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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA CARRERA: INGENIERIA PETROLERA

“DISEÑO DE UN TANQUE DE TECHO FLOTANTE TIPO PONTON PARA ALMACENAR GASOLINA ESPECIAL DE 5000 BBL DE CAPACIDAD EN LA LOCALIDAD DE MONTERO”

Docente:  Ing. Ramiro Flores Integrantes: 

Univ. Alcocer Alcocer Cristhian Arnold



Univ. CallicondeLequipe Pablo



Univ. Claros Flores Edson Ronald



Univ. Cruz Hilari Omar Cristian



Univ. Gonzales Rojas Orlando La Paz- Bolivia 2015

INDICE Pagina.

RESUMEN……………………………………………………………………………….….7 ABSTRACT…………………………………………………………………………….…..8 CAPITULO I 1. INTRODUCCION………………………………………………….……………….…9 2. ANTECEDENTES………………………………………………………….…………10 3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA……………………………………………..10 4. OBJETIVOS…………………………………………………………………………...11 4.1.

OBJETIVO GENERAL…………………………………………………………11

4.2.

OBJETIVO ESPECIFICO………………………………………………….…..11

5. ALCANCE……………………………………………………………….…………....11 5.1.

FACTORES EXTERNOS:………………………………….………………….11

5.2.

FACTORES INTERNOS:……………………………………………………..,12 CAPITULO II

6. MARCO TEORICO………………………………………………………….……….13 6.1.

TEORIA GENERAL DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO PARA HIDROCARBUROS LIQUIDOS………………………………………………13

6.1.1. Etapas

del

Proceso

del

Almacenamiento

de

Hidrocarburos

Líquidos………………………………………………………………..…….....13 6.1.2. Tratamiento de lodos………………………………………………..…….....15 6.1.3. Construcción de Tanques de Almacenamiento…………………..….....15 6.2.

ACCESORIOS DEL TANQUE……………………………….………..…......17

6.3.

CLASIFICACIÓN DE TANQUES………………………………………….....18

6.3.1. Tanques de Almacenamiento Verticales…………………………………19 6.3.1.1.

Tanques de Almacenamiento Vertical con Techo Fijo……….,…..20

6.3.1.2.

Tanques de Almacenamiento Vertical con Techo Flotante……....23

6.3.1.3.

Partes de un Tanque de Almacenamiento Vertical de Techo Flotante………………………………………………………………….....24

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6.1.3.4. Contención de Derrames………………………………………………….…….26 6.1.3.4.5.

Normas

Aplicables

para

el

almacenamiento

de

hidrocarburos……………………………………………………………………………….28 6.4.

ALMACENAMIENTO DE CRUDO EN TANQUES DE TECHO FLOTANTE..29

6.4.1. CLASIFICACIÓN DE LOS TANQUES DE TECHO FLOTANTE………….….30 6.4.2. ASPECTOS GENERALES DE LOS TANQUES DE TECHO FLOTANTE….30 6.4.3. FUNCIONES DEL TECHO FLOTANTE…………………………………………30 6.4.4. NORMAS API EN EL DISEÑO DE TANQUES DE TECHO FLOTANTE EXTERNO……………………………………………………………………………31 6.4.5. Techo Flotante Tipo Pontón……………………………………………………..32 6.4.6. Techo Flotante Tipo Doble Cubierta……………………………………………34 6.4.7. TECHO FLOTANTE INTERNO…………………………………………………...36 6.4.8. NORMAS API EN EL DISEÑO DE TANQUES DE TECHO FLOTANTE INTERNO…………………………………………………………………………….38 6.5.

NORMAS API 650 Y API 620 EN EL DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE TECHO FIJO Y TANQUES DE TECHO FLOTANTE………..40

6.5.1. SELLOS PARA TANQUES DE TECHO FLOTANTE………………………….42 6.5.2. COLORES PARA TANQUES DE CRUDO………………………………………43 6.5.3. DISPOSICIÓN DE LAS INSTALACIONES EN ALMACENAMIENTO……...44 6.5.4. Dispositivos de Medición…………………………………………………………45 6.5.5. Procedimiento para la medición de la temperatura:…………………….…..46 6.6.

MEDICIÓN ESTÁTICA EN TANQUES ATMOSFÉRICOS…………………....47

6.7.

SEGURIDAD EN TANQUES DE TECHO FLOTANTE…………………….….52

6.7.1. Distancias mínimas entre tanques e instalaciones………………………....54 6.7.2. Método de protección……………………………………………………….……58 CAPITULO III 7. DESARROLLO…………………………………………………………………….....60 7.1.

UBICACIÓN………………………………………………………………………...60

REDES DE TRANSPORTES DE HIDROCARBUROS (GRAFICA)…………….......61 CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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BLOQUES

DE

ABASTECIMIENTO

BAJO

LA

FILOSOFIA

DE

LA

MACROESTRATEGIA (GRAFICA)……………………………………………….….…..61 PROYECCION OFERTA‐DEMANDA GASOLINA ESPECIAL 2012‐2026 CON INCREMENTO DE CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN Y SIN PROSPECTOS EXPLORATORIOS ………………………………………………………………….……..62 7.1.1. TRANSPORTE………………………………………………………………….…..64 7.2.

MATERIALES A EMPLEAR EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO BAJO NORMA API 650…………………………………………………………….……....66

7.2.1. A-36.- Acero Estructural…………………………………………………………..66 7.2.2. PLACAS………………………………………………………………………,……..67 7.2.3. MATERIALES PARA EL DISEÑO DEL TANQUE………………………,…......68

7.3.

DISEÑO Y CÁLCULO DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO………,…….69

7.3. 1. DETERMINACIÓN DEL ESPESOR DE LA ENVOLVENTE……………,…….69 7.3.1.1. Características del Tanque………………………………………………….,….69 7.3.1.2. Datos de diseño del tanque…………………………………………………,.…70 7.3.1.3 Datos sobre las virolas………………………………………………………,.….70 7.3.2. Método utilizado para determinar el espesor de las virolas…………….…..70 7.3. 3. Exposición del método de cálculo……………………………………...….......71 7.3.5. Resumen de los espesores de las virolas en operación, prueba………....72 7.4. COMPROBACIÓN DE LA RIGIDEZ DE LA ENVOLVENTE POR VIENTO…....73 7.4.1. Datos de diseño………………………………………………………………….…73 7.5. DISEÑO DEL ESPESOR DEL FONDO Y DEL ANILLO PERIMETRAL DEL FONDO………………………………………………………………………………….……74 7. 5. 1. Diseño del espesor del fondo…………………………………………….…….74 7.5.2. Espesor y ancho del anillo perimetral…………………………………….……74 7.5.2.1. Espesor del anillo perimetral…………………..…………….…………….….74 7.6. DISEÑO DE LA VIGA CONTRAVIENTO………………………….…………….…75 CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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7. 6. 1. Módulo de sección necesario………………………………………….……..75 7.7. ACCIONES SOBRE EL FONDO DEL TANQUE………………………….……..76 7.7.1. Datos (tanque nuevo)……………………………………………………….……77 7.7.2. Datos. (Condición tanque corroído)……………………………………….….78 7.7.3. Calculo de cargas sobre la infraestructura de apoyo……………………..78 7.7.8. Cuadro de cargas uniformes sobre la base…………………………...…….78 7.7.9. Cuadro de cargas puntuales sobe la base…………………………….…….78 7.8. CÁLCULO DEL TECHO FLOTANTE…………………………………………,….78 7.8.1. Bases generales…………………………………………………………….…,…79 7.8.2. Calculo de la flotabilidad del techo “Tipo Simple Pontón”………….……80 7.8.2.1. Esquema…………………………………………………………………….……80 7.8.3. Datos…………………………………………………………………………….…..80 7.8.4. Cálculos previos……………………………………………………………,…….80 7.8.5. Cálculo del hundimiento del techo……………………………………,……....81 7.8.6. Cálculo del margen de seguridad……………………………………,………..81 7.8.7. Determinación de la rigidez del pontón………………………………….,…..82 7. 8. 8. Datos de partida…………………………………………………………….…...82 7.8.9. Tamaño de las paredes del pontón………………………………………..…..83 7.8.10. Número y tamaño de los angulares transversales rigidizares………..…83 7.8.11. Área del pontón…………………………………………………………..………83 7.9. CÁLCULO DE LOS SOPORTES TUBULARES DEL TECHO FLOTANTE “SIMPLE PONTÓN”…………………………………………………………….………...83 7.9.1. Datos Techo………………………………………………………………….….…85 CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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7.9.2. Datos de las patas……………………………………………………………..…..86 7.10. Cálculo de las tensiones de trabajo a Compresión en las patas……….….87 CAPITULO IV 1. CONCLUSIONES……………………………………………………………………..88 2. RECOMENDACIONES…………………………………………………………….…89 3. BIBLIOGRAFIA………………………………………………………………………..90 4. ANEXOS………………………………………………………………………………..91

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RESUMEN En el presente proyecto tiene como finalidad diseñar un tanque de almacenamiento de gasolina especial con el objetivo de cubrir el desabastecimiento que existe en la demanda interna del país (Santa Cruz – Nueva planta montero) Para el diseño de tanque techo flotante externo se aplicó normas estándar como API 650 (WeldedTanksforOil Storage) y para la instalación de dicho tanque en la planta mencionada la norma NFRA N°30 (código de líquidos inflamables y combustibles).

El proyecto no solo se justifica por el impacto social si no también el ahorro que genera la mejora de logística de distribución, ademas por el acceso y la ubicación estratégica de los Municipios del Norte, que es Parte de los corredores bi-oceánicos, constituyéndose en un lugar altamente estratégico de vinculación e integración de la Amazonía – Altiplano; los municipios de Warnes y Montero son parte del conglomerado urbano del Departamento de Santa Cruz, que tiene una fuerte repercusión en el ámbito del desarrollo local; los sistemas de comunicación privilegian a los Municipios con una buena articulación de carreteras a los cuatro puntos cardinales, tiene disponible las vías férreas para conectarse de Montero con la ciudad de Santa Cruz y a la vez con la república del Brasil y Argentina En los últimos meses se ha concretado un proyecto para ampliar el tramo Montero – Warnes que ayudaría al diseño de nuestro tanque en la nueva planta de montero; debido principalmente a la importante actividad agroindustrial existente en el área. Pues los volúmenes importantes de consumo de Gasolina Especial, indican que va en acenso llegando a la orden de los 2.635 m3 mensuales

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ABSTRACT In this project it is to design a special storage tank gasoline in order to cover the shortage that exists in the domestic demand of the country (Santa Cruz - New montero plant) For the design of external floating roof tank standards such as API Standard 650 (Welded Tanks for Oil Storage) and for installation of the tank it is applied on the ground above the norm NFRA No. 30 (code of flammable and combustible liquids).

The project not only justified by the social impact but also the savings generated by improved distribution logistics, besides the access and the strategic location of the northern municipalities, which is part of the bi-oceanic corridors, becoming a highly strategic location linking and integration of the Amazon - Altiplano; the municipalities of Warnes and Montero are part of the urban area of the Department of Santa Cruz, which has a strong impact on the field of local development; privileged communication systems to municipalities with a good road link to the four cardinal points, is available railways to connect with the city of Montero Santa Cruz and also with the Republic of Brazil and Argentina In recent months it has prepared a project to expand the section Montero - Warnes would help the design of our tank at the new plant Montero; mainly due to the significant existing agro-industrial activity in the area. For the large volumes of special gasoline consumption they indicate that runs ascent reaching the order of 2,635 m3 per month

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CAPITULO I 1. INTRODUCCION Actualmente la logística de distribución en el Departamento de Santa Cruz está concentrada en la Refinería Guillermo Elder Bell, a través de la Planta Palmasola, la cual realiza despachos de DO, GE y KN para el mercado local urbano y rural, además de contemplar una capacidad de almacenaje para el bombeo de éstos productos al Poliducto OCSZ-1 (Santa Cruz – Camiri) para el abastecimiento de combustibles en la parte Sur del país, Camiri, Villamontes, Sucre, Tarija y Potosí, volúmenes definidos en reuniones mensuales del PRODE de acuerdo a la producción y la demanda. El almacenamiento proporciona a la industria una mejor planificación en las diferentes operaciones que se realizan tales como: distribución, reservas, 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, solventes, agua, gasolina, etc. La gasolina es un combustible requerido y necesario en el país para diferentes actividades como: agricultura, transporte, actividades productivas, etc. Lo que conlleva a la necesidad del abastecimiento por las plantas de almacenaje de combustibles líquidos del país , para este fin se necesita contar con tanques de capacidades requeridas por lo que nuestro grupo vio la necesidad de diseñar un tanque de almacenamiento de techo flotante de 1500 m 3 para la localidad de montero donde se planteó la construcción de una nueva planta que contara con:  3 Tanques de almacenaje para diesel oil, 1 de 5.000 m3 y 2 de 2.500 m3;  2 Tanques de almacenaje de 1.500 m3 para gasolina especial

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2. ANTECEDENTES Debido a la necesidad de mejorar la distribución de Hidrocarburos Líquidos, Se contempla la construcción de la Planta de Almacenaje en Montero, la Planta a instalarse en el Norte del Departamento de Santa Cruz debe cumplir con estándares y exigencias acordes a la normativa y legislación vigente en el país, deberá contemplar básicamente:  3 Tanques de almacenaje para dieseloil, 1 de 5.000 m3 y 2 de 2.500 m3;  2 Tanques de almacenaje de 1.500 m3 para gasolina especial;  Sistema de recepción de productos o descargaderos de cisternas y vagones;  Sistema de despacho de productos o cargaderos de cisternas;  Sistemas y dispositivos de seguridad contra incendios (enfriamiento, espuma, monitores, hidrantes);  Sistemas de telemedición, sistemas de alarma y control operativo;  Sistemas de drenaje industrial y pluvial;  Sistema de suministro de energía eléctrica independiente, sistema eléctrico e iluminación;  Servicios básicos de agua, aire, energía eléctrica y gas natural;  Almacén, talleres de reparación y mantenimiento;  Oficina de registro, oficinas administrativas, laboratorios, dormitorios, comedor y cocina;

3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Con el fin de cubrir el abastecimiento del país especialmente del departamento de La Paz se planteó la construcción de una nueva planta de almacenamiento en la localidad de Montero, la construcción de la planta está proyectada para el 2016 que contara con 5 tanques de almacenamiento. La infraestructura que será instalada para almacenar gasolina especial es de 2tanques de 5000 Bbl de gasolina especial por esta razón se decidió realizar el diseño del tanque de almacenamiento de gasolina especial de techo flotante externo

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4. OBJETIVOS

4.1. OBJETIVO GENERAL 

Diseñar un tanque de techo flotante para la nueva planta de almacenaje en la localidad de Montero proyectada su construcción para el 2016, que garantizará el abastecimiento continuo y un periodo adecuado de seguridad energética al sector y áreas de influencia del departamento de La Paz.

4.2. OBJETIVO ESPECIFICO 

Estimar la capacidad de los tanques a construirse en la nueva planta de Recepción, Almacenaje, y Despacho de hidrocarburos líquidos terminados en el municipio de Montero



Brindar un periodo de seguridad energética que permita garantizar el abastecimiento energético y satisfacer las necesidades energéticas del conjunto de la población y la industria



Incrementar la capacidad de almacenaje total de gasolina especial de 41327 a 86793 m3 es decir un 110%

5. ALCANCE 5.1. FACTORES EXTERNOS: Oportunidades: - Crecimiento de la demanda interna de transporte de hidrocarburos refinados - Crecimiento de la demanda interna de almacenaje de hidrocarburos refinados - Oportunidad de crecimiento como resultado de la macro estrategia de abastecimiento - Posibilidad de acceso a financiamiento diversificada - Efectuar alianzas estratégicas con empresas de la corporación. CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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Amenazas: - Incremento de transporte alternativo (por cisternas) - Posible cambio en la logística de la Macro Estrategia de abastecimiento - Riesgos de continuidad operativa por la expansión de manchas urbanas que afectan la integridad e infraestructura (asentamientos, robos, riesgo al medio ambiente, vandalismo).

5.2. FACTORES INTERNOS: Fortalezas: - Experiencia y especialidad técnica del personal en el rubro - Presencia operativa a nivel nacional - Capacidad logística de respuesta inmediata a la demanda de los clientes - Disponibilidad de tecnología de comunicación operativa a nivel nacional - Compromiso del equipo humano

Debilidades: - Recursos financieros limitados - Rezago en la mejora tecnológica y renovación de activos de ductos y plantas - Inadecuada Política de gestión de RRHH - Liderazgo directivo insuficiente - Insuficientes sistemas de gestión - Ductos en operación limitados por su Máxima capacidad - Imagen empresarial debilitada frente a los proveedores de bienes y servicios - Falta de saneamiento del derecho propietario bienes inmuebles - Falta de licencias de operación en ductos y plantas CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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CAPITULO II 6. MARCO TEORICO 6.1. TEORIA GENERAL DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO PARA HIDROCARBUROS LIQUIDOS Los tanques de almacenamiento de hidrocarburos líquidos son los dispositivos que permiten guardar la producción hasta que exista un mercado para su venta o bien hasta que se tenga sitio para su refinación. Mientras el almacenamiento se lleva a cabo, el control del producto almacenado es de suma y vital importancia. Pueden fabricarse en diferentes tipos de materiales como: 

Láminas de acero galvanizado



Fibra de vidrio plástico (PVC)



Concreto



Ferrocemento



Mampostería

La selección del tanque de almacenamiento de un producto se hace en función a la clasificación de productos elaborada por la Asociación Nacional de Protección contra Incendio (NFPA, por sus siglas en inglés).

6.1.1. Etapas del Proceso del Almacenamiento de Hidrocarburos Líquidos. Las etapas que comprenden el proceso de almacenamiento de petróleo y sus derivados son las siguientes: a)

Recepción

b)

Descarga

c)

Almacenamiento

d)

Servicios Auxiliares

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a) Recepción Consiste en el ingreso de los hidrocarburos líquidos a las áreas de almacenamiento. Son transportados en carros cisternas desde las refinerías a los centros de distribución, donde son almacenados para su expendio. El transporte de derivados líquidos de hidrocarburos en grandes cantidades se lo hace a través de poliductos.

b) Descarga La carga de los derivados del petróleo a los tanques cisternas se realiza desde la refinería o desde los terminales de hidrocarburos desde las denominadas “islas de carga”. Los tanques cisternas conducen los derivados ya sea a las estaciones de servicio o hasta los usuarios finales, para lo cual se debe seguir un protocolo que consiste en lo siguiente: 1. A la llegada del transportista a la terminal de hidrocarburos deberá solicitar el retiro de personas y vehículos en un radio de 7 metros. 2. El transportista deberá dirigirse al sector de carga, apagar el motor y ubicarse en posición de salida en caso de presentarse alguna emergencia para lo cual se tendrá a la mano extintores y materiales absorbentes para control de derrames. 3. Luego se realizará una medición de la capacidad de almacenamiento del tanque del vehículo, se inspeccionará el estado de las conexiones, mangueras, bombas y válvulas de carga, descarga y cierre. Si el estado de las mismas se encuentra correcto se procede a conectar las mangueras con las conexiones de transferencia para finalmente llenar los tanques con los derivados del petróleo, para esta etapa se requiere material absorbente para controlar los posibles derrames potenciales de hidrocarburos.

c) Almacenamiento El medio más eficaz y económico para distribuir los productos refinados del petróleo es el depósito-pulmón o terminal de distribución. Estos depósitos suelen estar ubicados cerca de los grandes centros de consumo (ciudades, polígonos industriales, etc.), por lo que deben contar con normas de seguridad al momento de cargar y descargar el

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producto disminuyendo al mínimo las posibilidades de accidentes y contaminación ambiental.

d) Servicios Auxiliares Es necesaria la aplicación de los siguientes servicios auxiliares: Limpieza y mantenimiento de los tanques de almacenamiento.Es necesario realizar la limpieza periódica de los tanques de almacenamiento para eliminar los lodos que con el tiempo se depositan y realizar mantenimientos constantes, mediante la aplicación de sustancias de revestimiento que eviten la corrosión de los mismos. Para el desarrollo de estas actividades se utiliza material absorbente para caso de derrames y materiales de revestimiento. Se genera material absorbente contaminado, lodos de combustible y envases vacíos de materiales de revestimiento.

6.1.2. Tratamiento de lodos Para el caso de los grandes centros de distribución y refinerías, los lodos generados de la limpieza de los tanques de almacenamiento pueden ser tratados, utilizando diversos métodos. En las refinerías pueden ser utilizados como combustible, luego de separar el agua y las porciones significativas de lodos mediante separadores API. Adicionalmente se calientan y aplican floculantes para mejorar el tratamiento En los terminales de hidrocarburos, estos lodos son tratados mediante separadores API, y los lodos obtenidos son entregados a gestores calificados para su incineración.

6.1.3. Construcción de Tanques de Almacenamiento La construcción de tanques de almacenamiento debe estar estrictamente apegada a normas establecidas por el A.P.I. El material del cual están construidos, debe poseer características como: resistencia a la corrosión, al intemperismo, a la tensión, presión, etc. En la industria petrolera se han empleado tanques de diversos materiales, tales

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como: madera, plástico, concreto, aluminio y acero inoxidable. Se han construido de diversas capacidades y su construcción está en función del volumen que van a almacenar, entre otros aspectos. Los tanques de mayor uso son los de acero inoxidable, la coraza de estos tanques se construye con lámina de acero, que puede ser atornillada, remachada o soldada. La construcción del techo es similar al de la coraza. Las láminas pueden unirse en tres formas: 1) a plomo, 2) con soldadura y tornillos, 3) con traslape telescopiado. La soldadura puede ser de dos tipos: vertical para resistir la presión hidrostática del tanque y horizontal para soportar compresión originada por el mismo peso del tanque. Básicamente existen tres tipos de techo: 1) con cubierta de agua, 2) flexible o de diafragma y 3) flotante. El empleo del primero persigue absorber el calor que por el ambiente el tanque adquiere y así mantenerlo a una temperatura menor que la ambiental, eliminando en cierta forma, las evaporaciones. El uso del segundo tipo de techo es debido a que éste se contrae y expande, cuando los vapores se condensan o se generan respectivamente. Dentro del tercer tipo existen variaciones. Durante el diseño de un tanque y todos sus accesorios, se deben considerar condiciones extremas de presión y vacío. Las paredes de los tanques deben ser perfectamente herméticas de manera que se impida la formación de bolsas y la acumulación de líquido en su interior. Debe destinarse un volumen para líquido y otro para vapores, este último no debe exceder el 20% del volumen total del tanque. Cuando se trata de tanques nuevos y en aquellos en que se han reparado el fondo y la coraza es recomendable que el tanque sea sometido a una inspección. Debe considerarse un nivel de líquido máximo de llenado y un mínimo de vaciado. Los aditamentos que se encuentran en el techo y pared del tanque, se diseñarán a una presión no menor de aquella a la que se diseñan las válvulas de alivio; esto es, para presión y para vacío. Debe existir una tolerancia en cuanto a la presión existente en el espacio destinado a vapores y la presión de alivio a las válvulas, de manera que puedan contenerse dentro del tanque, los vapores que por temperatura o agitación se desprenden del aceite. La presión máxima permisible para el espacio de vapores no CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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debe exceder a 15 PSI man. Todos los elementos que se encuentran bajo el nivel líquido se diseñarán para operar a condiciones más severas que el resto del equipo, ya que estos están sujetos a la carga hidrostática del fluido y a las variaciones de presión por el efecto de llenado y vaciado. La construcción y capacidad del tanque depende de la cantidad y tipo de fluido que se pretenda almacenar, de su volatilidad y su presión de vapor.

6.2. ACCESORIOS DEL TANQUE Un tanque requiere varios tipos de accesorios que específicamente ayuden al funcionamiento adecuado y a su respectivo mantenimiento, estos accesorios como podemos mencionar algunos de ellos como boquillas de entrada y salida del combustible, asi como también boquillas para el drenaje del agua que se deposita en el techo por la lluvia, y otra boquilla para el drenaje en la parte inferior del tanque. Para la salida y mantenimiento se necesita una puerta de limpieza a nivel como la nombra la norma; además para la entrada del personal los llamados manhole, y la escalera con su pasamano que nos ayuden a llegar a la parte superior del tanque. Al colocar estos accesorios implica hacer perforaciones, soldaduras en el cuerpo del tanque, por lo cual se coloca planchas de refuerzo que cumplen con la norma API 650. El espesor mínimo de las planchas de refuerzo serán las mismas que el espesor del cuerpo del tanque. Los principales accesorios del tanque utilizados los mencionamos a continuación. Manhole del Cuerpo.- Ayuda en el mantenimiento interior del tanque para que el personal encargado pueda ingresar al mismo. Boquillas de Entrada.- Accesorio necesario que ayuda a la entrada del liquido almacenado. Boquilla de Salida.- Accesorio necesario que ayuda a la salida del liquido almacenado. Puertas de limpieza a nivel.- Es un ingreso que facilita la evacuación de residuos en el fondo del tanque, como pueden ser desechos impuros densos, lodo, gua, etc. CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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Sumidero o tinta de lodos.- es una abertura acoplada a una tubería que ayuda la evacuación de agua, lodo o residuos que estas en la parte baja del tanque. Escalera, Pasamanos.- Es el accesorio necesario que nos ayuda a subir al techo del tanque. Estos accesorios van unidos al casco del tanque y se acoplan con tuberías, válvulas o simplemente van tapados con una puerta por medio de pernos, que son destapados el momento del mantenimiento. Para los diferentes tipos de aberturas, en el cuerpo tenemos que tomar en cuenta la separación que deben tener estas aberturas entre sí, y también con respecto de los cordones de soladura de las planchas del cuerpo. Techo Fijo

6.3. CLASIFICACIÓN DE TANQUES

Techo Flotante Interno Techo Flotante Externo

Vertical

CLASIFICACION DE TANQUES

Construcción

Esferas

Doble Pared (Criogénico)

Uso

A Presión Atmosférico Presión Mayor a la Presión Atmosférica

Producción (Refinería) Yacimiento Terminal de despacho Resera

Producto

Crudo Naftas GLP, etc.

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TABLA Se muestran algunas de las principales características de cuatro tipos de contenedores. En aquellos casos en los cuales los tanques operaran a temperaturas por debajo de las ambientales, se les denominan tanques refrigerados.

Tabla 2.Tanques sobre la superficie del terreno.

6.3.1. Tanques de Almacenamiento Verticales Los tanques verticales se usan para líquidos que tienen hasta una máxima presión de vapor de 13 psia a nivel del mar y temperatura estándar. Por cada 300 metros de elevación la máxima presión de vapor deberá ser reducida en 0.5 psia.

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Los principales tipos de tanques verticales son: de techo fijo, techo flotante interno y techo flotante externo. 6.3.1.1.

Tanques de Almacenamiento Vertical con Techo Fijo

A) Techo Fijo La aplicación de este tipo de tanques es recomendada para el almacenaje de hidrocarburos con una gravedad específica mayor a 0,8 y que no sean volátiles o de bajo contenido de ligeros (no inflamables) como son: agua, diesel, asfalto, petróleo crudo, etc. Debido a que al disminuir la columna del fluido, se va generando una cámara de aire que facilita la evaporación del fluido, lo que es altamente peligroso. Los techos fijos, según la norma API 650, los clasifican en: 

Techos cónicos es un techo que tiene una forma aproximada de un cono que esta soportada principalmente por correas, vigas y columnas o por vigas y cerchas con o sin columnas.



Techos cónicos auto soportados es un techo que tiene una forma similar a la de cono y que es soportado solamente en su periferia.



Techo domo auto soportado es un techo que tiene una forma que se aproxima a una superficie esférica y que es soportado solamente en su periferia.



Techo paraguas auto soportado es un techo domo modificado, formado de tal manera que cualquier sección horizontal es un polígono regular con igual número de lados como planchas y que es soportado solamente en su periferia.

FIGURA. Tanque de techo fijo

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B) Normas API en el diseño de Tanques de Techo Fijo. Los tanques de almacenamiento de crudos y productos derivados, suelen utilizar normas API (“American PetroleumInstitute”) para la caracterización de su construcción.

Estas se presentan en diversas especificaciones de acuerdo con las características básicas de diseño. Ejemplo de estas normas son las siguientes:

- Normas 12B: Especifican las principales características de tanques apernados para almacenar productos líquidos.

- Normas 12D: Especifican las principales características de tanques soldados ubicados en el campo para almacenar productos líquidos.

- Normas 12P: Especifican las principales características de tanques soldados ubicados en patios de distribución de productos.

El Instituto Americano de Petróleo también presenta normas estándares, tales como: 620, 650, 2000, así como otras que especifican el diseño, protección y limpieza de tanques elevados y de otras clases de tanques.

En la siguiente figura se ilustran las partes principales de un tanque vertical de techo fijo.

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FIGURA

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6.3.1.2.

Tanques de Almacenamiento Vertical con Techo Flotante

Tanques de Techo Flotante Externo: Los tanques de techo flotante externo poseen un techo móvil, el cual flota encima del producto almacenado. El techo flotante consiste de una cubierta, accesorios y un sistema de sello de aro. La cubierta flotante generalmente es de acero soldado y de dos tipos: pontón o doble cubierta. Tanques de Techo Flotante Interno: Los tanques de techo flotante interno consisten en tanques de techo fijo, que a su vez contienen una cubierta interna flotante. El techo fijo externo protege al flotante interno de la lluvia y otros agentes externos, mientras que el techo flotante tiene como función mantener los vapores, por lo que no tiene que ser tan resistente ni robusto, sólo lo necesario para cumplir su función. El tanque de techo fijo normalmente almacena crudos y productos poco volátiles. Los tanques de techo flotante, externo e interno, se utilizan para minimizar las perdidas por evaporación. Estos tanques tienen gran aceptación debido a que reducen las perdidas por vaciado y llenado, esto se logra ya sea eliminando o manteniendo constante el espacio destinado a vapores, arriba del nivel del líquido. La pared y techo son de acero y su construcción es semejante a los ya mencionados. Los tanques de pontones anulares y el de techo de doble capa, son algunos variantes de este tipo de tanques. El sello es de suma importancia especialmente en este tipo de tanques, ya que el hecho de que el techo sea móvil favorece a la fuga de vapores. El sello entre la pared y el techo móvil se logra por medio de zapatas que están presionadas contra la pared por medio de resortes o contrapesos, con una membrana flexible atada entre la zapata y la cubierta del techo.

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FIGURA. Tanque de Techo Flotante Existen otros tanques de techo flotante pero son menos empleados. La Figura muestra otro tanque de techo flotante. Las pérdidas de vapor se evitan mediante sellos líquidos. El techo es libre de moverse hacia arriba o hacia abajo dependiendo de la operación de que se trate o bien por efectos de variación de temperatura. El tanque de techo con domo de agua posee un domo a presión en el cual una membrana es libre de moverse hacia arriba o hacia abajo proporcionando una mayor capacidad de volumen. 6.3.1.3.

Partes de un Tanque de Almacenamiento Vertical de Techo Flotante

A) Drenaje del techo flotante. Debido a que es un techo que se encuentra a cielo abierto, debe tener un dren de agua de lluvia. Para esto, se diseña con colector con una válvula antirretorno, y una manguera que pasa por el interior del tanque hasta que sale por la parte inferior del tanque hacia el drenaje

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B) Membranas Como alternativa a los pontones, se pueden colocar membranas de contacto total. Estas evitan el espacio vapor que queda entre el líquido y el techo flotante con pontones. Pueden ser de aluminio o polímeros patentados. C) Sellos Se encargan de minimizar las fugas de vapores en la unión entre el techo flotante y la envolvente del tanque. Hay de distintos tipos y para obtener buenos resultados se coloca un sello primario y uno secundario. El sello primario, que es indispensable, puede ser del tipo pantográfico de zapata o de espuma montada en fase líquida. El sello secundario se monta sobre el primario y puede tener rodamientos que apoyen contra la pared del tanque.

FIGURA. Sellos

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6.1.3.4. Contención de Derrames a) Dique Muro de contención hermético de concreto o mampostería sólida, construido alrededor de uno o más tanques de almacenamiento para evitar la extensión de derrames de productos hacia otras áreas. En caso de haber más de un tanque dentro del recinto, el mismo deberá ser capaz de contener la capacidad máxima del tanque más grande, más el 50% de la capacidad total de los tanques restantes. Los tanques de 100,000 Bls de capacidad o mayores deberán ubicarse en diques individuales.

FIGURA. Dique de contención b) Cubeto Es un recipiente completamente estanco. Se utilizan para recoger posibles derrames o vertidos durante el almacenamiento o el trasvase de productos peligrosos evitando así la contaminación de acuíferos. La capacidad del cubeto de retención debe ser el 10% del volumen de los recipientes depositados sobre el mismo y, en cualquier caso, el volumen del recipiente mayor. En función del tipo de líquido a retener el cubeto puede estar fabricado en acero si contiene recipientes con líquidos inflamables o en polietileno si contiene recipientes con líquidos corrosivos y contaminantes.

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A los cubetos se les puede equipar con rejillas, patas, soporte elevador para trasvase, rampas y bandejas porta jarras.

Colores de los Tanques Según el Hidrocarburo Almacenado Colores de los Tanques Según el Hidrocarburo Almacenado Producto

Color primario

Gas licuado de Blanco brillante

Color secundario

Envolvente

Techo

-

Blanco

-

petróleo Gasolina

brillante de Naranja

-

Aluminio

Blanco brillante

Azul trianón

Aluminio

Blanco brillante

-

Aluminio

Blanco brillante

aviación Gasolina

Bermellón

especial

(rojo)

Gasolina

Bermellón

regular

(rojo)

Nafta industrial

Turquesa

Blanco brillante

Aluminio

Blanco brillante

Nafta especial

Bermellón

Blanco brillante

Aluminio

Blanco brillante

(rojo) Solventes

Verde turquesa

-

Aluminio

Blanco brillante

Tolueno

Azul claro

-

Aluminio

Blanco brillante

Turbocombusti

Gris acero

-

Aluminio

Blanco brillante

Gris acero

-

Aluminio

Blanco brillante

ble producción nacional Turbocombusti ble exportación

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Queroseno

Verde

Blanco brillante

Aluminio

Blanco brillante

-

Aluminio

Blanco brillante

esmeralda Combustible

Amarillo

diesel

tostado

Aceites

Cocoa

-

Aluminio

Blanco brillante

Aceite usado

Cocoa

Negro brillante

Negro mate

Negro mate

Petróleo

Blanco brillante

-

Negro mate

Negro mate

Petróleo crudo

Negro brillante

Verde manzana

Aluminio

Blanco brillante

Asfalto

negro

-

negro

negro

Alcohol

Azul trianon

-

Aluminio

Blanco brillante

Gris dublin

-

Gris dublin

Gris dublin

lubricantes

combustible

desnaturalizado Agua

Un tanque que almacena petróleo combustible, el color preferido para este tipo de combustible es el negro, por la absorción de calor que este color propicia, y hace más fluido el petróleo al ganar en temperatura. Los productos blancos del petróleo (diesel, queroseno, naftas y gasolinas) deben estar almacenados en tanques en que el color de la pintura haga reflexión a la luz, por lo que en estos casos se escoge el aluminio brillante para el envolvente, y el blanco brillante para el techo. 6.1.3.4.5. Normas Aplicables para el almacenamiento de hidrocarburos. Se consideran las siguientes normas:

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ASTM

American Society for Testing Materials

API

American Petroleum Institute

NFPA

National Fire Protection Association

STI

Steel Tank Institute

UL

Under writers Laboratories Inc. (E.U.A.)

ULC

Under writers Laboratories of Canada

De manera general los tanques de almacenamiento se diseñan según normas API que hacen referencia a los materiales fijados por las normas ASTM, y se siguen las normas de seguridad dadas por NFPA. De gran importancia son las normas API, entre las cuales podemos mencionar: API 650

La Norma API 650 WeldedTanksforoilstorage (Tanques Soldados para Almacenaje de Petróleo), establece los requerimientos mínimos para el material, diseño, fabricación, e inspección de tanques destinados al almacenaje de hidrocarburos a presión atmosférica. Esta norma categoriza a los tanques en función a su tipo de techo, ya que por lo general, la envolvente y el piso, a

excepción de diferencias menores, son

prácticamente los mismos para los diferentes tipos de tanques.Hay otras además de esta (API 620, API 12B, etc.) 

STD 620. Diseño y construcción de tanques grandes de baja presión.



STD 650. Diseño y construcción de tanques de almacenamiento atmosféricos.



RP 651. Protección Catódica. RP 652. Recubrimientos de los fondos de tanques.

6.4. ALMACENAMIENTO DE CRUDO EN TANQUES DE TECHO FLOTANTE CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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6.4.1. CLASIFICACIÓN DE LOS TANQUES DE TECHO FLOTANTE Los tanques de almacenamiento se usan como depósitos para contener una reserva suficiente de algún producto para su uso posterior y/o comercialización. Los tipos de tanques de techo flotante son: 

Techo Flotante Externo



Techo Flotante Interno

6.4.2. ASPECTOS GENERALES DE LOS TANQUES DE TECHO FLOTANTE En algunos tanques de almacenamiento, es deseable instalar techos flotantes, los cuales flotan encima del producto almacenado. Esto se hace con la intención de disminuir el espacio entre el techo y la superficie del líquido, lo que disminuirá la acumulación de vapores y su posterior expulsión a la atmósfera. Los techos se diseñan de manera tal, que puedan moverse verticalmente dentro del tanque. Generalmente, los tanques de techo flotante se usan con productos almacenados a presiones cercanas a la presión atmosférica. Otra característica de los tanques de techo flotante, es que poseen un sello en la unión entre la periferia del techo flotante y la pared interna del tanque. La principal función de este sello, es reducir a un mínimo las pérdidas del fluido almacenado a través de dicha unión. En síntesis el tanque de techo flotante consiste de la envolvente, cubierta flotante, un sistema de aro y un sistema de drenaje. La cubierta flotante generalmente son de acero soldado de dos tipos: pontón o de doble plataforma. Asi mismo los tanques de techo flotante se dividen en dos (2) grupos, a saber: Tanques de Techo Flotante Externo (EFRT) y los Tanques de Techo Flotante Interno (IFRT) o Cubierta Flotante Interna (CFRT). Los tanques de techo flotante interno poseen, además, un techo fijo; en cambio los tanques de techo flotante externo no lo poseen. CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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6.4.3. FUNCIONES DEL TECHO FLOTANTE Entre las principales funciones de los tanques con techo flotante, se distinguen las siguientes: 

El techo debe flotar en el líquido almacenado.



El sello entre el techo y la pared del tanque reduce a un mínimo las pérdidas de hidrocarburos por evaporación.



El techo debe permitir que se incremente el grado de seguridad con respecto a un tanque de techo fijo. Por lo tanto, las posibilidades de fuego se reducen ya que la única región expuesta al líquido inflamable se localiza en la unión techopared del tanque. Precisamente, la mayoría de estos tanques poseen sistemas a base de espuma que permite extinguir fuego en caso de ocurrir en el área del sello.

6.4.4. NORMAS API EN EL DISEÑO DE TANQUES DE TECHO FLOTANTE EXTERNO La normativa que rige el diseño de este tipo de tanques expresa lo siguiente: Los tanques de techo flotante externo, también conocidos como “tanques abiertos de techo flotante”, no poseen un techo fijo. Este techo usualmente es de tipo pontón o doble cubierta, la cual flota en la superficie del líquido, para ello posee accesorios y un sistema de sello de aro. La hendidura entre la pared interna del tanque y la periferia del techo flotante se mantiene sellada, mediante un material especial conocido como “sello de tanque flotante”. Este sello permite el movimiento vertical del techo, además de reducir de manera apreciable las pérdidas por evaporación. En cuanto a su uso, los tanques de techo flotante son los más deseables para el almacenamiento de:

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

Petróleos Volátiles.



Condensados.



Productos Volátiles del Petróleo.

Esto se debe a que en este tipo de tanques, las pérdidas por evaporación son apenas una fracción de lo que ocurre en tanques de techo fijo. Las principales razones para usar tanques de techo flotante, en lugar de tanques de techo fijo, son: - Las pérdidas por evaporación son menores, por lo cual se logran ahorros substanciales en el manejo de productos volátiles. - Las posibilidades de incendio se reducen apreciablemente, gracias a la disminución de la evaporación. - Se reduce la contaminación ambiental causada por los vapores que se escapan a la atmósfera. - Los soplos inducidos por el calor y por los cambios barométricos se minimizan. Generalmente, en los tanques de techo flotante el único sitio donde el líquido inflamable está expuesto a la atmósfera, es a través de los sellos. En consecuencia, se usan sistemas de protección contra incendios, usualmente a partir de espumas, instalados en dicha área para proteger del fuego. Existen en los tanques varios tipos de techo flotante externo, entre ellos: Techo Flotante tipo Pontón y Techo Flotante Doble Cubierta.

6.4.5. Techo Flotante Tipo Pontón. Cuando nos referimos a pontones hablamos de cilindros estancos que flotan sobre el espejo de producto y sustentan al techo. No deben ser un componente estructural del techo sometido a esfuerzos, ya que esto produciría su pinchadura y posterior hundimiento.

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FIGURA Pontón El techo tipo pontón es aquel que posee dos compartimientos: una cubierta central sencilla y un reborde anular, el cual está diseñado para flotar directamente sobre el producto. La plataforma superior del pontón posee una inclinación hacia el centro del techo y hacia abajo. Esto crea un espacio sobre el pontón para el almacenamiento del agua de lluvia, lo cual facilita el drenaje de agua a través de una manguera. El techo puede retener aproximadamente diez pulgadas de agua en 24 horas. En algunos casos, este volumen de retención de agua puede ser incrementado si la zona así lo requiere. Generalmente, los diámetros en los tanques que utilizan techo tipo pontón varían entre 50 y 300 pies. Además de la flotabilidad, los pontones hacen un aislamiento que evita la acción directa de los rayos solares sobre la superficie del líquido en el espacio anular. La plataforma de espesor simple, deja un espacio libre con la superficie del líquido para acumular los vapores que se forman.

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FIGURA Tanque Techo Flotante externo Tipo pontón

6.4.6. Techo Flotante Tipo Doble Cubierta. Los tanques con techo flotante tipo doble cubierta se caracterizan por poseer compartimentos múltiples que abarcan toda el área del techo. Además, poseen un volumen suficiente para lograr mayor estabilidad que el de una sola cubierta, aunado a un sistema de drenaje de emergencia adicional al de drenaje convencional. Sin embargo, de una manera similar al techo pontón, está diseñado para flotar directamente sobre el líquido almacenado. Estos tipos de tanques tienen dos plataformas completas que flotan sobre la superficie del líquido. La plataforma superior presenta una inclinación hacia el centro del tanque con el fin de permitir el drenaje de las aguas de lluvias hacia el sistema primario y al de emergencia que dispone el tanque. Este tipo de tanques, es el más eficiente de los diferentes tipos de techo flotante que existen en el mercado, debido esencialmente a que entre ambas plataformas existe un espacio lleno de aire que produce una aislamiento efectivo entre la superficie total del líquido y el techo , lo que permite almacenar líquidos de alta volatilidad. CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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La forma del techo de doble cubierta permite que la condensación de vapores ocurra en la región central del techo. Usualmente, se construyen dos (2) clases de techo doble cubierta, a saber: - El techo flotante tipo doble cubierta con inclinación desde el área del reborde externo hacia el centro y hacia abajo. Este tipo de techo es usado en tanques de hasta 150 pies de diámetro. - El techo flotante tipo doble cubierta con perfil central inclinado desde el centro y hacia abajo hasta un cuarto del diámetro del techo y luego un perfil inclinado hacia arriba y hasta el reborde exterior. Este tipo de techo es usado, generalmente, con diámetros mayores de 150 pies.

FIGURA. Tanque Techo Flotante Externo tipo doble cubierta

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6.4.7. TECHO FLOTANTE INTERNO Este tipo de tanque cuenta con un techo fijo externo, el cual puede ser de acero al carbono, tipo cónico o un domo geodésico de aluminio, y una membrana o techo flotante interno. La función principal del techo fijo externo es el de proteger el techo interno flotante de la lluvia, nieve y viento. La aplicación de este tipo de tanques es recomendada para almacenar productos con alto contenido de volátiles como ser : crudo volátil, alcohol, gasolinas y combustibles en general, ya que fue desarrollado para reducir o anular la cámara de aire, o espacio libre entre el espejo del líquido y el techo, además de proporcionar un medio aislante para la superficie del líquido y reducir la velocidad de transferencia de calor del producto almacenado durante los periodos de alta temperatura ambiente, evitando la vaporización del producto. Los techos internos flotantes pueden ser de acero, fibra de vidrio o aluminio, aunque los nuevos techos internos se construyen en aluminio, y se coloca un domo geodésico como techo fijo del tanque. Las ventajas que presenta el domo con respecto a un techo convencional son: - Es un techo autoportante, es decir, no necesita columnas que lo sostenga. Esto evita el tener que perforar la membrana. - Se construye en aluminio, lo cual lo hace más liviano. - Se construyen en el suelo y se montan armados mediante una grúa, evitando trabajos riesgosos en altura. Cuando se coloca un techo interno flotante, no se colocan VPV (válvulas de presión y vacío), sino que se practican ventanas en la parte superior de la envolvente contra el techo. a) Función Del Techo Flotante Interno Durante la operación normal del tanque, la membrana interna flotante sube y baja automáticamente en función

al nivel del producto en el tanque. Sin embargo, hay

situaciones operativas de mantenimiento que obligan a tener que vaciar el tanque y se CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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debe contar con un mecanismo que sostenga la membrana interna sin dañarla. Se han desarrollado dos métodos para la suportación de la membrana: el método convencional en el que la membrana se apoya sobre soportes verticales que están sujetos a la parte superior e inferior de la membrana flotante y el método en el que se suspende la membrana del techo fijo mediante cables de acero o cuerdas. Cuando la membrana es suspendida mediante cadenas, la longitud total de las cadenas se determina en función al nivel máximo y mínimo de operación del tanque y cada cadena tiene dos posiciones: la posición normal de operación que suspende la membrana hasta el nivel mínimo de operación del tanque, y la posición para mantenimiento la cual mantiene la membrana suspendida a 1,8 o 2 m de altura del piso para permitir el ingreso del personal. En cambio de la posición normal a la posición de mantenimiento se realiza cuando el tanque tiene un nivel de producto mínimo de dos metros de tal forma, que las cadenas no se encuentren tensionadas para fácilmente cambiar el pasador de posición.

FIGURA 1. Tanque Techo Flotante Interno

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6.4.8. NORMAS API EN EL DISEÑO DE TANQUES DE TECHO FLOTANTE INTERNO Los tanques de techo flotante interno se caracterizan por poseer un techo fijo y uno flotante interno, por lo tanto este tipo de techo combina las ventajas de ambos. Generalmente, este tipo de tanques se diseña con diámetros de hasta 320 pies. Existen dos tipos básicos de tanques con cubierta interna flotante: tanques en los cuales el techo fijo es soportado por columnas verticales, y tanques con techo autosoportado (sin columnas internas). Los tanques de techo fijo adaptados para usar techo flotante, son generalmente del primer tipo, mientras que los tanques de techo externo flotante convertidos a interno flotante, son autosoportados. En las últimas construcciones de tanques de techo flotante interno, pueden ser de cualquiera de los dos tipos, en especial donde la cubierta interna flotante del tanque sube y baja con el nivel del líquido y puede descansar en la superficie del mismo (con contacto), o en el pontón, pulgadas más arriba de la superficie del líquido (sin contacto). En la actualidad, la mayoría de los tanques de techo flotante interno en servicio tienen cubiertas de no contacto, en tal sentido, el techo fijo cubre completamente el tanque y el techo interno flota sobre el producto almacenado. Entre las principales ventajas de los tanques de techo flotante tipo interno se tienen: 

No requiere sistemas de drenaje.



En el techo flotante interno no se acumula agua de lluvia ni objetos extraños que puedan caer sobre el tanque. Por lo tanto, en este tipo de tanque no se requiere remover agua ni colocar extensiones de drenaje.



El techo flotante interno se puede adaptar a tanques nuevos o a tanques originalmente sólo de techo fijo y que luego se pueden convertir a tanques de techo flotante interno.



El techo flotante interno está relativamente protegido del daño ambiental, como por ejemplo la corrosión que puede causar el agua de lluvia o la lluvia ácida.

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

Generalmente, los costos de mantenimiento de estos tanques son menores que los requeridos en tanques de techo flotante externo.

Por otra parte, se ha demostrado por medio de pruebas de laboratorio y de campo, que en la hendidura entre la pared interna del tanque y el techo flotante no se producen mezclas explosivas, excepto en el corto tiempo después que el producto es bombeado hasta vaciar el tanque. No obstante, los tanques de techo flotante interno poseen, en la mayoría de los casos, protección con pararrayos y protección contra incendio básicamente de sistemas de espumas. Estos tanques se usan para almacenar productos que también pueden ser almacenados en tanques de techo flotante externo; sin embargo, es necesario tomar una serie de precauciones durante las operaciones de almacenamiento de butano y otras mezclas de hidrocarburos con presión de vapor muy alta. Por ejemplo, es importante tomar en cuenta salpicaduras sobre los sellos del techo o sobre las mangas de soporte. En algunos casos, es posible usar estos tanques de una manera dual. En primer lugar, se pueden usar como tanques de techo flotante interno cuando se manejan crudos o productos muy volátiles. En segundo lugar, el techo flotante interno se puede colgar y el tanque usarse como uno de techo fijo convencional. Este último procedimiento es deseable cuando se manejan crudos o productos muy poco volátiles. Asimismo, es recomendable que crudos o productos derivados con presión de vapor menor de 11 psi, sean almacenados en tanques de techo flotante, ya sea externo o interno. Los techos flotantes tipo pontón son menos costosos que los tipo doble cubierta, por lo cual se prefieren cuando el producto viene acompañado de porcentajes apreciables de agua. Los techos flotantes de doble cubierta e internos son los más eficientes. En el caso de los tanques con doble cubierta, existe mayor espacio de aire en el techo y por tanto el

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aislamiento es mayor entre el fluido almacenado y la atmósfera. Por esta razón, los de doble cubierta son los más recomendables para líquidos de alta volatilidad. Cuando el producto almacenado se maneja a bajas temperaturas, es recomendable usar tanques de techo flotante externo con doble cubierta, ya que con ellos se obtiene un mayor aislamiento térmico; por otra parte, cuando se manejan crudos volátiles y se requiere protección contra lluvia, vientos, etc., lo más recomendable es un tanque de techo interno. En aquellos lugares donde existen vientos muy fuertes y lluvias constantes, es recomendable el uso de tanques techo flotante externo de doble cubierta, ya que el viento los afecta poco y además poseen sistemas de drenaje doble (normal y de emergencia).

FIGURA. Tanque de Techo Flotante Interno

6.5. NORMAS

API

650

Y

API

620

EN

EL

DISEÑO

Y

CONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE TECHO FIJO Y TANQUES DE TECHO FLOTANTE Las normas API 650 Y API 620, utilizadas en el diseño y construcción de tanques de techo fijo y tanques de techo flotante, son aquellas que permiten un alto grado de flexibilidad en lo relacionado con los detalles de diseño. Por esta razón, en muchos CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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casos los diseños se registran como propiedad particular, por lo tanto, varían de una manera apreciable entre los diversos fabricantes y países. Estas normas están relacionadas, e indican lo siguiente: - Espesor mínimo del techo. - Esfuerzos permisibles. - Carga de diseño. - Otras características. Por lo general, en algunos países las normas son más exigentes que la API 650 y la API 620, ya que en tales países se requiere un número mayor de detalle. En el diseño de los techos fijos se han registrado muy pocos problemas. Sin embargo, se han producido varias fallas en algunos tanques de diámetros superiores a los 200 pies. En forma general, esto ha sido atribuido a diseños inadecuados, en consecuencia, demuestra la importancia de hacer una buena selección. Estas fallas también indican la necesidad de prestarle atención a diseños debidamente comprobados como eficientes, especialmente cuando se trata de techos de pontón simple en tanques de diámetros superiores a los 200 pies. Para el diseño de tanques con techos de doble cubierta, se deben tomar una serie de consideraciones, entre las que se destacan: - El API 650 requiere que el volumen del pontón mantenga el techo a flote sobre un líquido cuyo peso específico es 0.7 - El drenaje de emergencia no debe permitir que el líquido almacenado fluya hacia el techo. En forma general la norma API 650 indica que el techo debe soportar una carga viva equivalente a 25 libras por cada pie cuadrado de superficie, mientras que la norma API 620 es un poco más exigente que la anterior. Por esta razón, en la Industria Petrolera Venezolana éstas son usadas frecuentemente en el diseño de tanques de techo fijo y flotante. CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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6.5.1. SELLOS PARA TANQUES DE TECHO FLOTANTE El sistema de sellado de los tanques es de suma importancia para evitar la emisión de vapores a la atmosfera, el cual puede presentar varias desventajas y riesgos tanto económicos como ambientales. Los sistemas de sellado están diseñados para evitar la pérdida del producto y la contaminación atmosférica provocada por los tanques de almacenamiento superficiales además de brindar una protección climática. Los sistemas de sellado cumplen o exceden las reglamentaciones ambientales y son diseñados según las necesidades del cliente para garantizar un funcionamiento efectivo de acuerdo con las condiciones específicas de cada tanque. Existen varias formas de clasificar los sistemas de sellos, entre los que se encuentran: 

Sellos Primarios



Sello Secundarios

a) Sellos primarios Este sello incorpora la utilización de tijeras y zapatas mecánicas en acero inoxidable lo cual brinda durabilidad, rendimiento, alta eficiencia (98%) con una gran capacidad de sellado. Podemos decir que la mayor ventaja que ofrece este tipo de sello es que, debido a la configuración de las tijeras este puede amoldarse perfectamente a las paredes del tanque sin importar cuan deformado se encuentre, ya que estas tijeras tienen la facultad de abrirse desde 3" hasta 18" de forma estándar, y en casos especiales se puede abrir hasta 24". Esto garantiza el contacto continuo contra la pared del tanque durante todo el recorrido del techo dentro del tanque, reduciendo enormemente las brechas y las pérdidas por evaporación. Está diseñado para una instalación sencilla y prestar servicio a un precio competitivo. Los sellos de zapata son usados mundialmente y reconocidos por su larga vida útil.En los sellos de zapata, solamente las partes metálicas están en contacto con el producto almacenado en el tanque. CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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b) Sellos Secundarios Como su nombre indica los sellos secundarios fueron diseñados para aumentar la eficiencia de los sellos primarios, o en su defecto protegerlos de las inclemencias del tiempo, sedimentos, desechos de pájaros, etc. La combinación de ambos sellos pueden aumentar la eficiencia de sellado en más de un 98%. Entre estas características de los sellos secundarios podemos enumerar las siguientes:



Materiales de construcción de primerísima calidad. Acero inoxidable 304 ó Acero Galvanizado.



Se adapta a las deformaciones en las paredes del tanque que pueden ir desde 2" hasta un máximo de 18".



Protege de manera efectiva el sello primario, alargando así la vida útil de este a más de 20 años.



La instalación del sello secundario se puede hacer con el tanque en operación, además de ser muy sencilla y rápida de efectuar.



Totalmente libre de mantenimiento.



Larga vida útil.

6.5.2. COLORES PARA TANQUES DE CRUDO En función de la gravedad API del crudo, logramos definir si se trata de un crudo ligero o pesado, lo cual determinara el color del tanque en el que debe almacenarse. Si se tiene un crudo ligero será almacenado en un tanque de color blanco, esto para evitar la evaporación, por lo contrario un crudo pesado se almacenara en un tanque de color negro, para evitar la cristalización de componentes pesados parafinicos.

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CRUDO ALMACENADO

COLOR BASICO

Crudo Ligero y Super Blanco Ligero Crudo Mediano

Blanco y Marrón

Crudo Pesado y Extra Negro o Negro Mate Pesado

6.5.3. DISPOSICIÓN DE LAS INSTALACIONES EN ALMACENAMIENTO Existen diversas normativas, de acuerdo a los lugares de emplazamiento de los tanques, que indican las distancias desde los tanques hasta los límite de los terrenos linderos, otras edificaciones, la vía pública, etc. Por otro lado la Norma Internacional de la NFPA 30, Código sobre líquidos inflamables y combustibles, establece también las principales medidas a contemplar para el almacenamiento de estos líquidos. 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. TABLA 2: Distancias entre Instalaciones

Instalación

Distancia (pies)

Cuartos de control

200

Tanques

2 veces el diámetro del menor tanque

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Válvulas manuales

100

Tareas y llamas abiertas

100

6.5.4. Dispositivos de Medición Los dispositivos de medición son aquel elemento empleado con el propósito de diferenciar magnitudes físicas distintas a través de un procedimiento de medición. Se clasifican de acuerdo a la magnitud física que se desee medir, ahora veremos la clasificación enfocándonos a los tanques de techo flotantes, como: a) La determinación de la temperatura b) Medición manual con cinta c) Medición manual con radar a) Determinación de la temperatura.El objetivo de determinar la temperatura de un líquido es corregir los efectos térmicos sobre su volumen. La temperatura en tanques de almacenamiento debe realizarse con termómetro electrónico portátil verificándose mensualmente contra un termómetro patrón, el cual debe tener calibración vigente máximo de un año. La calibración TEP debe hacerse anualmente. En ambos casos se deben dejar los registros respectivos que muestren dichas verificaciones y calibraciones.

Cada negocio es responsable de medir los procedimientos de verificación y calibración identificando las contingencias del caso. La diferencia máxima entre el patrón y el equipo de campo no debe ser mayor que: 

+/− 1℉ para termómetros de vidrio y de bulbo

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

+/−0.5℉ para TEP



+/- 0.2℉ para medición dinámica de temperatura

En tanques de almacenamiento para la focalización

cuyo nivel de producto sea

superior a 3 metros se debe tomar (3) lecturas de temperatura, una en la parte superior (1m por debajo de la superficie), la mitad y en la parte inferior (1m antes de tocar fondo) del producto. La temperatura con la cual se liquida el producto es el promedio aritmético de las tres (3). En tanques de almacenamiento para transferencia de custodia cuyo nivel de producto sea inferior a 3 metros se tomara (1) lectura menor, en la mitad del líquido. Para tanques con capacidad

menor que 5000 barriles y sin estratificación de

temperatura se puede utilizar una lectura en la mitad del líquido.

6.5.5. Procedimiento para la medición de la temperatura: La temperatura del producto en cualquier tanque debe ser tomada simultáneamente con la medición de nivel. Para conseguir lecturas exactas se debe proceder de la siguiente forma: 

Los termómetros electrónicos deben estar graduados en incrementos mínimos de 0.1℉ 𝑜 0.1℃



Verificar la operabilidad del termómetro



Verificar el exterior de la sonda para asegurarse que este limpie y no contamine el producto.



Ajustar firmemente el cable de tierra del TEP a la compuerta del tanque o escotilla de la boca de medición.



Bajar la sonsa del TEP al nivel deseado.



Levantar y bajar aproximadamente 30cm por encima y por debajo del nivel deseado durante el tiempo de inmersión.



Cuando la lectura de temperatura se haya estabilizado y permanezca dentro de +/− 0.2℉ (0.1℃) durante 30 segundos, es momento de registrarla (con aproximación de 0.1℉)

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

Si los niveles múltiples de temperatura son medidos en un tanque, (es decir se toman varias temperaturas a lo largo del contenido del tanque) registre la lectura de las mediad de las temperaturas de cada nivel en una libreta, y promedie todas. Las lecturas redondeando final con aproximación de 0.1℉.



La temperatura se debe tomar por abajo hacia arriba (de fondo a superficie) en condiciones estáticas, debido a que en el fondo hay menor temperatura (gradiente de temperatura) que en la superficie y esto facilita la toma de datos y la estabilización de la temperatura en el equipo. En tanques que almacenan fluidos calientes, queda a discreción del operador, según el perfil de temperatura.

Una vez se ha retirado el termómetro, cierre la boquilla de medición. A) Medición manual con cinta.Trata de establecer los parámetros para la determinación del volumen neto de producto de Hidrocarburo, mediante la medición manual de niveles de líquido y agua libre en tanques de almacenamiento atmosféricos y/o presurizados para transferencia de custodia en condiciones estáticas garantizando de esta manera la confiabilidad de la información volumétrica. La medición de Tanques se determinará a partir de los siguientes tipos de medición: 

MEDICIÓN DE TANQUES ATMOSFERICOS



MEDICIÓN DE TANQUES PRESURIZADOS

6.6.

MEDICIÓN ESTÁTICA EN TANQUES ATMOSFÉRICOS

** Cinta de Medición: La Cinta de medición es un instrumento que sirve para medir la altura de los líquidos Hidrocarburo y agua libre que hay en un tanque, esta altura se compara con datos registrados en una tabla de aforo determinando a partir de esta altura se determina un Volumen Total observado contenido en el tanque.

La cinta de medición tiene las siguientes características: CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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

Generalmente está hecha en acero inoxidable, o en una aleación de Cromo y plata, con coeficiente de expansión térmica similar al material del tanque y resistente a líquidos corrosivos.



Su longitud debe ser acorde a la altura del tanque a ser medido.



La escala de la cinta de medición debe estar en metros, centímetros y milímetros.



Un carrete donde se pueda enrollar o desenrollar la cinta.



Gancho de soporte y fijación para la plomada.



Plomada en un material resistente a la chispa y a la corrosión (generalmente bronce), con longitudes que oscilan entre 15 centímetros (6 pulgadas), 30 centímetros (12 pulgadas) ó 45 centímetros (18 pulgadas) y cuyos pesos mínimo 20 onzas y máximo de 2 3/8de libra.



Polo a tierra para evitar chispa debido a la estática.



El ojo de la plomada debe ser totalmente circular.



En el caso de plomadas de fondo debe ser de un material que soporte los golpes con materiales metálicos que están en el fondo del tanque.



No deben usarse cintas con la escala numérica no visible o totalmente borrada como resultado del desgaste y la corrosión.



El TAG debe ser el mismo para el cuerpo de la cinta, el carrete y la plomada; y esta identificación debe estar en el certificado de verificación y/o calibración de la cinta.



Se debe cambiar el conjunto plomada y la cinta de medición, cuando al verificar con el calibrador de cintas, el desgaste y la distorsión, de la punta y el ojo combinados sea mayor de 1.0 mm.

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FIGURA. Cinta de medición a Fondo

FIGURA. Cinta de medición a Vacío.

Cinta para Medición a Fondo: Esta cinta tiene el “Cero “en la punta de la escala de la plomada, la cual hace parte de la cinta, es decir, que la escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia de la plomada, la plomada debe tener forma cilíndrica terminada en un cono, debe tener su polo a tierra (Ver Figura 2). Cinta para Medición a Vacío: Esta tiene el “Cero “de la escala en el gancho de unión entre la cinta y la plomada. La escala para la cinta se inicia en forma ascendente desde el cero de referencia y para la plomada en forma descendente desde el mismo punto, la plomada debe tener forma rectangular, debe tener su polo a tierra (Ver Figura 3). B) Medición manual con radar: El uso de radar para medir los niveles del producto en los tanques del almacenamiento es una de las más recientes técnicas.

Las medidas de radar ya niveladas no tienen

que reemplazar piezas y sólo se requiere de una antena en el tanque esto resulta en muy bajo costo de mantenimiento, aunque los costos de las inversiones son más altos cuando

comparamos

las

mediciones,

el

costo

de

los

medidores

será

considerablemente bajo. Los instrumentos de radar usan microondas, generalmente que van de los 10 GHz, a la hora de medir el nivel, el RADAR (detección y situación por radio) detecta y mide la distancia entre el medidor de nivel (situado en la parte superior de un tanque de almacenamiento de líquido) y la superficie del líquido. CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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En la actualidad existen varios sistemas de radar en el mercado que emplean diferentes parámetros para medir la distancia. Los sistemas de radar de impulsos fueron los primeros sistemas disponibles en el mercado. Durante un corto espacio de tiempo (un impulso) se envía una frecuencia de radar constante hacia el objeto. Esta señal es reflejada por el obstáculo y llega de nuevo a la antena del radar. El tiempo necesario para viajar hacia el objeto y volver de nuevo se llama tiempo de propagación y es el parámetro para medir la distancia. Debido mayormente a la rápida velocidad de propagación del radar (que es la velocidad de la luz en el vacío), los sistemas de radar de impulso comenzaron a abrirse camino en el campo de las mediciones de larga distancia. Tomando como ejemplo un tanque vacío de 15 metros, el tiempo de propagación será de unos 0.000, 000,048 segundos. A la hora de llenar el tanque, este tiempo se reducirá aún más, haciendo de la medición de estos extremadamente cortos intervalos de tiempo una tarea complicada, especialmente si se requieren mediciones con 1 mm de precisión. Ahora las mediciones por radar están disponibles para los tanques de almacenamiento que se encuentran en las terminales, las industrias químicas y las compañías del almacenamiento independientes. No es necesario mover piezas, es un equipo compacto que resulta con un bajo mantenimiento que lo hace muy atractivo. En el orden que se puede lograr bien una exactitud, diez veces mejor que en aplicaciones marinas, cuenta con un proceso digital y antenas específicas. Los instrumentos del radar más viejos estaban provistos con

las antenas del cuerno

parabólicas muy grandes, considerando que el radar moderno las medidas niveladas usan las técnicas de antena plana. Estas antenas son compactas y tienen una mejor eficacia, produciendo una exactitud excelente. Varios tipos de antenas están

disponibles para satisfacer virtualmente cada

configuración de cualquier tanque ver figura 11 y 12. La propagación espacial libre es el método más común y de más uso si la medida se instala encima de un tanque del techo fijo.

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En los tanques del techo flotantes, tiene un techo que flota directamente sobre el producto y por tanto elimina espacios de vapor sobre las superficie del líquido almacenado, los medidores se colocan en el techo por medio de unas guías en la carcasa del techo, están dan la señal del radar desde el fondo del tanque.

FIGURA. Esquema medidor por radar FIGURA. Esquema sistema de medición por radar

FIGURA.3 CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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6.7. SEGURIDAD EN TANQUES DE TECHO FLOTANTE Hablar de la seguridad en los tanques de almacenamiento es de mucha importancia para prevenir accidentes los cuales no solo pueden traer perdidas económicas sino perdidas de personal. Se usan tanques con techos flotantes para almacenar líquidos inflamables como petróleo crudo, la gasolina, y el diésel porque su diseño ayuda a reducir la evaporación del producto almacenado. Este diseño introduce un nuevo problema por la probabilidad de vapores combustibles donde se conectan el techo y el esqueleto del tanque. Como resultado, el área arriba del techo hasta la cima del esqueleto está clasificado como un área Clase I. Podemos distinguir 3 condiciones de emergencia para los tanques entre ellos los tanques de techo flotante: 

Roturas del taque con producto almacenado



Derrames por descuido en el llenado



Incendio del producto

Las dos primeras situaciones pueden 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 confirmar el producto vaciado se ha previsto muros de contraincendios, diques que cumplen dos objetivos principales: 

No contaminar el medio ambiente



Recuperar al máximo el producto derramado

Para la segunda condición de emergencia los derrames se puede producir por entrabamiento e indicadores de nivel como flotadores y válvulas con cierres de defectuosos, otra causa son las señales electrónicas o tableros descalabrados he incorrectos que permiten mayor llenado a lo normal o simplemente por error humano.

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Para conocer más sobre las técnicas de control de derrame tenemos el siguiente

cuadro: Para prevenir este tipo de derrames se construyen diques los cuales son barreras que se construyen alrededor de un tanque con el fin de evitar (en caso que se presente alguna falta y posible derrame del producto contenido) que el producto se extienda y contamine, exponiendo la seguridad e integridad del personal, así como también las instalaciones de e quipos que se encuentran en su alrededor de los tanques de almacenamiento son: 1.- contener l capacidad máxima del taque cuando su producto sea derramado totalmente 2.-Deberá aportar las condiciones máximas de temperatura para líquido para contener inclusive de llama a fuego vivo 3.- El dique hecho en tierra deberá ser de Suficientemente compacto con el fin de evitar filtraciones y fugas 4.- La altura mínima debe ser 1 ft por encima de la rasante de aérea del piso interior y 1 1/2ft para los diques construidos en terraplén 5.- La altura máxima tanto en concreto como en terraplén no debe exceder de 6 ft CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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6.- Las bombas y equipos deben estar fuera del dique. 7.- La distancia mínima entre el dique y la pared del taque debe ser de 10ft Otra manera de prevenir los derrames es utilizando la zanja de intercepción: Se utliza zanja de intercepcion o tronchas exclavadas para interceptar o desviar flujo de hidrocarburos superficiales p bajo la superficie a punto de recuperarsse alrededor de reas vulneables. A) Limitaciones.- Accesibilidad, tiempo de implementacion, nivel de freatico alto, terreno accidentado y daños ocacionado por la extraccion de zanjas. B) Intrucciomes generales.-Las zanjas deben excavarse con algun leve hacia el declive, para evitar acumulacion excesiva hacia debajo de la zanjade hidrocrburos en la zanja.El material exacavado de la zanja debe ser colocado del lado en declive hacia abbajo de la zanja. Si es necesariio, el lado bajo la zanja debe ser reveestido con geomembrana para reducir la filtracion a acuiferos o flujo hacia areas adyacentes. Si una zanja es utilizada para dirigir el flujo de una depresion a una mas baja, la zanja debe ser escabada.Si una zanja es utilizada para dirigir el flujo de una depresion a una mas baja, la zanja debe ser escabada de manera que provea un declive hacia debajo de por lo menos ½” a 1 por pie de longitud. C) Mantenimiento.- revisar

periodicamente que el flujo se adecuado, fugas y

bloqueos causado por la caida de las paredes internas de la zanja o desecho centro de la mism

6.7.1. 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 entre tanques y otras instalaciones.

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Un incendio se puede producir por rayos, tormentas eléctricas, por chispas cercanas de otros productos por gases inflamables al contacto con el oxígeno. Los tanques con techos flotantes son muy susceptibles a fuegos causados por rayos de relámpago. Nuevos métodos previenen el encendido del producto almacenado, ofreciendo una solución real para la industria de almacenar. Para el 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

A) De Inmersión: Utiliza espuma fluoroproteinicas, en donde la aplicación de estas al tanque se efectiva por la parte más baja de este. B) Precaución: El sistema de inmersión solamente debe usarse en taques de teco cónico y no debe utilizarse en productos que tengas una viscosidad mayor de 2.00S.S.U. a 60°F C) Tasa de aplicación:La mínima solución de espuma para hidrocarburos líquidos debe ser de 0.1 GPM/ft de la superficie del tanque. D) Con cámara 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 extremo de los diques o muros de contención en donde es inyectada la espuma.

E) Tasa de aplicaciónLa mínima solución de espuma para hidrocarburos líquidos debe ser de 0.1 GMP/FT cuadrado de la superficie del taque F) 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 puede utilizar en reemplazo de cámaras pero tiene limitaciones, las cuales son:

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* 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 200ft. Con espuma aplicada por boquilla y monitores: El sistema de aplicación de espuma por medios de boquillas es un medio auxiliar de protección, especialmente para pequeños tanques 500-5000 bbl, y diámetro no mayores a 30 ft Este tipo por boquilla y monitos no es aconsejable utilizarlo sobre techos flotantes. Por las dificultades en dirigir la espuma dentro de las áreas anulares Para los tanques de techo flotante se debe cumplir los mismos ítems que se cumplen para los tanques de techo fijo. Aparte de esto se debe garantizar la unión equipotencial entre el techo y el cuerpo del tanque, siguiendo los requerimientos de la API RP 545: 1. Instalar unas derivaciones (shunts) sumergidas 30 cm, entre el techo y el esqueleto del tanque cada 3 metros alrededor del perímetro del techo, y sacar cualquier derivación arriba del sello. 2. Aislar eléctricamente todos los componentes del conjunto del sello (incluyendo resortes, conjunto de tijeras, membranas de sello, etc.) y todos los postes de calibración e indicación, del techo con un valor de 1KV. 3. Instalar conductores puente entre el techo y el esqueleto del tanque no más que cada 30 metros alrededor de la circunferencia del tanque. Estos conductores deben ser los más cortos posibles y espaciados uniformemente alrededor del perímetro del techo. Los anteriores ítems son recomendaciones de la norma, en los diseños se recomiendan los numerales 1 y 3, de acuerdo a los estudios las corrientes del rayo son llevadas a tierra controladamente, con estas prácticas. En caso de un rayo impactar el tanque de techo flotante, se requiere una muy baja resistencia entre el techo y el cuerpo del tanque, la API RP 545 recomienda 0.03 CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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ohm, esto si se usan conductores (bypass), que es una de las soluciones más económicas, fácil de implementar además de la baja impedancia que genera a altas frecuencias. Si hablamos de seguridad de tanques de almacenamiento debemos tocar el tema de la corrosión de sus ambientes entre los cuales sufren este problema son las siguientes: 

Superficies externas expuestas a la atmosfera



Superficies externas bajo el fondo del tanque expuesto al suelo



Superficie en donde se encuentra vapores



Superficie inmensa en líquido



El control y la prevención de la corrosión pueden tener diferentes formas o diseños dependiendo de la aplicación y lo solicitado del sistema de protección.

6.7.2. Método de protección.A pesar d la alta calidad de los aceites combustibles no se puede evitar que se forme 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 y de los recipientes Para esto utilizamos inhibidores que son sustancias orgánicas o inorgánicas que añadidas en pequeñas cantidades reducción, limitan, suprimen y bloquean la acción del agente corrosivo. También podemos utilizar recubrimientos, esto cuando se tiene una superficie con un grado de limpieza metal blanco.

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CAPITULO III 7. DESARROLLO 7.1.

UBICACIÓN

Una Planta de Recepción, Almacenaje y Despacho de hidrocarburos líquidos terminados ubicada en el Municipio de Montero del departamento de Santa Cruz ubicada en el sector Norte del Departamento de Santa Cruz, específicamente en el Municipio de Montero, cuya área de influencia incluiría las siguientes Provincias, con sus respectivos Municipios: Provincia Ignacio Warnes (Municipios de Warnes y Municipio de Okinawa Uno); Provincia Ichilo (Municipios de Buena Vista, San Carlos, Yapacani y San Juan de Yapacani); Provincia Sara (Municipios de Portachuelo, Santa Rosa del Sara y Colpa Bélgica) y Provincia Obispo Santisteban (Municipios de Montero, Saavedra, Mineros, Fernández Alonso y San Pedro). quegarantizará el abastecimiento continuo y un periodo adecuado de seguridad energética para este importante polo de desarrollo del país.

PMONT, como se ha denominado este proyecto, fortalece las estrategias Corporativas de YPFB en busca de la autosuficiencia energética del País. Ubicada en un lugar estratégico de vinculación de la Amazonía y el Altiplano, con articulación de carreteras en los cuatro puntos cardinales, vías férreas que comunican a esta localidad con Santa Cruz y a la vez con la república de Argentina yBrasil, esta planta se convertirá en un punto importante de abastecimiento de hidrocarburos para todo el país.

El beneficio que conlleva la ejecución de este proyecto, consiste en descentralizar el despacho de combustibles en la zona comercial Santa Cruz, que es la de mayor demanda en nuestro país, permitiendo a su vez el incremento de capacidad de almacenaje en una zona que es uno de los principales centros de producción agrícola a nivel nacional.

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REDES DE TRANSPORTES DE HIDROCARBUROS

BLOQUES

DE

ABASTECIMIENTO

BAJO

LA

FILOSOFIA

DE

LA

MACROESTRATEGIA

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PROYECCION OFERTA‐DEMANDA GASOLINA ESPECIAL 2012‐2026 CON INCREMENTO DE CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN Y SIN PROSPECTOS EXPLORATORIOS

YPFB

Corporación con

el objetivo

de

consolidar una adecuada

planificación para el quinquenio 2012- 2016 en función a los cambios del contexto, las proyecciones actualizadas, la situación del 2011, macro problemas y macro potencialidades busca identificar la mejor cartera de proyectos adecuados para hacer frente a los desafíos del nuevo contexto hidrocarburÍfero de Bolivia. Para ello se han establecido macro estrategias y estrategias; las macro estrategias corporativas definidas son: 

Exploración



Producción



Abastecimiento



Combustibles alternativos



Industrialización



Gestión socio ambiental y responsabilidad social



Financiamiento



Capacidad de gestión y ambiente de negocios

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Para la determinación de la macro estrategia de abastecimiento se han identificado

los

siguientes

problemas

y

potencialidades

del

abastecimiento: 

En el escenario del corto y mediano plazo se establece un incremento y posterior disminución gradual, respectivamente de la producción nacional de combustibles (DO y GE).



Así mismo en el escenario de corto y mediano plazo se establece un incremento de importación de combustibles (DO y GE); para esto es necesario establecer una Logística de distribución que permita garantizar la disponibilidad de estos combustibles a nivel nacional; así como la optimización de tiempos y costos en todas las operaciones requeridas.



Las instalaciones de Transporte, Refinación y Almacenaje se encuentran operando al máximo de su capacidad en muchos de los casos o muy próximos a esta.

GRAFICA DEL INCREMENTO DE GASOLINA ESPECIAL

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7.1.1. TRANSPORTE En el proyecto además está programado la construcción de: 

La Estación Terminal del Poliducto PCM (Cochabamba – Montero) de 10” proyectado parael año 2016



Estación Cabecera del Poliducto PMSC (Montero Santa Cruz) de 8” proyectado para elaño 2016



Despacho local de productos al sector Norte del Departamento de Santa Cruz,teniendo un área de influencia de 14 municipios situados en las provincias Sara, Ichilo,Warnes y Obispo Santistevan.



Despacho proyectado hacia el Sector de la Chiquitanía del Departamento de SantaCruz y Trinidad, mediante la construcción de un Puente sobre Río Grande en PuertoBanegas.

Se tiene previsto que el periodo de ejecución de este proyecto sea desarrollado en el periodo 2012- 2015, con un inversión total de 9.20 MM$us. El beneficio que conlleva la ejecución de esteproyecto, consiste en descentralizar el despacho de combustibles en la zona comercial SantaCruz, que es la de mayor demanda en nuestro país, permitiendo a su vez el incremento decapacidad de almacenaje en una zona que es uno de los principales centros de producciónagrícola a nivel nacional.

Cabe mencionar que la Ingeniería Conceptual de este proyecto ha sido elaborada en su integridadpor personal de YPFB Logística S.A. Este estudio ha sido presentado a YPFB casa Matrizobteniendo la aprobación correspondiente por parte de la Gerencia Nacional de Planificación,Inversiones y Servicios (GNPISE). Que aportaran al transporte de los hidrocarburos líquidos:

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7.2.

MATERIALES A EMPLEAR EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO

BAJO NORMA API 650 Para el diseño, cálculo y manufactura de tanques de almacenamiento es importante seleccionar el material adecuado dentro de la variedad de aceros que existen en el mercado, por lo que a continuación listamos los materiales más usados con su aplicación.

7.2.1. A-36.- Acero Estructural Sólo para espesores de planchas iguales o menores a 40 mm. (1 1/2 pulg.). Este es aceptable y usado también, en los perfiles para de los elementosestructurales del tanque. A-131.- Acero Estructural. Grado A para espesor menor o igual a 12.7 mm (1/2 pulg.). Grado B para espesor menor o igual a 25.4 mm. (1 pulg.). Grado C para espesores iguales o menores a 38 mm. (1-1/2 pulg.). Grado EH36 para espesores iguales o menores a 44.5 mm. (1-3/4 pulg.). A-283.- Placas de Acero al Carbón con Medio y Bajo Esfuerzo a la Tensión. Grado C Para espesores iguales o menores a 25.4 mm. (1 pulg.). Este material es el más general, porque se puede emplear tanto para perfiles estructurales como para la pared, techo, fondo y accesorios del tanque. A-285.- Placa de Acero al Carbón Con Medio y Bajo Esfuerzo a la Tensión. Grado C Para espesores iguales o menores de 25.4 mm. (1 plg). Es el material recomendable para la construcción del tanque (cuerpo, fondo, techo y accesorios principales), el cual no es recomendable para elementos estructurales debido a que tiene un costo relativamente alto comparado con los anteriores. A-516.- Placa De Acero Al Carbón Para Temperaturas De Servicio Moderado. Grados 55, 60, 65 y 70. Para espesores iguales o menores a 38mm. (1-1/2 plg.). Estematerial es de alta calidad y, consecuentemente, de un costo elevado, por lo que se recomienda su uso en casos en que se requiera de un esfuerzo a la tensión alta, que justifique el costo.

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A- 53.- Grados A Y B. Para tubería en general. A-106.-Grados A Y B. Tubos de acero al carbón sin costura para servicios de alta temperatura. En el mercado nacional, es fácil la adquisición de cualquiera de estos dos materiales, por lo que puede usarse indistintamente, ya que ambos cumplen satisfactoriamente con los requerimientos exigidos por el estándar y la diferencia no es significativa en sus propiedades y costos. A-105.- Forja de Acero al Carbón para Accesorios de Acoplamiento de Tuberías. A-181.- Forja De Acero Al Carbón Para Usos En General. A-193.- Grado B7. Material para tornillos sometidos a alta temperatura y de alta resistencia, menores a 64mm. (2-1/2 plg.), de diámetro. A-194.- Grado 2H. Material para tuercas a alta temperatura y de alta resistencia. A-307.- Grado B. Material de tornillos y tuercas para usos generales 7.2.2. PLACAS. Las placas deben cumplir con las especificaciones indicadas en la Tabla. “Materiales para la fabricación de tanques de almacenamiento” y bajo los parámetrostécnicos establecidos por ASTM.

Tabla 3.1. Materiales para la fabricación de tanques de almacenamiento CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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7.2.3. MATERIALES PARA EL DISEÑO DEL TANQUE La mínima temperatura de diseño permisible o la temperatura del sitio en donde se va a instalar el tanque es el criterio para la selección de los materiales que se va a usar para la construcción del cuerpo, piso y techo del tanque, como primera instancia, para ello se usa la Fig. 2.1. En la misma se presenta la relación que tiene el espesor de plancha, ubicadas en las abscisas (máximo de hasta 1.5 plg. incluido elespesor de corrosión) versus la temperatura de diseño del metal, ubicadas en las ordenadas, para los diferentes grupos. Para seleccionar el grupo API, utilizando la figura ingresamos con la temperatura del metal especificado previamente por el cliente, que de acuerdo con la norma se asumirá en -8 ºC sobre la temperatura ambiente más baja en un día pésimo. En nuestro país por sus características ambientales es apropiado el uso de los materiales base del grupo API I. Estos son: especificaciones para aceros ASTM 283 grado C, A285 grado C, A 131 grado A, A 36.

Figura 3.1. Grafica de tipo de material dependiendo del espesor del tanque

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Tabla 3.2. Grupos de materiales dependiendo la temperatura ambiente.

Tomando en cuenta que el material más comerciable en la industria es el Acero A36, que corresponde al Grupo I, idóneo para la construcción de tanques con espesores máximos de 40 mm, y estimando en base a la experiencia que los espesores de diseño del tanque, en forma general no serán mayores a 12 mm y que la temperatura del lugar en donde va a ser construido no baja de un mínimo en este año de - 8°C entonces la temperatura con la que se seleccionará el material para el diseño detanque, será de 20°C y con un espesor máximo de 12 mm.

7.3.

DISEÑO Y CÁLCULO DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO

7.3.1. DETERMINACIÓN DEL ESPESOR DE LA ENVOLVENTE. 7.3.1.1.

Características del Tanque.

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7.3.1.2. Datos de diseño del tanque. Diámetro interno 1ª virola

D = 80,500 m.

Radio interno medio 1ª virola

r = 40,268 m.

Altura máxima de llenado

H L l e= 18,300 m.

Altura total de la envolvente

H T o t= 19,500 m.

Numero de virolas

N=8

Densidad del product

G = 870 kg/ m3

Suplemento por corrosion

C = 1,50 mm

Coeficiente de soldadura

E = 1,0

Espesor mínimo especificado

tm i n = 11 mm

7.3.1. 3. Datos sobre las virolas VIROLA 1 2 3 4 5 6 7 8

ALTURA mm

MATERIAL

TENSION EN TENSION EN

2440 2440 2440 2440 2440 2440 2440 2420

A-131 Gr EH 36 A-131 Gr EH 36 A-131 Gr EH 36 A-131 Gr EH 36 A-131 Gr EH 36 A-131 Gr EH 36 A-283 Gr C A-283 Gr C

OPERACIÓN 206,5 MPa 206,5 206,5 206,5 206,5 206,5 137,6 137,6

PRUEBA 221 MPa 221 221 221 221 221 165 165

El valor de la densidad del producto G = 0,870 es un valor numérico sin unidades y para el cálculo por disposición de la refinería se toma G=1,0. En las fórmulas en las que aparece G,se toma el valor numérico sin unidades. 7.3.2. Método utilizado para determinar el espesor de las virolas. El método utilizado para el calculo de los espesores de la virolas es el del “Método del Punto Variable”. En origen fue desarrollado por L.P.Zick y R.V.McGrath bajo el titulo de “Desing of Large Diameter Cylindrical Shell” publicado por Procedings- División of Refining, American Petroleum Institute. New York 1968 Volume 48, Pág. 1114-1140. CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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Este modelo de calculo viene desarrollado en el libro “Welded Steel Tanks for Oil Storage” 10 Edición Septiembre 2003, API Standard 650. D = Diámetro medio del tanque en la 1º virola =80,536 m. t1 = Espesor de la 1ª virola (la del fondo) = 35,6 mm. H = Máxima altura del diseño del nivel del liquido en.=18,3 m. 7.3. 3. Exposición del método de cálculo Este es un método más elaborado que el clásico”Método del Pie”. La diferencia fundamental es que para tanques de diámetro mayor de 60 metros el método del punto variable consigue una reducción sustancial, en el espesor de las virolas de la envolvente, frente al método clásico del “pie”. Es un método más largo y por ser secuencial, pensado para desarrollarlo con programa informático, aunque también puede hacerse manualmenteEn este proyecto solo las tres primeras virolas tienen realizados los cálculos, pues de las 5 restantes solo se dan los resultados, para evitar el ocupar gran cantidad de páginas con las operaciones numéricas. Básicamente el método consiste en que para obtener el valor del espesor de una virola, se parte siempre del valor conocido de la virola inferior, y del valor mínimo que debe de tener la virola en estudio con una formula conocida. Con estos dos valores se van determinando sucesivos valores del espesor en distintos puntos por encima de la junta inferior de la virola, hasta que por acotamiento de estos valores se puede determinar la posición del punto en el cual se obtiene el valor óptimo del espesor en la virola seleccionada. Los pasos a seguir son: 1ª PRUEBA t 3 U2 = =29,6 mm. = t 2 d xH 2 =La misma =H-h =18,3-2,44=15,86 m. t L =Valor de 1ª virola= 35,6 mm. (r t)0,5= (40268 x 29,6)0,5 = 1091,7 CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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x1 = 0,61 (r tu)0,5 +320 C H = 1153,19. x 2 = 1000 C H = 1522,56 . x 3 = 1,22 (r tu )0,5 = 1406,89 . El menor valor de x = x1 = 1153,19 mm. x/1000= 1,153. 7.3.5. Resumen de los espesores de las virolas en operación, prueba. No se expone el cálculo individual de cada virola, todas son calculadas como la virola 2ª, dando el resumen de los espesores obtenidos con este método. Espesor de las virolas en operación (diseño) Espesor

Corrosión

Espesor total

Virolas V-1

33,83

1,5

35,33

V.-2

mm. 30,69

mm. 1,5

mm. 32,19

V-3

23,34

1,5

24,84

V-4

19,23

1,5

20,73

V-5

14,63

1,5

16,13

V-6

10,16

1,5

11,66

V-7

9,55

1,5

11,05

V-8

2,16

1,5

3,66

Espesor de las virolas en prueba hidrostática Espesor

Corrosión

Espesor total

Virolas V-1

31,68

V.-2

mm. 30,53

V-3

21,87

21,87

V-4

17,73

17,73

V-5

13,61

13,61

V-6

19,53

19,53

V-7

7,59

7,59

V-8

2,18

2,18

31,68 mm.

mm. 30,53

Espesores de las virolas en operación, prueba y mínimo adoptado.

CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

GRUPO 10 Página 72

Espesor en

Espesor en

Espesor

Espesor

Virolas V-1

Operación mm. 31,68 Prueba mm. 35,33

Mínimo mm. 35,60 Adoptado mm. 35,33

V.-2

32,19

30,53

32,19

32,20

V-3

24,84

21,87

24,84

25,10

V-4

20,73

17,73

20,73

21,00

V-5

16,13

13,61

16,13

16,40

V-6

11,66

19,53

11,68

13,10

V-7

11,05

7,59

11,05

13,10

V-8

3,66

2,18

11,00

12,00

7.4.

COMPROBACIÓN DE LA RIGIDEZ DE LA ENVOLVENTE POR VIENTO

El punto 3.9.7.1 del API STANDARD 650 da la ecuación en que se dice cual es la máxima altura de la envolvente de un tanque que puede estar no rigidizada. H l = Distancia vertical en m. a la viga contraviento en cabeza si el techo no es fijo, que puede estar sin rigidizar. t = Espesor de la virola de cabeza en mm. D = Diámetro nominal del tanque en m.. Esta fórmula está basada en una velocidad del viento de Vr =160 km./h Para otra velocidad V de diseño, en km/h, el resultado de –H- debe de ser multiplicado por: (V r / v)2 7.4.1. Datos de diseño D = Diámetro nominal del tanque =80,50 m. H VCW = Altura desde el fondo hasta la viga contra viento = 18,45 m. V = Velocidad de diseño del viento =144 km./h t 8 = Espesor de la virola de cabeza =12 mm. Presión máxima de vacío = 25,00 mm

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GRUPO 10 Página 73

Después de calcular la máxima altura de envolvente sin rigidizar, se debe calcular la altura de una envolvente equivalente, en que todas las virolas tengan el mismo espesor uniforme que la de cabeza. Para esto hay que calcular el nuevo valor de las alturas de cada una de las virola, con lo que tendremos una envolvente con altura de virolas diferentes pero todas del mismo espesor.La ecuación de transformación es: hreal = Altura de cada virola en el tanque real en mm. htransformada =Altura de cada virola en el tanque equivalente en mm. tuniforme = Espesor de la virola de la cabeza. treal = Espesor de cada virola en el tanque real en mm. La suma de todas las alturas de las virolas transformadas es la altura de la envolvente del tanque equivalente: Si la altura equivalente H E del tanque transformado es menor que la altura requerida H l no es necesario rigidizar la envolvente real. 7.5. DISEÑO DEL ESPESOR DEL FONDO Y DEL ANILLO PERIMETRAL DEL FONDO 7. 5. 1. Diseño del espesor del fondo El código API-STANDARD-650 en el punto 3.4.1 expresa que el espesor mínimo del fondo sin corrosión es de 6 mm. Espesor del fondo sin corrosión = 6, 00 mm. Espesor por corrosión =1,50 mm. Espesor adoptado = 8,00 mm. 7.5.2. Espesor y ancho del anillo perimetral 7.5.2.1. Espesor del anillo perimetral En el Código API-STANDARD-650 en el punto 3.53 expresa que el espesor de la placa anular del fondo tendrá el espesor mostrado en la Tabla 3.1 en función del espesor de

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GRUPO 10 Página 74

la 1ª virola (fondo) y de la tensión de prueba en la 1ª virola .Tensión de prueba en la ecuación adjunta. 7.6. DISEÑO DE LA VIGA CONTRAVIENTO Los tanques sin techo o con techo flotante deben de llevar en la parte superior de la virola más alta, una viga contraviento, para proporcionar la adecuada rigidez a la envolvente, y que ésta no se deforme por la acción que produce el viento. 7. 6. 1. Módulo de sección necesario. El Código API-STANDARD-650 en su punto 3.9.7.6. da la fórmula para determinar el Módulo de sección

Z, que debe de tener

la viga contraviento , para impedir la

deformación de la envolvente. Cuando la velocidad del viento es distinta a 160 km/h la fórmula para calcular el módulo de sección está multiplicada por la fracción V/160, en que V es la velocidad del viento que se considere en el diseño del tanque.

Fig - 4.1 Viga Contra viento

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GRUPO 10 Página 75

Los valores numéricos de la viga son: Espesor de la viga t 1 = 1,0 cm. Pestaña de la viga l 3 = 6,50 cm. Altura de la viga

l 2 = 17,20 cm. Ancho de la viga

l

1 = 127,00 cm. La pared de la virola de cabeza colabora en la unión con la viga, en una longitud de la pared L= 2x16 t S+t 1 =2x 16 x 1,2 +1,0=39,4 cm. El momento de inercia del conjunto

i x = 434.491,28 cm4

Módulo de sección disponible

Z X = 6027,94 cm.

LA VIGA ADOPTADA CUMPLE LO REQUERIDO. 7.7. ACCIONES SOBRE EL FONDO DEL TANQUE 7.7.1. Datos (tanque nuevo) Diámetro nominal del tanque

D = 80,50 m.

Altura total de la envolvente

H C =19,50 m.

Altura máxima de llenado

H ll =18,30 m.

Sobrecarga en el techo (nieve + otros)

Sn =122,00 kp / m2.

Presión interna de diseño

Pi = 0,00 kp / m2

Momento de vuelco por viento

M V =1.469.063 m x kp.

Momento de vuelco por sismo

M S =15.2168.654 m x kp.

Peso especifico del agua en la prueba hidrostática

ρ a = 1,00 Tm / m3.

Peso especifico del producto

Ρ P = 1,00 Tm / m3.

Peso de la envolvente + peso de los accesorios

Pe = 899.185 kp.

Peso del techo + peso de los accesorios

P t = 417.620 kp.

Peso del fondo + peso de los accesorios

P f = 356.036 kp.

Peso máximo del contenido

Pm c = 18.300 kp / m2

Peso de la lamina de agua “w l”

W L = 12.959 kp / m.

Peso de un calentador (lleno)

Pc = 265 kp.

Necesidad de anclajes (por sismo o por viento)

NO

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GRUPO 10 Página 76

7.5.2. Datos. (Condición tanque corroído) Diámetro nominal del tanque

D = 80,50 m.

Altura total de la envolvente

HC =19,50 m.

Altura máxima de llenado

Hll =18,30 m.

Sobrecarga en techo (nieve + otros)

Sn =122,00 kp / m2.

Presión de diseño interna

Pi = 0,00 kp / m2

Momento de vuelco por viento

M V =1.469.063 m x kp.

Momento de vuelco por sismo

M S =15.2168.654 m x kp.

Peso especifico del agua en la prueba

ρ a = 1,00 Tm / m3

Peso especifico del producto

Ρ P = 1,00 Tm / m3.

Peso de la envolvente + peso de los accesorios

Pe = 840.015 kp.

Peso del techo + peso de los accesorios

P t = 336.185 kp.

Peso del fondo + peso de los accesorios

P f = 290.800 kp.

Peso máximo del contenido

Pm c = 18.300 kp / m2

Peso de la lamina de agua “w l”

W L = 11.744 kp / m

Peso de un calentador (lleno)

Pc = 265 kp.

Necesidad de anclajes (por sismo o por viento)

NO

7.7.3. Calculo de cargas sobre la infraestructura de apoyo.

DATOS DE CARGAS VERTICALES SOBRE FUNDACIONES CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

GRUPO 10 Página 77

CARGAS UNIFFORMES Q f = Acción máxima .sobre el fondo( producto+presión Q 1 = Acción periférica. permanente Q 2 = Acción periférica. por sobrecarga exterior del techo Q 3 = Acción periférica .máxima. debida al viento máximo Q 4 = Acción periférica .máxima. debida al sismo máximo Q 5 = Acción periférica debida a la presión interior CARGAS PUNTUALES J 1 = Acción puntual máxima debida a los apoyos de los calentadores J 2= Acción puntual transmitida por las columnas (permanente) J 3 = Acción puntual transmitida por las columnas (sobrecarga) J 4 = Acción puntual máxima por los anclajes ( Por unidad) 7.5.8. Cuadro de cargas uniformes sobre la base Acción

Qf

Q1

Q2

Q3

Q4

Q5

Unidades

Kp/m2

Kp/m

Kp/m

Kp/m

Kp/m

Kp/m

Tanque - nuevo

18.492

3.556

0

289

2.990

0

Tanque - corroído 18.479

3.222

0

289

2.982

0

7.5.9. Cuadro de cargas puntuales sobe la base Acción

J1

J2

J3

J4

Unidades

Kp

Kp

Kp

Kp

Tanque - nuevo

265

0

0

0

Tanque - corroído 265

0

0

0

7.6. CÁLCULO DEL TECHO FLOTANTE

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GRUPO 10 Página 78

7.8.1. Bases generales El techo flotante se caracteriza por ser una estructura proyectada para flotar sobre la superficie del líquido en un tanque abierto por su parte superior, estando en contacto permanente con el líquido interior del tanque. El fin del techo flotante es el impedir que el vapor del líquido entre en contacto con la atmósfera, con lo que se reduce la posibilidad de que el vapor pueda explosionar. Generalmente los vapores suelen ser volátiles y altamente explosivos en contacto con el aire, con lo que al estar el techo en contacto permanente con el líquido no permite que se forme una capa de vapor y que este entre en contacto con la atmósfera. Los dos tipos de techo flotante, son de simple portón y de doble cubierta. El techo del tipo “simple portón” es aquel en que el techo posee un pontón anular dividido en compartimentos estancos y con el área central, cubierta con un diafragma de una sola capa. El techo y sus accesorios se proyectarán de tal forma que permitan al tanque rebosar y retornar a un nivel de líquido que haga flotar al techo bastante por debajo de la parte superior de la envolvente del tanque, sin daño para ninguna parte del techo, envolvente o accesorios. Las condiciones exigibles a un techo flotante tipo simple pontón son. a) El volumen mínimo del pontón será suficiente para mantener el techo en flotación sobre un líquido cuya densidad relativa no exceda de 0,7 kg/l, cuando la cubierta y dos compartimentos estancos cualesquiera se encuentran perforados y el drenaje primario del techo se encuentra fuera de funcionamiento. b) El volumen mínimo de pontón de un techo de cubierta única, será suficiente para mantener el techo a flote sobre un liquido cuya densidad relativa sea 0,7, mientras soporta una altura equivalente a 254 mm de precipitación de lluvia sobre la totalidad del área del techo, concentrada en la cubierta central, considerando el drenaje primario del techo fuera de funcionamiento. En estas condiciones no se consideran perforados los compartimentos del pontón ni la cubierta. CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

GRUPO 10 Página 79

7.8.2. Calculo de la flotabilidad del techo “Tipo Simple Pontón” 7.8.2.1. Esquema

7.8.3. Datos

Diámetro nominal del tanque

D= 80,500 m.

Diámetro exterior del techo

D 1= 80,094 m..

Diámetro exterior de la membrana

D 2 =69,894 m.

Peso especifico del producto

G= 0,87 Tn/m3

Peso estimado del techo sin accesorios

P 1=387,05 Tn.

Peso estimado de los accesorios del techo

P2 =30,570 Tn.

Peso estimado del pontón con los accesorios

W = 185,740 Tn.

Espesor de las chapas de la membrana

T =6,50 mm.

Número de compartimentos del pontón

N= 48.

Altura del pontón, por el lado en contacto con la junta

H= 0,800 m.

7.8.4. Cálculos previos a) Distancias Distancias

Medida

h1

0,06240 m.

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GRUPO 10 Página 80

h2

0,04250 m.

h3

0,1560 m

∆h = h 3 – h 1

0,0935 m.

b) Volumen desplazado con producto de peso especifico 0,7: V= 596,5 m3 7.8.5. Cálculo del hundimiento del techo Se consideran tres hipótesis: a) En servicio normal, (considerando solo el peso propio) b) Con lluvia caída de 250mm de columna de agua y desagües inutilizados. c) Perforación de la membrana y de dos compartimentos Hipótesis

Hundimiento

a

H H 1= 0,227 m.

b

H H 2= 0,594 m.

c

H H 3 = 0,539 m.

7.8.6. Cálculo del margen de seguridad Hipótesis

Margen de seguridad – M -

a

M 1 = H -H 1 = 0,573 m.

b

M 2 = H -H 2 = 0,206 m.

c

M 3 = H -H 3 = 0,261m.

“En las tres hipótesis consideradas, el margen de seguridad es superior al admisible, por ello, se puede asegura la flotabilidad del techo”.

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7.8.7. Determinación de la rigidez del pontón

7. 8. 8. Datos de partida Designación

INICIAL

DIMENSION

Radio del tanque

rs

4025,00 cm.

Radio exterior del techo flotante

ro

4004,70 cm.

Radio interior del techo flotante

ri

3497,70 cm.

Radio medio del pontoon

Rm = 0,5(ro-ri) 3749,70 cm.

Altura de la pared exterior del pontón

H0

80 cm.

Altura de la pared interior del pontón

HI

45 cm.

Espesor de la membrana central

t

0,60 cm.

Espesor de la chapa superior del pontón

t4

0,50 cm.

Espesor de la chapa inferior del pontón

t3

0,65 cm.

Peso especifico del producto

γ

7 x 10-4 kp / cm3

Módulo de Young

E

2,1 x 106 kp / cm2

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GRUPO 10 Página 82

7.8.9. Tamaño de las paredes del pontón

Paredes

interior exterior

Denominación Dimensión Espesor

t1

1,9 cm.

Longitud

l1

45 cm.

Espesor

t2

0,65 cm.

Longitud

l2

80 cm.

7.8.10. Número y tamaño de los angulares transversales rigidizares Nº y tamaño

2 L.-70 x 70 x 7

Sección unitaria

9,4 cm2. Unidad

Momento de inercia

42,3 cm4 Unidad

7.8.11. Área del pontón Elemento

Área

Pared interior

85,50 cm2.

Pared exterior

21,03 cm2.

Membrana superior e inferior

48,89 cm2.

Angulares

23,60 cm2.

Área real efectiva

179,02 cm2.

7.9. CÁLCULO DE LOS SOPORTES TUBULARES DEL

TECHO FLOTANTE

“SIMPLE PONTÓN” En el techo se colocan patas tubulares en círculos concéntricos en la membrana y en el pontón. Estas patas tienen por objeto mantener el techo flotante cuando el líquido desciende a su cota más baja, pues entonces las patas se apoyan sobre el fondo y sostienen a la membrana y al pontón.

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GRUPO 10 Página 83

Las patas están formadas por dos tubos concéntricos, uno exterior al cual va soldada la membrana o el pontón, según sea tubo situado en la membrana o situado bajo el pontón. En la posición más baja del techo ,al disminuir la altura del liquido, el tubo exterior solidario al techo, desliza sobre el tubo interior, hasta que hace tope , y es entonces cuando los tubos interiores apoyados en el fondo se comportan como patas, y sobre ellas descansa todo el techo más la sobrecarga de diseño que actúa sobre el. Los tubos están colocados a distancias máximas de 6,00 m., unos de otros, y la forma de distribución es colocándolos en círculos concéntricos alrededor del centro del techo, siendo la diferencia radial entre los circulo de 6,00 m.

En la zona del pontón se colocan dos círculos concéntricos entre si y concéntricos a los de las patas de la membrana, En cada uno de los 2 círculos del pontón se coloca 1 pata por compartimento estanco del pontón. Las dimensiones de los tubos y su distribución en cada círculo concéntrico en la membrana son: a) Disposición de los tubos en la membrana

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Ø de tubos ext.

Ø de tubos int..

Radio del Círculo

Nº

de

tubos

3

2 1/2

2,00

cada 3

pulgadas 3

pulgadas 2 1/2

m. 6,00

7

3

2 1/2

12,00

13 circulo

3

2 1/2

18,00

3

2 1/2

24,00

19 membrana 26

3

2 1/2

30,00

32

El Numero total de patas tubulares en la membrana es de

por

en

N =100 en 6 circulo

separados a intervalos de 6,00 m. En la zona del pontón se distribuyen l 2 círculos a distancias menores de 6,00, y se colocan en cada círculo tantas patas como compartimentos existan, en nuestro caso 48 b) Disposición de los tubos en el pontón Ø de tubos externos Ø de tubos internos Radio del círculo

Nº

de

4

3

35,647

cada 48

pulgadas 4

pulgadas 3

m. 39,347

48

tubos

circulo

por

en

membrana El número de patas tubulares colocados en el portón es de N =96 Todos los tubos son de material en Acero al Carbono A-106 Gr b Sch 80 7.9.1. Datos Techo Diámetro del tanque

D =80,50 m.

Radio exterior del pontón

R E P =40,047 m.

Área de la superficie del pontón

A P= 1207,35 cm2

Radio externo membrana (interno pontón)

R E M =34,947 m.

Área de la superficie de l membrana

A M = 3836,80 cm2

Peso total de la membrana

PM = 417.620 kp

Peso total del pontón

PP = 185.740 kp

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Nº compartimentos en pontón

48

Nº total soportes en pontón

N P P = 96

Nº total soportes en membrana

N P M =100

Carga viva sobre el techo

q = 122 kp/m2

7.9.2. Datos de las patas a) Membrana: tubos de 21/2” A-106 Gr B Sch 80

Diámetro exterior de las patas de la de membrana

d e m= 6,03 cm.

Diámetro interior de las patas de la membrana

d i m =5,90 cm.

Espesor

t m = 0,701 cm.

Área de la sección del tubo (pata)

A p m= 14,54 cm.2

Momento de inercia del tubo (pata)

I p m = 80,00 cm.4

Radio de giro del tubo (pata)

r p m = 2,35 cm.

Longitud del tubo (pata) en trabajo

L p m= 396,7-123,6=273,1

Esbeltez del tubo (pata)

λcm.p m =L p m / rpm

Limite Elástico del material del tubo

F y =2461 kp / cm.2 =116,21.

Módulo de elasticidad del material del tubo

E = 2.100.000 kp / cm.2

b) Pontón : tubos de 3” A-106 Gr B Sch 80

Diámetro exterior de las patas de la membrana

d e P= 8,89 cm.

Diámetro interior de las patas de la membrana

d i P=7,37 cm.

Espesor de los tubos (patas)

t P = 0,762 cm.

Área de la sección del tubo (pata)

A p p= 19,46 cm. 2

Momento de inercia del tubo (pata)

I p p = 162,09 cm. 4

Radio de giro del tubo

r p p = 2,35 cm.

Longitud del tubo en trabajo

L p p= 308,5-125,0= 183,5

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cm.

GRUPO 10 Página 86

Esbeltez del tubo

λ p p = L p p/ r p p

=

Limite Elástico del material del tubo (pata)

F y =2461 kp /c m. 2 78,08.

Modulo de Elasticidad del material del tubo (pata)

E = 2.100.000 kp / cm. 2

7.10. Cálculo de las tensiones de trabajo a Compresión en las patas a) Membrana Superficie total de la membrana: A M = 3836,80 cm2 Número de patas en la Membrana: N P M = 100 Carga en cada soporte por sobrecarga: q So M = 122 kp/m2 x A P M = 4681,14 kp Carga total en un soporte de la Membrana: Q T P M =4176,20+ 4681,14 = 8857,34 Kp b) Pontón Superficie total del Pontón: A P = 1207,35 cm2 Número de patas en el Pontón: N P P = 96 Superficie correspondiente a un soporte: A P P = 12,57 m2

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CAPITULO IV 5. CONCLUSIONES 

Con la ampliación de la capacidad de almacenamiento de hidrocarburo en la planta de almacenaje en la localidad de Montero del departamento de Santa Cruz se incrementara el volumen de almacenamiento total que será de 23,848.1 BBL



Diseño del tanque de techo flotante tipo ponton tiene como beneficio principal reducir las pérdidas por evaporización en la gasolina , ya que dicho techo permanece en contacto la gasolina de esta manera se obtiene un volumen racional del producto , Adams como beneficio complementario se reduce el daño al medio ambiente y el riesgo de formación de mezclas explosivas en las cercanías del tanque



Tenemos que resaltar que la seguridad de en estos tanques son de suma importancia, para reducir daños, para lo cual debemos evitar roturas de los tanques con producto almacenado, derrames por descuido en el llenado e Incendio del producto.



Las CUBIERTAS INTERNAS FLOTANTES instaladas en tanques de techo fijo existente permiten incrementar la seguridad y disminuir las pérdidas por evaporación y en consecuencia las emisiones.



Los DOMOS GEODESICOS DE ALUMINIO, permiten incrementar la seguridad contra incendios, disminuir las mermas por efecto del viento, evitan la contaminación del producto y reduce los costos de mantenimiento.

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6. RECOMENDACIONES Es importante antes de empezar el diseño mecánico de tanques de almacenamiento, conocer las condiciones de operación del tanque como: volumen a almacenar, temperatura, presión de trabajo, peso específico del líquido almacenado, corrosión permisible, etc.

Los cimientos del tanque son importante ya que sobre esta descansara el tanque de almacenamiento por lo que debe ser analizada previo montaje de las planchas del fondo. La implementación del techo flotante interno tiene como beneficio principal reducir las pérdidas por evaporización en el petróleo, ya que dicho techo permanece en contacto con el crudo, de esta manera se obtiene un volumen racional del producto, además como beneficio complementario se reduce el daño al medio ambiente y el riesgo de formación de mezclas explosivas en las cercanías del tanque. Logramos observar la importancia de la estructura de los techos flotantes los cuales deben soportar con seguridad como mínimo el peso de dos personas (227 kgf/0,1 m2) caminando en cualquier parte de las membranas y sin causar daños a ésta, mientras se encuentre flotando o descansando en sus soportes, además no debe permitir la existencia del producto en la parte superior de las membranas. Los techos flotantes internos poseen características importantes relacionadas con su capacidad de flotación la cual está en función de su peso ,los sello, accesorios, y la fricción que se genera entre el sello y la pared del tanque durante el llenado y vaciado, además deberíamos emplear un tanque de techo fijo debido a que el liquido almacenado es diesel y su volatilidad es baja Las juntas de la cubierta o del techo flotante interno deben ser herméticas al vapor y al producto, para evitar pérdidas. Es importante que diseño del sello primario o secundario debe permitir la instalación, desmontaje y reemplazo manual, desde la parte superior del techo flotante interno.

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7. BIBLIOGRAFIA 

YPFB logistica s.a.



API 650, Welded Tanks for Oil Storage, Décimo Primera Edición.



Manual of Steel Construction AISC, Segunda Edición



Diseño y Cálculo de Tanques de Almacenamiento, INGLESA.



McCORMAC, Jack C., Diseño de estructuras metálicas, Editorial Alfaomega, Cuarta Edición



SHIGLEY, Diseño en Ingeniería Mecánica, Editorial Mc Graw Hill, OctavaEdición



MEGYESY Eugene F., Manual de Recipientes a Presión, Editorial GrupoNoriega Editores, Primera Edición



Diseño

de

Tanques

Atmosféricos,

Comité

de

Normalización

de

PetrolerosMexicanos, PEMEX 

AWS D1.1, Structural Welding Code Steel, Décimo Octava Edició.

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ANEXOS

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NORMAS LEGALESDECRETO SUPREMO NO. 25502DE LAS ESPECIFICACIONES TECNICAS

Artículo 10.Las empresas que diseñen, construyan, operen ó abandonen una Refinería, Planta Petroquímica o Unidad de Proceso, deben asegurarse que dichas instalaciones estén diseñadas, construidas, operadas o abandonadas de acuerdo a: a) Los requisitos establecidos en el presente Reglamento. b) Los requisitos contemplados en las normas ACI, API, ASME, ANSI, ASTM, NFPA,

AWS,IEEE,

NEMA,

TEMA

y

otros

estándares

reconocidos

internacionalmente por la industria de la Refinación, Plantas Petroquímicas y Unidades de Proceso y prácticas de acuerdo al máximo avance de la tecnología, relacionadas con la seguridad del personal, la comunidad e instalaciones, control y preservación del medio ambiente y conservación de la energía. Cuando exista discrepancia entre las normas y estándares mencionados en el inciso b) y los indicados en los Anexos A al E, se utilizarán aquellos que otorguen la mayor seguridad e integridad a las instalaciones y serán los que prevalezcan en todo su alcance.

Artículo 11.Las instalaciones de almacenaje y los ductos de recepción y despacho que son parte integral de la operación dentro de los predios de las Refinerías, Plantas Petroquímicas y Unidades de Proceso deberán cumplir con lo establecido en los siguientes reglamentos: a) Reglamento para la Construcción y Operación de Terminales de Almacenaje de CombustiblesLíquidos, aprobado mediante Decreto Supremo 25048 de 22 de mayo de 1998 ó disposiciones posteriores y cumplan en cuanto a distancias con lo establecido en el Anexo“C”. b) Reglamento para la Construcción y Operación de Plantas de Engarrafado de Gas Licuado dePetróleo, aprobado mediante decreto Supremo 24721 de 23 de julio de 1997 ó disposiciones posteriores.

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c) Reglamento para el Diseño, Construcción y Abandono de Ductos en Bolivia, aprobado mediante Decreto Supremo 24721 de 23 de julio de 1997 ó disposiciones posteriores.

CAPITULO VI DE LA SOLICITUD PARA LA CONSTRUCCION Y OPERACION DE REFINERIAS O UNIDADES DE PROCESO

Artículo 12.Las Empresas interesadas en la Construcción y Operación de Refinerías, Plantas Petroquímicas ó unidades de Proceso, deberán cumplir con los requisitos legales que se estipulan en el artículo 13. Asimismo los estándares técnicos deberán cumplir con lo indicado en el artículo 14 y Anexos A, B, C, D, E, F y G.

Artículo 13.- Requisitos Legales a) Memorial de solicitud dirigido al señor Superintendente de Hidrocarburos, detallando el nombre de la persona individual o colectiva, nacional o extranjera, su denominación o razón social, domicilio legal y lugar donde pretende construir la Refinería o Unidad de Proceso, señalando dirección y localidad de la misma. b) Copia legalizada del documento de propiedad del terreno a nombre de la Empresa, con inscripción en el registro de Derechos Reales y formulario de pago de impuestos de la última gestión. c) Certificado de inscripción en el Registro de Empresas de la Superintendencia deHidrocarburos. d) Comprobante de depósito bancario por $us 10,000 a nombre de la Superintendencia deHidrocarburos, por concepto de pago de evaluación del proyecto y otorgación de laResolución Administrativa de Construcción de la Refinería, Planta Petroquímica ó Unidades deProceso.

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Artículo 14.- Requisitos Técnicos a) Memoria descriptiva del proyecto, con indicación detallada de cada uno de los elementos que componen la Refinería o Unidad de Proceso, sus características, capacidades, materiales a utilizar, equipos a ser instalados, de los trabajos a realizar, calidad de los productos contingencias. b) Ingeniería Conceptual del Proyecto que comprenda: 

Plano de ubicación del terreno.



Plano topográfico del terreno con indicación de linderos y superficie en metros cuadrados.



Planimetría a escala con indicación de la ubicación de todas las instalaciones (“Lay Out”).



Plano General de la Red de Agua contra Incendios y descripción de los equipos. Proceso y de productos terminados.

c) Declaratoria de Impacto Ambiental o documento equivalente emitido por autoridad competente. d) Aprobación por el Gobierno Municipal de la jurisdicción, de la ubicación de la Refinería oUnidades de Proceso, en relación a los núcleos poblados, parques industriales, carreteras, líneas férreas, vías, etc. e) Plan de Desarrollo Sostenible f) Un resumen de los beneficios económicos que representaran para el país en cuanto a mano de obra durante la construcción, uso de materiales de fabricación nacional, empleo permanente etc.

CAPITULO VII DE LA AUTORIZACION DE CONSTRUCCION

Artículo 15.La Superintendencia de Hidrocarburos, previa verificación del cumplimiento los requisitos de carácter técnico y legal señalados en el presente Reglamento, en el plazo de 20 días hábiles luego de presentada la solicitud, deberá responder si la misma cumple o no con los requisitos establecidos en el Capítulo VI. En caso negativo se CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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deberá indicar las observaciones que deben ser subsanadas por la Empresa interesada.

Artículo 16.Admitida

la

solicitud,

las

Unidades

Técnica

y

Legal

dependientes

de

la

Superintendencia de Hidrocarburos, previa verificación del cumplimiento de los requisitos señalados en la presente disposición, en el plazo de 40 días hábiles elevarán a consideración del Superintendente de Hidrocarburos los informes de carácter técnico y legal, que evalúen lo estipulado en la presente disposición.

Artículo 17.De ser favorables los informes mencionados, el Superintendente de Hidrocarburos dictará la Resolución Administrativa correspondiente, en el plazo de 20 días hábiles. Copias legalizadas de la Resolución Administrativa autorizando la Construcción y Operación de la Refinería, Planta Petroquímica o Unidad de Proceso, con la firma y rúbrica del Superintendente en señal de aceptación, serán puestas en conocimiento de la Empresa para su cumplimiento.

Artículo 18.En caso de que el informe técnico y/o legal sea negativo, la Empresa dispondrá de 40 días hábiles prorrogables para subsanar las observaciones efectuadas. Superadas las mismas, la Superintendencia de Hidrocarburos obrará en consecuencia; caso contrario el interesado podrá pedir su reconsideración ante la Superintendencia General o recurrirá a instancias jerárquicas superiores conforme estipula la Ley SIRESE.

Artículo 19.La Resolución que autorice la construcción y operación de la Refinería, Planta Petroquímica o Unidad de Proceso, consignara además, las siguientes condiciones: a) Que la totalidad de los componentes de la Refinería, Plantas petroquímicas o Unidad deProceso, cumplan las normas técnicas, de seguridad y medio CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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ambiente mínimas establecidas en el presente documento, incluyendo los Anexos A, B, C y D del presenteReglamento. a) Que la Empresa se someterá a las inspecciones técnicas que efectuarán personeros autorizados de la Superintendencia de Hidrocarburos durante el período de construcción y operación de la Refinería o Unidad de Proceso, así mismo a los controles y certificaciones estipulados en el Capítulo XII del presente documento. b) Que la Autorización para la Construcción de la Refinería, Planta Petroquímica o Unidad del inicio de obras y cronograma de ejecución, quedará automáticamente caducada o revocada, salvo que el solicitante justifique su prorroga. c) Que la Empresa deberá cumplir con lo establecido en el Artículo 6 de la Ley de Hidrocarburos.

Artículo 20.I.

La Superintendencia de Hidrocarburos podrá declarar caduca o revocada una Resolución proceso, así como la Licencia de Operación por las causales establecidas en los incisos a), b) y d) del Artículo 67 de la Ley de Hidrocarburos.

II.

Conforme el parágrafo I anterior, la Superintendencia para declarar caduca o revocada una resolución administrativa de autorización de construcción o licencia de operación, deberá notificar previamente al autorizado o licenciatario con la apertura del procedimiento de caducidad o revocatoria, fundamentando las razones de esta posible declaratoria, para que este de parte. Una vez recibida la respuesta del licenciatario, la Superintendencia evaluando sus razones y a petición documentada del mismo, podrá otorgar un plazo perentorio para que este ejerza sus derechos que le otorga la autorización de construcción o licencia de operación, o rectifique su conducta, o en su defecto dictará la respectiva resolución que declarará caduca o revocada la licencia dentro de los 30 días siguientes. La resolución administrativa que declara

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Artículo 21. La Resolución Administrativa de autorización otorgada por la Superintendencia de Hidrocarburos para la Construcción de una Refinería, Planta Petroquímica o Unidad de Proceso es intransferible, en tanto el proyecto no se encuentre totalmente concluido y aprobado por la Superintendencia de Hidrocarburos mediante la Licencia de Operación, salvo justificativos que a criterio de la Superintendencia de Hidrocarburos ameriten una autorización expresa de transferencia.

Artículo 22.Las Empresas quedan expresamente prohibidas de iniciar obras antes de haber obtenido la Resolución de Autorización de Construcción, su incumplimiento quedará sujeto a las sanciones establecidas en el presente reglamento. La Empresa solamente podrá continuar actividades una vez que haya cumplido con el presente Reglamento y la Superintendencia haya autorizado en forma expresa el reinicio de trabajos.

Artículo 23.Con posterioridad a la solicitud y antes de la autorización de construcción, la Superintendencia de Hidrocarburos realizará una inspección inicial a efectos de verificar las condiciones y dimensiones del terreno, así como las colindancias o construcciones vecinas. En la etapa de construcción se realizaran las inspecciones intermedias para verificar el avance de obras, materiales utilizados así como procedimientos de construcción y cumplimiento de normas técnicas. A la conclusión de obras se procederá a realizar una inspección final para verificar que establecida para los productos regulados. Al final de dicha inspección se levantará un acta donde constarán los resultados de la inspección final.

CAPITULO VIII DE LA LICENCIA DE OPERACION

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Artículo 24.Para ingresar en la etapa de operación la Empresa solicitará a la Superintendencia de Hidrocarburos, mediante memorial, la inspección técnica final de las instalaciones industriales para verificar el cumplimiento de las especificaciones establecidas en el Capítulo V de la presente disposición.

Artículo 25.El cumplimiento de las condiciones Técnicas y Legales será suficiente para que la Superintendencia de Hidrocarburos otorgue la Licencia de Operación en un plazo no mayor a los 20 días hábiles a partir de la finalización de la inspección técnica de las instalaciones, para cuyo efecto la Empresa deberá adjuntar la siguiente documentación: Requisitos Técnicos a) Certificados de calidad de los productos finales, otorgados por laboratorios de Control deCalidad acreditados por organismo competente. b) Diagrama de flujo integral con descripción de capacidades y características esenciales de equipos, instrumentos, instalaciones y materiales a utilizar. c) Certificados de calibración de tanques de almacenamiento otorgados por una empresa de servicios inscrita en el registro de empresas para tareas de inspección y auditorías técnico – operativas de la Superintendencia de Hidrocarburos. d) Certificados de calibración de medidores de caudal otorgados por SERMETRO. e) Certificado de prueba hidrostática de todos los equipos en instalaciones sometidos a presión, de acuerdo a normas A.P.I. - 1110, A.P.I. - 620, A.P.I. 650, A.N.S.I. / A.S.M.EB31.3 y otras aplicables. f) Certificados de pruebas no destructivas en todas las Unidades de Proceso, tanques de almacenamiento, líneas de recepción y despacho u otras que lo requieran. g) Certificados de garantía de equipos y maquinarias otorgados por el o los fabricantes, debidamente homologados por organismo de certificación en el país de origen.

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h) Certificados de garantía otorgados por el titular de la patente o tecnología a ser utilizada en los procesos y calidad de los productos a ser obtenidos. i) Documento de conformidad de la puesta en marcha de la Refinería, Planta Petroquímicao Unidades de Proceso, suscrito por el fabricante, el titular de la patente o tecnología y por la Empresa. j) Planos de Arquitectura planta cortes y fachadas en escala 1:50 o 1:100, aprobados por autoridad competente o el gobierno municipal de su jurisdicción. k) Planos de Instalaciones electromecánicas, que deberán ajustarse a las normas técnicas y de seguridad establecidas en el presente Reglamento, las que serán realizadas por un profesional de la especialidad, debidamente registrado en la Sociedad de Ingenieros deBolivia (SIB). l) Planos de instalaciones sanitarias y sistemas de drenaje pluvial e industrial, aprobados por autoridad competente de la jurisdicción. m) Estudio de suelos y de aguas subterráneas. n) Informe de inspección final emitido por la unidad responsable de la Superintendencia deHidrocarburos. Requisitos Legales o) Pólizas

de

Seguro

emitidas

por

entidades

aseguradoras

debidamente

autorizadas porIntendencia de Seguros, dependiente de la Superintendencia de Seguros, Valores yPensiones, de acuerdo al Anexo F del presente Reglamento

CAPITULO IX DE LAS OPERACIONES

Artículo 26.Al momento de ser notificados con la licencia de operación, la Empresa deberá presentar a la Superintendencia de Hidrocarburos los manuales de operación, de seguridad, de puesta en marcha, así como el plan de contingencias. La Empresa también deberá presentar copias de los manuales de cuidado del medio ambiente y seguridad y cuidado de la salud ocupacional (EHS). Este último manual deberá estar basado en publicaciones API 9100 A y B o sistemas equivalentes. CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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Artículo 27.Las instalaciones serán diseñadas para evitar la descarga de aguas contaminadas al medio ambiente. Las aguas contaminadas durante las operaciones de la Refinería, Planta Petroquímica oUnidades de Proceso, deberán ser tratadas en separadores de aceite e instalaciones apropiadas, de tal manera que las aguas efluentes descargadas al exterior, deberán cumplir los requisitos mínimos de calidad establecidas en el Reglamento de la Ley de Medio Ambiente aprobado mediante Decreto Supremo 24176 de 8 de diciembre de 1995, así como el Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos aprobado mediante Decreto Supremo 24335 de 16 de julio de 1996 disposiciones posteriores.

Artículo 28.Todas las instalaciones deberán ser diseñadas de forma que las emisiones atmosféricas cumplan con los requerimientos de calidad del aire, establecidas en Reglamentos mencionados en el artículo precedente o disposiciones posteriores.

Artículo 29.Los niveles de calidad de los productos que comercialice la Empresa, como resultado de sus operaciones en Refinería, Plantas Petroquímicas y Unidades de Proceso instaladas, deberán cumplir: a. Como mínimo los niveles de calidad establecidos en el Reglamento de Calidad. b. Si se tratan de productos intermedios y finales no especificados en el Reglamento

citado

anteriormente,

deberán

ajustarse

a

las

especificaciones y restricciones de las NormasA.S.T.M., A.P.I.

Artículo 30.Todas las instalaciones industriales y actividades operativas deberán cumplir con normas establecidas en Reglamentos específicos del sector hidrocarburos, en actual vigencia. CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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Artículo 31.Las especificaciones a las que deberán sujetarse las instalaciones destinadas a las operaciones de mezclado de gasolinas con alquilos de plomo (exclusivamente para producción de gasolinas de aviación), están contenidas en las especificaciones del Anexo B – Sección V-e).

REGLAMENTO PARA CONSTRUCCION Y OPERACIÓN DE PLANTAS DE ALMACENAJE DE COMBUSTIBLES LIQUIDOS

CAPITULO I

DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1.De conformidad a la Ley del Sistema de Regulación Sectorial (SIRESE) Nº 1600 de 28 de octubre de 1.994 y la Ley de Hidrocarburos 1689 de 30 de abril de 1.996, la comercialización de hidrocarburos y sus derivados en el mercado interno es libre y podrá ser realizada por cualquier persona individual o colectiva, nacional o extranjera, mediante su registro en la Superintendencia de Hidrocarburos del Sistema de Regulación Sectorial (Superintendencia) y el cumplimiento de disposiciones legales vigentes.

Artículo 2.Son atribuciones de la Superintendencia de Hidrocarburos el promover, con personas individuales o colectivas, nacionales o extranjeras de derecho privado, proyectos de Construcción y Operación de Plantas de Almacenaje, para la comercialización al por mayor de combustibles líquidos, principalmente de gasolinas y diésel oíl de uso automotor. Asimismo es función de la Superintendencia de Hidrocarburos cumplir y hacer cumplir las Leyes, Normas y Reglamentos vigentes en el sector, conforme el Artículo 10 de la Ley del Sistema de Regulación Sectorial (SIRESE). CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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Artículo 3.Las personas individuales o colectivas de derecho privado, o empresas mixtas, en adelante nombradas empresas, interesadas en la con construcción y operación de plantas

de

Almacenaje,

deberán

cumplir

las

condiciones y especificaciones

establecidas en el presente Reglamento.

Artículo 4.Son sujetos del presente Reglamento los proveedores de hidrocarburos como Y.P.F.B., las Empresas Importadoras y las refinadoras o industrializadoras privadas; los distribuidores mayoristas y los Concesionarios de Estaciones de Servicio.

CAPITULO II COMPETENCIA DE AUTORIDADES Artículo 5.La Superintendencia de Hidrocarburos es el ente sectorial responsable de vigilar la correcta prestación de servicios por las empresas y demás entidades reguladas del sector así como velar por la calidad de los productos derivados del petróleo y la seguridad en las diferentes actividades del sector, labor que realizará por si misma o a través de terceros.

Artículo 6.Es responsabilidad de la Secretaría Nacional de Energía la elaboración y aprobación de los reglamentos correspondientes a las diferentes actividades del sector hidrocarburos, conforme lo establece el D.S. 24546 de 31 de marzo de 1.997

Artículo 7.La Secretaría Nacional de Industria y Comercio mediante la Dirección de Desarrollo la cantidad y calidad de los hidrocarburos comercializados en el mercado interno del país.

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Artículo 8.El Instituto Boliviano de Normalización y Calidad (IBNORCA), es la entidad encargada de la elaboración y aprobación de normas de calidad, certificación y acreditación.

CAPITULO III DE LA SOLICITUD Artículo 9.Las Empresas interesadas en la Construcción y Operación de Plantas de Almacenaje de Combustibles Líquidos, principalmente de gasolinas y diésel oíl deberán cumplir con la presentación de los requisitos legales y técnicos que se estipulan en los artículos 10 y 11 del presente Reglamento.

Artículo 10.- REQUISITOS LEGALES a) Memorial de solicitud a la Superintendencia de Hidrocarburos del Sistema deRegulación Sectorial (SIRESE), detallando el nombre de la persona individual o colectiva, nacional o extranjera, razón social, domicilio y dirección, lugar donde pretende construir la Planta de Almacenaje, señalando dirección y localidad. b) Copia Legalizada del Testimonio de propiedad del terreno a nombre de la misma persona individual o colectiva, nacional o extranjera, con inscripción en DerechosReales. c) Escritura de Constitución Social de la Empresa o sus modificaciones, de acuerdo alCódigo de Comercio. (Este requisito no es necesario en el caso de empresas unipersonales). d) Testimonio de Poder Especial del representante legal de la empresa o sociedad. e) Certificado de inscripción en la Dirección General del Registro de Comercio ySociedades por Acciones de la Secretaría Nacional de Industria y Comercio o elInstituto Nacional de Cooperativas cuando corresponda. f) Certificado de Inscripción en el Registro de la Superintendencia de Hidrocarburos del Sistema de Regulación Sectorial (SIRESE).

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g) Certificado “sobre Procesos con el Estado”, otorgado por la Contraloría General de la República. h) Certificado del Registro Único de Contribuyentes (RUC).

Artículo 11.- REQUISITOS TECNICOS a) Planos topográficos del terreno en escala 1:100 en zona urbana y 1:200 para zona rural o terrenos mayores de 6.000 metros cuadrados, debidamente acotados, con indicación de linderos y superficie en metros cuadrados. b) Plano de situación del terreno, en escala apropiada con indicación del tipo de construcciones vecinas, con la aprobación del H. Alcaldía Municipal de su jurisdicción. c) Proyecto arquitectónico que contemple: plantas, cortes y fachadas de todas las construcciones en escala 1:50 ó 1:100. d) Planos de instalaciones mecánicas con indicación de dimensiones y sección de tanques, diámetro y pendiente de tuberías, manifold de recepción y despacho, tipo de bombas, accesorios, dispositivos de seguridad etc. e) Planos de instalaciones eléctricas. f) Planos de instalaciones sanitarias. g) Cronograma de ejecución, con plazo de inicio y conclusión de obras en días calendario y programa técnico de puesta en marcha. h) Memoria descriptiva del proyecto (Proyecto técnico), con indicación detallada de cada uno de los elementos que componen la Planta de Almacenaje, los trabajos e inversiones a realizar, y otros servicios que se vayan a prestar. Los planos de las obras civiles e instalaciones eléctricas correspondientes a los proyectos que se encuentran ubicados en capitales de Departamento y Provincia serán aprobados por el H. Alcaldía Municipal respectivo. Los planos de las instalaciones sanitarias serán aprobados por las empresas de agua y alcantarillado, en las capitales de Departamento. Por la Alcaldía Municipal en las capitales de Provincia. En poblaciones menores y en carreteras, por el Municipio más cercano de la capital de Provincia. Los planos mecánicos y dispositivos de seguridad serán realizados conforme al organismo correspondiente. CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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CAPITULO IV DE LA INFRAESTRUCTURA BASICA Artículo 12.Las Empresas interesadas en la Construcción y Operación de Plantas de Almacenaje, para la comercialización de combustibles líquidos, especialmente de gasolinas y diésel oíl, deberán contar en sus proyectos con la siguiente infraestructura básica:

a) Sistemas de transporte de hidrocarburos de planta a planta, mediante ductos o poliductos (Opcional) o tanques cisternas. b) Sistema de recepción y almacenamiento de productos. c) Sistema de despacho de productos o cargaderos de cisternas d) Sistemas y dispositivos de seguridad contra incendios. e) Laboratorios de control de calidad y servicios básicos de agua, aire energía eléctrica, etc. f) Talleres de reparación y mantenimiento. g) Oficinas administrativas.

Artículo 13.Los ductos o poliductos para transporte de hidrocarburos desde Plantas de YPFB, Importadores o refinadores privados a Plantas de Almacenaje de los distribuidores mayoristas deberán cumplir con los siguientes requisitos y normas mínimas El diseño y construcción del ducto o poliducto deberá adecuarse a las estipulaciones del Reglamento para Diseño, Construcción, Operación y Abandono de Ductos en Bolivia. La construcción del ducto, soldaduras e instalación de accesorios a la tubería, deberán también estar en concordancia con el Reglamento mencionado en el inciso anterior, tomando en cuenta que la inspección radiográfica durante la construcción se la efectuará en un 100 % (cien por ciento) de la longitud del ducto, en lo correspondiente a cruces de carretera, vías férreas, ríos y puentes; en la ruta restante, en un 50 % (cincuenta por ciento) de la longitud del ducto. CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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Instalación de un medidor de caudal con corrector de temperatura tipo ATG o similar, provisto de un filtro y desaereador, ubicado en el manifold de despacho, antes del sistema de despacho de raspa tubos de la Planta correspondiente.

Artículo 14.Las cisternas de transporte de hidrocarburos deberán cumplir con especificaciones establecidas en Reglamento para Construcción y Operación de Estaciones de Servicio de Carburantes Líquidos.

Artículo 15.El sistema de recepción deberá estar ubicado fuera del área de tanques y de los muros o diques corta fuegos y contemplar en su diseño, la recepción de hidrocarburos mediante ductos, poliductos, camiones y/o vagones cisternas. Constará principalmente de los siguientes elementos, equipos e instalaciones: a) Manifold de recepción que permita la distribución de productos a los diferentes tanques en forma independiente, provista de válvulas de bloqueo, válvulas de retención(Check) e instrumentos mínimos necesarios. Las líneas serán diseñadas e instaladas de acuerdo a Normas ANSI B31.4 y API STD 1104. b) El sistema de recepción de hidrocarburos mediante poliducto, deberá contar mínimamente en su diseño e instalación, con los dispositivos para la recuperación de raspa tubos de limpieza, gravitómetro electrónico y válvulas de seguridad y alivio. c) Los equipos e instalaciones eléctricas y electrónicas en área del sistema de recepción de hidrocarburos deberán sujetarse a las Normas del National Electrical Code bajo la nominación “NEC Class I, Group D División (Explosión Proof), y Normas NFPA Nº70 (ANSI CI)”. d) Todos los equipos y estructuras metálicas en área del sistema de recepción deberán estar conectados a un sistema o red de puesta a tierra.

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Artículo 16.El área de almacenamiento de hidrocarburos estará constituido por un mínimo de dos tanques de almacenaje por cada producto que se desea comercializar, con capacidad mínima de 1.000 barriles y todos sus dispositivos de medición e interconexión a los sistemas de recepción, despacho y seguridad. Su construcción e instalación se sujetarán a las siguientes especificaciones técnicas mínimas: Construcción de tanques de almacenaje hidrocarburos de acuerdo a Normas API 630 o API 650. Instalación de tanques de acuerdo a Norma NFPA Nº 30 para líquidos Clase I, Capítulo 2-2 y tablas 2-1; 2-6 y 2-7. Construcción de barreras y diques (muros corta fuego) para el control de derrames, conforme a Norma NFPA Nº 30, Capítulo 2.2.3 y numeral 2.2.3.3. Ventilación y sistema arresta llamas conforme Norma API STD Nº 2000 ó Norma NFPA Nº 30, capítulos 2.2.4. y 2.2.5. Instalación de líneas, válvulas y accesorios según Norma ANSI B.31.8. Cada tanque de almacenaje deberá estar provisto de un sistema de medición y control automático (tele medición), además de un sistema manual. Cada tanque de almacenaje deberá contar con los dispositivos de seguridad standard, que permitan operar el sistema en forma segura y eficiente.

Artículo 17.El sistema de despacho o cargaderos de cisternas deberá estar ubicado fuera del área de tanques y de los muros o diques corta fuegos y contemplar en su diseño, la amplitud necesaria para el ingreso, circulación, posicionamiento y salida del cisterna. Constará principalmente de los siguientes elementos, equipos e instalaciones: Ductos de interconexión a tanques de almacenaje provistos con válvulas de cierre rápido ubicados en inmediaciones del cargadero de cisternas. Sistema de carguío sobre plataforma de estructura metálica, provisto de válvulas de corte, filtros, desaereadores, medidores volumétricos con cabezal electrónico, con un

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sistema de control doble, tanto en facturación y despacho y finalmente provistos de brazos de carguío con codos articulados. Cubierta de cargadero de cisternas de características similares a las establecidas para estaciones de servicio de carburantes líquidos, esto es, deberán tener cubiertas amplias, utilizando en su construcción material no combustibles. La altura libre mínima para el ingreso de cisternas será de 4,50 metros. El encendido de las bombas de transferencia será por control remoto, de modo que al accionar, los medidores estén sujetos a una presión constante. Todo el sistema eléctrico y electrónico deberá cumplir con Normas NEC para áreas Class I, Group D Division (Explosion Proof), y Norma NFPA Nº 70 (ANSI CI). Así mismo deberá contar con un sistema de puesta a tierra, al que deberán conectarse todos los equipos, instalaciones industriales y cisternas a ser abastecidos. Las plataformas de abastecimiento del cargadero de cisternas tendrán un ancho mínimo de 3,50 metros, deberá ser construida con materiales inalterables a la acción de los agentes atmosféricos (calor, frío, lluvia) e hidrocarburos (derrame de combustibles y lubricantes), ofreciendo una superficie firme y anti-resbaladiza, preferentemente de pavimento rígido, sin ningún declive y provista de cámaras recolectoras del tipo de tapón hidráulico. No se aceptará el empleo de terreno natural.

Artículo 18.Las Plantas de Almacenaje en su diseño e instalación deberán observar las siguientes normas constructivas y de seguridad: Todas las vías de circulación vehicular deberán guardar las características detalladas en inciso f) del artículo anterior. Las Plantas de Almacenaje deberán contar necesariamente con sistemas de desagüe industrial y pluvial, cada una con operación independiente. El desagüe industrial, que recolecta las purgas de los tanques, carga y descarga de productos, bombas y otros, API, para poder evacuar el agua al sistema público de aguas pluviales, libre de hidrocarburos. El sistema contra incendios deberá contar con la instalación de un tanque de agua de 1.000 barriles de capacidad como mínimo, así como instalar una red contra incendios CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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con hidrantes que deberán ubicarse e instalarse de acuerdo a Normas NFPA Nº 24 “Standard for outside Protection” y NFPA Nº 14 “Standard for the Installation ofStandpipes and Hose Sistemas”. Se contará con extintores portátiles en número y capacidad establecidos en Norma NFPA Nº 10 (ANSI Z 112.1) “Standard for portable Fire Stinguishers”. La iluminación y todo el sistema eléctrico de la planta de almacenaje deberán cumplir con Normas NEC Clases I, Grupo D División, (Explosión Prooof), y NFPA Nº 70 (ANSI CI). La postración en calles y cerco de la Planta deberá ser instalada cada 50 metros como máximo, con tendido de cable subterráneo a través de cañerías y accesorios a prueba de explosión. La Planta deberá contar con un sistema de suministro de energía eléctrica independiente, que pueda operar cuando el servicio público principal sea cortado. La capacidad mínima del generador será la que resulte de suministrar electricidad a las bombas de agua contra incendios y la iluminación de la playa de tanques. La Empresa deberá contar con oficinas técnicas y administrativas, además de un laboratorio de análisis físico-químico, talleres de mantenimiento mecánico, eléctrico y de instrumentación como mínimo. En el diseño de la Planta de Almacenaje se debe tener en cuenta que las cisternas que entren a cargaderos de cisternas, no atraviesen o circulen dentro del área reservada a la playa de almacenaje de tanques u otras áreas de peligro.

Artículo 19.Las Plantas de Almacenaje deberán contar con un laboratorio, suficientemente equipado para realizar las pruebas físico-químicas necesarias, debidamente acreditado ante IBNORCA. Las especificaciones técnicas antes detalladas no son limitativas, sino que tienen carácter general y mínimo o máximo según el caso, que pueden ser superados pero de ninguna manera se aceptará que se incumplan los requisitos y las normas técnicas que forman parte del presente Reglamento.

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CAPITULO V

DE LA AUTORIZACION PARA CONSTRUCCION Y OPERACION DE UNA PLANTA DE ALMACENAJE

Artículo 20.Una vez recibida la solicitud de autorización para la Construcción y Operación de una Planta de Almacenaje, la Superintendencia deberá responder dentro de los diez (10) días hábiles siguientes, si la misma cumple o no con los requisitos establecidos en Capítulo III.

Artículo 21.Previa verificación del cumplimiento de los requisitos señalados en el capítulo III del presente Reglamento, en el plazo de 30 días de presentada la solicitud se elevará a consideración del Superintendente los informes de carácter técnico y legal, que evalúen esencialmente los siguientes aspectos: a) Ubicación dentro del área urbana o rural, determinando el tipo de colindancias y proximidad de establecimientos donde exista en forma regular aglomeración de personas. b) Tipo de terreno, distancias mínimas de seguridad y su ubicación apropiada respecto a carreteras, calles o avenidas de alto tráfico vehicular. c) Topografía del terreno adecuada y dimensiones mínimas del terreno, así como dimensiones mínimas de frentes y amplitud de accesos y salidas para dar la fluidez y comodidad necesaria al ingreso, circulación y salida de cisternas. d) Disposición de tanques de almacenamiento, sistemas de recepción y despacho de productos y demás infraestructura técnico-administrativa. e) Sistemas y dispositivos mínimos de seguridad con los que contará la Planta deAlmacenaje, conforme a Normas antes citadas. f) Cumplimiento de los requisitos legales.

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Artículo 22.De ser favorables los informes mencionados en el artículo anterior, el Superintendente de Hidrocarburos dictará la Resolución Administrativa correspondiente, en el plazo no mayor de 20 días hábiles. Copias legalizadas de la Resolución Administrativa autorizando la Construcción y Operación de la Planta de Almacenaje con la firma y rúbrica del Superintendente en señal de aceptación, serán puestas en conocimiento del interesado para su cumplimiento.

Artículo 23.En el momento de disponerse la Resolución Administrativa de Autorización, la empresa podrá negociar y suscribir libremente el o los contratos de compra-venta de carburantes y combustibles con YPFB, empresas privadas de refinación o Importadores privados. Sin embargo el suministro efectivo de carburantes y combustibles sólo podrá ser realizado por los proveedores, posterior a la obtención de la Licencia de Operación correspondiente.

Artículo 24.La autorización de la Superintendencia para la Construcción y Operación de la Planta de Almacenaje, consignará además los siguientes puntos: a) Que las instalaciones de la Planta de Almacenaje deberán cumplir las normas técnicas, de seguridad industrial y Medio Ambiente establecidas en reglamentos correspondientes. b) Que la empresa se someterá a las inspecciones técnicas que, en forma periódica efectuará la Superintendencia de Hidrocarburos y la Dirección de Desarrollo Industrial de la Secretaría Nacional de Industria yComercio, tanto a las instalaciones y sistemas de seguridad, cuanto a la calidad y la cantidad de los combustibles comercializados. c) Que la Planta de Almacenaje será utilizada para la comercialización exclusiva y al por mayor de carburantes y combustibles. d) La Resolución Administrativa para la Construcción y Operación de laPlanta de Almacenaje tendrá validez de dos años calendario, posterior al cual CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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quedará automáticamente anulada, en caso de incumplimiento en la construcción. Este plazo podrá ser ampliado por la Superintendencia previa justificación. e) Que la Resolución Administrativa para la Construcción y Operación de la Planta de Almacenaje se otorgará por quince años (15) computables a partir de la fecha de la Resolución Administrativa de laSuperintendencia de Hidrocarburos, la misma que podrá ser prorrogada por períodos sucesivos de diez años (10), a sola condición que el técnicas y reglamentarias vigentes. f) Que la Empresa deberá contar con los seguros mínimos establecidos en artículo 30 del Reglamento para Construcción y Operación de Plantas de Almacenaje, en forma permanente y continua, renovando anualmente su vigencia. g) Que la Empresa deberá pagar para solventar los gastos por los controles de calidad, calibraciones, inspecciones técnicas y publicaciones, los montos establecidos en el capítulo de tarifas, cuyos pagos serán efectuados en favor de la Superintendencia de Hidrocarburos oSecretaría Nacional de Industria y Comercio según corresponda.

Artículo 25.En caso que el Informe Técnico y/o Legal sea negativo, la Empresa dispondrá de 10 días hábiles para subsanar las observaciones efectuadas. Superadas las mismas, la Superintendencia obrará en consecuencia, en caso negativo el interesado podrá pedir su reconsideración ante la Superintendencia General o recurrir a instancias jerárquicas superiores conforme estipula la Ley SIRESE en sus artículos 22 y 23. Artículo 26.La Superintendencia puede declarar caduca o revocada una Resolución Administrativa de Autorización para la Construcción y Operación de una Planta de Almacenaje por las causales establecidas en los incisos a), b) y d) del Artículo 67 de la Ley de Hidrocarburos.

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Artículo 27.La autorización otorgada por la Superintendencia para la Construcción y Operación de una Planta de Almacenaje es INTRANSFERIBLE, en tanto el proyecto no se encuentre totalmente concluido y aprobado por la Superintendencia, mediante la Licencia de Operación correspondiente.

CAPITULO VI DE LA LICENCIA DE OPERACION Artículo 28.Para ingresar en la etapa de operación, la Empresa solicitará a la Superintendencia de Hidrocarburos y a la Dirección de Desarrollo Industrial de la Secretaría Nacional de Industria y Comercio, la inspección técnica final, para verificar el cumplimiento de las condiciones establecidas en el Capítulo IV del presente Reglamento y la correspondencia

exacta

entre

la

construcción

de

instalaciones

civiles

y

electromecánicas, con los planos y proyecto técnico aprobados.

Artículo 29.El cumplimiento de las condiciones técnicas y legales detalladas en el presente Reglamento, será suficiente para que la Superintendencia de Hidrocarburos otorgue la Licencia de Operación a la Planta de Almacenaje, para cuyo efecto la Empresa deberá adjuntar la siguiente documentación: a) Pólizas de Seguro vigentes según lo establecido en Artículo 30 del presente Reglamento. b) Comprobante de depósito bancario por la suma establecida en elCapítulo de Tarifas de Inspección. c) Certificados emitidos por las empresas constructoras, sobre la realización de las pruebas hidráulicas en las instalaciones que requieren este tipo de test. En el caso de ductos según el Reglamento respectivo. d) Informe de Calibración de tanques, medidores volumétricos y otros emitida por la Dirección de Desarrollo Industrial de la SecretaríaNacional de Industria y Comercio. CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA REFINACION DEL PETROLEO

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e) Informe de Inspección Final emitido por la Unidad Técnica de laSuperintendencia de Hidrocarburos.

Artículo 30.Las Pólizas de Seguro mínimas que la Empresa debe contratar para el normal funcionamiento de la Planta de Almacenaje, son las siguientes: 1. Rubro: Incendio y aliados. Materia Asegurada: Planta de Almacenaje. Detalle Asegurado: Edificios y construcciones, tanques de almacenaje, bombas de distribución, muebles y enseres, dinero y/o valores. Cobertura: Incendio y/o rayo, explosión, motines y huelgas, daño malicioso y/o vandalismo, sabotaje, robo a primer riesgo, rotura de vidrios y cristales a primer riesgo, daños por agua, lluvia oCláusula: Reemplazo - Reposición automática de suma asegurada. Vigencia: Un año calendario como mínimo.

2. Rubro: Responsabilidad Civil. Materia Asegurada: Planta de Almacenaje. Cobertura: Responsabilidad Civil. Contractual y extracontractual incluyendo daños a terceros a consecuencia de incendio y explosión. Daños a terceros por transporte de productos por ductos o en vehículos propios o alquilados. Valor Asegurado: Mínimo combinado $us. 250.000.Cláusulas: Reemplazo - Reposición automática de suma asegurada. Incluye gastos de defensa. Vigencia: Un año calendario como mínimo. Las pólizas deben ser emitidas por entidades aseguradoras debidamente autorizadas por la Superintendencia Nacional de Seguros y Reaseguros.

Artículo 31.Solamente después de la emisión de la Licencia de Operación por parte de la

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Superintendencia de Hidrocarburos, YPFB o cualquier empresa proveedora o importadora de carburantes queda autorizada a proveer de carburantes y combustibles líquidos a la Planta de Almacenaje. Así mismo ningún proveedor de carburantes o combustibles podrá comercializar sus productos con Empresas que no tengan sus Licencias de Operación vigentes.

Artículo 32. La Licencia de Operación concedida por la Superintendencia tiene validez de un año calendario al cabo del cual deberá ser renovada previa presentación por parte de la Empresa de los siguientes documentos: a) Pólizas de Seguro renovadas. b) Depósito Bancario de acuerdo a lo establecido en tarifas. c) Certificado de última calibración. Certificado de Inscripción en el Registro de la Superintendencia de Hidrocarburos. Informe de Inspección Técnica otorgado por la Superintendencia de Hidrocarburos.

Articulo 33.La Licencia de Operación otorgada por la Superintendencia, podrá ser anulada por las siguientes causales: a) Cuando la Empresa no permita el acceso a las instalaciones de la Planta deAlmacenaje, para efectos de Inspección por los entes autorizados. b) Alteración y venta de carburantes y combustibles contaminados en más de dos oportunidades. c) No dar cumplimiento a las instrucciones impartidas por la Superintendencia deHidrocarburos. d) Modificación

o

cambio

de

las

instalaciones

sin

aprobación

de

la

Superintendencia. e) Causales establecidas en la Ley y disposiciones legales vigentes.

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CAPITULO VII DE LAS OPERACIONES

Artículo 34.YPFB y/o las Empresas de refinación privadas y/o Empresas Importadoras efectuarán las entregas de carburantes y combustibles a 15/15 grados centígrados (60/60 ºF), que serán registrados en el medidor de caudal instalado en la cabecera del poliducto o en el medidor de despacho a cisternas. Los termómetros serán digitales y con una resolución que permita determinar décimos de grado.

Artículo 35.La Empresa asume la responsabilidad sobre el transporte, recepción, almacenamiento y despacho de los hidrocarburos, para cuyo efecto deberá adoptar las medidas de seguridad mínimas necesarias.

Artículo 36.Cuando la entrega de carburantes y combustibles de Planta a Planta sea por medio de un poliducto, la operación de bombeo será efectuada en forma coordinada y a través de un convenio entre las partes interesadas, el mismo que será puesto a conocimiento de la Superintendencia; el convenio deberá delimitar claramente las responsabilidades de ambas, en el que normalmente la responsabilidad del bombeo será del proveedor y la responsabilidad de la recepción será de la Empresa.

Artículo 37.La construcción del poliducto de Planta a Planta podrá ser realizada por cuenta de cualquiera de los entes en cuestión, previo cumplimiento de lo establecido en reglamentos pertinentes. Cualquier otra empresa podrá solicitar al propietario del ducto, la utilización del mismo, siempre que exista suficiente capacidad operativa disponible.

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Artículo 38.El despacho de carburantes o combustibles desde una Planta de Almacenaje, nunca se debe realizar de un tanque que se encuentra en operación de recepción de productos.

Artículo 39.Antes de iniciar operaciones de despacho de carburantes y combustibles se debe realizar el purgado de agua de tanques, con objeto de eliminar la posibilidad de despachar productos contaminados con agua.

Artículo 40.El despacho de carburantes y combustibles desde la Planta de Almacenaje a las Estaciones de Servicio u otros consumidores, será igualmente realizada a 15.55/15.55 grados centígrados (60/60 ºF). La temperatura será determinada por el termómetro ubicado en el medidor de caudal de despacho de cisternas.

Artículo 41.La certificación y control de las condiciones técnicas y operativas en que se encuentran las cisternas de transporte de carburantes y combustibles será de responsabilidad de la Empresa, así como de las condiciones de despacho (precintado), para cuyo propósito deberá acreditarse ante IBNORCA.

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