tiene mejor comportamiento en resistencia mecánica para rangos más altos de temperatura respecto a los aceros al carbón.

2.5.3. Aceros de alta aleación

Comúnmente llamados aceros inoxidables, su costo en general es mayor que para los dos anteriores. El contenido de elementos de aleación es mayor, lo que ocasiona que tengan resistencia a la corrosión.

2.5.4. Materiales no ferrosos

El propósito de utilizar este tipo de materiales es con el fin de manejar sustancias con alto poder corrosivo para facilitar la limpieza en recipientes que procesan alimentos y proveen tenacidad en la entalla en servicios a baja temperatura.

2.6. PROPIEDADES QUE DEBEN TENER Y REQUISITOS QUE DEBENLLENAR LOS

MATERIALES PARA SATISFACER LAS CONDICIONES DE SERVICIO. 2.6.1. Propiedades mecánicas

Al considerar las propiedades mecánicas del material, es deseable que tenga buena resistencia a la tensión, alto punto de cedencia, por ciento de alargamiento alto y mínima reducción de área, con estas propiedades principalmente, se establecen los esfuerzos de diseño para el material en cuestión.

2.6.2. Propiedades físicas

En este tipo de propiedades, se buscará que el material deseado tenga bajo coeficiente de dilatación térmica.

2.6.3. Propiedades químicas

La principal propiedad química que debemos considerar en el material que utilizaremos en la fabricación de recipientes a presión, es su resistencia a la corrosión. Este factor es de muchísima importancia, ya que un material mal seleccionado nos causará múltiples problemas, las consecuencias que se derivan de ello son:

Un material que no sea resistente al ataque corrosivo, puede corroerse en poco tiempo de servicio.

b) Sobre diseño en las dimensiones.

Para materiales poco resistentes a la corrosión, es necesario dejar un excedente en los espesores, dejando margen para la corrosión, esto trae como consecuencia que los equipos resulten más pesados, encarecen el diseño y además de no ser siempre la mejor solución.

c) Mantenimiento preventivo.

Para proteger a los equipos del medio ambiente corrosivo es necesario usar pinturas protectoras.

d) Paros debidos a la corrosión de los equipos.

Un recipiente a presión que ha sido atacado por la corrosión, necesariamente debe ser retirado de operación, lo cual implica pérdidas en la producción.

e) Contaminación o pérdida del producto.

Cuando en los componentes de los recipientes a presión se han llegado a producir perforaciones en las paredes metálicas, los productos de la corrosión contaminan el producto, lo cual en algunos casos es costosísimo.

f) Daños a equipos adyacentes.

La destrucción de un recipiente a presión por corrosión, puede dañar los equipos con los que esté colaborando en el proceso.

g) Consecuencias de tipo social.

La falla repentina de un recipiente a presión corroído, puede ocasionar desgracias personales, además de que los productos de la corrosión, pueden ser nocivos para la salud.

Los materiales usados para fabricar recipientes a presión, deben tener buenas propiedades de soldabilidad, dado que la mayoría de sus componentes son de construcción soldada. Para el caso en que se tengan que soldar materiales diferentes entre sí, estos deberá ser compatibles en lo que a soldabilidad se refiere. Un material, cuantos más elementos de aleación contenga, mayores precauciones deberán tomarse durante los procedimientos de soldadura, de tal manera que se conserven las características que proporcionan los elementos de aleación.

2.8. SELECCIÓN DEL MATERIAL

La decisión final sobre el material a utilizar será de acuerdo al material más adecuado y será aquel que cumpla con el mayor porcentaje de requisitos tales como:

a) Requisitos Técnicos.

Cumplir con el mayor número de requisitos técnicos es lo más importante para un material, ya que de éstos depende el funcionamiento correcto y seguro del equipo.

b) Requisitos Económicos.

Estos requisitos lo cumplen los materiales que impliquen los menores gastos como son los iniciales, de operación y de mantenimiento, sin que por este concepto se tenga que sacrificar el requisito técnico, que repetimos, es el más importante.

2.9. EVALUACIÓN DE LOS MATERIALES SUGERIDOS.

En esta etapa, se toman en cuenta los aspectos relacionados con la vida útil de la planta donde se instalarán los recipientes o equipos que se estén diseñando y se fija la atención en los siguientes puntos:

a) Vida estimada de la planta.

Una planta se proyecta para un determinado tiempo de vida útil, generalmente 10 años, esto sirve de base para formarnos un criterio sobre la clase de posibles materiales que podemos utilizar.

Para esto, es necesario auxiliarnos de la literatura existente sobre el comportamiento de los materiales en situaciones similares, reportes de experiencias de las personas que han operado y conocen los problemas que se presentan en plantas donde se manejen productos idénticos para hacer buenas estimaciones.

c) Confiabilidad del material.

Es necesario tener en cuenta las consecuencias económicas de seguridad del personal y del equipo en caso de que se llegaran a presentar fallas inesperadas.

d) Disponibilidad y tiempo de entrega del material.

Es conveniente tener en cuenta la producción nacional de materiales para construcción de recipientes a presión, ya que existiría la posibilidad de utilizar los materiales de que se dispone sin tener grandes tiempos de entrega y a un costo menor que las importaciones.

e) Costo del material y de fabricación.

Por lo general, a un alto costo de material le corresponde un alto costo de fabricación.

f) Costo de mantenimiento e inspección.

Un material de propiedades mecánicas y resistencia a la corrosión menores, requiere de mantenimientos e inspecciones frecuentes, lo cual implica tiempo fuera de servicio y mayores gastos por este concepto.

CAPITULO III

NORMATIVA PARA EL DISEÑO Y CONSTRUCCION DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO SOMETIDOS A PRESION

El procedimiento más común de diseño mecánico es a través del análisis de esfuerzos a que están sometidos las partes componentes de los tanques de almacenamiento, los cuales se apoyan en códigos y normas aceptadas, como son el ASME (American Society of Mechanica Engineers) y el A.P.I. (American Petroleum Institute).

A continuación se hace una breve descripción del contenido de la código ASME sección VIII división 1 y la norma A.P.I. 650, las cuales nos permitirán realizar nuestro objetivo el de poder diseñar un tanque de almacenamiento esférico para que contenga GLP.

3.1. CÓDIGOS A.S.M.E.

El principal Código utilizado en México, Estados Unidos de Norteamérica y en muchos otros países del mundo, es el “CÓDIGO A.S.M.E... SECCIÓN VIII, DIVISIÓN 1”.

Este Código es publicado por la Asociación Americana de Ingenieros Mecánicos, su edición es trianual; 1965, 1968, 1971, 1974, 1977, 1980, 1983, 1986, 1989, 1992, 1995, etc., sin embargo, la asociación antes mencionada emite adendas trimestrales, las cuales modifican constantemente el Código, manteniéndolo siempre actualizado. Como una alternativa del Código A.S.M.E, Sección VIII, División 1, existe la División 2. La diferencia fundamental

entre las dos divisiones radica en los factores de seguridad, los cuales son mayores en la División 1.

A continuación se enlistan los principales Códigos existentes en el mundo para diseño y fabricación de recipientes a presión.

Como un complemento, el Código A.S.M.E., Sección VIII, División 1, para el procedimiento de soldadura se utiliza la Sección IX del Código A.S.M.E. y el AWS (American Welding Society), para la selección de materiales usamos la Sección II y el A.S.T.M. (American Society of Testing Materials).

3.1.1. BREVE HISTORIA DEL CÓDIGO A.S.M.E.

A continuación, y a manera de ilustración, se describirá brevemente el origen del Código A.S.M.E.

El Código para calderas y recipientes a presión de la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (A.S.M.E.), se originó por la necesidad de proteger a la sociedad de las continuas explosiones de calderas que se sucedían antes de reglamentar su diseño y construcción.

Inglaterra fue uno de los primeros países que sintió esta necesidad, y fue después de uno de los más grandes desastres que sufrió la ciudad de Londres al explotar una caldera en el año de 1815. La investigación de las causas de esta explosión la llevó a cabo la Cámara de los Comunes por medio de un Comité, el cual, después de agotar todas sus pesquisas, logró establecer tres de las principales causas del desastre:

Construcción inapropiada, material inadecuado y aumento gradual y excesivo de la presión. Al final de su informe, dicho Comité recomendaba el empleo de cabezas semiesféricas, el hierro forjado como material de construcción y el empleo de dos válvulas de seguridad.

En los Estados Unidos de Norteamérica, las personas dedicadas a la fabricación de caldera, se agruparon en una asociación en el año de 1889.

Esta Asociación nombró un Comité encargado de preparar reglas y especificaciones, en las que se basará la fabricación en taller de las calderas.

Como resultado de los estudios hechos por este Comité, se presentó ante la Asociación un informe en el que se cubrían temas como:

Especificaciones de materiales, armado por medio de remaches, factores de seguridad, tipos de cabezas y de bridas, así como reglas para la prueba hidrostática.

No obstante, los dos intentos anteriores por evitar las explosiones de calderas, éstas seguían sucediendo; A principios de este siglo, tan sólo en los Estados Unidos de Norteamérica, ocurrieron entre 350 y 400, con tremendas pérdidas de vidas y propiedades, llegó a ser costumbre que la autorización para usar una caldera la diera el cuerpo de bomberos.

Hasta la primera década de este siglo, las explosiones de calderas habían sido catalogadas como “Actos de Dios”. Era necesario, la existencia de un Código legal sobre calderas. El 10 de marzo de 1905, ocurrió la explosión de una caldera en una fábrica de zapatos en Crocktown, Massachussetts, matando a 58 personas, hiriendo a otras 117 y con pérdidas materiales de más de un cuarto de millón de dólares. Este accidente catastrófico hizo ver a las gentes de Massachussetts la imperiosa necesidad de legislar sobre la construcción de calderas para garantizar su seguridad.

Después de muchos debates y discusiones públicas, el Estado promulgó, en 1907, el primer Código legal de reglas para la construcción de calderas de vapor, al año siguiente, el Estado de Ohio aprobó un reglamento similar.

Otros Estados y Ciudades de la Unión Americana que habían padecido explosiones similares, se dieron cuenta que éstas podían evitarse mediante un buen diseño y una fabricación adecuada y también se dieron a la tarea de formular reglamentes para este propósito.

De esta manera, se llegó a una situación tal, que cada Estado y aún cada ciudad interesada en este asunto, tenía su propio reglamento.

Como los reglamentos diferían de un estado a otro, y a menudo estaban en desacuerdo, los fabricantes empezaron a encontrar difícil el fabricar un equipo con el reglamento de un Estado que pudiera ser aceptado por otro. Debido a esta falta de uniformidad, en 1911, los fabricantes y usuarios de caldera y recipientes presión, apelaron ente el concilio de la A.SM.E. Para corregir esta situación. El concilio respondió a esto nombrando un comité para que formule especificaciones uniformes para la construcción de calderas de vapor y otros recipientes a presión especificados para su cuidado en servicio. El comité estaba formado por siete miembros, todos ellos de reconocido prestigio dentro de sus respectivos campos, un ingeniero de seguros para calderas, un fabricante de materiales, dos fabricantes de calderas, dos profesores de ingeniería y un ingeniero consultor.

El comité fue asesorado por otro Comité en calidad de consejero, formado de 18 miembros que representaban varias fases del diseño, construcción, instalación y operación de calderas. Basándose en los reglamentos de Massachussetts y de Ohio y en otros datos de utilidad, el Comité presentó un informe preliminar en 1913 y envió 2,000 copias de él a los profesores de

Ingeniería Mecánica a departamentos de Ingeniería de compañías de seguros de calderas, a jefes de inspectores de los departamentos de inspección de calderas de Estados y Ciudades, a fabricantes de calderas, a editores de revistas de Ingeniería y a todos los interesados en la construcción y operación de calderas, pidiendo sus comentarios. Después de tres años de innumerables reuniones y audiencias públicas, fue adoptado en la primavera de 1925, el primer Código A.S.M.E., “Reglas para la Construcción de Calderas Estacionarias y para las Presiones Permisibles de Trabajo”, conocido como la edición 1914.

Desde entonces, el Código ha sufrido muchos cambios y se han agregado muchas secciones de acuerdo a las necesidades. Las secciones han aparecido en el siguiente orden:

Sección I Calderas de potencia 1914 (Power Boilers)

Sección II Especificaciones de Materiales 1924 (Material Specifications) Sección III Calderas de Locomotoras 1921 (Boilers of Locomotives)

Sección IV Calderas para Calefacción de baja presión 1923 (Low-Pressure Heating Boilers)

Sección V Calderas en Miniatura 1922 (Miniature Boilers) Sección VI * Inspección 1924 (Inspection)

Sección VII Reglas sugeridas para el cuidado 1926 de las calderas de potencia. (Suggested Rules for care of Power Boilers)

Sección VIII Recipientes a Presión no sometidos 1925 a fuego directo. (Unfired Pressure Vessels)

Sección IX * Requisitos de Soldadura 1940 (Welding Qualifications)

Sección X Recipientes a Presión de Plástico Reforzado y fibra de vidrio. (Fiber glass reinforced plastic pressure vessel)

Sección XI Reglas para Inspección en Servicio de Plantas de Potencia Nuclear. (Rules for Inservice Inspection of Nuclear Power Plants)

* Esta sección estuvo incorporada a la sección I desde su aparición hasta 1949, finalmente fue cancelada en 1952.

** La primera vez que apareció esta sección, fue en 1937 como suplemento al Código.

El aumento de secciones en el Código, refleja el progreso de la industria en este campo. Se ha conservado un crecimiento espontáneo y se han requerido revisiones constantes.

Como ilustración diremos que en 1914, las calderas se operaban a una presión máxima de 20 Kg/cm2 (285 psi) y a temperaturas de 300°C (572°F), actualmente éstas se diseñan para presiones tan altas como son 305 Kg/cm2 (4,331 psi), y a temperaturas de 600°C (1,112°F).

Los recipientes se diseñan para presiones de 200 Kg/cm2 (2,845 psi) y a un rango de temperatura entre –210°C a 550°C (de –346°F a 1,022°F). Cada nuevo material, cada nuevo diseño, cada nuevo método de fabricación, cada nuevo sistema de protección, trae consigo nuevos problemas de estudio para el Comité del Código, exigiendo la experiencia técnica de muchos sub-Comités, para expedir nuevos suplementos y nuevas revisiones del Código.

Como resultado del espléndido trabajo de esos sub-Comités, el Código A.S.M.E., ha desarrollado un conjunto de Normas que garantizan cualquier diseño y cualquier construcción de calderas y recipientes a presión dentro de los límites del propio Código.

El Código A.S.M.E., ha tenido que mantenerse al día, dentro del cambiante mundo de la tecnología.

Este grupo celebra seis reuniones anuales para adaptar el Código. Las ediciones del Código se hacen cada tres años, la más reciente fue en 1998, consta de once secciones en catorce tomos y son:

Sección I Calderas de Potencia (Power Boilers)

Sección II Especificaciones de Materiales (Material Specifications) Parte A: Especificaciones de Materiales ferrosos (Ferrous Materials)

Parte B: Especificaciones de Materiales no ferrosos. (Non Ferrous Material) Parte C: Especificaciones de materiales de soldadura. (Welding Materials) Sección III Plantas de Potencia Nuclear

División 1 y División 2 Componentes: Requerimientos Generales (Nuclear Power Plants) División 1 & División 2 (Components: General Requeriments

Sección IV Calderas para Calefacción (Heatig Boilers)

Sección V Pruebas no Destructivas (Non Destructive Examinations)

Sección VI Reglas Recomendadas para el Cuidado y Operación de Calderas para Calefacción

(Recommended Rules for Care and Operation of Heating Boilers)

Sección VII Reglas Sugeridas para el Cuidado de Calderas de Potencia (Recommended Rules for Care of power Boilers)

Sección VIII División 1: Recipientes a Presión (Pressure Vessels)

División 2: Reglas para Diferentes Alternativas Para Recipientes a Presión. (Alternative Rules for Pressure Vessels)

Sección X Recipientes a Presión de Plástico Reforzado y fibra de vidrio. (Fiber Glass Reinforced Plastic Pressure Vessel)

Sección XI Reglas para Inspección en Servicio de Plantas de Potencia Nuclear. (Rules for Inservice Inspection of Nuclear Power Plants)

Una vez teniendo una idea de lo que es y cómo está formado el Código A.S.M.E., nos enfocaremos a la Sección VIII, ya que es la relacionada con Recipientes a Presión.

La Sección VIII del Código A.S.M.E., contiene dos Divisiones, la División 1, que cubre el diseño de los recipientes a presión no sujetos a fuego directo y la División 2, que contiene otras alternativas para el cálculo de recipientes a presión.

Las reglas de la División 1, de esta Sección del Código, cubren los requisitos mínimos para el diseño, fabricación, inspección y certificación de recipientes a presión, además de aquellas que están cubiertas por la Sección I.

(Calderas de Potencia), Sección III (Componentes de Plantas Nucleares) y Sección IV (Calderas para Calefacción). Como se dijo anteriormente, el considerable avance tecnológico que se ha tenido en los últimos años, ha traído como consecuencia el incremento de nuevos Códigos y Normas, el Código A.S.M.E., consciente de ello, crea dentro de la Sección VIII de su Código, un nuevo tomo denominado, División 2.

3.1.2. REGLAS ALTERNATIVAS PARA CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN En 1995, reconociendo el gran volumen de la nueva información desarrollada por el Comité de Investigación de Recipientes a Presión (P.V.C.R) y otras organizaciones, el Comité del A.S.M.E., para Calderas y Recipientes a Presión, organizó su Comité especial para revisar las bases de los esfuerzos del Código.

El Comité fue consultado para desarrollar las bases lógicas para establecer los valores de esfuerzos permisibles de 1958 a 1962, el Comité especial interrumpió sus trabajos para preparar la Sección III, el Código para Recipientes Nucleares.

Su labor original fue terminada en 1968 con la publicación de la Sección VIII División 2. En esta División, los esfuerzos permisibles están basados en un coeficiente de seguridad aproximadamente igual a tres.

El Código A.S.M.E., Sección VIII División 1, especifica claramente algunas limitaciones, entre las principales tenemos:

 Espesor mínimo.- Se establece que para recipientes construidos en acero al carbón, el espesor mínimo será de 3/32” (2.38 mm.). Independientemente de su uso, ya que para algunos usos particulares, se especifican espesores mínimos diferentes.

 Los recipientes diseñados y construidos bajo este Código, no deberán tener elementos principales móviles, ya sean rotatorios o reciprocantes, razón por la cual se excluyen del alcance del mismo las bombas, compresores, turbinas y cualquier equipo que tenga elementos principales móviles.

 El volumen mínimo que deberán tener los recipientes a presión diseñados y construidos bajo este Código, deberá ser de 120 galones.

 La presión mínima a que deberán diseñarse los recipientes será de 15 PSIG (1 atmósfera).

 El diámetro interior mínimo será de 6”.

 La presión máxima de diseño será de 3,000 PSIG.  Deberán ser estacionarios.

3.1. NORMA A.P.I. 650

3.1.1. Requerimientos para plataformas y pasillos 1.- Todos los componentes deberán ser metálicos. 2.- El ancho mínimo del piso será de 610mm. (24 pulg.). 3.- Todo el piso deberá ser de material antiderrapante.

4.- La altura del barandal a partir del piso será de 1,067mm. (42 pulg.). 5.- La altura mínima del rodapié será de 76mm. (3 pulg.).

6.- El máximo espacio entre el suelo y la parte inferior del espesor de la placa del pasillo será de 6.35mm. (1/4 pulg.).

7.- La altura del barandal central será aproximadamente la mitad dela distancia desde lo alto del pasillo a la parte superior del barandal.

8.- La distancia máxima entre los postes del barandal deberá ser de 1168mm. (46 pulg.).

9.- La estructura completa tendrá que ser capaz de soportar una carga viva concentrada de 453 Kg. (1,000 lb), aplicada en cualquier dirección y en cualquier punto del barandal.

10.- Los pasamanos estarán en ambos lados de la plataforma, y estarán interrumpidos donde sea necesario para un acceso.

11.- Cualquier espacio mayor de 152mm. (6 pulg.) Entre el tanque y la plataforma deberá tener pis

12.- Los corredores de los tanques que se extienden de un lado al otro del suelo o a otra estructura deberán estar soportados de tal manera que tenga un movimiento relativo libre de las estructuras unidas por los corredores; ésta puede estar acompañada por una firme atadura del corredor a los tanques, además del uso de una junta corrediza o de dilatación en el puente de contacto entre el corredor y el otro tanque (este método permite que en caso de que un tanque sufra ruptura o algún movimiento brusco, el otro no resulte dañado).

3.1.2. Requerimientos para escaleras

1.- Todas las partes de la escalera serán metálicas.

2.- El ancho mínimo de las escaleras será de 610mm. (24 pulg.).

3.- El ángulo máximo entre las escaleras y una línea horizontal será de 50º.

4.- El ancho mínimo de los peldaños será de 203mm. (8 pulg.). La elevación será uniforme a todo lo largo de la escalera.

5.- Los peldaños deberán estar hechos de rejilla o material antiderrapante.

6.- La superior de la reja deberá estar unida a los pasamanos de la plataforma sin margen y la altura, medida verticalmente desde el nivel del peldaño hasta el borde del mismo de 762 a 864 mm. (30 pulg. a 34 pulg.).

7.- La distancia máxima entre los postes de la rejilla medidos a lo largo de la elevación de 2,438mm. (96 pulg.).

8.- La estructura completa será capaz de soportar una carga viva concentrada de 453 Kg. (1,000 lb), y la estructura del pasamanos deberá ser capaz de soportar una carga de 90Kg. (200 lb), aplicada en cualquier dirección y punto del barandal.

9.- Los pasamanos deberán estar colocados en ambos lados de las escaleras rectas; éstos serán colocados también en ambos lados de las escaleras circulares cuando el claro entre cuerpo-tanque y los largueros de la escalera excedan 203mm. (8 pulg.).

10.- Las escaleras circunferenciales estarán completamente soportadas en el cuerpo del tanque y los finales de los largueros apoyados en el piso.

CAPITULO IV

ALMACENAMIENTO DE GAS LICUADO DE PETROLEO

4.1. GENERALIDADES

La teoría más aceptada sobre el origen de los hidrocarburos, incluyendo al Gas Licuado de Petróleo (GLP), dice que ellos se formaron en el transcurso de millones de años, cuando grandes masas de materiales orgánicos quedaron atrapados bajo la tierra las mismas que mediante la acción de presiones y temperaturas apropiadas se fueron transformando en hidrocarburos conocidos hoy bajo la denominación de petróleo crudo y gas natural.

Al referirnos al hidrocarburo nos referimos a los elementos cuyos componentes son hidrogeno y carbono, en proporciones variables, los cuales se presentan tanto en estado líquido como en estado gaseoso.

4.2. ORIGEN DEL GAS LICUADO DE PETRÓLEO (GLP)

El Gas Licuado de Petróleo es un compuesto orgánico que está formado por propano y butano principalmente, así tenemos:

Propanos: propano - propileno Butanos: normal butano - isobutano Butilenos: Butenos

Los GLP están muy unidos al petróleo, el mismo que está formado por hidrocarburos en estado líquido y pequeñas cantidades de hidrocarburos gaseosos tales como:

Metano (CH4) Etano (C2H6) Propano (C3H8) Butano (C4H10) Pentano (C5 H12) Hexano (C2 H14)

Así el Gas Licuado de Petróleo (GLP) se lo puede obtener en las refinerías o en los yacimientos de Gas Natural.

El Gas Licuado del Petróleo (GLP) es la mezcla de gases condensables disueltos en el petróleo. Los GLP, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, muy fáciles de condensar, de ahí su nombre. En la práctica, se puede decir que los GLP son una mezcla de propano y butano.

4.3. PROCESO DE RECUPERACIÓN DEL GAS LICUADO DE PETRÓLEO (GLP)

En la recuperación del Gas Licuado de Petróleo (GLP), podemos anotar algunas etapas tales como: compresión, separación, destilación y almacenamiento del producto. El gas sale conjuntamente con el petróleo hacia superficie cuando el pozo está produciendo y llega por medio de tubería que le conduce a los separadores iniciales, posteriormente el gas entra a los compresores, en donde se incrementa la presión, después al ser enfriado se logra que el gas se convierta en una mezcla liquido gaseoso, este producto ingresa a la planta para un proceso de calentamiento, destilación o fraccionamiento y al final enfriamiento de donde se obtiene tres productos que son el Gas Licuado de Petróleo(GLP), la gasolina base y el gas residual.

Otra forma de recuperación del Gas Licuado de Petróleo (GLP) es la mezcla de gases de petróleo producidos ya sea por pozos petrolíferos o gasíferos. Estos gases debidamente procesados en una planta de procesamiento de gas natural dan como resultado el Gas Licuado de Petróleo (GLP).

FIGURA Nº 6 (OBTENCION DE GLP EN REFINERIA)

4.4. CARACTERÍSTICAS, PROPIEDADES Y ESPECIFICACIONES DEL GAS LICUADO DEPETRÓLEO (GLP)

4.4.1. Definición de gas licuado de petróleo (GLP)

El término corresponde aquellos hidrocarburos cuyos principales componentes son propano y butano, además de iso-butano, butileno; o mezclas de ellos en pequeñas cantidades.

El Gas Licuado de Petróleo (GLP) es gaseoso a la presión atmosférica; sin embargo a la temperatura ambiente puede ser licuado a presiones relativamente bajas. Se ha estimado que la mezcla de propano, butano proporciona un rendimiento calorífico adecuado para los múltiples usos del Gas Licuado de Petróleo (GLP) a temperatura ambiente de 25ºC (77ºF) la presión de la mezcla es de 7.7 kg/cm3.

Normalmente no es practico licuar los gases más ligeros como el metano (CH4), etileno (C2H4) y etano (C2H6), salvo usos muy especiales ya que, estos requieren de recipientes preparados para soportar las elevadas presiones necesarias para la licuefacción; Para el propano y butano se requiere presiones relativamente bajas para licuarlos, siendo estos gases los principales constituyentes del Gas Licuado de Petróleo (GLP) comerciales, los cuales no están compuestos exactamente de hidrocarburos puros, así la mezcla Propano-Butano, contienen cantidades pequeñas de otros hidrocarburos como propileno, Butileno, iso-buteno y otros hidrocarburos de propiedades físicas semejantes.

4.4.2. Composición del gas licuado de petróleo (GLP)

El Gas Licuado de Petróleo (GLP), es una mezcla de hidrocarburos gaseosos a temperatura y presión ambiental, mantenida en estado líquido por aumento de presión y/o descenso de temperatura, compuesto principalmente por los siguientes hidrocarburos gaseosos o de sus mezclas:

Propano - Propileno: Propanos Normal butano – iso butano: Butanos Butilenos: Butenos

A continuación conoceremos las especificaciones bajo las cuales se fabrica el

Gas Licuado de Petróleo (GLP) en nuestro país:

4.4.3. Características y propiedades del gas licuado de petróleo (GLP) 4.4.3.1. Peso específico relativo

El peso de un cuerpo es la resultante de la acción de la gravedad sobre él, o dicho de otra manera, la fuerza con que la tierra atrae, y se mide en kilogramo. A continuación veremos la relación de varios gases con peso por litro:

PESO RELATIVO DEL GAS LICUADO DE PETROLEO

MATERIAL

PESO POR LITRO

PROPANO (Liquido)

0.508 Kg

BUTANO (Liquido)

0:584 Kg

AGUA

1.000 Kg

MEZCLA: Propano 70% - Butano 30%

0.531 Kg

TABLA Nº 2 (PESO RELATIVO DEL GLP)

Así el peso específico relativo en relación con el agua, el Gas Licuado de Petróleo (GLP) es la relación su peso y el peso de un volumen igual de agua.

peso especifico relativo=

peso de un volumen de GLP

peso de un volumen igual de agua

PESO ESPECIFICO RELATIVO DEL GAS LICUADO DE PETROLEO

MATERIAL

PESO ESPECIFICO RELATIVO

PROPANO (Liquido)

0.508

BUTANO (Liquido)

0:584

AGUA

1.000

MEZCLA: Propano 70% - Butano 30%

0.531

TABLA Nº 3 (PESO ESPECIFCO RELATIVO DEL GLP)

RELACION PESO DEL GLP CON EL AGUA

FIGURA Nº 7 (RELACION PESO DEL GLP CON EL AGUA)

Se puede apreciar que el Gas Licuado de Petróleo (GLP) en estado líquido es más liviano que el agua. Si tomamos un litro de agua que pesa 1.000 gramos y los comparamos con 1 litro de propano liquido éste pesa 508 gramos. En Relación con el aire; el peso específico relativo del Gas Licuado de Petróleo (GLP) que está en estado de vapor es la relación entre el peso de un litro de vapor y el peso de un litro de aire.

Peso especifico relativo=

peso de un volumen de gas va por

peso de un volumen de aire

PESO ESPECIFICO RELATIVO DEL GLP EN VAPOR

MATERIAL

PESO ESPECIFICO RELATIVO

PROPANO (Vapor)

1.522

BUTANO (Vapor)

2.006

AGUA

1.000

MEZCLA: Propano 70% - Butano 30%

1.667

RELACION PESO DEL GLP EN FASE VAPOR CON EL AIRE

FIGURA Nº 8 (RELACION PESO DEL GLP EN FASE VAPOR CON EL AIRE)

Como puede observarse el Gas Licuado de Petróleo (GLP) en estado de vapor es más pesado que el aire: esta propiedad significa que cada vez que se produce un escape de Gas Licuado de Petróleo (GLP), los vapores caen en las partes más bajas y si no se percibe la presencia del gas, puede acumularse en grandes cantidades, constituyendo un evidente peligro.

4.4.3.2. Punto de ebullición

El punto de ebullición de una sustancia es la temperatura a la cual cambiara del estado líquido al de vapor.

PUNTO DE EBULLICION DE LOS COMPONENTES GLP

MATERIAL PUNTO DE EBULLICION

°F °C

PROPANO -43.7 -42.1

BUTANO +31.1 -0.5

AGUA +212.0 +100.0

TABLA Nº 5 (PUNTO DE EBULLICION DE LOS COMPONENTES DE GLP)

Por lo general el Gas Licuado de Petróleo (GLP), se extrae de los tanques para ser

utilizado en estado de vapor. Cada litro de líquido (mezcla 70-30) del recipiente es capaz

de producir 262 litros de vapor. Esta propiedad permite disponer de recipientes

relativamente pequeños para almacenar el Gas Licuado de Petróleo (GLP) y obtener

grandes cantidades de gas vapor. Para hacer una comparación práctica de esta propiedad

diríamos que el líquido contenido en dos (2) cilindros de 45 kilogramos (100 libras) de

Gas Licuado de Petróleo (GLP) equivale en estado de vapor a 44.407 litros, volumen

aproximado de un recipiente de 12.000 galones.

Entre otras equivalencias podemos anotar:

1Galón Liquido GLP = 1 metros cúbicos de vapor 1kg. Liquido GLP = 0.5 metros cúbicos de vapor 1 lb. Liquido GLP = 8 pies cúbicos de vapor

4.4.3.4. Peso específico

El peso específico del gas varía según sea la presión y la temperatura a la que se encuentre, definida generalmente la presión atmosférica y 60ºF (15.56ºC). El Gas Licuado de Petróleo (GLP) se encuentra formado por las fases liquida y gaseosa, por lo tanto cuando se hable de densidad o peso específico se debe especificar claramente a la fase que nos referimos.

El peso específico en general lo podemos definir como la unidad de volumen expresado en: kg/m3, kg/lt, lb/galón, lb/ft3, etc.

4.4.3.5. Poder calorífico

Es la cantidad de energía liberada por una sustancia cuando alcanza su completa combustión. Es medido en kilocalorías por cada kilogramo o litro como también en BTU por libras.

En el caso del Gas Licuado de Petróleo (GLP) le podemos determinar como la cantidad de energía producida por el Gas Licuado de Petróleo (GLP), por ejemplo: 1kg de Gas Líquido produce 11.938 kcal. (Kilocalorías). A lo anotado, incrementamos las especificaciones que el Gas Licuado de Petróleo (GLP) debe cumplir para su comercialización, por tanto es necesario que la Industria del Gas Licuado de Petróleo (GLP), oriente sus cambios hacia los aspectos comerciales, lo que incrementará su importancia con relación a sus

propiedades y pruebas

establecidas con propósitos comerciales.

P O D E R C A L O R I F I C O

UNIDAD PROPANO BUTANO MEZCLA PROP 70 %– BUT 30%

Kcal./kg (Liquido) 13.005 11.780 11.938 BTU/kg (Liquido) 47.659 46.768 47.392 Kcal./litro (Liquido) 6.105 6.910 6.347 BTU/litro (Liquido) 24.238 27.432 25.196 Kcal./litro (Vapor) 23 30 25 BTU/litro (Vapor) 91 119 99 Kcal./galón (Liquido) 23.108 26.153 24.002 BTU/galón (Liquido) 91.740 103.830 95.367 BTU/pie3 (Vapor) 2.563 3.369 2.805

TABLA Nº 6 (PODER CALORIFICO) 4.4.3.6. Coeficiente de expansión volumétrica

El Gas licuado de Petróleo (GLP) al pasar del estado líquido a estado vapor, se multiplica por 262 veces en volumen; lo que permite almacenar en tanques pequeños grandes cantidades de Gas-Vapor.

4.4.3.7. Peso molecular

Es el peso relativo de material representado por un símbolo químico, el cual interviene en la reacción química. El número que se encuentra en la parte superior de cada símbolo en la ecuación química balanceada, representa el número de moléculas que participan en la reacción química. Esta puede ilustrarse por una ecuación química que representa la combustión perfecta del propano, el cual se descompone en los siguientes elementos de combustión: Propano C3H8, CO2 y H2O.

4.4.3.8. Punto de roció

Es muy importante debido a que el punto de rocío es una medida de las dificultades que podrían presentarse en el almacenamiento y transporte de Gas Licuado de Petróleo (GLP) vaporizado. También le podemos definir como punto de rocío a la temperatura mínima a la cual el gas se mantiene en su factor de seguridad y puede ser calculado a partir de los resultados del análisis fraccionario a baja temperatura, también puede determinarse experimentalmente usando aparatos

registrados que nos dan lecturas continuas de las temperaturas a los cuales comienza la condensación.

4.4.3.9. Odorización

Por seguridad todo Gas Licuado de Petróleo (GLP) debe ser Olorizado necesariamente con un agente preparado para este propósito, dándole un olor distintivo en presencia del aire, de esta manera habrá una prevención para incendios y de esta manera se evitará accidentes.

El odorizante se le aplica al Gas Licuado de Petróleo (GLP) de esta forma:

1 libra de etil-mercaptano o 1.4 de metil-mercaptano por cada 10.000 galones de Gas Licuado de Petróleo (GLP).

4.5. PROCESO DE ALMACENAMIENTO DE GLP 4.5.1. Descripción del proceso

El objetivo de una planta de almacenamiento es el de recibir gas licuado de petróleo que llega a través de un gasoducto, almacenarlo en los recipientes esféricos o tipo salchicha para posteriormente evacuarlo hacia un gasoducto de despacho.

Los recipientes a presión más adecuados para el almacenamiento de GLP son esferas por varias razones. Las esferas en comparación con los cilindros tienen la ventaja de que presentan la mitad del esfuerzo debido a presión interna y por consiguiente el espesor necesario es mucho menor. Las esferas tienen menos área de superficie de contacto con la atmosfera en comparación con cualquier otro recipiente, obteniéndose variaciones de temperatura más lentas dentro del líquido, lo que contribuye a reducir la evaporización, haciéndose que se reduzca la necesidad de relicuar el vapor. Por otra parte, un volumen considerable se puede almacenar mediante una esfera o bien por otros tanques de otro tipo, colocándolos en batería, por lo tanto la primera solución requiere de menos acero y conexiones, la instalación requiere menor inversión en la obra civil y ocupa una menor superficie de terreno.

La recepción del GLP en la planta de almacenamiento se lo hace sin la necesidad de bombas ya que llega por el gasoducto inclusive con una presión más alta que la de operación requerida, por lo que es necesario utilizar una válvula reductora de presión.

Una vez reducida la presión se necesita cuantificar el volumen de GLP recibido en la planta para lo cual se emplea un dispositivo de medición que debe ser altamente preciso. Este dispositivo también se necesita para cuantificar el volumen despachado.

Cuantificado el volumen, el GLP ingresa a las esferas por la línea de entrada. Las principales líneas de tubería que se manejan en la planta son:

a) Línea de entrada.- Permite el ingreso del GLP liquido hasta las esferas de almacenamiento.

b) Línea de salida.- Permite la descarga del GLP liquido de las esferas hacia el gasoducto de despacho.

c) Línea de alivio.- Recoge el GLP proveniente de las diferentes válvulas de alivio que se hayan activado por sobrepresión.

d) Línea de vapores.- Recoge los vapore de la mezcla liquido-vapor de los recipiente que posteriormente serán relicuados.

e) Línea de drenaje.- Sirve para evacuar las sustancias diferentes al GLP que no son deseados como por ejemplo componentes pesados (pentanos).

f) Línea slop-bullet.- Permite evacuar los líquidos del tanque bullet al slop y permite descargar el tanque slop.

El despacho del GLP desde las esferas se lo realiza mediante bombas que elevan la presión a un valor definido en la tubería a la salida de la terminal a un caudal también predeterminado. Una de las operaciones requeridas de la planta, es el trasvase el cual consiste en intercambiar GLP liquido de una esfera a otra, ya que se necesita para la recepción al requerir esferas con niveles bajos de líquido.

Para mantener la presión en los recipientes de almacenamiento dentro de los límites de operación se utiliza la unidad de relicuefaccion que transforma las fracciones de vapor en líquido para luego ser reingresado a las esferas. En varias circunstancias entra en funcionamiento la unidad de relicuefaccion:

 Cuando existe un incremento en la temperatura ambiente ya que hace que aumente la presión en el tanque al aumentar la presión de vapor de la mezcla.

 Al ingresar GLP líquido, ya que va desplazando al GLP vapor que se encuentra ocupando espacio en la esfera, que de no ser evacuado por la unidad de relicuefaccion, se iría comprimiendo y aumentando la presión progresivamente.

 Para relicuar los vapores de GLP existentes en el tanque bullet. El funcionamiento de la unidad de relicuefaccion está divido en dos partes:

a) Compresión.- Las fracciones de vapor ingresan a un compresor después de haber pasado por un separador de fases liquido-vapor, elevando su presión y temperatura. b) Enfriador.- Este vapor sobrecalentado que entrega el compresor ingresa a un

intercambiador de calor que lo enfría, haciendo que la mayor parte de este se condense, luego estas dos fases ingresan a un separador de fases liquido-vapor, del cual la fase vapor reingresa nuevamente al proceso de relicuefaccion y la fase liquida ingresa nuevamente a la esfera.

Existe un equipo en la planta de almacenamiento que es un vaporizador, necesario para mantener la presión en el recipiente esférico al ser evacuado el GLP líquido, mediante la utilización de una pequeña cantidad de GLP liquido de la línea de descarga que se vaporiza y se lo vuelve a reingresar por la línea de vapor.

En la planta de almacenamiento existe un recipiente comúnmente llamado tanque bullet, el cual sirve para recibir el GLP proveniente de las válvulas de alivio a través de la línea de alivio, y

también diferentes compuestos provenientes del drenaje de las esferas y de los equipos y accesorios.

Los compuestos existentes dentro del tanque bullet son separados, los vapores de GLP existentes son sacados a través de la unidad de relicuefaccion los cuales ingresan a la esfera como líquido, mientras que las gasolinas que son más densas son evacuadas al tanque slop que está a presión atmosférica. Al relicuar los vapores de GLP se produce que la presión en el tanque bullet vaya disminuyendo hasta un punto en el que casi todo el GLP sea evacuado y dejando solo gasolinas si es que existe o sino simplemente vapor de GLP.

Un equipo o sistema crítico en la operación de la planta siempre debe estar respaldado por otro de iguales características en paralelo que permanece en stand by para entrar en funcionamiento en caso de que falle el principal o cuando necesite recibir mantenimiento. Esta situación se considera en la sala de bombas, en el sistema de medición y reducción de presión, en el sistema de relicuefaccion y en el sistema de vaporización.

4.5.2. Requerimientos generales de la planta de almacenamiento

A continuación se detallan los requerimientos generales que deben ser considerados en el diseño de cualquier planta de almacenamiento:

 La capacidad nominal de almacenamiento requerida

 La composición del GLP en peso que va a ser almacenado en los tanques.

 La presión del GLP que tiene al ingreso a la planta y así también el caudal el mismo.  La presión del GLP y el caudal para el despacho del producto a partir de los tanques de

almacenamiento a la línea de despacho.

 La ubicación de la planta de almacenamiento para considerar la presión atmosférica.  La temperatura ambiente de la ubicación de la planta de almacenamiento.

 El tiempo de vida de la planta que por lo general debe cubrir una vida de servicio de 20 años.

4.5.3. Esquema general de una planta de almacenamiento

En una planta de almacenamiento de GLP se debe contar con áreas que están establecidas en los siguientes puntos:

 Recipientes esféricos y tipo salchicha para almacenar GLP.  Sala de bombas.

 Sistema de relicuefaccion.  Sistema de vaporización.

 Dispositivo de medición de salida.  Recipientes adicionales Bullet y Slop.

Además en la infraestructura de una planta de almacenamientos requiere construcciones civiles como son: cuarto de control, bodegas, parqueaderos y oficinas.

DISEÑO DE UN TANQUE ESFERICO PARA EL ALMACENEMIENTO DE GLP

FIGURA Nº 10 (ALTURAS DE UN TANQUE ESFERICO)

Del gráfico:

H: altura sobre el nivel del suelo respecto al anillo central

h: altura sobre el nivel del suelo respecto a la base del tanque

5.1. ¿COMO CALCULAR ESTAS ALTURAS?

Las alturas H y h se realizan considerando el tipo de suelo, columnas y las diferentes

cargas a las que estará sometido el recipiente.

Para el cálculo de las alturas de los anillos se realiza comparando con un polígono

cerrado, para efectos de diseño en este caso se realiza con un octágono inscrito en una

circunferencia.

FIGURA Nº 11 (ANALISIS PARA DETERMINAR LAS ALTURAS)

Presión de Operación

P

O

=300 lb/ pl

2

P

diseño

=

P

O

+30 lb/ pl

2

=330 lb/ pl

2

Volumen Nominal

V

N

=1500 m

3

V

E

=1,2∗1500=1800 m

3

V

_E

=

4

3

π R

3

→ R

_E

=

3V

4 π

R

_E

=

3∗1800

4 π

→ R

E

=7,546 m

Tenemos las siguientes relaciones para realizar el cálculo de las alturas

z=0,0742∗R z=0,56 m

y=0,5412∗R y=4,084 m

x=R−1,746 x=5,80 m

Con esas relaciones podemos hallar las alturas

h

₁

=

z

h

₂

=

z+ y

h

₃

=

z + y +x

h

₃

=

z +2 y +x

h

₃

=

2 z+2 y+x

Realizando el cálculo

h

₁

=

_{0,56 m}

h

₂

=

0,56+4,084 h

₂

=4,644 m

h

₃

=

0,56+4,084 +5,80 h

₃

=

_{10,444 m}

h

₄

=0,56+2∗4,084 +5,80 h

₄

=

_{14,528 m}

h

₅

=

2∗0,56+2∗4,084 +5,80 h

₅

=15,088 m

Las presiones a diferentes alturas, serán calculadas por medio de la siguiente ecuación:

P=P

_DISEÑO

+

P

_S

El cálculo de Ps se realiza para cada altura.

P

_s

=

g∗ρ

_{PRODUCTO (glp)}

∗

h

_x

Dónde:

g = 9.775 m/s

2

_{en la ciudad de La Paz.}

h

x

= es la altura a considerar respecto de la base del tanque.

Realizando algunos cambios en la fórmula:

P

_s

=

9.775

m

s

2

∗540

kg

m

3

∗

h

x

P

_s

=5278,5∗h

_x

Para cada altura se utilizaran:

P

_{s 1}

=5278,5∗h

₁

P

_{s 2}

=5278,5∗h

₂

P

_{s 3}

=5278,5∗h

₃

P

_{s 4}

=5278,5∗h

₄

P

_{s 5}

=5278,5∗h

₅

Realizando el cálculo

P

_{s 1}

=5278,5∗0,56

Pa∗14,7 Psi

1,013∗10

5

Pa

P

s 1

=0,429 Psi

P

_{s 2}

=5278,5∗4,644

Pa∗14,7 Psi

1,013∗10

5

Pa

P

s2

=3,557 Psi

P

_{s 3}

=5278,5∗10,444

Pa∗14,7 Psi

1,013∗10

5

Pa

P

s 3

=8,001 Psi

P

_{s 4}

=5278,5∗14,528

Pa∗14,7 Psi

1,013∗10

5

_Pa

P

s 4

=11,128 Psi

P

s 5

=5278,5∗15,088

Pa∗14,7 Psi

1,013∗10

5

_Pa

P

s 5

=11,557 Psi

P

₁

=330+0,429 P

₁

=330,429 Psi

P

₂

=330+3,557 P

₂

=333,557 Psi

P

₃

=330+8,001 P

₃

=338,001 Psi

P

₄

=330+11,128 P

₄

=341,128 Psi

P

₅

=330+11,557 P

₅

=341,557 Psi

5.2. CALCULO DE LOS ESPESORES

Calcularemos ahora los espesores requeridos en las siguientes zonas: casquete superior,

anillo superior, anillo central, anillo inferior y casquete inferior.

Del Código A.S.M.E., Sección VIII, División 1, usaremos la ecuación:

e=

P∗R

DISEÑO

2 SE−0.2 P

Donde:

e: espesor de pared.

P: presión total en el punto requerido.

R: radio de diseño (interno) de la esfera.

S: esfuerzo a la tensión (VER ANEXOS).

17500 psi

E: eficiencia de la soldadura (VER ANEXOS). Tomamos igual a 1

Los espesores requeridos en las distintas zonas resultarían:

Anillo superior:

e

2

=72,05 mm

Anillo central:

e

3

=73,01 mm

Anillo inferior:

e

4

=74,49 mm

Casquete inferior:

e

5

=75,78 mm

FIGURA Nº 15 (ENSAMBLADO DEL TANQUE ESFERICO)

FIGURA Nº 17 (TANQUE SEMIACABADO)

5.3. DIFERENTES ACCESORIOS QUE SE USAN EN LOS TANQUES ESFÉRICOS

Como ya mencionamos los tanques esféricos tienen mayor capacidad que los tanques presurizados horizontales o verticales, a causa de su más favorable economía de escala. El límite superior práctico se puede considerar de unos 3500 m3. Estos tanques se acostumbrar a construir in situ a partir de placas prefabricadas y subcomponentes fabricados en el taller. La presión de diseño de los tanques esféricos depende de la relación entre temperatura y presión de vapor del producto almacenado.

El número de boquillas de un tanque esférico, especialmente por debajo del nivel del líquido, se acostumbra a minimizar para reducir el riesgo de fugas.

Los equipos relevantes para el tanque esférico son las siguientes: 5.3.1. Orificios de venteo

Los tanques de almacenamiento esféricos que operan a presión están equipados con orificios de venteo en la parte superior. Estos orificios están cerrados inicialmente y están pensados para garantizar que, en las condiciones de máximo flujo de vapor (es decir, cuando las bombas de alimentación funcionan a capacidad máxima y las condiciones ambientales producen al mismo tiempo las mayores tasas de evaporación), no se produzcan sobrepresiones peligrosas haciendo que estos orificios se abran automáticamente para su purga o para direccionarlo hacia la línea de la antorcha.

5.3.2. Control de nivel y protección contra sobrellenado

Durante los procedimientos de llenado, no suele bastar con controlar y registrar sólo el nivel de llenado. A causa del peligro de sobrellenado y la consiguiente contaminación del suelo y el agua, los tanques de almacenamiento se pueden equipar con sistemas de protección contra sobrellenado, de forma que los procedimientos de llenado se puedan interrumpir automáticamente antes de alcanzar el nivel máximo autorizado de líquido. Cuando el llenado no se realiza automáticamente, por ejemplo si se realiza manualmente, el tanque suele estar equipado con una alarma que indica cuándo se alcanza el máximo nivel autorizado de líquido. Cuando la alarma se apaga el personal puede detener a tiempo el procedimiento de llenado.