76368 ANEXO 27 PÉRDIDAS POR EVAPORACIÓN.. (actualizado)

MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS Y BIOCOMBUSTIBLES CAPITULO 19 - PÉRDIDAS POR EVAPORACIÓN EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO GESTIÓN DE MEDICIÓN Y CONTABILIZACIÓN DEPARTAMENTO DE MEDICIÓN Y CONTABILIZACIÓN ECP-VSM-M-001-19

Fecha aprobación: 01/04/2010

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TABLA DE CONTENIDO Pág.

1

OBJETIVO ............................................................................................................... 2

2

GLOSARIO .............................................................................................................. 2

3

CONDICIONES GENERALES ..................................................................................... 3

3.1

3.2

4

TIPOS DE TANQUES ............................................................................................... 4 3.1.1

Tanques de Techo Fijo

4

3.1.2

Tanques de Techo Flotante

5

CLASIFICACIÓN DE LAS PÉRDIDAS EN TANQUES .................................................. 7 3.2.1

Pérdidas por Almacenamiento (

)

3.2.2

Pérdidas por Trabajo (

3.2.3

Fuentes potenciales de evaporación

)

8 8 8

DESARROLLO ........................................................................................................ 10

4.1

DEFINICIÓN DE VARIABLES PARA EL CÁLCULO................................................... 10

4.2

PROCEDIMIENTO DEL CÁLCULO .......................................................................... 11

4.3 5

4.2.1

Pérdidas para tanques de techo fijo

11

4.2.2

Casos especiales

15

4.2.3

Pérdidas para tanques de techo flotante

18

REGISTROS ......................................................................................................... 25 CONTINGENCIAS .................................................................................................. 25

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OBJETIVO

Presentar los conceptos y las metodologías para estimar las pérdidas por evaporación en tanques de almacenamiento de hidrocarburos y biocombustibles líquidos, para reportarlas adecuadamente dentro de la clasificación de pérdidas identificables de la compañía. 2

GLOSARIO

Anual Net Throughput (Q): (rendimiento anual neto del proceso) es el volumen total de producto bombeado (deslojado) hacia el tanque de almacenamiento durante un año y que produce un incremento (disminución) en el nivel del líquido almacenado. Si procesos de recibo y entregas son realizados simultáneamente y no producen incremento (disminución) en la altura producto dentro del tanque, rendimiento anual neto del proceso es cero. Se presenta como función del volumen del tanque y del número de movimientos del mismo. Componentes del peso molecular ( ): es necesario determinar el peso molecular de los componentes individuales para convertir las concentraciones de la base molar a peso base. El peso molecular de algunos componentes de hidrocarburo se puede obtener del API MPMS 19.4 Recommended Practice for Speciation of Evaporative Losses — Appendix B. Concentración de los componentes molares en el líquido ( ): las concentraciones del componente molar en las especificaciones químicas del líquido almacenado ( ), es necesario para calcular las concentraciones de vapor en equilibrio. Estas composiciones de los líquidos pueden ser determinadas de un resumen de las muestras de almacenamiento, o de los datos de los líquidos almacenados usados para mezclas de productos. Estas concentraciones son algunas veces presentadas en un volumen ( ) o pesos base ( ), mientras la relación de equilibrio de vapor-liquido es calculada en una base molar ( ). La conversión de un volumen ( ) o pesos base ( ), a base molar ( ), se puede observar en el Apéndice B del API MPMS 19.4. Concentraciones en vapor del componente molar ( ): cuando se usa una ecuación de estado para determinar la composición de vapor, la concentración de los componentes en el vapor (y ), es determinado en volumen o base molar. Determinar la cantidad de emisiones VOC (Compuestos Orgánicos Volátiles), se representa por las partes que lo constituyen, la concentración de los componentes debe ser convertida a peso base (w ). Componentes saturados en la presión de vapor (Pi°): la presión de vapor especifica (Pi°) de cada componente en el líquido almacenado es necesario para determinar la presión de vapor en el almacenamiento. Este valor se puede obtener en el API Technical Data Book – Petroleum Refining, o puede ser calculado usando la ecuación de Antoine. Evaporación: es el resultado del proceso físico por el cual una sustancia cambia de estado líquido a gaseoso. La evaporación es un cambio de estado, y precisa una fuente de energía que proporcione a las moléculas de líquido, la suficiente para efectuarlo. Peso molecular del líquido almacenado ( ): es el promedio del peso molecular del líquido sobre una base de peso. El es necesario para convertir las concentraciones de liquido almacenado de un peso base a un peso molar, y puede ser determinado del análisis de líquidos almacenados, o calculado de la composición del líquido almacenado. Existen dos métodos para determinar esta variable: cromatografía de permeación con gel (GPC) usando un detector de índice de refracción (RI), y cromatografía de gas usando un detector de llama ionizante. Cuando las fracciones peso de todos los componentes de un líquido almacenado se conoce, el peso molecular del líquido almacenado puede calcularse como: 2/26

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=1

(

⁄

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)

Donde: : Fracción peso del componente i en la fase líquida : Peso molecular del componente i (lb/lb-mol) Peso molecular del vapor almacenado (Mv): es necesario para convertir las concentraciones de una base molar a peso base. Se puede determinar por el análisis de las muestras de vapor, o por el cálculo de la composición de vapor. En la ausencia de esta información, puede usarse el valor de 64 lb/lb–mol para gasolina y un valor de 50 lb/lb–mol para crudos entre 20 °API y 30 °API. =

(

)

Donde: :

Fracción molar del componente i en la fase vapor : Peso molecular del componente i (lb/lb-mol)

Presión atmosférica (Pa): (en psia) es usada para determinar emisiones bajo el método de cálculo de la presión total. La presión atmosférica debe ser medida en el sitio, o puede usarse un valor de 14,7 psia. Presión de vapor: Tendencia de un liquido a evaporarse y expresada como la presión a la cual coexisten en equilibrio la fase liquida y gaseosa de determinado producto. Los líquidos volátiles y gases licuados del petróleo tienen una presión de vapor mayor que la presión atmosférica. Presión de vapor Reid: método de ensayo de laboratorio para determinar la presión de vapor de crudos y productos volátiles a la temperatura de 100 °F (ASTM D323). El ensayo es un medio para determinar si un hidrocarburo líquido almacenado en un tanque atmosférico, se vaporizará o no cuando su temperatura se eleve a 100 °F. Presión de vapor en el almacenamiento (P): para petróleo y crudo almacenado, la presión de vapor (P), del liquido almacenado (en psia) se puede determinar con el promedio de Reíd para la presión de vapor (RVP) y el promedio de la temperatura del liquido ( ), usando la presión de vapor B1 y B-2 que se muestran en el Apéndice B del API MPMS 19.4. P es necesario para determinar las emisiones totales de hidrocarburo, desde la fuente de emisión. En la mayoría de las situaciones, se asume que la medida de la temperatura del líquido y el promedio de la presión de vapor en el almacenamiento (TVP) son esencialmente iguales a las que se presentan en la superficie del líquido donde se presenta la vaporización. Temperatura del líquido en el almacenamiento: estimar la presión de vapor de los componentes individuales en el petróleo almacenado y la composición del espacio de vapor, se requiere para determinar la temperatura promedio del líquido ( ). Esta puede ser determinada por un registro de medidas, o estimada del promedio anual de temperatura ambiente ( ). 3

CONDICIONES GENERALES

El desarrollo de este documento está basado en el contenido de los siguientes capítulos del API MPMS:  

Chapter 19.1 — Evaporative Loss from Fixed-Roof Tanks, 3rd Edition, March 2002, Addendum August 2008 y, Chapter 19.2 — Evaporative Loss from Floating-Roof Tanks, 2nd Edition, September 2003).

Los métodos aquí tratados se usan para estimar las pérdidas anuales por evaporación en varios tipos de tanques (techo fijo y flotante), dependiendo de las características del tipo de líquido almacenado 3/26



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(densidad, presión de vapor), tamaño del tanque y material del tanque, tipo de venteo, temperatura de almacenamiento, volúmenes manejados y datos del medio ambiente (la velocidad del viento, temperatura ambiente promedio, presión atmosférica). La información del estimado anual de pérdidas (reales o simuladas) por evaporación, en tanques de almacenamiento en tierra y buque tanques, se puede utilizar, como soporte para:  Seleccionar tipo de almacenamiento, según tipo de producto techo fijo o techo flotante.  Soportar requerimientos de calibración de venteos de tanques (válvulas de presión y vacío) y la instalación de estas en reemplazo de cuellos de ganso.  Requerimientos de mantenimiento de sellos de membranas y techos flotantes.  Escogencia del color de los tanques fríos y tanques calientes.  Análisis de atmósferas explosivas y los informes de aseguradoras de plantas. Puede considerarse como una guía y/o punto de partida en la construcción de la solución ya que la información contenida en este se da por el análisis y revisión de los requerimientos entregados por Ecopetrol GRB el Manual técnico ECP-SGTI-AI4-G03 que contiene una descripción de la funcionalidad Técnica en el sistema SIO requerida para los ajustes de los informes y reportes de emisión de gases. 3.1

TIPOS DE TANQUES

A continuación se describen los diseños básicos de los tanques de almacenamiento y también se explican los tipos de pérdidas que ocurren en cada una de ellos. 3.1.1

Tanques de Techo Fijo

Figura 1 - Tanque de techo fijo

(Fuente: API MPMS Capítulo 19.1) Un tanque de techo fijo típico consta de una cubierta de acero cilíndrica, con un techo que puede variar su diseño entre cono y domo (ver Figura 1 extractada del API MPMS 19.1 Figure 11 ― Typical FixedRoof Tank). El diseño de los tanques de techo fijo requiere una abertura a la atmósfera que permita el movimiento y desplazamiento de aire y vapores, durante el llenado, retiro y expansión por

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calentamiento. La apertura esta comúnmente provista con dispositivos de presión/vacio que permiten la operación. En este tipo de tanque se presentan pérdidas por venteo y por operación. Las emisiones de tanque de techo fijo varían en función de la capacidad del tanque, la presión de vapor del líquido almacenado en el tanque y las condiciones atmosféricas donde se encuentra localizado el tanque. Las emisiones de los tanques de techo fijo se pueden reducir instalando internamente un techo flotante o usando dispositivos de recuperación de vapor. 3.1.2

Tanques de Techo Flotante

3.1.2.1 Techo Flotante Externo Los tanques de techo flotante externo (EFRTs), son tanques cilíndricos con techo ubicado sobre la superficie del líquido que está almacenado. Los componentes básicos del tanque incluyen (ver Figura 2 extractada del API MPMS 19.2 Figure 8 — External Floating-roof Tank with Double-deck Floating Roof):  Cuerpo del tanque cilíndrico,  Techo flotante,  Sello perimetral adherido al techo del tanque  Tubo de medición  Flotadores  Válvulas de drenaje, de seguridad  Soportes del techo

Figura 2 - Tanque de techo flotante externo

(Fuente: API MPMS Capítulo 19.2)

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Los techos flotantes reducen las pérdidas por evaporación, al estar contacto directamente con la superficie del líquido. Las pérdidas por llenado y vaciado en este tipo de tanques, prácticamente se eliminan. Las pérdidas se reducen a las que se generan a través de los accesorios del techo y espacios entre los sellos y la pared del tanque, incrementadas principalmente por la velocidad del viento. En este tipo de techo no se presentan pérdidas a través del mismo debido a que sus juntas son soldadas. Aunque las pérdidas por retiros son típicamente más pequeñas que las pérdidas permanentes de almacenamiento, la frecuencia en que el nivel del líquido baja en un tanque de techo flotante externo puede incrementar este tipo de pérdidas. 3.1.2.2 Tanques de Techo Flotante Interno (membrana) Un tanque de techo flotante interno (IFRTs) tiene un techo fijo permanente y un techo flotante interno. El techo fijo reduce la velocidad del viento, el techo interno reduce el contacto entre la superficie del líquido y el espacio de vapor del tanque, en consecuencia reduce la evaporación del líquido almacenado. El techo asciende y desciende con el nivel del líquido por efecto de los flotadores instalados sobre el mismo para tal fin. Los dos tipos básicos de tanque con techo interno flotante son: 1)

Tanque con techo fijo que es soportado por columnas verticales dentro del tanque, las cuales le sirven de guía a la membrana flotante (ver Figura 3 extractada del API MPMS 19.2 Figure 9— Internal Floating-roof Tank with Noncontact Deck.

Figura 3 - Tanques de Techo Flotante Interno con techo externo soportado por columnas (Fuente: API MPMS Capítulo 19.2) 2)

Tanques con techo fijo auto soportado, que no tienen columnas de soporte interno ver Figura 4 extractada del API MPMS 19.2 Figure 10 — Covered Floating-roof Tank with External-type Floating Roof).

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Figura 4 - Tanques de Techo Flotante Interno techo externo auto soportado (Fuente: API MPMS Capítulo 19.2) Las membranas flotantes utilizan un sello perimetral que se desliza sobre la pared minimizando la evaporación del producto, existe la opción de colocarles doble sello: secundarios. Generalmente, estos tanques tienen salidas que facilitan las descargas ambiente, instaladas en la cima del techo fijo. Las aberturas minimizan la posibilidad de de vapor en concentraciones que pueden llegar a ser inflamables.

del tanque, primarios y de vapor al acumulación

Las pérdidas en los tanques de techo interno flotante, es la suma de pérdidas por trabajo y las pérdidas por almacenamiento (respiración). Las pérdidas por trabajo en tanques de techo flotante interno se producen por los vapores del líquido almacenado que se adhiere a la pared y columnas del tanque. Las pérdidas por almacenamiento se producen por fugas que se presentan en el borde del sello, las pérdidas propias por el techo y las pérdidas por las juntas en el techo flotante. 3.2

CLASIFICACIÓN DE LAS PÉRDIDAS EN TANQUES

Las pérdidas totales ( ) de emisiones en tanques por evaporación es la suma de pérdidas por almacenamiento ( ) (respiración) y las pérdidas por trabajo ( ) (recibos y despachos). (

ñ ) =

(

ñ ) +

(

ñ )

Normalmente se calculan en lb/año. Debido a que los datos se promedian para la obtención de cálculos, es necesario tener una precisión de dos decimales en las variables de entrada y mantener seis decimales en el proceso de cálculo. La metodología aplica para:

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a. Líquidos con presión de vapor que han alcanzado el equilibrio con las condiciones ambientales a una presión de vapor verdadera menor que la presión atmosférica ambiental en el sitio, (es decir que no están en ebullición). b. Líquidos para los cuales la presión de vapor es conocida, o para los cuales hay suficientes datos disponibles para determinarla. c. Se asume que hay suficiente líquido presente, de tal manera que la composición química del líquido en la superficie no cambia como resultado de la evaporación. d. En tanques de techo flotante las ecuaciones fueron desarrolladas para sitios en los cuales la velocidad del viento se encuentra en el rango de 0 a 15 millas por hora (mph) y para tanques cuyo diámetro es mayor a 20 pies. 3.2.1

Pérdidas por Almacenamiento ( )

Bajo condiciones completamente estáticas, las concentraciones de vapor en equilibrio pueden ser estables y ninguna evaporación adicional ocurrirá. En estas condiciones el espacio de vapor del tanque es saturado con vapor. Las pérdidas por venteo en los espacios de vapor ocurren cuando la temperatura diaria y la presión barométrica cambian causando expansión térmica y contracción de vapor. Esto causa saturación de vapor que sale del tanque y succión de aire fresco, esto sucede con líquidos volátiles con una presión de vapor superior a 1,5 psia. Una metodología para estimar emisiones de sustancias de presión de vapor baja consiste en una ecuación de pérdidas por almacenamiento desarrollada con el modelo teórico de las pérdidas que puede consultarse en el API MPMS Capítulo 19.1. Las pérdidas por venteos se ven afectadas por el diámetro y el color del tanque (absorción de calor) entre otras variables y hacen parte del modelo teórico de cálculo. 3.2.2

Pérdidas por Trabajo (

)

Las pérdidas por trabajo son aquellas que se producen por evaporación asociada con cambios del nivel de líquido en el tanque (recibos y despachos) y pueden incluir el desplazamiento de vapor que se genera en la superficie del líquido. Las pérdidas por trabajo se ven afectadas por el número de movimientos del tanque, el peso molecular del producto, diámetro, el color del tanque y el remanente promedio anual del líquido en el tanque, entre otros. Un techo flotante desciende durante los retiros del producto almacenado, parte del líquido almacenado se adhiere a la superficie de la pared del tanque y es expuesta a la atmósfera. Las pérdidas por evaporación representan la cantidad de producto que se evapora antes que sea cubierta por el techo flotante en el llenado siguiente. Generalmente, el factor más importante que afecta la adherencia es la viscosidad del producto almacenado. 3.2.3

Fuentes potenciales de evaporación

La absorbencia solar de la superficie externa del tanque es una función adimensional del color, del estado de la pintura y del tipo de superficie, que afecta la emisión de vapores en todos los tanques de almacenamiento. Para determinar su valor referirse a la Tabla 5 del API MPMS 19.1, o puede calcularse mediante la ecuación: ∝=

+ 2

Donde: ∝: Absorbancia total del tanque : Absorbancia en el techo del tanque 8/26

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Absorbancia en la pared del tanque

3.2.3.1 Tanques de techo fijo La pérdida del vapor almacenado entre la superficie del líquido y el techo se origina principalmente en: Válvulas de presión y vacío: Estas válvulas durante las operaciones de llenado de los tanques permiten la emisión de vapores a la atmósfera a partir del momento en el que la presión de vapor dentro del tanque es mayor que la presión de calibración de la válvula. Durante la operación de despacho del producto almacenado en el tanque se genera el efecto contrario, es decir, la válvula abre para permitir el ingreso de aire al tanque. Las capacidades de las válvulas de presión y vacío son calculadas de acuerdo con el API STD 2000 Venting Atmospheric and Low-Pressure Storage Tank – Non Refrigerated and Refrigerated y el set point por presión y por vacío se determina según las consideraciones de diseño del tanque. Venteos Los venteos operan de forma similar a las válvulas de presión y vacío y permiten salida de vapores y entrada de aire para mantener el tanque en presiones de operación seguras. Los cuellos de ganso o respiraderos que no se operan como válvulas de presión y vacío aumentan las pérdidas por evaporación debido a que no operan a un set point determinado, es por esto que sí se desea disminuir las pérdidas por evaporación deben reemplazarse por válvulas de presión y vacío. Escotillas y manholes Son facilidades en el tanque para propósitos de operación y mantenimiento y pueden contribuir a generar pérdidas en la medida en que los mismos se mantengan abiertos. Cámaras contra-incendio Son accesorios instalados para extinción de incendios en el tanque, la rotura del sello puede ser causa de escapes de vapor. 3.2.3.2 Tanques de techo flotante Las pérdidas se originan principalmente por: Borde del sello Las pérdidas en el borde del sello varían con la presión de vapor del producto almacenado y el promedio del peso molecular del vapor, tal como la fuente en el promedio de la velocidad del viento, y el factor de pérdida del borde del sello. Los mecanismos de pérdidas de vapor del borde del sello en tanques de techo flotante interno y externo son complejos. De cualquier modo, se ha hallado que el viento es un factor dominante en inducir las pérdidas de vapor en el borde del sello de tanques de techo flotante externo. Otras causas potenciales de las pérdidas por el sello incluyen la expansión del gas en el espacio de vapor, el cual es atribuible a cambios en la temperatura o la presión. De cualquier modo, estudios del API concluyeron que las pérdidas originadas por estos espacios son despreciables. Propias del techo Las pérdidas totales propias por techo varían con la presión de vapor del líquido almacenado, el diámetro del tanque, y los factores de pérdidas propias del tipo de techo que depende del diseño del techo. 9/26



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Los mismos mecanismos que afectan las pérdidas por borde de sello también afectan pérdidas a través de las adecuaciones en los techos flotantes. Estas adecuaciones penetran el techo flotante y son fuentes potenciales de pérdidas porque requieren de aperturas que permiten comunicación entre el líquido almacenado y el espacio de vapor sobre el techo flotante. Mientras estas aperturas son habitualmente para los sellos, los detalles de diseño de ajustes de techo generalmente evitan el uso de un sello hermético al vapor. Para tanques de techo flotante interno, las emisiones pueden también ocurrir por las juntas o traslapos del techo, se asume que estas pérdidas ocurren continuamente. Este factor de pérdida por las juntas no afecta a los tanques de techo flotante externos, toda vez que las juntas son soldadas. 3.2.3.3 Pérdidas en operaciones marinas y fluviales En naves, barcos, remolques y buque-tanques que almacenan petróleo crudo o derivados de este, el producto almacenado se evapora en los espacios de vapor de los compartimientos, alcanzando eventualmente equilibrio si no hay vapor desplazándose. La operación de hidrocarburos en este tipo de tanques tiene un compartimiento similar a las operaciones realizadas en tierra, por lo tanto el manejo de los productos presentan igualmente un porcentaje de pérdidas por evaporación. La geometría de los tanques de carga en buques y naves es diferente a la de los tanques de tierra y por lo tanto requieren un procedimiento de cálculo que difiere del desarrollado en este capítulo. 4

DESARROLLO

El procedimiento general para determinar emisiones de evaporación de hidrocarburos parte de las especificaciones propias del producto. Se pueden calcular las emisiones del vapor total, tomando en cuenta la composición del hidrocarburo incluyendo los espacios de vapor (tomando la presión atmosférica como la presión total del sistema) o sobre la porción de hidrocarburo en los espacios de vapor (basado en la presión parcial del espacio de vapor como la presión total del sistema). 4.1

DEFINICIÓN DE VARIABLES PARA EL CÁLCULO

Para poder calcular las emisiones totales de hidrocarburo se requiere conocer la información de las propiedades físicas y la composición del petróleo almacenado, esta debe ser específica por tipo de hidrocarburo. El API MPMS Capitulo 19.1 Table 1 ― Nomenclature contiene un listado completo de las variables principales requeridas para el cálculo de las pérdidas por evaporación, a continuación se presentan la definición de las más importantes: :

Volumen máximo del líquido en el periodo [

:

Peso molecular del vapor almacenado [ ⁄

:

]. −

].

Entradas totales que se le hubiesen hecho al tanque para un producto [ :

Densidad del líquido almacenado [ ⁄

⁄ ñ ].

]

:

Constante en la ecuación de la presión de vapor. Es adimensional.

:

Constante que representa la absorbancia solar en la superficie del tanque, depende del color del tanque y del estado de la pintura. Es adimensional. Su valor se encuentra detallado en el API MPMS Capítulo 19.1 Table 5 ― Solar Absorptance ( ) for Selected Tank Surfaces. :

Promedio de temperatura ambiente en grados Rankine (°R). 10/26


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Nota: Para convertir desde °F utilice la ecuación: ° = ° + 459.67 :

Temperatura en grados Rankine (°R) del líquido. Sí esta no se conoce, esta puede ser estimada mediante la siguiente ecuación: =

:

+6 −1

Radiación solar en el sitio normalmente medida en meteorológica del lugar :

⁄

y se obtiene de la entidad

Temperatura promedio en la superficie del líquido medida en grados °R. Sí este valor para el tanque no está disponible, esta temperatura puede calcularse mediante la ecuación: =

:

+ 0.56(6 − 1) + 0.0079

Presión de vapor debido a la temperatura promedio diaria en la superficie del líquido [psia]. Se puede calcular a partir de la ecuación: ( ⁄

=

)

Las constantes A y B se pueden obtener del API MPMS 19.1 Table 6 ― Properties ( , , , , ) of Selected Petroleum Liquids, o de acuerdo con el API MPMS 19.1 numerales 19.1.2.2.2.9.1 para productos refinados, 19.1.2.2.2.9.2 para crudos, y 19.1.2.2.2.9.3 para petroquímicos. Densidad del vapor almacenado [ ⁄ ]. Para su cálculo se requiere el peso molecular del vapor almacenado ( ), la presión de vapor ( ), la constante de los gases ideales ⁄ − ° ) y la temperatura en la superficie del líquido ( ). Con esto datos ( = 10,73 se calcula utilizando la siguiente ecuación:

:

= 4.2

) )

( (

PROCEDIMIENTO DEL CÁLCULO

El procedimiento del cálculo de las pérdidas por evaporación es diferente dependiendo del tipo de tanque, pero siempre cumple con la ecuación: =

+

Donde : : :

4.2.1

Pérdidas totales, en lb/año o bls/año Pérdidas por almacenamiento, en lb/año o bls/año Pérdidas por trabajo (para tanques de techo fijo) o pérdidas por retiro (para tanques de techo flotante), en lb/año o bls/año

Pérdidas para tanques de techo fijo

Las siguientes condiciones son asumidas en los cálculos de pérdidas descritos en este parágrafo: a. b. c.

El tanque es un cilindro vertical (para tanques cilíndricos horizontales véase 4.2.2.1) El producto almacenado posee un TVP no mayor que 0,1 psia (para productos con alta volatilidad véase el parágrafo 4.2.2.2). Los venteos siempre están abiertos o tienen un punto de ajuste cercano a ±0,03 psi (0,5 oz/in2). Para puntos de venteo con valores de ajuste mayores ver 4.2.2.3

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4.2.1.1 Pérdidas por almacenamiento ( ) La siguiente información mínima es necesaria para calcular las pérdidas de almacenamiento L : a. b. c. d. e. f. g. h. i.

El diámetro del tanque (D). La altura de la lámina del tanque. El tipo de techo del tanque (techo cónico o tipo domo). El color de la superficie externa del tanque. Localización. El tipo de producto almacenado. La temperatura de almacenamiento del producto. La presión de vapor del producto o la presión de vapor Reid (RVP) de este. El nivel del líquido almacenado.

Un mejor estimado de las pérdidas por almacenamiento puede obtenerse mediante el conocimiento de la siguiente información adicional: a. b. c. d. e. f. g. h.

La pendiente del techo cónico o el radio del domo. Los valores de los puntos de ajuste de las válvulas de presión y vacio La temperatura ambiente promedio. El rango (valores máximos y mínimos) de la temperatura ambiente La radiación solar diaria total en una superficie horizontal. La presión atmosférica. El peso molecular del vapor del producto almacenado La temperatura en la superficie del líquido almacenado.

Las pérdidas por almacenamiento ecuación

para un período d (en días) pueden estimarse a partir de la =

4

Donde: : Es el factor de expansión del espacio del vapor típicamente igual a 0,04 pero que puede estimarse de forma más precisa sí se conocen el factor de absorbancia ( ), la máxima y mínima temperatura promedio diaria ( y ) y la radiación solar (I) mediante la ecuación: = 0,0018∆ Donde: ) + 0,028 ∝ ), la ecuación usa variables con valores en grados ∆ = 0,72( − Rankine (°R) y BTU. : Altura del espacio de vapor, calculada a partir de la ecuación: =

−

+

Donde: Altura sección vertical del tanque Altura del líquido almacenado, [pies]. Altura equivalente del volumen del vapor contenido debajo del techo, [pies]. El cálculo de

depende de la forma del techo así:

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Las Figuras 5 y 6 fueron extractadas del API MPMS 19.1 Figure 1 ― Fixed-Roof Tank Geometry.

Figura 5 - Techo Cónico

=

1 3

Donde: =

D

Altura máxima del techo [pies], Radio del tanque [pies], Pendiente del techo [pies/pies], Diámetro del tanque

Nota: Si no se conoce S 0,0625 pies/pies

se asume

Figura 6 - Techo tipo domo =

1 1 + 2 6

Donde: =

D

−

−

Altura máxima del techo [pies]. Radio de la circunferencia del domo del techo [pies]. Radio del tanque [pies]. Pendiente del techo [pies/pies]. Diámetro del tanque

Nota: Si no se conoce R se asume igual a D

K : Factor de saturación del espacio de vapor: utilizado para representar el grado de saturación del vapor del producto almacenado en las emisiones de vapor. Puede estimarse usando la ecuación: =

1 1 + 0,053

Donde: Es la presión de vapor debido a la temperatura promedio diaria en la superficie del líquido : Densidad del vapor del producto almacenado.

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ECP-VSM-M-001-19 4.2.1.2 Pérdidas por trabajo (

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)

Las pérdidas por trabajo L se relacionan con las pérdidas de vapor asociadas al movimiento (llenado y vaciado) del tanque. Estas se calculan a partir de la siguiente información: a. b. c.

d. e.

El peso molecular del vapor del producto almacenado La presión de vapor del producto o la presión de vapor Reid (RVP) de este. El diámetro del tanque (D) y la máxima altura de almacenamiento del líquido o el rendimiento anual neto del proceso (anual net throughput) (Q) (asociado con el incremento del nivel de líquido almacenado) La tasa de renovación del inventario. El tipo de producto almacenado.

Un estimado más preciso de estas pérdidas puede ser obtenido si se conoce la siguiente información: a. b.

Los valores de los puntos de ajuste de las válvulas de presión La temperatura en la superficie del líquido almacenado.

Las pérdidas por trabajo se calculan mediante la ecuación: = Por lo que las pérdidas de trabajo L a. b. c. d. e.

4

se encuentra asociado a las siguientes variable:

El volumen de los vapores desplazados, Q (expresado en términos de N, El factor de renovación del producto, El factor del producto, El factor de corrección por venteo, La densidad del vapor del producto almacenado,

y D).

El rendimiento anual neto del proceso (anual net throughput), Q, puede expresarse como una función del volumen del tanque y el número (N) de renovaciones del producto. El volumen del tanque es expresado en términos del diámetro del tanque (D) y la máxima altura de almacenamiento del producto D pueden (H ). Si el rendimiento anual neto del proceso (Q), es conocido, los términos N, H y reemplazarse por la ecuación: = 5,614

4

El número de renovaciones del tanque por año (N) puede calcularse como: =

5,614 4

Para tanques donde el rendimiento anual neto del proceso (Q) es grande, resultando en frecuentes renovación del tanque (mayor que 36 veces por año), la mezcla aire venteado/vapor de producto es no-saturada con el vapor del producto. El factor de renovación por pérdidas de trabajo (K ) es utilizado para representar la condición de no saturación del vapor venteado. El cálculo de K se realiza mediante las ecuaciones: =

180 + 6 =1 (

(

> 36) ≤ 36)

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El factor de producto para pérdidas por trabajo ( ) del producto representa los efectos de los diferentes tipos de productos almacenados durante el trabajo del tanque. El uso de este factor aplica únicamente para pérdidas por trabajo y no debe utilizarse para estimar pérdidas de evaporación por almacenamiento. Típicamente se usan los siguientes valores:   

= = =

0,75 para crudos 1,00 para refinados 1,00 para petroquímicos

El factor de corrección por venteo ( ) represente el efecto de la presión previa al venteo sobre el vapor del producto almacenado. Este valor es igual a 1,0 para un rango de ajuste de la válvula de venteo (∆ ) no mayor que el típico rango de ±0,03 psi (±0,5 oz/in2). ∆

=

−

Donde: ∆

: Rango de ajuste de la válvula de venteo, en psi : Valor de ajuste por presión de la válvula de venteo (un valor positivo), en psig. : Valor de ajuste por vacio de la válvula de venteo (un valor negativo), en psig.

Si estos valores no están disponibles se asume un valor de +0,03 psig para

y -0,03 psig para

.

Sí el tanque de techo fijo es de construcción atornillada o con remaches y el techo o las placas de las paredes no presentan fuga de gas, se asume que ∆ es 0 psi, sin importar si una válvula de venteo es utilizada. Cuando: ∗

+ +

> 1,0

Entonces, + =

+

− −

Donde: : : : : : :

4.2.2

El factor de renovación por pérdidas de trabajo, Valor de ajuste por presión de la válvula de venteo (un valor positivo), en psig, Presión atmosférica en psia, Presión del espacio de vapor a las condiciones iníciales durante la operación normal, en psig El factor de corrección por venteo, Presión del vapor debido a la temperatura diaria promedio en la superficie del producto, en psia

Casos especiales

4.2.2.1 Tanques horizontales En este caso la longitud y el diámetro del tanque horizontal deben transformarse a un diámetro y una altura de un tanque vertical equivalente. Para ello, se asume que el tanque horizontal es un cilindro, luego se asume que el tanque se encuentra lleno hasta la mitad, con lo que la superficie del líquido tiene la forma de un rectángulo con una longitud igual a la longitud del tanque y un ancho igual al 15/26


ECP-VSM-M-001-19

Versión: 01

diámetro de la sección circular de este. La superficie del rectángulo del tanque horizontal puede convertirse en un área circular equivalente en un tanque vertical. El diámetro de un tanque equivalente se calcula a partir de la ecuación: =

⁄4

Donde: : Longitud del tanque horizontal (para tanques con casquetes en sus extremos se usa la longitud total), y : Diámetro de una sección vertical del tanque horizontal. La altura de un tanque vertical equivalente se determina calculando la altura del tanque vertical que podría resultar en un volumen encerrado aproximadamente igual al del tanque horizontal. Sí se asume que el volumen del tanque horizontal es igual al área de la sección circular del tanque multiplicada por del tanque equivalente puede ser calculado como: la longitud del tanque, la altura =

4

Las pérdidas por almacenamiento para un período d (en días) pueden calcularse sustituyendo D por y por ( ⁄2) en la ecuación general de pérdidas por almacenamiento mostrada en la sección 4.2.1.1 =

4

2

Sin embargo, sí se conoce el volumen almacenado del tanque horizontal, esta ecuación puede modificarse sustituyendo la expresión del volumen almacenado de esta ecuación (expresado en pies3) por el volumen almacenado conocido, y estimando luego las pérdidas por almacenamiento. En tanques horizontales enterrados se asume que no existen perdidas por almacenamiento ( puesto que la naturaleza aislante de la tierra limita los cambios de la temperatura durante el día.

= 0)

Para determinar las pérdidas por trabajo ( ) de un tanque horizontal, en la ecuación general de éstas, mostrada en la sección 4.2.1.2, se sustituye D por D y por . La ecuación modificada quedaría como: =

4

Alternativamente, sí se conoce el rendimiento anual neto del proceso (Q) del tanque horizontal se pueden determinar las pérdidas por trabajo sin necesidad de determinar primero y , reemplazando los términos N, y por su equivalente 5,614Q 4.2.2.2 Productos con alta volatilidad Cuando el producto almacenado tiene un TVP mayor que 0,1 psia, es necesario estimar un valor más preciso del factor de expansión del espacio del vapor K utilizando la ecuación: =

∆

+

∆

−∆ −

≥0

Donde: ∆ : Es el gradiente de la temperatura del vapor en grados °R 16/26


ECP-VSM-M-001-19

∆

Versión: 01

: Es la temperatura promedio en la superficie del líquido en grados °R : Rango diario de la presión de vapor, puede calcularse utilizando la ecuación: =

∆ :

−

Presión del vapor del almacenamiento @ máxima temperatura de la superficie del líquido ( ) expresada en psia = T

∶ Es la temperatura máxima en la superficie del líquido en °R, se calcula así =

:

+ 0.25∆

Presión del vapor del almacenamiento @ mínima temperatura de la superficie del líquido ( ) expresada en psia = T : Temperatura mínima en la superficie del líquido en °R, se calcula así, =

− 0,25∆

También puede calcularse ∆P mediante un método alternativo y simplificado que requiere conocer únicamente la presión de vapor a la temperatura diaria promedia de la superficie del líquido (T ) mediante la ecuación: ∆

=

0.05

∆

Donde :

Es la presión de vapor debido a la temperatura promedio diaria en la superficie del líquido, en psia. Se puede calcular a partir de la ecuación: =

∆

: : :

( ⁄

)

Rango de ajuste de la válvula de venteo, en psi Presión atmosférica Es el punto de ajuste de la válvula de venteo. Se asume un valor de 0 para techo con venteo libre y 0,06 para techo con válvula de venteo.

El valor obtenido para K se reemplaza en la ecuación general de pérdidas por almacenamiento L siempre y cuando su valor sea mayor o igual a cero. Sí el valor obtenido es negativo, se usa un valor de cero para . Esto resultará en un estimado de pérdidas por almacenamiento de cero bajo el supuesto que el rango de ajuste de la válvula de venteo (∆ ) es suficientemente alto para prevenir pérdidas por respiración que ocurran durante las condiciones promedias asumidas. Las pérdidas por trabajo

se calculan utilizando la ecuación general sin ninguna modificación.

4.2.2.3 Productos con altos valores de ajuste del venteo Cuando el valor de ajuste del venteo es significativamente más alto que el típico rango de ± 0,5 oz/in2 el valor de deberá calcularse utilizando almacenado tiene un TVP mayor que 0,1 psia, es necesario estimar un valor más preciso del factor de expansión del espacio del vapor mediante la ecuación para K utilizada en el parágrafo 4.2.2.2. Sí se obtiene un valor para ≤ 0 se utiliza un valor de 0 en la expresión general de pérdidas por almacenamiento .

17/26



Versión: 01

Altos puntos de ajuste también garantizan que el factor de corrección por venteo K de las pérdidas por trabajo L .será menor que 1. Cuando la condición: ∗ Se cumple, el factor de corrección determina usando la ecuación:

+ +

> 1,0

utilizado en la ecuación general de pérdidas por trabajo L + =

+

se

− −

En caso contrario (el condicional es menor o igual que 1,0) se usa un valor de

= 1.

Valores de K < 1 representan la reducción de las emisiones debido a la condensación de los vapores almacenados antes que ocurra la apertura de la válvula de venteo. 4.2.3

Pérdidas para tanques de techo flotante

4.2.3.1 Consideraciones generales El método aplica para calcular las pérdidas totales por evaporación o la emisión de hidrocarburos equivalentes a la atmósfera desde tanques con techo flotante externo (EFRTs), tanques de techo flotante interno con venteo libre (IFRTs), así también como para tanques con techo flotante tipo externo que tienen un techo fijo con venteo libre (también denominados tanques de techo flotante cubierto o CFRTs). La metodología descrita aquí no sirve para determinar las perdidas en los siguientes casos: a. Para determinar la pérdidas de hidrocarburos o petroquímicos no estabilizados, o en estado de ebullición o de aquellos en los cuales no se conoce su presión de vapor o esta no puede determinarse. b. Para estimar perdidas desde tanques que poseen deterioro del material de los sellos de las membranas y/o del techo flotante. c. Para estimar pérdidas en tanques en sistemas cerrados o de techo flotante cubierto (esto es, tanques venteados únicamente través de sistemas de relevo por presión/vacio, con gas inerte de cobertura, venteado a unidad de recuperación de vapor u otro sistema que genere restricción del libre venteo. 4.2.3.2 Pérdidas por almacenamiento ( ) La siguiente información mínima es necesaria para calcular las pérdidas de almacenamiento a. b. c. d. e. f.

:

La presión de vapor real (TVP) o la presión de vapor Reid (RVP) y la temperatura promedio del producto almacenado. El tipo de producto almacenado. El diámetro del tanque (D). El tipo de techo flotante (tipo externo (EFRT y CFRT) o interno (IFRT)). El tipo de construcción del techo fijo (soportado por columnas o auto-soportado (IFRT y CFRT); o ninguno (EFRT). Para tanques que no tienen un techo fijo (EFRTs) la velocidad promedio del viento en el sitio.

Un mejor estimado de las pérdidas por almacenamiento puede obtenerse mediante el conocimiento parcial o total de la siguiente información adicional: 18/26


ECP-VSM-M-001-19 a. b. c. d.

Versión: 01

El tipo de construcción de la lámina del tanque (soldada o remachado) (EFRTs) El tipo de sistema que posee el sello del borde El tipo y el número de accesorios del techo El tipo de construcción de la cubierta del techo flotante (pontón o doble cubierta sí es del tipo API Std 650 Apéndice C [EFRTs y CFRTs]; y sí es del tipo API Std 650, Apéndice H [IFRTs] sí la cubierta es soldada o atornillada, y la longitud de las costuras atornilladas. El peso molecular del vapor del producto almacenado

e.

Las pérdidas por almacenamiento, , incluyen las pérdidas por el sello del borde y los accesorios del techo y por las costuras de de este si está son de construcción atornillada (IFRTs). Estas pérdidas deben estimarse como sigue: =

+

∗

+

Donde: L F F F

= Pérdidas por almacenamiento, en lbs/año = Factor de pérdidas totales por el sello el borde, en lbs/año = Factor de pérdidas totales por los accesorios del techo, en lbs/año = Factor de pérdidas totales por las costuras del techo, en lbs/año ∗ = Función pérdidas de vapor (adimensional) M = Peso molecular promedio del vapor del producto almacenado, en lbs/lbs-mol K = Factor producto, (adimensional)

Las pérdidas por almacenamiento,

, es convertida de libras por año a barriles por año así: [

[

/ ñ ]=

⁄ ñ ] 42

Donde: = Densidad del vapor condensado, en lbs/gl ): puede estimarse como sigue:

Factor de pérdidas por el borde del sello (

= Donde: =

es el factor de pérdidas totales por borde del sello, en lbs-mol/año.

=

es el factor de pérdidas por borde del sello, en lbs-mol /pie-año, y se calcula así: =

+

Donde: = = = =

es el factor de pérdidas por el borde del sello con una velocidad del viento de cero, en lbs-mol/pie-año, es el factor de pérdidas por el borde del sello dependiente del viento, en libras-mol/(mph)n-pie-año, velocidad promedio del viento en el sitio donde se encuentran los tanques, en mph, exponente dependiente del viento de las pérdidas por el borde del sello (adimensional).

Para tanques con tellos fijos (IFRTs y CFRTs), la velocidad del viento no es un parámetro significativo y el valor de es igual a cero, y la ecuación anterior se transforma en: 19/26


ECP-VSM-M-001-19

Versión: 01

= Los factores de pérdidas por el borde del sello , y son mostrados en el API MPMS Capítulo 19.2 Table 4—Rim-seal Loss Factors, , , and n; and Rim-seal Loss Factors, , at Selected Average Ambient Wind Speeds, como una función del tipo de borde del sello y la construcción del tanque. Sí no se posee información específica del tipo de construcción del tanque y del borde del sello, un tanque soldado con un sello primario mechanical-shoe puede asumirse para techos API Std 650, Apéndice C (EFRTs y CFRTs). Para techos API Std 650, Apéndice H (IFRTs) asuma sello primario vapor-mounted. Sin embargo, estimaciones basadas en datos asumidos son utilizadas únicamente como una indicación preliminar de las pérdidas por evaporación. Las pérdidas específicas de un tanque siempre deben basarse en las características reales del tanque. Factor de pérdidas por los accesorios de la cubierta (

): puede estimarse como sigue:

= Donde: = = = = k=

factor de pérdidas totales por los accesorios de la cubierta, en lbs-mol/año, número de accesorios de cada tipo, factor de pérdidas para un tipo particular de accesorio de la cubierta, en lbs-mol/año, consecutivo para cada tipo de accesorio, 1, 2,…, k (adimensional), número total de los tipos diferentes de accesorios (adimensional)

El factor de pérdidas para un tipo particular de accesorio de la cubierta sigue: =

+

(

puede estimarse como

)

Donde: = factor de pérdida un tipo particular de accesorio, en lbs-mol/año, = factor de pérdida para un tipo particular de accesorio con velocidad de viento igual a cero, en lbs-mol/año, = factor de pérdida dependiente del viento para un tipo particular de accesorio de la cubierta, en lbs-mol/(mph)m●año, = Exponente de perdida dependiente del viento para cada tipo de accesorio de la cubierta (adimensional) = número de accesorio, 1, 2,…, k (adimensional), k= número total de los tipos diferentes de accesorios (adimensional) = factor de corrección por la velocidad del viento para cada accesorio (adimensional), = velocidad promedio del viento en el sitio del tanque, en mph. Para tanques sin techo fijo (EFRTs), el factor de corrección por la velocidad del viento para cada = 0,7. accesorio Para tanques con techo fijo (IFRTs y CFRTs), la velocidad del viento no es un parámetro significativo, y el valor de = 0, con lo que = En el API MPMS Capítulo 19.2 Table 6—Deck-fitting Loss Factors, , , and m; Typical Number of Deck Fittings, ; and Deck-fitting Loss Factors, , at Selected Average Ambient Wind Speeds, se 20/26


ECP-VSM-M-001-19

Versión: 01

listan los más comunes tipos de accesorios de la cubierta con los factores de pérdidas , , y m asociados, para varios tipos de detalles constructivos, salvo que no se da ninguna de la configuración más común para los postes-guía (guidepoles) en cubiertas diseñadas de acuerdo con el API Std 650, Apéndice C (EFRTs y CFRTs). Las estimaciones de las pérdidas por evaporación para estos tanques deben basarse en las características reales de los postes-guía. Los factores de pérdidas para configuraciones de accesorios de la cubierta no listados en la Table 6, para condiciones de velocidad del viento de cero mph (IFRTs y CFRTs) pueden estimarse con la ecuación: = 0,27

,

Donde: = factor de pérdida para un tipo particular de accesorio de la cubierta con velocidad de viento igual a cero, en lbs-mol/año, = área de la superficie del líquido dentro de un tipo particular de accesorio de la cubierta, en pulgadas cuadradas. El área de la superficie del líquido es el área dentro de la pared del accesorio de la cubierta, menos cualquier área ocupada por una obstrucción (tales como columnas de soportes de un techo fijo). El coeficiente 0,27 tiene unidades de libras-mol por (pulgada cuadrada)0,86-año, y el exponente 0,86 es adimensional. La ecuación es aplicable únicamente cuando la distancia de la superficie del líquido a la pared del accesorio de la cubierta es de 12 pulgadas o mayor. No existe algoritmo para estimar factores de perdida con velocidades del viento diferentes de cero (EFRTs) Puesto que el número de cada tipo de accesorio de la cubierta puede variar significativamente para para cada tipo de accesorio deberá considerarse para el tanque en cada tanque, el valor consideración. Cuando esta información no está disponible, el API MPMS Capítulo 19.2 Table 7—Typical Number of Columns, , for Tanks with Column-supported Fixed Roofs, Table 8—Typical Number of Vacuum Breakers, , and Deck Drains, for API Std 650, Appendix C Decks (EFRTs and CFRTs) y Table—9 Typical Number of Deck Legs, , for API Std 650, Appendix C Decks (EFRTs and CFRTs) muestra valores típicos de los accesorios de los tanques dependiendo del diámetro del mismo. Factor de pérdidas por las costuras de la cubierta ( ): aplica únicamente para cubiertas tipo API puede estimarse Std 650, Apéndice H (IFRTs) que son de construcción atornillada. El factor mediante la ecuación: = Donde: F = Factor de pérdidas total por la costura de la cubierta, en lbs-mol/año ño, K = Factor de pérdidas por la costura de la cubierta por unidad de longitud (en Lbmol/Pie-año), S = Factor de longitud de la costura de la cubierta, en pies/pie2. Puesto que S varia significativamente para diferentes tipos de diseño de las cubiertas su valor se calcula preferiblemente a partir de la siguiente ecuación, o estimado a partir del API MPMS Capítulo 19 Table 10—Deck-seam Length Factors, , for Typical Deck Constructions

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S =

Versión: 01

L A

Donde: = longitud total de la costura de la cubierta, en pies = área de la cubierta, en pies2. = diámetro del tanque, en pies. Esta ecuación esa basada en que las pérdidas a través de las costura de la cubierta ocurren continuamente o discretamente desde puntos localizados que están distribuidos en toda la longitud de la costura. Esta asunción potencialmente sobre-estima las pérdidas para algunos tipos de diseños. Sí se poseen factores certificados API de perdidas por las costuras se deben utilizar estos. El valor del factor de pérdidas por la costura de la cubierta por unidad de longitud K corresponde a =0,00 si la cubierta es soldada y =0,34 si la cubierta flotante es atornillada. No existe información para otro tipo de cubiertas (por ejemplo costuras adhesivas) Sí el tipo de cubierta no se conoce, se puede asumir que una cubierta con costuras atornilladas es más común en tanques con techo fijo soportado por columnas, y una cubierta soldada es más común en tanques de techo fijo auto-soportado. Factores relacionados con el almacenamiento: Los factores dependientes de las características del liquido almacenado presentes en la ecuación de perdidas por almacenamiento son la función presión de vapor ( ∗), el peso molecular del vapor ( ) y el factor del producto ( ). La presión de vapor depende adicionalmente de la temperatura promedio del producto almacenado . i.

Función presión de vapor (

∗

): puede determinarse a partir de la ecuación ∗

/

=

1+ 1−( ⁄

)

Donde: = =

es el promedio de la presión de vapor real a la temperatura promedio de almacenamiento, en psia. Es la presión atmosférica promedia en el sitio del tanque, en psia.

Alternativamente, ∗ puede extractarse directamente del API MPMS Capítulo 19.2 Table 11—Vapor Pressure Function, ∗, as a Function of Stock True Vapor Pressure, P, que está basada en una presión de 14,7 psia. atmosférica Sí la presión de vapor real P del producto almacenado no se conoce: 

Para productos refinados (gasolinas y naftas) use el API MPMS 19.2 Figure 1—True Vapor Pressure (P) of Refined Petroleum Stocks with a Reid Vapor Pressure of 1 – 20 Pounds per Square In., para crudos use el el API MPMS 19.2 Figure 2—True Vapor Pressure (P) of Crude Oil Stocks with a Reid Vapor Pressure of 2 – 15 Pounds per Square In.



Calcule de valor de P mediante la ecuación: =

,

Donde:

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MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS Y BIOCOMBUSTIBLES CAPITULO 19 - PÉRDIDAS POR EVAPORACIÓN EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO GESTIÓN DE MEDICIÓN Y CONTABILIZACIÓN DEPARTAMENTO DE MEDICIÓN Y CONTABILIZACIÓN ECP-VSM-M-001-19 =


Versión: 01

es el promedio de la presión de vapor real a la temperatura promedio de almacenamiento, en psia. Promedio de temperatura del remanente del taque en °F, en el sitio y es función del color de la pintura del tanque Tabla 16 Capítulo 19.2 del API MPMS. Constante en la ecuación de la presión de vapor (adimensional) Constante en la ecuación de la presión de vapor (°R)

= = =

La constante 459,6 convierte grados Fahrenheit (°F) en grados Rankine (°R) Las constantes A y B son diferentes para crudo y refinados y se calculan así: En productos refinados: = 15,64 − 1,854√ − 0,8742 − 0,3280√ = 8742 − 1042√ − 1049 − 179,4√

ln( ln(

) )

Donde: =

= Presión de vapor Reid, en psi pendiente @ 10% volumen evaporado por destilación del producto almacenado según el ASTM D86 Standard Test Method for Distillation of Petroleum Products at Atmospheric Pressure, en °F/volumen%. La pendiente puede ser estimada de los datos de la destilación utilizando la ecuación: =

− 10

Donde: = =

Temperatura a la cual el 5% del volumen es evaporado, en °F Temperatura a la cual el 15% del volumen es evaporado, en °F

En ausencia de datos relacionados con el ASTM D86 para el producto almacenado se puede utilizar valores extraídos del API MPMS 19.2 Table 12—ASTM Distillation Slope, S, for Selected Refined Petroleum Stocks. En crudos: = 12,82 − 0,9672 ln( = 7261 − 1216 ln(

) )

Donde: = Presión de vapor Reid, en psi. No existen ecuaciones para determinar las constantes A y B para crudos pesados tales como aceites destilados y residuales o para componentes petroquímicos sencillos, para determinar sus valores use el API MPMS 19.2 Table 13—Properties ( , , , , ) of Selected Petroleum Liquids y Table 14—Properties ( , , , , ) of Selected Petrochemicals. ii.

Factor del producto (

):

Este factor considera el efecto sobre las perdidas por evaporación de los diferentes tipos de productos. = 1,0 para refinados = 0,4 para crudos = 1,0 para componentes sencillos

23/26


ECP-VSM-M-001-19 iii.

Densidad del vapor condensado (

Versión: 01

):

Para productos refinados y crudos, la densidad del vapor condensado ( ) es menor que la densidad del liquido almacenado. Sí la densidad del vapor condensado no se conoce, esta puede aproximarse a partir de la siguiente ecuación desarrollada para gasolinas = 0,08 Donde: = densidad del vapor condensado del producto, en lbs/galón, = peso molecular del vapor, en lbs/lbs-mol. La constante 0,08 tiene unidades de lbs-mol/galón Para algunos hidrocarburos multi-componente la densidad del vapor condensado ( ) a 60°F se puede extraer del API MPMS Capítulo 19.2 Table 13—Properties ( , , , , ) of Selected Petroleum Liquids, para hidrocarburos sencillos, la densidad del vapor condensado es igual a la densidad del líquido almacenado componentes, el valor se puede extraer del API MPMS Capítulo 19.2 Table 14—Properties ( , , , , ) of Selected Petrochemicals. 4.2.3.3 Pérdidas por retiro (

)

Las pérdidas por retiro, L , se relacionan con las pérdidas por evaporación del líquido que se adhiere a las paredes del tanque (y columnas de soportes del techo fijo, sí existe) y que es expuesto a evaporación cuando el tanque está siendo desocupado. Estas pérdidas se calculan a partir de la siguiente información: a. El rendimiento anual neto del proceso (anual net throughput(, Q, (asociado con la disminución del nivel de líquido almacenado) b. El tipo de producto almacenado c. La densidad promedia del líquido almacenado d. El diámetro del tanque (D) e. La condición de la pared del tanque (y de las columnas de soporte del techo fijo, sí aplica (IFRTs y CFRTs)) Una ligera mejora en el estimado de las pérdidas puede obtenerse para tanques con columnas de soporte del techo fijo sí el tipo, condición y número de columnas son conocidas para el tanque bajo consideración. Las pérdidas por retiro se calculan mediante la ecuación: =

0,943

1+

Donde: = =

C=

pérdidas por retiro, en lbs/año rendimiento anual neto del proceso (asociado con la disminución del nivel del líquido en el tanque), en bls/año. Factor de rugosidad (incrustación) de la lámina del tanque en barriles por 1000pie2 y se obtiene en el API MPMS Capítulo 19.2 Table 17 Table 17—Average Clingage Factors, C, for

Steel Tank (Barrels per 1000 Square Ft) = = =

Promedio de densidad del producto a la temperatura promedio del producto almacenado, en lbs/galón: Número de columnas que soportan el techo, adimensional (IFRTs y CFRTs). diámetro efectivo de la columna, en pies (IFRTs y CFRTs) 24/26



Versión: 01

La constante 0,943 tiene dimensiones de (1000 pies3)*(gls/bls2) Las pérdidas por retiro,

, es convertida de libras por año a barriles por año así: [

/ ñ ]=

[

⁄ ñ ] 42

Donde: W = Densidad de líquido almacenado a 60 °F, en lbs/galón El número de columnas que soportan el techo, , debe ser específico para el tanque bajo consideración. Sí esta información no está disponible pero conoce el diámetro del tanque (D), refiérase al API MPMS Capítulo 9.2 Table 7—Typical Number of Columns, , for Tanks with Column-supported Fixed

Roofs para determinar su valor aproximado. Únicamente tanques con techo fijo soportado por columnas (típico de IFRTs) tiene columnas. Tanques con techo fijo auto-soportado (típico de CFRTs) y tanques sin techo fijo (EFRTs) no poseen columnas de soporte del techo. El diámetro efectivo de la columna, = Valores típicos de   

, se determina por la ecuación: í

(

)

son los siguientes:

1,1 pies para columnas estructurales de 9”x7”. 0,7 pies para columnas diseñadas con tubería de 8 pulgadas 1,0 pies aproximadamente para utilizar cuando no se conocen detalles constructivos de la columna.

4.3

REGISTROS

Registro del cálculo de pérdidas por evaporación para cada tanque. 5

CONTINGENCIAS

No aplica Para mayor información sobre este Capítulo y en general del Manual de Medición de Hidrocarburos de Ecopetrol S.A, dirigirse a: 

Rodrigo Satizabal Ramírez Jefe del Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos VSM-GPS-PMC Ext.: 43390



Mario Alberto Granada Cañas Profesional I Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos VSM-GPS-PMC Ext.: 50057



Penélope Galeno Sáez Profesional III Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos VSM-GPS-PMC Ext.: 42080

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Versión: 01

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76368 ANEXO 27 PÉRDIDAS POR EVAPORACIÓN.. (actualizado)

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