Tanque Esferico Proyecto REPLICA

U.M.S.A. – Ingeniería Petrolera Para GLP

Diseño de un Tanque Esférico

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.

1.2.B. Objetivos Específicos

Refinación del Petróleo PET (212)

1





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


2



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


3



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.


4



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. a)

CLASIFICACION DE LOS TANQUES SEGUN LA PRESION DE OPERACION 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.


5


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. a)

CLASIFICACION DE LOS TANQUES SEGÚN SU FORMA GEOMETRICA 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.


6



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.


7


d)


FIGURA Nº 3 (TANQUE CILINDRICO CON TECHO FLOTANTE) 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.


8



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:


9


   2.3.4.


Tanques para almacenar crudos Tanques para almacenar derivados o refinados Tanques para almacenar residuos

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


10



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: a) Reposición del equipo corroído.


11



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. 2.7. SOLDABILIDAD


12



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. b)

Duración estimada del material.


13



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.


14



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


15



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.


16



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 Refinación del Petróleo PET (212)

17



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). Refinación del Petróleo PET (212)

18



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 IX Requisitos de Soldadura (Welding Qualifications)


19



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. 3.1.3. LIMITACIONES


20



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.).


21



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.


22



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 cuerpotanque 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.


23



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)


24



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 5 (OBTENCION DE GLP A PARTIR DEL GAS NATURAL)


25



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.


26



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:

TABLA Nº 1 (ESPECIFICACIONES DEL GLP)


27



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


28



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 TABLA Nº 4 (PESO ESPECÍFICO RELATIVO DEL GLP EN VAPOR)


29



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)

4.4.3.3. Capacidad de vaporización


30



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.


31



PO D E R CALO R I FI C O UNIDAD

PROPANO

BUTANO

MEZCLA PROP 70 %– BUT 30%

Kcal./kg (Liquido) BTU/kg (Liquido) Kcal./litro (Liquido) BTU/litro (Liquido) Kcal./litro (Vapor) BTU/litro (Vapor) Kcal./galón (Liquido) BTU/galón (Liquido) BTU/pie3 (Vapor)

13.005 47.659 6.105 24.238 23 91 23.108

11.780 46.768 6.910 27.432 30 119 26.153

11.938 47.392 6.347 25.196 25 99 24.002

91.740 2.563

103.830 3.369

95.367 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


32



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.


33



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.

FIGURA Nº 9 (DIAGRAMA DE LINEAS DE TUBERIA)


34



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


35



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:



Reducción de presión y dispositivos de medición de entrada.


36


     


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.

CAPITULO V


37



DISEÑO DE UN TANQUE ESFERICO PARA EL ALMACENEMIENTO DE GLP

FIGURA Nº 10 (ALTURAS DE UN TANQUE ESFERICO) Del gráfico:


38



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)

Inicialmente tenemos la presión de operación:


39



Presión de Operación PO=300 lb/ pl2 Pdiseño =P O +30 lb/ pl 2=330 lb/ pl 2 Volumen Nominal V N =1500 m3

V E =1,2∗1500=1800 m3

4 3V V E= π R3→ RE= 3 4π

R E=

3∗1800 → R E =7,546 m 4π

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 h1=z h2=z + y h3=z + y + x


40



h3=z +2 y + x h3=2 z +2 y+ x

Realizando el cálculo h1=0,56 m h2=0,56+4,084 h2=4,644 m h3=0,56+4,084 +5,80 h3=10,444 m h4 =0,56+2∗4,084 +5,80 h4 =14,528 m h5=2∗0,56+2∗4,084 +5,80 h5=15,088 m

Las presiones a diferentes alturas, serán calculadas por medio de la siguiente ecuación: P=P DISEÑO + PS El cálculo de Ps se realiza para cada altura. Ps=g∗ρ PRODUCTO (glp)∗h x Dónde: g = 9.775 m/s2 en la ciudad de La Paz. hx = es la altura a considerar respecto de la base del tanque. Realizando algunos cambios en la fórmula: m kg Ps=9.775 2 ∗540 3 ∗h x s m


41



Ps=5278,5∗h x Para cada altura se utilizaran: Ps 1=5278,5∗h1 Ps 2=5278,5∗h2 Ps 3=5278,5∗h3 Ps 4 =5278,5∗h4 Ps 5=5278,5∗h5

Realizando el cálculo Ps 1=5278,5∗0,56

Pa∗14,7 Psi P s 1=0,429 Psi 5 1,013∗10 Pa

Ps 2=5278,5∗4,644

Pa∗14,7 Psi P s2 =3,557 Psi 1,013∗10 5 Pa

Ps 3=5278,5∗10,444

Pa∗14,7 Psi Ps 3=8,001 Psi 1,013∗105 Pa

Ps 4 =5278,5∗14,528

Pa∗14,7 Psi Ps 4 =11,128 Psi 1,013∗105 Pa

Ps 5=5278,5∗15,088

Pa∗14,7 Psi P s 5=11,557 Psi 1,013∗105 Pa

Hallando la presión en cada altura


42



P1=330+0,429 P1=330,429 Psi P2=330+3,557 P2=333,557 Psi P3=330+8,001 P3=338,001 Psi P4 =330+11,128 P4 =341,128 Psi P5=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∗RDISEÑO 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: Casquete superior:

e 1=71,38 mm


43



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 12 (MONTAJE DE LAS VALVULAS EN UN TANQUE)


44



FIGURA Nº 13 (PREFABRICADO DE PLANCHAS DE ACERO DE UN TANQUE)


45



FIGURA Nº 14 (PREFABRICADO DE PLANCHAS DE ACERO DE UN TANQUE)


46



FIGURA Nº 15 (ENSAMBLADO DEL TANQUE ESFERICO)

FIGURA Nº 16 (PARTE ECUATORIAL DEL TANQUE ESFERICO)


47



FIGURA Nº 17 (TANQUE SEMIACABADO)

FIGURA Nº 18 (CONSTRUCCION DEL TANQUE ESFERICO)


48



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 m 3. 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.


49



5.3.3. Pantallas Antillamas Los tanques de almacenamiento esféricos que contienen GLP pueden tener una atmósfera inflamable por encima del líquido. Para evitar la ignición de estos vapores por parte de una fuente externa (p. ej. relámpagos) en los orificios de venteo se pueden instalar pantallas antillamas. Sin embargo, éstas pueden quedar parcial o totalmente bloqueadas (por hielo, polvo, productos polimerizados, ceras, etc.). Como los orificios de venteo están diseñados e instalados para evitar una sobrepresión o subpresión en el tanque, la instalación de estos dispositivos puede comprometer la integridad del tanque, a no ser que se inspeccionen y se mantengan regularmente. Las válvulas de alivio de presión suelen estar diseñadas de forma que el flujo de vapor hacia el exterior de la válvula supere la velocidad de propagación de la llama en el vapor, evitando así el ingreso de la llama en el interior del tanque. 5.3.4. Detección de fugas y gas Se usan instrumentos y analizadores para detectar fugas líquidas y/o gaseosas y derrames. Un caso particular es la verificación del nivel de trabajo seguro de contaminación en recipientes antes del mantenimiento interno. A continuación se presenta una lista no exhaustiva de algunas técnicas habituales: •

Las fugas de gas se pueden detectar con explosímetros, analizadores de vapores orgánicos generales o analizadores de gas específicos;

•

Las fugas de líquidos se pueden detectar en los sistemas de recolección de derrames. Los sensores de nivel o de nivel de interfase se pueden usar para sustancias orgánicas insolubles, mientras que los pH-metros y los conductímetros se pueden usar cuando se manipulan ácidos o bases.

5.3.5. Trampillas de acceso Para tanques esféricos, las trampillas de acceso en la base del tanque permiten el acceso durante una parada del tanque y la liberación de gas del mismo. También son la ruta de acceso para retirar cualquier resto sólido que haya quedado en el tanque durante las tareas de limpieza. Por cuestiones de seguridad, los tanques de diámetro superior a 25 metros necesitan por lo menos dos trampillas de acceso. En los tanques horizontales (tanto atmosféricos como a presión) se acostumbra a disponer de una trampilla de acceso en la parte superior del tanque. Refinación del Petróleo PET (212)

50



5.3.6. Desagües En los tanques esféricos un desagüe permite la eliminación del agua que se acumula en la base del tanque. Esto se consigue de la mejor forma mediante un colector de descarga interno con una conducción que lleve a una salida externa con válvula. En el caso de líquidos inflamables es práctica habitual cerrar las válvulas cuando no están en uso. Se necesita un control de funcionamiento estricto para evitar un desagüe accidental del contenido del tanque por dejar la válvula abierta tras empezar a drenar agua. Para los tanques de almacenamiento a presión, los sistemas de drenaje acostumbran a ser dos válvulas de bolas de cierre manual separadas por lo menos 600 mm de unas conducciones adecuadamente apoyadas y con pendiente hacia la salida. Las dos válvulas de drenaje se colocan para permitir su operación simultánea por parte de un solo operario. La válvula corriente abajo suele ser una válvula de resorte de acción rápida (resorte de cierre) que funciona como un «control de hombre muerto». El punto de salida del desagüe se puede conectar a un sistema de tratamiento de vapor (p. ej. una oxidación térmica) a través de un depósito de extracción de vapor. 5.3.7. Elementos de estanqueidad El objetivo principal de un elemento de estanqueidad es contener el líquido o los gases licuados y evitar o reducir las emisiones. Una parte importante de las emisiones fugitivas son pérdidas procedentes de fuentes no estancas, como tanques de almacenamiento, líneas abiertas (no inertizadas), válvulas de escape de presión, orificios de venteo, quemadores, sistemas de purga y rebosaderos. En otros casos, estas pérdidas pueden ser causadas por fugas en los elementos de estanqueidad de piezas determinadas del equipo, como: • • • • • •

agitadores / mezcladores compresores bridas bombas cubiertas del tanque válvulas

Algunas causas importantes de fugas son: • • •

elementos de estanqueidad externos o internos mal instalados errores de instalación o de construcción desgaste


51


• • •


fallos de los equipos contaminación de los elementos de estanqueidad condiciones de proceso incorrectas

5.3.8. Válvulas Las pérdidas por fugas acostumbran a ser mayores en equipos dinámicos, respecto a equipos estáticos, y en equipos anticuados. Se considera que las válvulas son responsables de aproximadamente un 50 – 60 % de emisiones fugitivas en las industrias química y petroquímica. Además, la mayor parte de emisiones fugitivas procede de sólo una pequeña parte de las fuentes (p. ej. menos del 1 % de las válvulas en servicio de gas o vapor pueden representar más del 70 % de las emisiones fugitivas en una refinería). Algunas válvulas tienen más probabilidad de fugas que otras, como las válvulas con vástagos de elevación (válvulas de compuerta, válvulas de globo) que es probable que presenten fugas más frecuentemente que las válvulas de tipo cuarto de vuelta, como las de bolas y las giratorias. Las válvulas que se operan frecuentemente, como las válvulas de control, pueden desgastarse rápidamente y desarrollar vías de emisión con rapidez. Sin embargo, las válvulas de control de baja fuga, más recientes, proporcionan un buen rendimiento en el control de las emisiones fugitivas. Los tipos de válvulas son: • • • • • • • • •

válvulas de control válvulas de aguja válvulas de globo válvulas de compuerta válvulas giratorias válvulas de bolas válvulas de mariposa válvulas de alivio / seguridad válvulas de retención.

Las válvulas usadas habitualmente en los sistemas de tuberías son las de bolas, las de compuerta o las de mariposa. En circunstancias específicas se pueden usar otros tipos (como las válvulas de control o las de aguja). Las válvulas se pueden atornillar o empernar en el sistema de tuberías o, para tamaños menores, soldar o roscar. Excepto en el caso de las válvulas de plástico y de hierro fundido, toda válvula cumple los requisitos mínimos del API 6D o equivalente. Una válvula no debe usarse en condiciones de funcionamiento que superen las especificaciones de presión y temperatura aplicables y debe


52



tener una presión nominal máxima de funcionamiento para temperaturas que igualen o superen la temperatura de funcionamiento máxima, para evitar fallos. Todas las válvulas excepto las de alivio y las de retención se activan a través de un vástago, que necesita una junta para aislar el producto contenido en la válvula de la atmósfera. Como una válvula de retención no tiene vástago no se considera como fuente de emisiones fugitivas. Como se abren y cierran con frecuencia, las válvulas de control son más propensas a sufrir fugas que las válvulas de cierre. El uso de válvulas de control rotatorias en lugar de válvulas de control de vástago móvil puede ayudar a reducir las emisiones fugitivas. Sin embargo, no siempre es posible intercambiar estos dos tipos de válvulas. En la etapa de diseño, el uso de bombas de velocidad variable puede ofrecer una alternativa a las válvulas de control. Las fugas procedentes de los vástagos de las válvulas pueden ser debidas al uso de material de empaquetado de baja calidad, una maquinación inadecuada del vástago o de la estructura, un montaje incorrecto de la válvula, el desgaste del empaquetado, una compresión insuficiente, corrosión, abrasión por el polvo, etc. Las válvulas de fuelle no presentan emisiones por los vástagos, ya que incorporan un fuelle metálico que crea una barrera entre el disco de la válvula y el cuerpo. Se dispone de válvulas empaquetadas de alta calidad con emisiones fugitivas muy bajas. Para conseguir este bajo nivel de emisión, estas válvulas usan mejores sistemas de empaquetado, se fabrican con tolerancias muy restrictivas y se ensamblan cuidadosamente. Es práctica habitual que las válvulas (empalmes) sean de fácil acceso y operación y que sean adecuados para el propósito técnico en relación con las materias primas, la producción, las dimensiones, el control y las pruebas de calidad. Las estructuras de las válvulas están fabricadas con materiales resistentes. Las válvulas situadas por debajo del nivel de los líquidos pueden diseñarse, en casos especiales, de forma que sean «a prueba de incendios» para demorar su fallo en caso de incendio.

5.4. PRUEBAS EN RECIPIENTES A PRESIÓN Durante la fabricación de cualquier recipiente a presión, se efectúan diferentes pruebas para llevar a cabo un control de calidad aceptable, estas pruebas son, entre otras, Radiografiado, Pruebas de partículas magnéticas, Ultrasonido, Pruebas con líquidos penetrantes, etc.


53



Este tipo de pruebas, como se mencionó anteriormente, son efectuadas durante la fabricación y el departamento de Control de Calidad de cada compañía es responsable de que estas pruebas se lleven a cabo. En este capítulo describiremos de una manera muy breve, las pruebas que se les deberá aplicar a los recipientes sometidos a presión una vez que se han terminado de fabricar, esta prueba se denomina prueba hidrostática, ya que generalmente es el tipo de prueba que se aplica, aunque también existe la prueba neumática.

5.4.1. Prueba Hidrostática Consiste en someter el recipiente a presión una vez terminado a una presión 1.5 veces la presión de diseño y conservar esta presión durante un tiempo suficiente para verificar que no haya fugas en ningún cordón de soldadura, como su nombre lo indica, esta prueba se lleva a cabo con líquido, el cual generalmente es agua. Cuando se lleva a cabo una prueba hidrostática en un recipiente a presión, es recomendable tomar las siguientes precauciones: 1.- Por ningún motivo debe excederse la presión de prueba señalada en la placa de nombre. 2.- En recipientes a presión usados, con corrosión en cualquiera de sus componentes, deberá reducirse la presión de prueba proporcionalmente. 3.- Siempre que sea posible, evítese hacer pruebas neumáticas, ya que además de ser peligrosas, tienden a dañar los equipos.

5.4.2. Pruebas Neumáticas Las diferencias básicas entre este tipo de pruebas y la prueba hidrostática, consisten en el valor de la presión de prueba y el fluido a usar en la misma, la presión neumática de prueba es alcanzada mediante la inyección de gases. Como ya dijimos anteriormente, no es recomendable efectuar pruebas neumáticas, sin embargo, cuando se haga indispensable la práctica de este tipo de prueba, se deberán tomar las siguientes precauciones: 1.- Las pruebas neumáticas deben sobrepasar con muy poco la presión de operación, el Código A.S.M.E., recomienda que la presión de prueba neumática sea como máximo 1.25 veces la


54



máxima presión de trabajo permisible y definitivamente deben evitarse en recipientes a presión usados. 2.- En las pruebas neumáticas con gases diferentes al aire, deben usarse gases no corrosivos, no tóxicos, incombustibles y fáciles de identificar cuando escapan. El Freón es un gas recomendable para efectuar las pruebas neumáticas. 3.- La mayoría de los gases para pruebas neumáticas, se encuentran en recipientes a muy alta presión, por lo tanto, es indispensable que se extremen las precauciones al transvasarlos al recipiente a probar, pues puede ocurrir un incremento excesivo en la presión de prueba sumamente peligroso.

5.4.3. Prueba de Elasticidad Esta prueba cuando se efectúa, se lleva a cabo de manera simultánea con la prueba hidrostática, su objetivo se verificar al comportamiento elástico del material de fabricación del recipiente y el procedimiento para llevarla a cabo se describe a continuación. 1.- Primeramente, se llena el recipiente a probar con agua hasta que por el punto más alto del recipiente escape el agua una vez que se haya abierto el venteo. 2.- Cerramos la válvula de venteo y comenzamos a inyectar agua a fin de elevar la presión, el agua que introduzcamos para este fin, la tomaremos de una bureta graduada para cuantificar de manera exacta el agua que inyectamos para levantar la presión hasta alcanzar el valor de la presión de prueba 3.- Se mantendrá la presión de prueba durante el tiempo suficiente para verificar que no haya fugas y posteriormente, se baja la presión hasta tener nuevamente la presión atmosférica en el recipiente. Es sumamente importante recoger el agua sacada para bajar la presión, ya que compararemos este volumen con el inyectado para aumentar la presión y esta comparación nos indicará si las deformaciones sufridas por el recipiente mientras se sometió a la prueba hidrostática, rebasaron el límite elástico


55



CAPITULO VI

SEGURIDAD Y CONTRAINCENDIO

Se pueden distinguir tres condiciones de emergencias: 1. Roturas del tanque con producto almacenado. 2. Derrames por descuido en el llenado. 3. Incendio del producto. Las dos primeras situaciones podrían engendrar la tercera condición de incendio, pero no resulta así en todos los casos. Cuando se presentan roturas del tanque y con el fin de confinar el producto vaciado se han previsto muros de contraincendio, diques que cumplen dos objetivos principales: no contaminar el medio ambiente y recuperar al máximo el producto derramado. Para la segunda condición de emergencia, los derrames se pueden producir por atascamiento de indicadores de nivel, flotadores, y válvulas con cierres defectuosos, otra causa son las señales electrónicas o tableros descalibrados e incorrectos que permiten un mayor llenado a lo normal o simplemente por error humano. Un incendio se pude producir por rayos, tormentas eléctricas, por chispas cercanas de otros productos, por gases inflamables al contacto con el oxígeno y porque no decirlo por un cigarrillo encendido. 6.1. DIQUES Los diques son barreras que se construyen alrededor de un tanque con el fin de evitar (en caso de que se presente alguna falla y muy posible derrame del producto contenido) que el producto se extienda y contamine, exponiendo la seguridad e integridad del personal, así como también las instalaciones y equipos que se encuentran a su alrededor.


56



FIGURA Nº 19 (TANQUE CON SU DIQUE)

FIGURA Nº 20 (TANQUE CON SU DIQUE DE HORMIGON)


57



Los aspectos más importantes de los diques que se construyen alrededor de los tanques de almacenamiento son: 1. Contener la capacidad máxima del tanque, cuando su producto sea derramado totalmente. 2. Deberá soportar las condiciones más extremas de temperatura para el líquido a contener inclusive de llama o fuego vivo. 3. El dique hecho en tierra deberá ser lo suficiente compacto con el fin de evitar filtraciones y fugas. 4. La altura mínima debe ser 1 ft (30 cm) por encima de la rasante del área del piso interior y 1 ½ ft para los diques construidos en terraplén. 5. La altura máxima tanto en concreto como en terraplén, no debe exceder de 6 ft (2 metros). 6. Las bombas y equipos deben estar fuera de los diques. 7. La distancia mínima entre el dique y la pared del tanque debe ser de 10 pies.

6.2. DISTANCIAS MÍNIMAS ENTRE TANQUES E INSTALACIONES Con el fin de cumplir con los requisitos de las compañías de seguros se han establecido las siguientes distancias mínimas entre tanques y otras instalaciones.

ESTACION DE BOMBEO CONTINUO DE GLP INSTALACION DISTACIA (pies) Cuarto de compresores 200 Cuarto de generación 200 talleres 200 Torres de enfriamiento 200 Hidrantes 100 Tanques 2 veces el diámetro más pequeño Válvulas manuales 100 Teas y llamas abiertas 100 TABLA Nº 7 (ESTACION DE BOMBEO CONTINUO)


58



REFINERIA INSTALACION Talleres, salas de descanso, comedores Calderas Tanques > 10.000 Bls 250

DISTACIA (pies) 200 250 250

Tanques < 10.000 Bls 150

150

Compresores de gas Torres enfriadoras hidrantes Almacenes contra incendio

250 250 50-100 300

TABLA Nº 8 (DISTANCIA MINIMA ENTRE TANQUES)

6.3. COLOR DEL TANQUE El color del tanque influye en la cantidad de radiación térmica y lumínica absorbida por los tanques de superficie y, por tanto, en la temperatura del líquido y el vapor que contienen. Esta medida es aplicable a todos los tipos de tanques de superficie. Para los tanques de almacenamiento en embarcaciones (almacenamiento flotante), el hecho de pintar la cubierta, que corresponde al techo del tanque, de un color claro también reduce la absorción de radiación térmica y lumínica. Denominación del color Negro Gris máquina Marrón Gris ratón Verde Azul Gris plata Gris piedra Rojo Gris claro Marfil Alu-Plata Blanco crema Blanco


Reflectancia de radiación térmica total, % 3 10 12 13 14 19 27 38 43 51 57 72 72 84

59



TABLA Nº 9 (REFLECTANCIA DE RADIACIÓN TÉRMICA DE DIFERENTES COLORES DE TANQUE)

De estas tablas se puede concluir que un tanque pintado de blanco presenta la menor emisión, respecto a otros colores de pintura. Para la gama de tipos de tanques, tamaños, renovaciones, radiación térmica o lumínica, productos, etc. considerado, la reducción potencial al cambiar el color del tanque de gris medio a blanco para un tanque básico se halla en el intervalo de 15 a 82 %. Ello muestra que la efectividad es muy específica según las condiciones de almacenamiento y, en particular, de la cantidad de radiación térmica y lumínica y el número de renovaciones. 6.4. ENFRIAMIENTO NATURAL DEL TANQUE El funcionamiento del tanque con bajas temperaturas de líquido es una medida importante para prevenir las emisiones, en especial cuando se almacenan mezclas de hidrocarburos líquidos con una elevada proporción de moléculas ligeras, por ejemplo la gasolina, la nafta y el petróleo crudo. Para mantener la temperatura de almacenamiento por debajo de determinado límite, también durante el verano, resulta útil aprovechar todas las posibilidades naturales de enfriamiento del tanque. Los tanques de techo flotante son los que muestran mayores posibilidades de mantener la temperatura del líquido a niveles bajos al no existir un volumen de aire calentado entre el techo del tanque y el líquido que almacena. Por otro lado, también es útil mantener cierta cantidad de agua de lluvia en la parte superior del techo flotante en época estival. Al evaporarse, esta agua hará que desciendan las temperaturas de almacenamiento y las emisiones. Aparte del uso de escudos solares, el enfriamiento por medio de películas de agua o pulverización de agua son posibles sistemas para reducir la temperatura del producto y las emisiones. Éstas y otras posibilidades de prevención de emisiones pasiva todavía no se emplean a su máximo potencial. La industria es indiferente a utilizar el enfriamiento natural. Trata de mantener los tanques libres de agua para evitar la corrosión y, en especial, para minimizar el riesgo de que el techo se hunda a causa de la acumulación de agua durante las tormentas si se trata de un tanque de techo fijo cosa que no ocurre con los tanques esfericos. Además, aunque el enfriamiento por agua es un sistema aceptable en tanques como medida de emergencia, el aumento de la corrosión y del Refinación del Petróleo PET (212)

60



mantenimiento provocado por la utilización de un sistema de diluvio en el techo durante largos períodos se considera inaceptable por parte de los titulares, en especial si el agua utilizada es salobre o salada. En contra partida el empleo de agua puede ser inaceptable en regiones con escasez de agua dulce, en especial durante el verano. 6.5. CORROSION EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO Un tanque es una estructura grande provista de diferentes ambientes de corrosión asi podemos mencionar a los siguientes: •

Superficie externa expuesta a la atmosfera

•

Superficie en donde se encuentran vapores

•

Superficie externa bajo el fondo del tanque expuesto al suelo

•

Superficie inmersa en liquido

El control y la prevención de la corrosión pueden tener diferentes formas o diseños dependiendo de la aplicación y lo sofisticado del sistema de protección. 6.5.1. Métodos de protección A pesar de la alta calidad de los productos combustibles no se puede evitar que se formen en el tanque sedimentos dañinos después de un tiempo, que en tanques de acero incluso pueden llevar a la corrosión. Para evitar averías o incluso la interrupción del almacenamiento, es necesaria una limpieza oportuna y con regularidad de la instalación de tanques de almacenamiento. 6.5.1.1. Inhibidores Los inhibidores son sustancias químicas orgánicas o inorgánicas que añadidas en pequeñas cantidades reducen, limitan, suprimen o bloquean la acción del agente corrosivo. •

Inhibidores pasivantes.

•

Inhibidores de decapado u orgánicos

•

Inhibidores en fase vapor

•

Inhibidores catódicos

•

Inhibidores inductores de precipitación

6.5.1.2. Recubrimiento


61



Cuando se tiene una superficie con un grado de limpieza metal blanco, se procede a la aplicación del recubrimiento, de la siguiente manera: 1. El encargado de la revisión del trabajo llevara una hoja de control de limpieza y la aplicación del recubrimiento en la que consten las áreas preparadas (aceptadas o rechazadas), tipo de recubrimiento, cantidad de recubrimiento gastado, tiempo empleado en el trabajo y cantidad de personal que debe efectuar el trabajo. 2. El inspector será el encargado de aceptar o rechazar el área a la cual se le ha aplicado recubrimiento. Cuando un área no cumple las especificaciones solicitadas, debe limpiarse de nuevo a este procedimiento. 3. El inspector dará información sobre las áreas a recubrir, tipo y mezcla de componentes, cuidados y condiciones de aplicación. 4. El espesor de la capa de recubrimiento a de ser el recomendado por la casa fabricante. 5. Una vez aplicado el recubrimiento, el periodo donde se continúa con la limpieza para una nueva área adyacente ha de ser tal que haya transcurrido el tiempo de secado del recubrimiento, el tiempo mínimo será de media hora. 6. Al igual se recomienda cubrir el área a la cual se le ha aplicado recubrimiento, con una lona o cobija plástica para evitar daños por incrustaciones de arena. 6.5.1.3. Tipos de recubrimientos 

El recubrimiento de resina epoxi

El material con calidad certificada es una materia plástica liquida basada en resina epoxi, una materia plástica de alta resistencia química. Se considera como sellador de interior de tanques especial y proporciona así máxima protección contra corrosión por picadura y oxido se pueden sanear y hacer durables con la aplicación de este recubrimiento. A los recubrimientos de resina epoxi se les otorga una garantía de 10 años. 

Los recubrimientos GFK

Los recubrimientos GFK se pueden instalar en tanques de sótano, tanques de batería y tanques en tierra, hechos de acero, que tienen corrosión por picadura en las paredes del tanque. Los recubrimientos GFK se colocan como recubrimiento de piso en el tercio inferior, como recubrimiento parcial hasta la mitad y como recubrimiento total hasta el techo del tanque. A los recubrimientos GFK se les otorga una garantía de 10 años.


62





La funda interior del tanque

Las fundas interiores de tanques se pueden instalar en tanques de sótano y a tierra. En los tanques de sótano se instalan las fundas interiores cuando la cubeta de retención ya no esta en buenas condiciones y no se puede reparar. Con esto el tanque se vuelve de doble pared y ya no requiere de cubeto de retención. Las fundas interiores de tanques protegen el tanque contra corrosión en todo el contorno y así se obtiene larga duración. Procedimiento de protección para el interior de los tanques: Todo tanque debe limpiarse previamente. En estos tanques se debe recubrir el fondo, el primer anillo del casco y los primeros 6 pies de la columnas de abajo hacia arriba. Inicialmente se aplicara una capa de anticorrosivo epoxica, hasta obtener un espesor de película seca de 2,5mm. Posteriormente y previo secado mínimo de seis horas de la capa epoxica, se aplicara un revestimiento a base de resina atoxica y alquitrán de hulla, hasta obtener un espesor total de película seca de 6 a 8 mm. (Espesor que será revisado por el grupo de ingenieros de petróleos). La forma de aplicación será determinada por las recomendaciones del fabricante. La superficie pintada requiere un tiempo de acuerdo mínimo de 7 días antes de los cuales no debe ponerse en servicio el tanque. Procedimiento de protección para el exterior del tanque: Sistema de pintura color aluminio y blanco extra-reflexivo de luz solar para proteger el exterior de los tanques que contengan productos de fácil evaporación. Este sistema comprende además pinturas de color negro para proteger el tanque que contengan productos de baja rata de vaporización y requiera calor para disminuir su viscosidad. Preparación de la superficie: 1. Si se trata de aplicación de pintura por primera vez se debe hacer limpieza con chorro de arena tipo comercial. 2. Si se quiere renovar la pintura por deterioro se debe remover totalmente la pintura y hacer una limpieza similar al punto anterior. 3. Si se trata de darle retoque a la pintura existente se debe raspar la superficie hasta encontrar pintura en buen estado y con buena adherencia se debe realizar prueba de compatibilidad de la pintura vieja con la nueva. 6.5.1.4. Protección catódica


63



La protección catódica es un método ampliamente aceptado para el control de la corrosión. La corrosión de tanques de almacenamiento de acero, puede reducirse o eliminarse mediante la aplicación apropiada de la protección catódica. La protección catódica es una técnica para prevenir la corrosión que hace que toda la superficie del metal a proteger, actué como el cátodo de una celda de electroquímica. Existen dos sistemas de protección catódica: a) Ánodos de sacrificio b) Corriente impresa 

Criterios de protección catódica

Existen tres criterios para conocer cuando se ha logrado una adecuada protección catódica en estructuras de acero o de hierro. Los siguientes criterios son los parámetros para medir la eficiencia y funcionalidad de los sistemas de protección catódica en tanques de almacenamiento: a) Un potencial negativo (catódico) de al menos 850 mV, con la corriente de protección catódica aplicada. Este potencial debe ser medido con respecto a un electrodo de referencia de cobre saturado/sulfato de cobre (CSC) en contacto con el electrolito. Para una interpretación valida de la medición de este voltaje, se deben considerar las caídas de voltaje en zonas distintas a las caídas del voltaje que se observan entre el fondo del tanque y la frontera del electrolito. Se entiende que para determinar el significado de las caídas de voltaje, se aplican las practicas aceptadas de la ingeniería, es decir, métodos como: •

La medición o calculo de la caída de voltaje

•

La revisión del funcionamiento histórico de los sistemas de protección catódica

•

La evaluación de las características físicas y eléctricas del fondo del tanque y su entorno

•

La determinación de si existe o no, evidencia física de la corrosión

b) Un mínimo de 100 mV de polarización catódica, medidos entre la superficie metálica del fondo del tanque y un electrodo estable de referencia, en contacto con el electrolito. La formación o caída de esta polarización puede medirse para satisfacer este criterio. Un potencial de protección de tubo y suelo (catódico) de 950 mV, cuando el área circundante de la tubería se encuentra en condiciones anaeróbicas y estén presentes bacterias sulfato-reductoras


64



6.6. PRINCIPIOS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL La seguridad industrial es una labor de convencimiento entre trabajadores y patronos. Es deber de la empresa, institución u organización estimular la prevención de accidentes y brindar a todos los trabajadores un ambiente de trabajo seguro y saludable. 6.7. HIGIENE INDUSTRIAL Y SEGURIDAD Se puede definir como aquella ciencia y arte dedicada a la evaluación, reconocimiento, participación y control de aquellos factores o elementos en el ambiente de trabajo, los cuales pueden causar deterioro de la salud, enfermedad, incomodidad e ineficiencia en los trabajadores, cuando estos desarrollan sus tareas diarias. Su aplicación es de gran importancia, ya que muchos procesos y operaciones industriales producen compuestos perjudiciales para la salud de los trabajadores. Debido a esto se hace necesario que el encargado del área industrial tenga conocimientos de los compuestos tóxicos y/o asfixiantes más comunes de uso en la industria, así como de los principios para su uso. Se debe ofrecer protección contra exposición a sustancias tóxicas, polvos, asfixiantes que vayan en deterioro de la salud respiratoria de los empleados. Para la elaboración del casquete de la esfera es necesario muchas horas de soldadura, por lo que la empresa encargada de su construcción está en la obligación de brindar a los trabajadores máscaras para soldar y así proteger la salud de sus ojos. Como objetivo principal de la seguridad e higiene industrial, se tiene prevenir accidentes laborales consecuentes de las actividades de producción. Una buena producción debe satisfacer las condiciones necesarias, tomando en consideración los 4 elementos indispensables: seguridad, higiene, productividad y calidad de los productos. La seguridad e higiene industrial busca proteger la integridad del trabajador, así como mantener la salud en óptimas condiciones. 6.8. TEORÍA DEL FUEGO 6.8.1. Concepto de fuego Reacción química que consiste en la oxidación violenta de un material combustible; que se manifiesta como un proceso exotérmico mediante la emisión de luz, calor, gases (o humos) y llamas.


65



6.8.2. Concepto de incendio Fuego no controlado que puede incinerar algo que no está destinado a quemarse. Su surgimiento puede ser súbito, gradual o instantáneo, con secuela de daños materiales que pueden interrumpir el proceso de producción, ocasionar lesiones o pérdidas de vidas humanas y/o deterioro ambiental. En la mayoría de los casos el factor humano, participa como elemento causal. 6.8.3. Triángulo del fuego Para que se genere fuego, es necesario que exista simultáneamente y en proporciones adecuadas los siguientes tres componentes: un combustible, un comburente (agente oxidante como el oxígeno) y calor o energía de activación. De igual manera es posible prevenir o atacar un fuego eliminando uno de los componentes anteriormente mencionados. Por lo general estos tres elementos se ilustran a través de un modelo denominado: triángulo del fuego. A continuación se muestra un diagrama del triángulo de fuego.

FIGURA Nº 21 (TRIANGULO DEL FUEGO)

6.8.3.1. Comburente (agente oxidante) Sustancia que participa en la combustión oxidando al combustible. Se encuentra normalmente en el aire con una concentración porcentual en volumen aproximada de 21%. Todos los


66



comburentes tienen en si composición oxígeno disponible. Es necesaria la presencia de una proporción mínima de oxígeno para que se produzca la combustión, esta es aproximadamente de un 15%. El oxígeno puede estar en su estado gaseoso o líquido y existen diversos tipos de comburentes compuestos que aportan el oxígeno para que se dé la combustión. 6.8.3.2. Combustible Es cualquier material capaz de liberar energía cuando se oxida de forma violenta dejando como residuo calor (energía térmica), dióxido de carbono y algún otro compuesto químico. El combustible puede ser sólido, líquido o gaseoso, sin embargo para que se inicie la combustión de cualquier material, a excepción del estado gaseoso, el combustible debe sufrir cambios hasta convertirse en vapor. Que en una proporción adecuada con el aire (límites de inflamabilidad), y una fuente de calor (flama abierta o chispa, que inicie o mantenga la reacción) darán lugar al fuego. En un fuego, el combustible puede eliminarse naturalmente, consumido por las llamas, o artificialmente, mediante procesos químicos y físicos que impiden al fuego acceder al combustible. 6.8.3.3. Energía de activación Sin el calor, el fuego no puede ni comenzar ni propagarse. Se requiere de energía para aumentar la temperatura del combustible, al punto que desprenda suficientes vapores (temperatura de inflamación) y ocurra la ignición. El calor es una fuerza térmica que eleva la temperatura de los cuerpos hasta hacerlos gasificar, volatilizar o dilatar, y es el principal causante de la propagación de un incendio, ya que éste puede viajar a través de un local ardiendo o en el ambiente. Puede eliminarse introduciendo un compuesto que tome una parte del calor disponible para la reacción. Por lo general se emplea agua, que toma la energía para pasar a estado gaseoso, pero también son efectivos polvos o gases con la misma función. 6.9. MÉTODOS DE PROPAGACIÓN DEL FUEGO 6.9.1. Transferencia de calor La transferencia de calor es el paso de energía térmica desde un cuerpo de mayor temperatura a otro de menor temperatura, de esta manera siempre buscando el equilibrio térmico. Existen tres diferentes tipos de transferencia de calor, los cuales se explicarán a continuación:


67





Conducción

Es un mecanismo de transferencia de energía térmica entre dos cuerpos por contacto directo de sus partículas, por ejemplo, una tubería de vapor en contacto con una pieza de madera transfiere su calor a la madera por contacto directo. Un parámetro importante en los materiales es la conductividad térmica, la cual es una propiedad física que mide la capacidad de conducción de calor o capacidad de una substancia de transferir el movimiento cinético de sus moléculas a sus propias moléculas adyacentes o a otras substancias con las que está en contacto. La inversa de la conductividad térmica es la resistividad térmica, que es la capacidad de los materiales para oponerse al paso del calor. 

Radiación

Se da cuando la energía se mueve a través del espacio o de los materiales en forma de ondas, que se mueven a la velocidad de la luz. Cuando dos cuerpos se sitúan frente a frente y uno tiene mayor temperatura que el otro, la energía radiante pasara del más caliente al más frío. Todas las superficies con temperatura finita emiten energía en forma de ondas electromagnéticas. 

Convención

Se caracteriza porque se produce por intermedio de un fluido (líquido o gas) que transporta el calor entre zonas con diferentes temperaturas. La convección se produce únicamente por medio de materiales fluidos. Lo que se llama convección en sí, es el transporte de calor por medio del movimiento del fluido. Por ejemplo los gases, producto de una combustión, tienden a ser más ligeros que el aire, entre mayor sea un incendio, éstos serán más calientes y ascenderán más rápido, hasta las partes altas de un edificio. Iniciándose una transferencia del calor por el movimiento del aire. 6.10. CLASIFICACIÓN DE FUEGOS Los fuegos se caracterizan y se clasifican, de acuerdo al material que se está quemando. Por lo general se clasifica los fuegos en cuatro clases y se le asigna a cada clase un símbolo especial. Estos símbolos aparecen en los extintores, y permiten determinar si el extintor es apropiado para el tipo de fuego al que se desea aplicarlo. Estas clases son:


68



6.10.1. Fuego clase A Ocurren en materiales combustibles sólidos como la madera y sus derivados, plásticos, textiles, entre otros. Una característica de este tipo de incendios es que pasan de una combustión superficial a una profunda con la presencia de brasas, por lo tanto, para su extinción completa y eficaz se requiere de un agente extintor que absorbe el calor, como el agua. En la siguiente figura se muestra del lado izquierdo el símbolo que se utiliza en los extintores para indicar que es para fuegos clase A y la derecha el símbolo utilizado para indicar que el material presente también es de esta clase.

FIGURA Nº 22 (FUEGO CLASE A) 6.10.2. Incendios clase B: Involucran a los líquidos y gases combustibles como el petróleo y sus derivados, alcoholes, grasas, butano, propano, metano, etc. son fuegos superficiales si se comparan con los incendios de clase a; el fuego de clase b ocurre en tanques abiertos o por derrames o fugas de sustancias combustibles. Se requiere, para su extinción, de un agente químico como el polvo seco, espumas, bióxido de carbono, o halón, capaces de sofocar el fuego o romper la reacción en cadena. A diferencia del anterior no deja residuo al quemarse. En la siguiente figura se muestra del lado izquierdo el símbolo que se utiliza en los extintores para indicar que es para fuegos clase B y la derecha el símbolo utilizado para indicar que el material presente también es de esta clase.


69



FIGURA Nº 23 (FUEGO CLASE B)

6.10.3. Incendios clase C Son comúnmente identificados como “fuegos eléctricos”. Se producen en “equipos o instalaciones bajo carga eléctrica” como por ejemplo los conductores y equipo electrónico energizado, como subestaciones, transformadores, plantas de luz, tableros de medidores, etc. Este tipo de incendios deben combatirse únicamente con agentes extintores que no conduzcan la electricidad, como el polvo químico seco, bióxido de carbono o halón. Una vez que la corriente eléctrica se haya interrumpido o des energizado el equipo, se puede combatir el fuego con agua. En la siguiente figura se muestra del lado izquierdo el símbolo que se utiliza en los extintores para indicar que es para fuegos clase C y la derecha el símbolo utilizado para indicar que el material presente de esta clase.

FIGURA Nº 24 (FUEGO CLASE C)


70



6.10.4 Incendios clase D Son los que se producen en polvos o virutas de aleaciones de metales livianos como el magnesio, aluminio, sodio o litio, y requieren para su extinción del uso de polvos especiales como el grafito para sofocar y absorber parte del calor generado; a falta de éstos se recomienda utilizar arena seca para la extinción. La siguiente figura muestra los símbolos utilizados para su representación.

FIGURA Nº 25 (FUEGO CLASE D)

6.10.5. Incendios clase K Una clasificación menos común es el fuego clase K. Este es aquel fuego que se produce y se desarrolla en los extractores y filtros de campanas de cocinas, donde se acumula la grasa y otros componentes combustibles que al alcanzar altas temperaturas produce combustión espontánea. Estos son generados por aceites y grasas vegetales. Los símbolos que representan dicha clase de fuego se muestra en la siguiente imagen.


71



FIGURA Nº

26 (FUEGO

CLASE K) A continuación, para fines ilustrativos se muestra en la siguiente figura un ejemplo de incendio provocado por la explosión registrada en un tanque que contenía Gas Licuado de Petróleo en una refinería en Venezuela que ocurrió el 26 de agosto del 2012.

FIGURA Nº 27 (INCENDIO DE TANQUES ESFERICOS)

6.11. SEÑALIZACIÓN Refinación del Petróleo PET (212)

72



Es una acción que se refiere a un objeto, una actividad o situación determinada que proporciona: • • • •

Una indicación como por ejemplo vías de escape, refugios, entre otros. Una obligación como lo es, el uso de equipos de protección personal. Una advertencia por ejemplo presencia de explosivos, caída de rocas, entre otros. Una prohibición como por ejemplo la de no fumar, prohibido el paso.

La señalización trata básicamente de identificar los lugares y situaciones que presentan riesgo y son identificados por medio de letreros, colores, luz o sonido (semáforos, lámparas, sirenas, entre otros), comunicación verbal (orden, advertencia) o una señal gestual (movimiento de brazos y manos). La señalización debe cumplir los siguientes requisitos: •

Atraer la atención del personal sobre la existencia de riesgos, prohibiciones u

•

obligaciones. Alertar, lo más pronto posible, al personal cuando se produzca una situación de

• •

emergencia. Dar una interpretación clara del riesgo. Facilitar al personal la localización e identificación de instalaciones de protección, evacuación, refugios, emergencia o primeros auxilios.

Para la construcción de la esfera es necesaria la implementación de señales para indicar los puntos citados anteriormente. En la siguiente figura se muestra un claro ejemplo de unas de las señales utilizadas en el área de construcción para la esfera.


73



FIGURA Nº 28 (TANQUE CON SEÑALIZACION)

Se debe hacer señalización en pasillos, gradas, área de máquinas, áreas dedicadas a reparaciones, en fin a toda zona que se considere como peligrosa. También se debe señal rutas de evacuación, extintores, salidas de emergencia, obstáculos y objetos, entre otros. Las señales en seguridad más utilizadas son ópticas que no es más que la aplicación de luz y color. El objetivo del color no es más que dar a conocer la presencia o ausencia y el tipo de peligro. También se utiliza la señalización acústica usando sonidos. Por medio de la señalización y la simbología del color podemos verificar los puntos de peligro y zonas de seguridad.

6.12. DEFINICIÓN N.F.P.A. N.F.P.A por sus siglas en inglés “National Fire Protection Association” (Asociación Nacional de la Protección contra Incendios). La N.F.P.A es una organización internacional fundada en 1896, encargada de desarrollar normas para proteger personas, propiedades y el medio ambiente del


74



fuego. La N.F.P.A es la fuente principal mundial para el desarrollo y diseminación de conocimiento sobre seguridad contra incendios y de vida. Es importante destacar que el sistema de desarrollo de los códigos y normas de la N.F.P.A es un proceso abierto basado en el consenso que ha producido algunos de los más referenciados materiales en la industria de la protección contra incendios, incluyendo el Código Eléctrico Nacional, el Código de Seguridad Humana, el Código Uniforme contra Incendios, y el Código Nacional de Alarmas de Incendios. En la actualidad, virtualmente, cada construcción, proceso, servicio, diseño e instalación están afectados por códigos y normas desarrollados por la N.F.P.A. Por medio de los Códigos contra Incendios y sus publicaciones, la N.F.P.A establece sólidos principios para la protección y seguridad. Las publicaciones de la N.F.P.A han sido traducidas a varios idiomas y son referenciadas alrededor del mundo. Más de 79,000 miembros, representando 107 naciones, son parte de la red global de protección contra incendios. 6.13. NORMA NFPA 704 PARA LA CLASIFICACION DE SUSTANCIAS SEGÚN SU PELIGROSIDAD La identificación del riesgo es uno de los aspectos críticos que definen el éxito de una gestión efectiva. En el tema de productos hidrocarburiferos y quimicos, la identificación gráfica es fundamental para comunicar a todas las personas involucradas, directa o indirectamente, cuáles son los peligros principales que ofrece una sustancia independientemente de la vulnerabilidad existente frente a ella. Es importante reconocer que nuestro país utiliza varios sistemas de rotulado y etiquetado para comunicar el peligro, y uno de ellos es el Sistema estándar para la identificación de los peligros de

materiales

peligrosos

para

respuesta

ante

emergencias,

NFPA

704.

La NFPA (National Fire Protection Association), una entidad internacional voluntaria creada para promover la protección y prevención contra el fuego, es ampliamente conocida por sus estándares (National Fire Codes), a través de los cuales recomienda prácticas seguras desarrolladas por personal experto en el control de incendios. La norma NFPA 704 es el código que explica el diamante del fuego, utilizado para comunicar los peligros de los materiales peligrosos. Es importante tener en cuenta que el uso responsable de este diamante o rombo en la industria implica que todo el personal conozca tanto los criterios de


75



clasificación como el significado de cada número sobre cada color. Así mismo, no es aconsejable clasificar los productos químicos por cuenta propia sin la completa seguridad con respecto al manejo de las variables involucradas. A continuación se presenta un breve resumen de los aspectos más importantes del diamante. La norma NFPA 704 pretende a través de un rombo seccionado en cuatro partes de diferentes colores, indicar los grados de peligrosidad de la sustancia a clasificar. El diagrama del rombo se presenta a continuación:

FIGURA Nº 29 (DIAMANTE DE SEGURIDAD DE LA NORMA NFPA) A continuación se realiza la explicación del significado del diamante de la norma NFPA 704: Las cuatro divisiones tienen colores asociados con un significado. El azul hace referencia a los peligros para la salud, el rojo indica la amenaza de inflamabilidad y el amarillo el peligro por reactividad: es decir, la inestabilidad del producto. A estas tres divisiones se les asigna un número de 0 (sin peligro) a 4 (peligro máximo). Por su parte, en la sección blanca puede haber


76



indicaciones especiales para algunos materiales, indicando que son oxidantes, corrosivos, reactivos con agua o radiactivos.

 

Azul/Salud 4. Elemento que, con una muy corta exposición, pueden causar la muerte o un daño

permanente, incluso en caso de atención médica inmediata. Por ejemplo, el cianuro de hidrógeno. 

3.

Materiales que bajo corta exposición pueden causar daños temporales o

permanentes, aunque se preste atención médica, como el hidróxido de potasio. 

2.

Materiales bajo cuya exposición intensa o continua puede sufrirse incapacidad

temporal o posibles daños permanentes a menos que se dé tratamiento médico rápido, como el cloroformo o la cafeína. 

1. Materiales que causan irritación, pero solo daños residuales menores aún en ausencia de tratamiento médico. Un ejemplo es la glicerina.



0. Materiales bajo cuya exposición en condiciones de incendio no existe otro peligro que el del material combustible ordinario, como el cloruro de sodio.

 

Rojo/Inflamabilidad 4. Materiales que se vaporizan rápido o completamente a la temperatura a presión

atmosférica ambiental, o que se dispersan y se quemen fácilmente en el aire, como el propano. Tienen un punto de inflamabilidad por debajo de 23°C (73°F). 

3.

Líquidos y sólidos que pueden encenderse en casi todas las condiciones de

temperatura ambiental, como la gasolina. Tienen un punto de inflamabilidad entre 23°C (73°F) y 38°C (100°F).


77





2. Materiales que deben calentarse moderadamente o exponerse a temperaturas altas antes de que ocurra la ignición, como el petrodiésel. Su punto de inflamabilidad oscila entre 38°C (100°F) y 93°C (200°F).



1. Materiales que deben precalentarse antes de que ocurra la ignición, cuyo punto de inflamabilidad es superior a 93°C (200°F).



0. Materiales que no se queman, como el agua. expuesto a una temperatura de 815° C (1.500ºF) por más de 5 minutos.

 

Amarillo/Inestabilidad/reactividad 4. Fácilmente capaz de detonar o descomponerse explosivamente en condiciones de

temperatura y presión normales (e.g., nitroglicerina, RDX) 

3. Capaz de detonar o descomponerse explosivamente pero requiere una fuente de ignición, debe ser calentado bajo confinamiento antes de la ignición, reacciona explosivamente con agua o detonará si recibe una descarga eléctrica fuerte (e.g., flúor).



2. Experimenta cambio químico violento en condiciones de temperatura y presión elevadas, reacciona violentamente con agua o puede formar mezclas explosivas con agua (e.g., fósforo, compuestos del potasio, compuestos del sodio).



1. Normalmente estable, pero puede llegar a ser inestable en condiciones de temperatura y presión elevadas (e.g., acetileno (etino)).



0. Normalmente estable, incluso bajo exposición al fuego y no es reactivo con agua (e.g., helio).



Blanco/Especiales

El espacio blanco puede contener los siguientes símbolos:


78





'W' - reacciona con agua de manera inusual o peligrosa, como el cianuro de sodio o el sodio.



'OX' o 'OXY' - oxidante, como el perclorato de potasio o agua oxigenada.



'SA' - gas asfixiante simple, limitado para los gases: nitrógeno, helio, neón, argón, Kriptón y xenón



'COR' o 'CORR' - corrosivo: ácido o base fuerte, como el ácido sulfúrico o el hidróxido de potasio. Específicamente, con las letras 'ACID' se puede indicar “ácido” y con 'ALK', “base”.



'BIO' - riesgo biológico, por ejemplo, un virus.



'RAD' - el material es radioactivo, como el plutonio.



'CRYO' o 'CYL' - criogénico, como el nitrógeno líquido.



'POI' - producto venenoso, por ejemplo, el arsénico

Los símbolos: 'W', 'OX' y 'SA' se reconocen oficialmente por la norma NFPA 704, pero se usan ocasionalmente símbolos con significados obvios como los señalados. En resumen mostramos el siguiente cuadro que hace la descripción del diamante de seguridad de la norma NFPA704.


79



Los diamantes de seguridad que utiliza la norma NFPA 704 son aquellos que se ubican sobre las unidades de transporte (contenedores, tanques de almacenamiento, entre otros) y, proporcionan la información necesaria sobre la advertencia del riesgo del producto mediante colores o símbolos de peligrosidad que llevan el número de la clase pertinente en la mitad inferior. A continuación mostramos de manera gráfica como se realiza la clasificación numérica de las sustancias: petróleo, diésel, gasolina, GLP y agua. Para el GLP el diamante de seguridad es el siguiente:

4 1 Refinación del Petróleo PET (212)

4 80



FIGURA Nº 30 (DIAMANTE DE SEGURIDAD PARA GLP)

Donde:  Riesgo por inflamabilidad es 4  Riesgos a la salud 1  Riesgo por radioactividad 4

6.14. CONTROL DE INCENDIOS Existen cuatro métodos aceptados para el control de incendios en tanques de almacenamiento de hidrocarburos. • • • •

De inmersión. Con cámaras de espuma. Con espuma Transportadas en torretas. Con espuma aplicada por boquillas y monitores

6.14.1. De inmersión Utiliza espumas fluoroproteínicas, en donde la aplicación de estas al tanque se efectúa por la parte más baja de este. 

Precauciones: El sistema de inmersión solamente debe usarse en tanques de techo cónico y no debe utilizarse en productos que tengan una viscosidad mayor de 2.00



S.S.U. a 60ºF. Tasa de aplicación: Debe aplicarse a una rata de 0.1 galón por minuto por pie cuadrado de la superficie del tanque.


81



6.14.2. Con cámaras de espuma Este sistema consiste en instalar una o más cámaras sobre el casco del tanque en la parte más superior. La cámara está unida a una tubería que se extiende hasta el lado externo de los diques o muros de contención en donde es inyectada la espuma. 

Tasa de aplicación: La mínima solución de espuma para hidrocarburos líquidos debe ser



de 0.1 G.P.M./pie cuadrado de la superficie del tanque. Numero de cámaras: El número de cámaras necesarias está supeditado al diámetro del tanque. Cuando se requieren dos o más cámaras estas deberán instalarse en forma



equidistante, con relación al perímetro del tanque. Cantidad de espuma: Con una concentración del 3% se determina así la cantidad de espuma necesaria: Área del hidrocarburo o área de tanque * 0.1 G.P.M *0.031 Tiempo de operación (min) = Galones (litros)

6.14.3. Con espuma transportadas en torretas Como su nombre lo indica la espuma es transportada al lugar donde se produce la conflagración. Este tipo de espuma se pude utilizar en reemplazo de cámaras pero tiene limitaciones, las cuales son: 

Acceso al tanque lo más cerca posible al dique, (no siempre se tiene personal

 

disponible). A veces se requiere vehículos remolques u otros, por lo cual se limita su uso. No es práctico su uso para tanques con diámetros superiores a los 200 pies.

6.14.4. Con espuma aplicada por boquilla y monitores El sistema de aplicaron de espuma por medio de boquillas es un medio auxiliar de protección, especialmente para pequeños tanques 500-5000 barriles, y diámetros no mayores a 30 pies. Este tipo por boquilla y monitor no es aconsejable utilizarlo sobre techos flotantes, por las dificultades en dirigir la espuma dentro de las área anulares.


82




83



CAPITULO VII

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 7.1. CONCLUSIONES  Por ser el Gas Licuado de Petróleo (GLP) un combustible de uso doméstico, los usuarios deben tomar las más óptimas medidas de seguridad en los cilindros, y las autoridades competentes impulsar programas de concientización a los sobre la manipulación adecuada en cilindros.  El creciente consumo de gas en el mundo es irreversible, estamos utilizando este combustible en las cantidades verdaderas, más adelante consumiremos a gran escala en la industria eléctrica, automotriz y otras; afortunadamente, nuestro país está preparado para enfrentar tal situación, garantizando la seguridad energética en cuanto se refiere a GLP.  Los recipientes se identifican de acuerdo a su función como recipientes de proceso, almacenamiento y transporte. Según su presión interna pueden ser atmosféricos, de vacío, de baja, mediana y alta presión; y por su geometría se tienen recipientes esbeltos, cilíndricos, cilíndricos combinados y esféricos.  El Código ASME para Calderas y Recipientes a Presión, Sección VIII, División 1 estandariza los requerimientos generales para el diseño y construcción de recipientes a presión.  Para el diseño de recipientes presurizados lo primordial es calcular el espesor mínimo de la pared del cuerpo.

7.2. RECOMENDACIONES

 Para diseñar un recipiente a presión se recomienda familiarizarse con procesos similares mediante visitas a plantas que brinden confiabilidad de realizar un proyecto provechoso.  Se recomienda elaborar un procedimiento de trabajo seguro para realizar cualquier tipo de prueba para certificar recipientes a presión.


84



 Siempre el principal criterio que debe prevalecer durante el diseño de recipientes a presión, es la seguridad del mismo.


85



CAPITULO VIII

BIBLIOGRAFIA

 BONILLO, A. “Elaboración de una hoja de cálculo para el diseño básico de recipientes sometidos a presión” Tesis de Grado, Universidad de Oriente, Barcelona, Venezuela (2008)  PEREIRA A. Y ARQUÍMIDES R. “Desarrollo de una metodología para la evaluación técnica de proyectos de tuberías, mediante el uso de las normas ASME y API” Tesis de Grado, Universidad de Oriente, Barcelona, Venezuela (2008)  AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS. “ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII Division 1” Edición 2004, Adenda 2005.  ANNARATONE, D. “Pressure Springer.Berlin, Alemania (2007).

Vessel

Design,

Volumen

10”

Editorial

 LEÓN, J. “Diseño y Cálculo de Recipientes a Presión” Editorial Inglesa. Edición 2001.  GUZMÁN, L. “Diseño Mecánico de Recipientes a Presión bajo el Código ASME Sección VIII, División” Tesis de Grado, Universidad Simón Bolívar, Caracas, Venezuela (2006)  LIVINGSTON E. Y SCAVUZZO R. “The Engineering Handbook” Segunda edición. Editorial Richard C Dorf (2004).  SPENCE J. Y TOOTH A. “Pressure Vessel Design: concept and principles”. Editorial Taylor & Francis (1994).

 NELSON W.L, Refinación de los Petróleos., 5ta. Edición, Traducido en 1972.  PETROECUADOR, El Gas Licuado de Petróleo en el Ecuador, 2002.


86



CAPITULO IX

ANEXOS Diseño de Diques para Tanques de Combustibles Durante el almacenamiento de líquidos combustibles e inflamables, existe la posibilidad que debido a fallas en el tanque o en sus accesorios, como válvulas o medidores, se produzcan derrames. Esto puede ocasionar que se pierda el contenido de los tanques o incluso que el producto encuentre una fuente de ignición y genere un incendio. Teniendo en cuenta que una de las variables más importantes que determinan la gravedad de un incendio de este tipo, es el área que ocupa el líquido, ya que siempre la totalidad del área se prende casi inmediatamente, es primordial el control de esta área en caso de derrame. Beneficios de los diques     

Controlan el área de la superficie del líquido en caso de un derrame. Evitan que el líquido llegue a una fuente de ignición. En caso de incendio, evitan o disminuyen el riesgo de que el fuego se propague a otras áreas o equipos. Facilitan la recuperación del producto derramado.


87



Para que un dique sea confiable debe cumplir con las siguientes características: 

Las paredes del dique deben ser de tierra, acero u hormigón, diseñadas para ser



impermeables y para resistir la presión de la cabeza debida al líquido liberado. También deben tener una altura máxima en el interior de 1.8 m. con algunas



excepciones. La capacidad en volumen del dique debe ser mayor a la cantidad de líquido que puede derramarse del tanque más grande ubicado dentro de este, asumiendo el



tanque lleno. La capacidad del dique que incluya más de un tanque, debe ser calculada restándole al volumen total del dique el volumen de los tanques adyacentes al



tanque más grande, debajo de la altura del dique. El piso del dique debe contar con una pendiente de no menos del 1% hacia fuera



del tanque por lo menos 15m o hasta la base del dique, lo que sea menos. Para permitir el acceso, la base exterior del dique al nivel del suelo debe estar separada por lo menos 3m de cualquier elemento (mercancía, equipos,



construcciones, etc.), que esté o eventualmente pueda estar. Nota: cada dique que contenga dos o más tanques debe ser subdividido por canales de drenaje o por diques intermedios, para impedir que pequeños derrames pongan en peligro tanques adyacentes dentro de este.


88



Sistemas de desagües Las Refinerías, Plantas Petroquímicas o Unidades de Proceso de Hidrocarburos, deberán tener sistemas separados de colección de desagües, según corresponda la complejidad y tipo de Unidades de Proceso y deberán ser diseñados y operados para reducir el contenido de contaminantes a los niveles permisibles establecidos en el Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos.

Entre los sistemas con que deben contar las unidades de proceso se tienen: a) Desagües aceitosos, para colectar las aguas contaminadas con hidrocarburos provenientes de las unidades de proceso de hidrocarburos. b) Desagües limpios, para colectar las aguas normalmente libres de hidrocarburos provenientes de los drenajes de sistemas cerrados de torres de agua de enfriamiento, agua de lluvia de techos de tanques, etc. c) Desagües Químicos, para colectar aguas contaminadas con productos químicos tales como ácidos, álcalis, etc. provenientes de los laboratorios de las unidades de proceso o de equipos de tratamiento que utilizan productos y reactivos químicos. d) Desagües Sanitarios, para colectar los efluentes de aguas servidas. e) Otros efluentes que contienen asfalto, ceras, parafinas y residuos pesados que se solidifican a temperatura ambiente.

Operación y Mantenimiento a) El personal operativo y de mantenimiento será entrenado y capacitado para ejecutar su trabajo en forma segura y efectiva


89



b) El personal será entrenado en el trabajo de tal forma que entienda su función e identifique o reconozca los riesgos y eventos anormales, que eventualmente le permitan detener el trabajo y proteger su seguridad, la de sus colegas y la integridad de las instalaciones. c) La empresa deberá dotar a todo su personal, de herramientas apropiadas incluyendo dispositivos de sujeción, andamiaje cuando sea necesario y equipo de protección personal, para realizar un trabajo seguro. d) Los soldadores serán calificados de acuerdo a código y normas AWS o equivalentes y los registros de prueba serán mantenidos como constancia de la capacitación. PROCEDIMIENTO DE ACTUACIÓN – FUGA DE GLP 

DEFINICIÓN DE LOS NIVELES DE EMERGENCIA

A efectos de activar el Plan de Contingencia ante una fuga de GLP, se han definido los siguientes criterios: NIVEL 2: Incidentes donde el volumen liberado de GLP en superficie está controlado e implica un riesgo limitado para el público. NIVEL 3: Es la liberación (con o sin ignición) descontrolada en superficie de GLP que no puede ser controlada inmediatamente por el personal y con el equipamiento en locación, y la situación es un riesgo inmediato para el público.



PAUTAS GENERALES ANTE UNA FUGA DE GLP

En este procedimiento se contempla la fuga de GLP con o sin ignición, como por ejemplo Propano o Butano.


90



En caso de fuga de GLP debe tenerse en cuenta que el aspecto más peligroso es la formación de nubes inflamables, que en caso de encontrar una fuente de ignición y existir suficiente cantidad de gas entre límites de inflamabilidad, dará a lugar a una deflagración de la nube y un incendio. La dispersión accidental puede ocurrir por rotura de algún elemento, equipo o tubería conteniendo la sustancia. El GLP, Cuando se derrama, produce grandes cantidades de gases, los cuales son más pesados que el aire y pueden acumularse en zonas bajas formando una nube de vapor visible El GLP, Cuando se quema, genera una gran cantidad de humos, y los gases formados pueden ser explosivos. Los contenedores pueden romperse violentamente en contacto con el fuego debido a la elevación de la presión, la metralla puede salir dirigida en cualquier dirección.


91



Para el aviso de la fuga, durante la comunicación, el observador informará de: 

Naturaleza del producto (Propano o Butano)



Localización del incidente.



Magnitud del mismo.



Posible propagación o evolución



Posible dispersión de la nube inflamable.



Indicar si hay personas afectadas por el incidente.



Otra información que a su criterio pueda resultar de ayuda.

PROCEDIMIENTOS DE ACTUACIÓN Ante la detección de una fuga de GLP todo el personal con participación en el control de la contingencia cumplirá con el siguiente procedimiento:  

Dar aviso de inmediato. Parar cualquier tipo de trabajo que se esté realizando dentro de la Unidad, garantizando



el Shut Down seguro de la planta. El personal que forme parte del grupo de ataque deben proveerse del equipo de

 

respiración autónomo disponibles en las Unidades Activar los equipos fijos (monitores de agua pulverizada, espuma, etc.). El resto del personal (personal no protegido) debe evacuar el área en dirección transversal a la dirección del viento y acudiendo a los puntos de reunión más próximos y seguros localizados en la zona de alerta, y resguardándose del posible alcance de



proyectiles. Detener la fuga lo más rápidamente posible e impedir fugas adicionales, así como la

   

formación de incendios, evitando las fuentes de ignición. Evacuar a los heridos. Restringir los accesos al área de intervención. Cortar el acceso a zanjas, alcantarillas y sumideros cercanos. Cerrar los suministros de aire de ventilación a los edificios pertenecientes a las zonas de



intervención y de alerta Impedir el flujo de líquido hacia zonas indeseadas (horno, bombas, etc.) mediante diques



de contención (tierra, arena, sacos de arena, etc.). Utilizar espuma sobre el derrame formado para retardar la evaporación. Aplicar continuamente hasta que el líquido haya sido eliminado.


92





Refrigerar con agua pulverizada en la dirección del viento, ya que acelera la dispersión

 

de los vapores. Tratar el líquido derramado con absorbentes del tipo arena, ceniza o polvo de cemento. Permitir que los vapores se dispersen completamente, antes de penetrar en la zona de intervención sin la ropa de protección adecuada.

En caso de producirse la ignición del GLP: 

Activar el sistema de rociadores para refrigerar a los recipientes próximos que pueden verse afectado por los efectos de la radiación térmica, para que de este modo se evite la



posibilidad de BLEVE. Evacuar zonas y las áreas locales en un radio suficiente para protegerse de los eventuales



desechos volantes ocasionados por la eventual ruptura del contenedor. Utilizar una pantalla de protección para aproximarse a las válvulas necesarias de operar



para detener la fuga, previa refrigeración con agua de las mismas. En el caso de que se esté produciendo un Jet Fire, y el mismo afecte a recipientes próximos no basta con refrigerar solamente con los rociadores por lo que se tendrá que



utilizar además cortinas de agua pulverizada para ayudar a la refrigeración del mismo. Si las llamas afectasen directamente a un depósito de almacenamiento se controlará la

 

evolución de la presión en su interior Extinguir con polvo o agua pulverizada. No utilizar chorros de agua. Producir cortinas de agua para limitar la extensión de vapores a la atmósfera

En caso de producirse una explosión: 

Será prioritario observar si la misma ha afectado a personal que se pudiera encontrar en la zona, evacuándolo de forma inmediata y con el mínimo riesgo antes de proceder a



otras actuaciones. Se analizará si las consecuencias de la explosión sobre los equipos o instalaciones



pudieran ser origen de posteriores incidencias. En caso de que, como consecuencia de la explosión, se produjera fuga o incendio, se actuará de la forma indicada en los apartados correspondientes.

Los equipos de protección tienen que ser los siguientes:  

Trajes de aproximación al fuego. Equipos de respiración autónomos para alta concentración de gas


93





Casco con visera protectora.

Nota: Siempre se debe tener en cuenta la dirección predominante de los vientos.


94



FUGA DE GLP DERRAME DE LIQUIDO INFLAMABLE

DETENER LA FUGA

DETENER OPEACIONES HAY HERIDOS

AVISO POR RADIO O TELÉFONO NO

AVISO A JGR

ABANDONAR EL ÁREA

SI

AVISO A DIRECTOR DE LA

EMERGENCIA

AVISO A BOMBEROS

ESTABLECER ZONA DE PLANIFICACIÓN 1 Y 2 EN EL ÁREA AFECTADA

FUERA DEL ÁREA AFECTADA

USO DE EQUIPO DE RESPIRACIÓN AUTONOMA

SE INCENDIO

SI

1

NO RESCATE

EVITAR FUENTES DE IGNICIÓN

CORTAR ACCESOS A ZANJAS, ALCANTARILLAS Y SUMIDEROS RESTRINGIR ACCESOS

PRIMEROS AUXILIOS

NO ACTIVAR LOS EQUIOS FIJOS

AVISO AL SERVICIO MÉDICO

NECESITA TRASLADO

NO

SI ACTIVAR ROL DE EVACUACIÓN

SE DISPERSO

DESPLEGAR DIQUES DE CONTENCIÓN

APLICAR ESPUMA EN FORMA CONTINUA REFRIGERAR CON AGUA PULVERIZADA

SI FIN DE LAS ACCIONES


APLICAR ABSORVENTE

95



1 EVACUAR ZONAS Y ÁREAS LOCALES

SI

HAY HERIDOS

SI REFRIGERAR VÁLVULAS PARA DETENER LA FUGA

HAY DARDO DE FUEGO

RESCATE

NO UTILIZAR TRAJES DE APROXIMACIÓN

PRIMEROS AUXILIOS

NO DETENER LA FUGA

AVISO AL SERVICIO MÉDICO

ACTIVAR SISTEMA DE ROCIADORES EN CASO DE DARDO DE FUEGO: REFRIGERAR ADEMÁS CON CORTINAS DE AGUA PULVERIZADA

NONECESITA TRASLA HAY EXPLOSIÓN

SI

NO SI

SI

ANALIZAR CONSECUENCIAS SOBRE EQUIPOS

HAY DEPOSITOS AFECTADOS POR LAS LLAMAS

CONTROLAR LA EVOLUCIÓN DE LA PRESIÓN EN EL INTERIOR EXTINGUIR EL FUEGO

NO

FUEGO BAJO CONTROL

SI FIN DE LAS ACCIONES


ACTIVAR ROL DE EVACUACIÓN

SOFOCAR

96



TANQUE DE ALMACENAMIENTO CILINDRICO


97



Recipiente horizontal

Tanque esférico


98



Contenedor vertical


99



Tanque típico para productos residuales

Refinación del Petróleo PET (212) 100


Refinación del Petróleo PET (212) 101


Tanque Esferico Proyecto REPLICA

Recommend Documents