tanque esferico proyecto replica

U.M.S.A. – Ingeniería Petrolera Diseño de un Tanque Esférico Para GLP

CAPITULO I

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Y OBJETIVOS

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Se quiere diseñar un tanque de almacenamiento de GLP, de volumen 1500 m3, este valor fue

asumido tomando en cuenta el volumen de consumo de GLP en La Paz, El Alto y distintas

provincias el cual alcanza a 37000 garrafas (de 10 kg) por día, ya que en Senkata se tiene un

volumen de 5500 m3 el cual en caso de alguna eventualidad (Conflictos sociales, paro de

refinería, etc.) podría abastecer a las ciudades y provincias ya mencionadas por lapso de 5 días,

en sí la construcción de un tanque adicional de 1500 m3 podría abastecer por dos días más a la

población haciendo un total de 7 días, en el que el volumen total de 7000 m3 abastecerían esa

necesidad energética de GLP que la población tanto requiere.

1.2. OBJETIVOS

1.2.A. Objetivo General

El objetivo del presente proyecto es conocer y demarcar los parámetros para el

diseño de un tanque de almacenamiento esférico y proveer la información en

base a normas internacionales para el caso que se requiera de futuras plantas de

almacenamiento de GLP en Bolivia debido al crecimiento poblacional, y así

asegurar la estabilidad energética en aspectos de GLP y para su posible

exportación.

Refinación del Petróleo PET (212) 1


1.2.B. Objetivos Específicos

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

ASME sección VIII, div I

Realizar una memoria técnica para el diseño de un tanque esférico

Conocer los diferentes tipos de tanques de almacenamiento

Conocer las generalidades y características del GLP

Conocer el procedimiento de almacenaje de GLP

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

almacenamiento.



CAPITULO II

INTRODUCCION A LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO

2.1. DEFINICION DE UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO

Se define como tanque de almacenamiento a cualquier recipiente con una capacidad para

líquidos que exceda los 277 litros (60 galones US), utilizado en instalaciones fijas y que no es

utilizado para procesamiento.

Los tanques de almacenamiento se usan como depósitos para contener una reserva suficiente de

algún producto para su uso posterior y/o comercialización.

Los crudos que se extraen y se refinan, no siempre son del mismo tipo y cada uno necesita un

tanque de almacenamiento diferente, es por eso que existen diferentes clases de tanques y cada

uno cumple una serie de requisitos dependiendo de las características del producto a almacenar.

Un estudio adecuado del almacenaje teniendo en cuenta las necesidades inmediatas, las reservas,

los hallazgos de petróleo futuros, etc., hacen de los tanques de almacenamiento una parte

fundamental para la industria petrolera.

2.2. IMPORTANCIA DEL ALMACENAMIENTO DE LOS HIDROCARBUROS

La necesidad de almacenar recursos energéticos para controlar, transportar y distribuir es

evidente en la medida en que se desea asegurar un abastecimiento abundante y seguro, para

mejorar la producción y así, disminuir también la afectación al medio ambiente.

El almacenamiento proporciona a la industria una mejor planificación en las diferentes

operaciones que se realizan tales como: distribución, reservas, inventarios, transporte,

tratamiento, refinación, etc., con mayor exigencia y bajo normas específicas en la industria

petrolera, que requiere de recipientes con características particulares para almacenar una gran

variedad de productos como son: crudo, gas licuado de petróleo, propano, butano, solventes,

agua, gasolina, etc.

El almacenamiento de líquidos combustibles tales como petróleo, fuel oil, diesel, kerosene y

otros derivados petroquímicos considerados como productos limpios que se pueden conservar a

presión atmosférica y temperatura ambiente, se realiza normalmente en tanques cilíndricos de



fondo plano, techo fijo, o flotante, a fin de evitar la acumulación de gases inflamables dentro de

los mismos

Para la construcción de los tanques se emplean planchas de acero de específicas composiciones,

de distintos espesores conforme su posición relativa en la estructura del tanque. Estas planchas

se sueldan entre sí de acuerdo a normas de construcción que garantizan la integridad y posterior

funcionamiento del almacenamiento. Los tanques esféricos están diseñados para soportar

presiones internas de máximo 350 psi.

Para preveer y contrarrestar el daño que pudiera ocasionar la rotura o rebose de un tanque, se

construye un cubeto de contención alrededor de cada tanque o de un grupo de tanques,

dependiendo de su volumen instalados en el sitio, aislado de las capas del suelo por una geo

membrana, garantizando de esta manera la mínima contaminación por absorción.

2.3. TIPOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO

Generalmente el primer paso en el diseño de cualquier recipiente de almacenamiento, es la

determinación del tipo de tanque a utilizar.

Los principales factores que influyen en esta decisión son: la función y ubicación del tanque,

tipo de fluido, temperatura y presión de operación, y el volumen necesario de almacenamiento o

la capacidad para procesamiento.

Los tanques de almacenamiento se los puede clasificar de acuerdo a las necesidades o

restricciones tales como: presión de operación, capacidad de movilización, según los ejes de

simetría, temperatura de almacenamiento y tiempo de operatividad.



FIGURA Nº 1 (CLASIFICACION DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO)

Existen numerosos tipos de recipientes que se utilizan en las plantas industriales o de procesos.

Los diferentes tipos de tanques que existen, se clasifican de la siguiente manera:

2.3.1. CLASIFICACION DE LOS TANQUES SEGUN LA PRESION DE OPERACION

a) Tanques atmosféricos

Los tanques llamados atmosféricos son usualmente operados a presiones internas ligeramente

por encima de la presión atmosférica, los códigos definen que un tanque atmosférico es el aquel

que opera a ½ Psig por encima de la presión atmosférica.

b) Tanques a bajas presiones

Irónicamente, baja presión en el contexto de tanques significa tanques que están a presiones

superiores a la presión atmosférica. Estos tanques son operados hasta los 15 Psig de la presión

atmosférica.



c) Tanques a altas presiones (pressure vessels)

Como es sabido, muchos de los productos requeridos o producidos en las industrias requieren

para su almacenaje y utilización de presiones superiores a la atmosférica, dando lugar así a los

llamados recipientes a presión. Estos equipos deberán ser capaces de contener productos de

diferente naturaleza química bajo las condiciones de operación requeridas (presiones,

temperaturas, concentraciones, etc.) Los tanques a altas presión (funcionamientos sobre los 15

psig) son una forma especial de container y son tratados separadamente de los tanques por todos

los códigos, normas, y regulaciones.

Otras clasificaciones de tanques son las siguientes:

2.3.2. CLASIFICACION DE LOS TANQUES SEGÚN SU FORMA GEOMETRICA

a) Cilíndricos con techo cónico

Estos tanques son diseñados con el fin de almacenar productos con presión de vapor

relativamente baja, la presión de vapor se conoce como la presión que ejerce los vapores de un

producto sobre las paredes internas de un recipiente, a mayor dificultad de evaporación, menor

cantidad de vapor y por lo tanto menor presión se ejerce sobre las paredes de dicho recipiente

por lo tanto los productos almacenados en estos tanques no tienen la tendencia a producir

vapores a temperatura ambiente. La presión manejada en este tipo de tanques es igual a la

presión atmosférica, es muy importante resaltar que los fluidos almacenados en este tipo de

tanques deben tener un flash point mayor a 150°F. Algunos productos que se pueden almacenar

en un tanque cilíndrico con techo cónico son: combustóleos, Diesel, Queroseno, Gasolinas

pesadas y Crudos.



FIGURA Nº 2 (TANQUE CILINDRICO CON TECHO CONICO)

b) Tanques cilíndricos con fondo y tapa cóncavos

Estos tanques son utilizados preferentemente para almacenar productos con presiones de vapor

relativamente altas, es decir con gran tendencia a emitir vapores a la temperatura ambiente, esto

con el fin de evitar o reducir al máximo perdidas del producto a causa de la evaporación; además

la forma del fondo y de la tapa proporcionan una mayor resistencia a los esfuerzos causados por

las posibles altas presiones que se dan. Estos tanques son aptos para almacenar gasolinas livianas

como son: Gasolina de motor, Gasolina Premium, Gasolina para aviación y Productos similares.

c) Tanques cilíndricos con techo flotante:

Se asemejan en su construcción a los tanques cilíndricos con techo cónico con la diferencia que

su tapa superior es una superficie que se encuentra en contacto directo con el producto

almacenado y flota sobre él, esto con el fin de evitar pérdidas por evaporación y evitar la

acumulación de vapores que podrían ocasionar daños debido a las altas presiones de vapor, la

presión nunca es mayor a la presión atmosférica. El techo flotante se desplaza verticalmente de

acuerdo al nivel del producto que almacena. Los tanques de techo flotantes más comunes son de

tipo pontón anular con una cubierta central sencilla. En el centro de la cubierta, está colocado un

sumidero para drenaje de agua el cual tiene conectada una manguera que está conectada a una

línea con su válvula en la parte inferior del tanque. Esta manguera está provista de una válvula

de retención Este tipo de tanque es adecuado para almacenar productos con flash point menores

a 150°F y presiones de vapor relativamente altas tales como las gasolinas livianas. Otra ventaja

de este tanque es que no genera electricidad estática.



FIGURA Nº 3 (TANQUE CILINDRICO CON TECHO FLOTANTE)d) Tanques cilíndricos con membrana

Con estos tanques se logra minimizar la formación de gases y las perdidas por evaporación. Son

diseñados especialmente para almacenar productos livianos. La membrana de estos tanques está

en contacto directo y se coloca en la parte interior del tanque, diseñada y construida de tal forma

que flote sobre el producto almacenado. Así se disminuye la formación de gases disminuyendo

la evaporación del producto almacenado.

Existen diferentes tipos de membranas entre ellas están:

- Membranas de uretano rígida.

- Membranas de material flexible recubierto.

- Paneles de aluminio con tubería de aluminio.

- Pontones de aluminio en la periferia.

e) Tanques esféricos

Son utilizados para almacenar productos que poseen una presión de vapor muy alta (25 a 200

psi), tales como butanos, propanos, amoniaco, hidrogeno, oxígeno, y nitrógeno.

La principal propiedad de este tipo de tanques es que son tanques construidos herméticamente lo

cual elimina las perdidas cuando se llenan o desocupan.

Cuando una masa dada de gas esta almacenada bajo presión es obvio que el volumen de

almacenamiento requerido será inversamente proporcional a la presión e almacenamiento.

En general cuando para una masa dada, el recipiente esférico es más económico para grandes

volúmenes y bajas presiones de operación.

A presiones altas de operación de almacenamiento, el volumen de gas es reducido y por

lo tanto en tipo de recipiente esférico es más económico.



FIGURA Nº 4 (TANQUE ESFERICO)d) Tanques cilíndricos horizontales y con cabezas formadas

Son usados cuando la presión de vapor del líquido manejado puede determinar un diseño más

resistente. Varios códigos han sido desarrollados o por medio de los esfuerzos del API y el

ASME para gobernar el diseño de tales recipientes. Una gran variedad de cabezas formadas

son usadas para cerrar los extremos de los recipientes cilíndricos. Las cabezas formadas

incluyen la semiesférica, elíptica, toriesférica, cabeza estándar común y toricoidal. Para

propósitos especiales de placas planas son usadas para cerrar un recipiente abierto. Sin

embargo las cabezas planas son raramente usadas en recipientes grandes.

e) Tanques con techo de domo geodésicos

Los techos están formados por un conjunto de estructuras de aluminio que al unirlas

completamente toman la forma de la superficie terrestre. Estos techos pueden reducir las

pérdidas por evaporación en una cifra cercana al 15%, ya que trabajan conjuntamente con una

membrana flotante que está directamente en contacto con el fluido, lo cual minimiza la

generación de vapores.

Los techos geodésicos son más livianos, poseen buena estabilidad sísmica y una durabilidad más

prolongada. Además son autos soportados, es decir no requieren columna interior del tanque, ya

que se apoyan en el borde superior del cuerpo del tanque. Lo cual aumenta un poco la capacidad

de almacenamiento y hace más funcional la operatividad del interior del mismo. Al ser

cóncavos. Permite que los líquidos rueden más fácilmente y no se empocen, como puede suceder

en la superficie plana. Esto minimiza la contaminación por agua lluvia, pues son pocas las

posibilidades de que se filtre el agua.

Además simplifican el proceso de montaje, pues como se mencionó al principio, se basa en el

sistema de piezas que encajan perfectamente de acuerdo al diseño requerido y a las

especificaciones que se necesiten. Las piezas se unen y se aseguran con tornillos y no se requiere

soldadura.

2.3.3. SEGÚN EL PRODUCTO QUE ALMACENAN

Según el producto a almacenar estos pueden ser:

Tanques para almacenar crudos

Tanques para almacenar derivados o refinados

Tanques para almacenar residuos



2.3.4. SEGÚN SU USO

Según el uso los tanques se pueden clasificar en:

Tanques de prueba (test tanks)

Tanque de lavado (wash tanks)

Tanques de almacenamiento (stock tank)

2.4. PARTES DE UN TANQUE DE ALMACENAMIENTO

Además del tanque en si (base, cuerpo, y techo) se encuentran los siguientes accesorios los

cuales son muy importantes para el buen funcionamiento y manejo del mismo:

1. Escalera: para tener acceso al techo, realizar y verificar mediciones.

2. Indicadores de nivel: muestra el nivel del producto almacenado.

3. Válvulas: generalmente de compuerta, ya que permiten una apertura parcial.

4. Venteo: para evacuar vapores que se acumulan en el tanque.

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

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

reparaciones.

7. Entradas de producto: generalmente se encuentran en la parte inferior del tanque,

y están unidas a un dispersor con el fin de evitar el flujo turbulento del fluido cuando

ingresa al tanque.

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

2.5. MATERIALES PARA RECIPIENTES A PRESIÓN

2.5.1. Aceros al carbón

Es el más disponible y económico de los aceros recomendables para la mayoría de los

recipientes donde no existen altas presiones ni temperaturas.

2.5.2. Aceros de baja aleación

Como su nombre lo indica, estos aceros contienen bajos porcentajes de elementos de aleación

como níquel, cromo, etc. Y en general están fabricados para cumplir condiciones de uso

específico. Son un poco más costosos que los aceros al carbón. Por otra parte no se considera



que sean resistentes a la corrosión, pero tiene mejor comportamiento en resistencia mecánica

para rangos más altos de temperatura respecto a los aceros al carbón.

2.5.3. Aceros de alta aleación

Comúnmente llamados aceros inoxidables, su costo en general es mayor que para los dos

anteriores. El contenido de elementos de aleación es mayor, lo que ocasiona que tengan

resistencia a la corrosión.

2.5.4. Materiales no ferrosos

El propósito de utilizar este tipo de materiales es con el fin de manejar sustancias con alto poder

corrosivo para facilitar la limpieza en recipientes que procesan alimentos y proveen tenacidad en

la entalla en servicios a baja temperatura.

2.6. PROPIEDADES QUE DEBEN TENER Y REQUISITOS QUE DEBENLLENAR LOS

MATERIALES PARA SATISFACER LAS CONDICIONES DE SERVICIO.

2.6.1. Propiedades mecánicas

Al considerar las propiedades mecánicas del material, es deseable que tenga buena resistencia a

la tensión, alto punto de cedencia, por ciento de alargamiento alto y mínima reducción de área,

con estas propiedades principalmente, se establecen los esfuerzos de diseño para el material en

cuestión.

2.6.2. Propiedades físicas

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

dilatación térmica.

2.6.3. Propiedades químicas

La principal propiedad química que debemos considerar en el material que utilizaremos en la

fabricación de recipientes a presión, es su resistencia a la corrosión. Este factor es de muchísima

importancia, ya que un material mal seleccionado nos causará múltiples problemas, las

consecuencias que se derivan de ello son:

a) Reposición del equipo corroído.



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

servicio.

b) Sobre diseño en las dimensiones.

Para materiales poco resistentes a la corrosión, es necesario dejar un excedente en los

espesores, dejando margen para la corrosión, esto trae como consecuencia que los

equipos resulten más pesados, encarecen el diseño y además de no ser siempre la mejor

solución.

c) Mantenimiento preventivo.

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

protectoras.

d) Paros debidos a la corrosión de los equipos.

Un recipiente a presión que ha sido atacado por la corrosión, necesariamente debe ser

retirado de operación, lo cual implica pérdidas en la producción.

e) Contaminación o pérdida del producto.

Cuando en los componentes de los recipientes a presión se han llegado a producir

perforaciones en las paredes metálicas, los productos de la corrosión contaminan el

producto, lo cual en algunos casos es costosísimo.

f) Daños a equipos adyacentes.

La destrucción de un recipiente a presión por corrosión, puede dañar los equipos con los

que esté colaborando en el proceso.

g) Consecuencias de tipo social.

La falla repentina de un recipiente a presión corroído, puede ocasionar desgracias

personales, además de que los productos de la corrosión, pueden ser nocivos para la

salud.

2.7. SOLDABILIDAD



Los materiales usados para fabricar recipientes a presión, deben tener buenas propiedades de

soldabilidad, dado que la mayoría de sus componentes son de construcción soldada. Para el caso

en que se tengan que soldar materiales diferentes entre sí, estos deberá ser compatibles en lo que

a soldabilidad se refiere. Un material, cuantos más elementos de aleación contenga, mayores

precauciones deberán tomarse durante los procedimientos de soldadura, de tal manera que se

conserven las características que proporcionan los elementos de aleación.

2.8. SELECCIÓN DEL MATERIAL

La decisión final sobre el material a utilizar será de acuerdo al material más adecuado y será

aquel que cumpla con el mayor porcentaje de requisitos tales como:

a) Requisitos Técnicos.

Cumplir con el mayor número de requisitos técnicos es lo más importante para un

material, ya que de éstos depende el funcionamiento correcto y seguro del equipo.

b) Requisitos Económicos.

Estos requisitos lo cumplen los materiales que impliquen los menores gastos como son

los iniciales, de operación y de mantenimiento, sin que por este concepto se tenga que

sacrificar el requisito técnico, que repetimos, es el más importante.

2.9. EVALUACIÓN DE LOS MATERIALES SUGERIDOS.

En esta etapa, se toman en cuenta los aspectos relacionados con la vida útil de la planta donde se

instalarán los recipientes o equipos que se estén diseñando y se fija la atención en los siguientes

puntos:

a) Vida estimada de la planta.

Una planta se proyecta para un determinado tiempo de vida útil, generalmente 10 años,

esto sirve de base para formarnos un criterio sobre la clase de posibles materiales que

podemos utilizar.

b) Duración estimada del material.



Para esto, es necesario auxiliarnos de la literatura existente sobre el comportamiento de

los materiales en situaciones similares, reportes de experiencias de las personas que han

operado y conocen los problemas que se presentan en plantas donde se manejen

productos idénticos para hacer buenas estimaciones.

c) Confiabilidad del material.

Es necesario tener en cuenta las consecuencias económicas de seguridad del personal y

del equipo en caso de que se llegaran a presentar fallas inesperadas.

d) Disponibilidad y tiempo de entrega del material.

Es conveniente tener en cuenta la producción nacional de materiales para construcción

de recipientes a presión, ya que existiría la posibilidad de utilizar los materiales de que

se dispone sin tener grandes tiempos de entrega y a un costo menor que las

importaciones.

e) Costo del material y de fabricación.

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

f) Costo de mantenimiento e inspección.

Un material de propiedades mecánicas y resistencia a la corrosión menores, requiere de

mantenimientos e inspecciones frecuentes, lo cual implica tiempo fuera de servicio y

mayores gastos por este concepto.



CAPITULO III

NORMATIVA PARA EL DISEÑO Y CONSTRUCCION DE TANQUES DE

ALMACENAMIENTO SOMETIDOS A PRESION

El procedimiento más común de diseño mecánico es a través del análisis de esfuerzos a que

están sometidos las partes componentes de los tanques de almacenamiento, los cuales se apoyan

en códigos y normas aceptadas, como son el ASME (American Society of Mechanica Engineers)

y el A.P.I. (American Petroleum Institute).

A continuación se hace una breve descripción del contenido de la código ASME sección VIII

división 1 y la norma A.P.I. 650, las cuales nos permitirán realizar nuestro objetivo el de poder

diseñar un tanque de almacenamiento esférico para que contenga GLP.

3.1. CÓDIGOS A.S.M.E.

El principal Código utilizado en México, Estados Unidos de Norteamérica y en muchos otros

países del mundo, es el “CÓDIGO A.S.M.E... SECCIÓN VIII, DIVISIÓN 1”.

Este Código es publicado por la Asociación Americana de Ingenieros Mecánicos, su edición

es trianual; 1965, 1968, 1971, 1974, 1977, 1980, 1983, 1986, 1989, 1992, 1995, etc., sin

embargo, la asociación antes mencionada emite adendas trimestrales, las cuales modifican

constantemente el Código, manteniéndolo siempre actualizado. Como una alternativa del

Código A.S.M.E, Sección VIII, División 1, existe la División 2. La diferencia fundamental



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

División 1.

A continuación se enlistan los principales Códigos existentes en el mundo para diseño y

fabricación de recipientes a presión.

Como un complemento, el Código A.S.M.E., Sección VIII, División 1, para el procedimiento

de soldadura se utiliza la Sección IX del Código A.S.M.E. y el AWS (American Welding

Society), para la selección de materiales usamos la Sección II y el A.S.T.M. (American Society

of Testing Materials).

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

A continuación, y a manera de ilustración, se describirá brevemente el origen del Código

A.S.M.E.

El Código para calderas y recipientes a presión de la Sociedad Americana de Ingenieros

Mecánicos (A.S.M.E.), se originó por la necesidad de proteger a la sociedad de las continuas

explosiones de calderas que se sucedían antes de reglamentar su diseño y construcción.

Inglaterra fue uno de los primeros países que sintió esta necesidad, y fue después de uno de los

más grandes desastres que sufrió la ciudad de Londres al explotar una caldera en el año de

1815.

La investigación de las causas de esta explosión la llevó a cabo la Cámara de los Comunes por

medio de un Comité, el cual, después de agotar todas sus pesquisas, logró establecer tres de las

principales causas del desastre:

Construcción inapropiada, material inadecuado y aumento gradual y excesivo de la presión.

Al final de su informe, dicho Comité recomendaba el empleo de cabezas semiesféricas, el hierro

forjado como material de construcción y el empleo de dos válvulas de seguridad.

En los Estados Unidos de Norteamérica, las personas dedicadas a la fabricación de caldera, se

agruparon en una asociación en el año de 1889.

Esta Asociación nombró un Comité encargado de preparar reglas y especificaciones, en las que

se basará la fabricación en taller de las calderas.

Como resultado de los estudios hechos por este Comité, se presentó ante la Asociación un

informe en el que se cubrían temas como:

Especificaciones de materiales, armado por medio de remaches, factores de seguridad, tipos de

cabezas y de bridas, así como reglas para la prueba hidrostática.



No obstante, los dos intentos anteriores por evitar las explosiones de calderas, éstas seguían

sucediendo; A principios de este siglo, tan sólo en los Estados Unidos de Norteamérica,

ocurrieron entre 350 y 400, con tremendas pérdidas de vidas y propiedades, llegó a ser

costumbre que la autorización para usar una caldera la diera el cuerpo de bomberos.

Hasta la primera década de este siglo, las explosiones de calderas habían sido catalogadas como

“Actos de Dios”. Era necesario, la existencia de un Código legal sobre calderas. El 10 de marzo

de 1905, ocurrió la explosión de una caldera en una fábrica de zapatos en Crocktown,

Massachussetts, matando a 58 personas, hiriendo a otras 117 y con pérdidas materiales de más

de un cuarto de millón de dólares. Este accidente catastrófico hizo ver a las gentes de

Massachussetts la imperiosa necesidad de legislar sobre la construcción de calderas para

garantizar su seguridad.

Después de muchos debates y discusiones públicas, el Estado promulgó, en 1907, el primer

Código legal de reglas para la construcción de calderas de vapor, al año siguiente, el Estado de

Ohio aprobó un reglamento similar.

Otros Estados y Ciudades de la Unión Americana que habían padecido explosiones similares,

se dieron cuenta que éstas podían evitarse mediante un buen diseño y una fabricación adecuada y

también se dieron a la tarea de formular reglamentes para este propósito.

De esta manera, se llegó a una situación tal, que cada Estado y aún cada ciudad interesada en

este asunto, tenía su propio reglamento.

Como los reglamentos diferían de un estado a otro, y a menudo estaban en desacuerdo, los

fabricantes empezaron a encontrar difícil el fabricar un equipo con el reglamento de un Estado

que pudiera ser aceptado por otro. Debido a esta falta de uniformidad, en 1911, los fabricantes y

usuarios de caldera y recipientes presión, apelaron ente el concilio de la A.SM.E. Para corregir

esta situación. El concilio respondió a esto nombrando un comité para que formule

especificaciones uniformes para la construcción de calderas de vapor y otros recipientes a

presión especificados para su cuidado en servicio. El comité estaba formado por siete miembros,

todos ellos de reconocido prestigio dentro de sus respectivos campos, un ingeniero de seguros

para calderas, un fabricante de materiales, dos fabricantes de calderas, dos profesores de

ingeniería y un ingeniero consultor.

El comité fue asesorado por otro Comité en calidad de consejero, formado de 18 miembros que

representaban varias fases del diseño, construcción, instalación y operación de calderas.

Basándose en los reglamentos de Massachussetts y de Ohio y en otros datos de utilidad, el

Comité presentó un informe preliminar en 1913 y envió 2,000 copias de él a los profesores de



Ingeniería Mecánica a departamentos de Ingeniería de compañías de seguros de calderas, a

jefes de inspectores de los departamentos de inspección de calderas de Estados y Ciudades, a

fabricantes de calderas, a editores de revistas de Ingeniería y a todos los interesados en la

construcción y operación de calderas, pidiendo sus comentarios. Después de tres años de

innumerables reuniones y audiencias públicas, fue adoptado en la primavera de 1925, el primer

Código A.S.M.E., “Reglas para la Construcción de Calderas Estacionarias y para las

Presiones Permisibles de Trabajo”, conocido como la edición 1914.

Desde entonces, el Código ha sufrido muchos cambios y se han agregado muchas secciones de

acuerdo a las necesidades. Las secciones han aparecido en el siguiente orden:

Sección I Calderas de potencia 1914 (Power Boilers)

Sección II Especificaciones de Materiales 1924 (Material Specifications)

Sección III Calderas de Locomotoras 1921 (Boilers of Locomotives)

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

Boilers)

Sección V Calderas en Miniatura 1922 (Miniature Boilers)

Sección VI * Inspección 1924 (Inspection)

Sección VII Reglas sugeridas para el cuidado 1926 de las calderas de potencia. (Suggested

Rules for care of Power Boilers)

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

Vessels)

Sección IX * Requisitos de Soldadura 1940 (Welding Qualifications)

Sección X Recipientes a Presión de Plástico Reforzado y fibra de vidrio. (Fiber glass

reinforced plastic pressure vessel)

Sección XI Reglas para Inspección en Servicio de Plantas de Potencia Nuclear. (Rules for

Inservice Inspection of Nuclear Power Plants)

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

cancelada en 1952.

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

El aumento de secciones en el Código, refleja el progreso de la industria en este campo. Se ha

conservado un crecimiento espontáneo y se han requerido revisiones constantes.

Como ilustración diremos que en 1914, las calderas se operaban a una presión máxima de 20

Kg/cm2 (285 psi) y a temperaturas de 300°C (572°F), actualmente éstas se diseñan para

presiones tan altas como son 305 Kg/cm2 (4,331 psi), y a temperaturas de 600°C (1,112°F).



Los recipientes se diseñan para presiones de 200 Kg/cm2 (2,845 psi) y a un rango de

temperatura entre –210°C a 550°C (de –346°F a 1,022°F). Cada nuevo material, cada nuevo

diseño, cada nuevo método de fabricación, cada nuevo sistema de protección, trae consigo

nuevos problemas de estudio para el Comité del Código, exigiendo la experiencia técnica de

muchos sub-Comités, para expedir nuevos suplementos y nuevas revisiones del Código.

Como resultado del espléndido trabajo de esos sub-Comités, el Código A.S.M.E., ha

desarrollado un conjunto de Normas que garantizan cualquier diseño y cualquier construcción de

calderas y recipientes a presión dentro de los límites del propio Código.

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

tecnología.

Este grupo celebra seis reuniones anuales para adaptar el Código. Las ediciones del Código se

hacen cada tres años, la más reciente fue en 1998, consta de once secciones en catorce tomos y

son:

Sección I Calderas de Potencia (Power Boilers)

Sección II Especificaciones de Materiales (Material Specifications)

Parte A: Especificaciones de Materiales ferrosos (Ferrous Materials)

Parte B: Especificaciones de Materiales no ferrosos. (Non Ferrous Material)

Parte C: Especificaciones de materiales de soldadura. (Welding Materials)

Sección III Plantas de Potencia Nuclear

División 1 y División 2 Componentes: Requerimientos Generales (Nuclear Power Plants)

División 1 & División 2 (Components: General Requeriments

Sección IV Calderas para Calefacción (Heatig Boilers)

Sección V Pruebas no Destructivas (Non Destructive Examinations)

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

Calefacción

(Recommended Rules for Care and Operation of Heating Boilers)

Sección VII Reglas Sugeridas para el Cuidado de Calderas de Potencia (Recommended

Rules for Care of power Boilers)

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

División 2: Reglas para Diferentes Alternativas Para Recipientes a Presión. (Alternative

Rules for Pressure Vessels)

Sección IX Requisitos de Soldadura (Welding Qualifications)



Sección X Recipientes a Presión de Plástico Reforzado y fibra de vidrio. (Fiber Glass

Reinforced Plastic Pressure Vessel)

Sección XI Reglas para Inspección en Servicio de Plantas de Potencia Nuclear. (Rules for

Inservice Inspection of Nuclear Power Plants)

Una vez teniendo una idea de lo que es y cómo está formado el Código A.S.M.E., nos

enfocaremos a la Sección VIII, ya que es la relacionada con Recipientes a Presión.

La Sección VIII del Código A.S.M.E., contiene dos Divisiones, la División 1, que cubre el

diseño de los recipientes a presión no sujetos a fuego directo y la División 2, que contiene otras

alternativas para el cálculo de recipientes a presión.

Las reglas de la División 1, de esta Sección del Código, cubren los requisitos mínimos para el

diseño, fabricación, inspección y certificación de recipientes a presión, además de aquellas que

están cubiertas por la Sección I.

(Calderas de Potencia), Sección III (Componentes de Plantas Nucleares) y Sección IV

(Calderas para Calefacción). Como se dijo anteriormente, el considerable avance tecnológico

que se ha tenido en los últimos años, ha traído como consecuencia el incremento de nuevos

Códigos y Normas, el Código A.S.M.E., consciente de ello, crea dentro de la Sección VIII de

su Código, un nuevo tomo denominado, División 2.

3.1.2. REGLAS ALTERNATIVAS PARA CONSTRUCCIÓN DE RECIPIENTES A PRESIÓN

En 1995, reconociendo el gran volumen de la nueva información desarrollada por el Comité de

Investigación de Recipientes a Presión (P.V.C.R) y otras organizaciones, el Comité del

A.S.M.E., para Calderas y Recipientes a Presión, organizó su Comité especial para revisar las

bases de los esfuerzos del Código.

El Comité fue consultado para desarrollar las bases lógicas para establecer los valores de

esfuerzos permisibles de 1958 a 1962, el Comité especial interrumpió sus trabajos para preparar

la Sección III, el Código para Recipientes Nucleares.

Su labor original fue terminada en 1968 con la publicación de la Sección VIII División 2. En

esta División, los esfuerzos permisibles están basados en un coeficiente de seguridad

aproximadamente igual a tres.

3.1.3. LIMITACIONES



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

las principales tenemos:

Espesor mínimo.- Se establece que para recipientes construidos en acero al carbón, el

espesor mínimo será de 3/32” (2.38 mm.). Independientemente de su uso, ya que para

algunos usos particulares, se especifican espesores mínimos diferentes.

Los recipientes diseñados y construidos bajo este Código, no deberán tener elementos

principales móviles, ya sean rotatorios o reciprocantes, razón por la cual se excluyen del

alcance del mismo las bombas, compresores, turbinas y cualquier equipo que tenga

elementos principales móviles.

El volumen mínimo que deberán tener los recipientes a presión diseñados y construidos

bajo este Código, deberá ser de 120 galones.

La presión mínima a que deberán diseñarse los recipientes será de 15 PSIG (1

atmósfera).

El diámetro interior mínimo será de 6”.

La presión máxima de diseño será de 3,000 PSIG.

Deberán ser estacionarios.

3.1. NORMA A.P.I. 650

3.1.1. Requerimientos para plataformas y pasillos

1.- Todos los componentes deberán ser metálicos.

2.- El ancho mínimo del piso será de 610mm. (24 pulg.).

3.- Todo el piso deberá ser de material antiderrapante.

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

5.- La altura mínima del rodapié será de 76mm. (3 pulg.).



6.- El máximo espacio entre el suelo y la parte inferior del espesor de la placa del pasillo será de

6.35mm. (1/4 pulg.).

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

pasillo a la parte superior del barandal.

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

9.- La estructura completa tendrá que ser capaz de soportar una carga viva concentrada de 453

Kg. (1,000 lb), aplicada en cualquier dirección y en cualquier punto del barandal.

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

necesario para un acceso.

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

pis

12.- Los corredores de los tanques que se extienden de un lado al otro del suelo o a otra

estructura deberán estar soportados de tal manera que tenga un movimiento relativo libre de las

estructuras unidas por los corredores; ésta puede estar acompañada por una firme atadura del

corredor a los tanques, además del uso de una junta corrediza o de dilatación en el puente de

contacto entre el corredor y el otro tanque (este método permite que en caso de que un tanque

sufra ruptura o algún movimiento brusco, el otro no resulte dañado).

3.1.2. Requerimientos para escaleras

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

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

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

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

todo lo largo de la escalera.



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

6.- La superior de la reja deberá estar unida a los pasamanos de la plataforma sin margen y la

altura, medida verticalmente desde el nivel del peldaño hasta el borde del mismo de 762 a 864

mm. (30 pulg. a 34 pulg.).

7.- La distancia máxima entre los postes de la rejilla medidos a lo largo de la elevación de

2,438mm. (96 pulg.).

8.- La estructura completa será capaz de soportar una carga viva concentrada de 453 Kg. (1,000

lb), y la estructura del pasamanos deberá ser capaz de soportar una carga de 90Kg. (200 lb),

aplicada en cualquier dirección y punto del barandal.

9.- Los pasamanos deberán estar colocados en ambos lados de las escaleras rectas; éstos serán

colocados también en ambos lados de las escaleras circulares cuando el claro entre cuerpo-

tanque y los largueros de la escalera excedan 203mm. (8 pulg.).

10.- Las escaleras circunferenciales estarán completamente soportadas en el cuerpo del tanque y

los finales de los largueros apoyados en el piso.



CAPITULO IV

ALMACENAMIENTO DE GAS LICUADO DE PETROLEO

4.1. GENERALIDADES

La teoría más aceptada sobre el origen de los hidrocarburos, incluyendo al Gas Licuado de

Petróleo (GLP), dice que ellos se formaron en el transcurso de millones de años, cuando grandes

masas de materiales orgánicos quedaron atrapados bajo la tierra las mismas que mediante la

acción de presiones y temperaturas apropiadas se fueron transformando en hidrocarburos

conocidos hoy bajo la denominación de petróleo crudo y gas natural.

Al referirnos al hidrocarburo nos referimos a los elementos cuyos componentes son hidrogeno y

carbono, en proporciones variables, los cuales se presentan tanto en estado líquido como en

estado gaseoso.

4.2. ORIGEN DEL GAS LICUADO DE PETRÓLEO (GLP)

El Gas Licuado de Petróleo es un compuesto orgánico que está formado por propano y butano

principalmente, así tenemos:

Propanos: propano - propileno

Butanos: normal butano - isobutano

Butilenos: Butenos

Los GLP están muy unidos al petróleo, el mismo que está formado por hidrocarburos en estado

líquido y pequeñas cantidades de hidrocarburos gaseosos tales como:

Metano (CH4)

Etano (C2H6)

Propano (C3H8)

Butano (C4H10)

Pentano (C5 H12)

Hexano (C2 H14)



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

de Gas Natural.

El Gas Licuado del Petróleo (GLP) es la mezcla de gases condensables disueltos en el petróleo.

Los GLP, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, muy fáciles de condensar, de

ahí su nombre. En la práctica, se puede decir que los GLP son una mezcla de propano y butano.

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

En la recuperación del Gas Licuado de Petróleo (GLP), podemos anotar algunas etapas tales

como: compresión, separación, destilación y almacenamiento del producto. El gas sale

conjuntamente con el petróleo hacia superficie cuando el pozo está produciendo y llega por

medio de tubería que le conduce a los separadores iniciales, posteriormente el gas entra a los

compresores, en donde se incrementa la presión, después al ser enfriado se logra que el gas se

convierta en una mezcla liquido gaseoso, este producto ingresa a la planta para un proceso de

calentamiento, destilación o fraccionamiento y al final enfriamiento de donde se obtiene tres

productos que son el Gas Licuado de Petróleo(GLP), la gasolina base y el gas residual.

Otra forma de recuperación del Gas Licuado de Petróleo (GLP) es la mezcla de gases de petróleo

producidos ya sea por pozos petrolíferos o gasíferos. Estos gases debidamente procesados en una

planta de procesamiento de gas natural dan como resultado el Gas Licuado de Petróleo (GLP).

FIGURA Nº 5 (OBTENCION DE GLP A PARTIR DEL GAS NATURAL)



FIGURA Nº 6 (OBTENCION DE GLP EN REFINERIA)

4.4. CARACTERÍSTICAS, PROPIEDADES Y ESPECIFICACIONES DEL GAS LICUADO

DEPETRÓLEO (GLP)

4.4.1. Definición de gas licuado de petróleo (GLP)

El término corresponde aquellos hidrocarburos cuyos principales componentes son propano y

butano, además de iso-butano, butileno; o mezclas de ellos en pequeñas cantidades.

El Gas Licuado de Petróleo (GLP) es gaseoso a la presión atmosférica; sin embargo a la

temperatura ambiente puede ser licuado a presiones relativamente bajas. Se ha estimado que la

mezcla de propano, butano proporciona un rendimiento calorífico adecuado para los múltiples

usos del Gas Licuado de Petróleo (GLP) a temperatura ambiente de 25ºC (77ºF) la presión de la

mezcla es de 7.7 kg/cm3.



Normalmente no es practico licuar los gases más ligeros como el metano (CH4), etileno (C2H4)

y etano (C2H6), salvo usos muy especiales ya que, estos requieren de recipientes preparados

para soportar las elevadas presiones necesarias para la licuefacción; Para el propano y butano se

requiere presiones relativamente bajas para licuarlos, siendo estos gases los principales

constituyentes del Gas Licuado de Petróleo (GLP) comerciales, los cuales no están compuestos

exactamente de hidrocarburos puros, así la mezcla Propano-Butano, contienen cantidades

pequeñas de otros hidrocarburos como propileno, Butileno, iso-buteno y otros hidrocarburos de

propiedades físicas semejantes.

4.4.2. Composición del gas licuado de petróleo (GLP)

El Gas Licuado de Petróleo (GLP), es una mezcla de hidrocarburos gaseosos a temperatura y

presión ambiental, mantenida en estado líquido por aumento de presión y/o descenso de

temperatura, compuesto principalmente por los siguientes hidrocarburos gaseosos o de sus

mezclas:

Propano - Propileno: Propanos

Normal butano – iso butano: Butanos

Butilenos: Butenos

A continuación conoceremos las especificaciones bajo las cuales se fabrica el

Gas Licuado de Petróleo (GLP) en nuestro país:

TABLA Nº 1 (ESPECIFICACIONES DEL GLP)



4.4.3. Características y propiedades del gas licuado de petróleo (GLP)

4.4.3.1. Peso específico relativo

El peso de un cuerpo es la resultante de la acción de la gravedad sobre él, o dicho de otra

manera, la fuerza con que la tierra atrae, y se mide en kilogramo. A continuación veremos la

relación de varios gases con peso por litro:

PESO RELATIVO DEL GAS LICUADO DE PETROLEOMATERIAL PESO POR LITROPROPANO (Liquido) 0.508 KgBUTANO (Liquido) 0:584 KgAGUA 1.000 KgMEZCLA: Propano 70% - Butano 30% 0.531 Kg

TABLA Nº 2 (PESO RELATIVO DEL GLP)

Así el peso específico relativo en relación con el agua, el Gas Licuado de Petróleo (GLP) es la

relación su peso y el peso de un volumen igual de agua.

pesoespecifico relativo= peso deun volumendeGLPpesodeun volumenigual deagua

PESO ESPECIFICO RELATIVO DEL GAS LICUADO DE PETROLEOMATERIAL PESO ESPECIFICO RELATIVOPROPANO (Liquido) 0.508BUTANO (Liquido) 0:584AGUA 1.000MEZCLA: Propano 70% - Butano 30% 0.531

TABLA Nº 3 (PESO ESPECIFCO RELATIVO DEL GLP)

RELACION PESO DEL GLP CON EL AGUA



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

Se puede apreciar que el Gas Licuado de Petróleo (GLP) en estado líquido es más liviano que el

agua. Si tomamos un litro de agua que pesa 1.000 gramos y los comparamos con 1 litro de

propano liquido éste pesa 508 gramos. En Relación con el aire; el peso específico relativo del

Gas Licuado de Petróleo (GLP) que está en estado de vapor es la relación entre el peso de un

litro de vapor y el peso de un litro de aire.

Peso especifico relativo= peso deun volumen de gasva porpeso deun volumende aire

PESO ESPECIFICO RELATIVO DEL GLP EN VAPORMATERIAL PESO ESPECIFICO RELATIVOPROPANO (Vapor) 1.522BUTANO (Vapor) 2.006AGUA 1.000MEZCLA: Propano 70% - Butano 30% 1.667

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

RELACION PESO DEL GLP EN FASE VAPOR CON EL AIRE



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

Como puede observarse el Gas Licuado de Petróleo (GLP) en estado de vapor es más pesado

que el aire: esta propiedad significa que cada vez que se produce un escape de Gas Licuado de

Petróleo (GLP), los vapores caen en las partes más bajas y si no se percibe la presencia del gas,

puede acumularse en grandes cantidades, constituyendo un evidente peligro.

4.4.3.2. Punto de ebullición

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

de vapor.

PUNTO DE EBULLICION DE LOS COMPONENTES GLP

MATERIAL PUNTO DE EBULLICION

°F °C

PROPANO -43.7 -42.1

BUTANO +31.1 -0.5

AGUA +212.0 +100.0

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

4.4.3.3. Capacidad de vaporización

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

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

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

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

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

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



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

aproximado de un recipiente de 12.000 galones.

Entre otras equivalencias podemos anotar:

1Galón Liquido GLP = 1 metros cúbicos de vapor

1kg. Liquido GLP = 0.5 metros cúbicos de vapor

1 lb. Liquido GLP = 8 pies cúbicos de vapor

4.4.3.4. Peso específico

El peso específico del gas varía según sea la presión y la temperatura a la que se encuentre,

definida generalmente la presión atmosférica y 60ºF (15.56ºC). El Gas Licuado de Petróleo

(GLP) se encuentra formado por las fases liquida y gaseosa, por lo tanto cuando se hable de

densidad o peso específico se debe especificar claramente a la fase que nos referimos.

El peso específico en general lo podemos definir como la unidad de volumen expresado en:

kg/m3, kg/lt, lb/galón, lb/ft3, etc.

4.4.3.5. Poder calorífico

Es la cantidad de energía liberada por una sustancia cuando alcanza su completa combustión. Es

medido en kilocalorías por cada kilogramo o litro como también en BTU por libras.

En el caso del Gas Licuado de Petróleo (GLP) le podemos determinar como la cantidad de

energía producida por el Gas Licuado de Petróleo (GLP), por ejemplo: 1kg de Gas Líquido

produce 11.938 kcal. (Kilocalorías). A lo anotado, incrementamos las especificaciones que el

Gas Licuado de Petróleo (GLP) debe cumplir para su comercialización, por tanto es necesario

que la Industria del Gas Licuado de Petróleo (GLP), oriente sus cambios hacia los aspectos

comerciales, lo que incrementará su importancia con relación a sus propiedades y pruebas

establecidas con propósitos comerciales.

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

UNIDAD PROPANO BUTANO MEZCLA PROP 70 %– BUT 30%

Kcal./kg (Liquido) 13.005 11.780 11.938BTU/kg (Liquido) 47.659 46.768 47.392

Kcal./litro (Liquido) 6.105 6.910 6.347BTU/litro (Liquido) 24.238 27.432 25.196Kcal./litro (Vapor) 23 30 25



BTU/litro (Vapor) 91 119 99Kcal./galón (Liquido) 23.108 26.153 24.002BTU/galón (Liquido) 91.740 103.830 95.367

BTU/pie3 (Vapor) 2.563 3.369 2.805

TABLA Nº 6 (PODER CALORIFICO)

4.4.3.6. Coeficiente de expansión volumétrica

El Gas licuado de Petróleo (GLP) al pasar del estado líquido a estado vapor, se multiplica por

262 veces en volumen; lo que permite almacenar en tanques pequeños grandes cantidades de

Gas-Vapor.

4.4.3.7. Peso molecular

Es el peso relativo de material representado por un símbolo químico, el cual interviene en la

reacción química. El número que se encuentra en la parte superior de cada símbolo en la

ecuación química balanceada, representa el número de moléculas que participan en la reacción

química. Esta puede ilustrarse por una ecuación química que representa la combustión perfecta

del propano, el cual se descompone en los siguientes elementos de combustión: Propano C3H8,

CO2 y H2O.

4.4.3.8. Punto de roció

Es muy importante debido a que el punto de rocío es una medida de las dificultades que podrían

presentarse en el almacenamiento y transporte de Gas Licuado de Petróleo (GLP) vaporizado.

También le podemos definir como punto de rocío a la temperatura mínima a la cual el gas se

mantiene en su factor de seguridad y puede ser calculado a partir de los resultados del análisis

fraccionario a baja temperatura, también puede determinarse experimentalmente usando aparatos

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

condensación.

4.4.3.9. Odorización

Por seguridad todo Gas Licuado de Petróleo (GLP) debe ser Olorizado necesariamente con un

agente preparado para este propósito, dándole un olor distintivo en presencia del aire, de esta

manera habrá una prevención para incendios y de esta manera se evitará accidentes.

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



1 libra de etil-mercaptano o 1.4 de metil-mercaptano por cada 10.000 galones de Gas Licuado de

Petróleo (GLP).

4.5. PROCESO DE ALMACENAMIENTO DE GLP

4.5.1. Descripción del proceso

El objetivo de una planta de almacenamiento es el de recibir gas licuado de petróleo que llega a

través de un gasoducto, almacenarlo en los recipientes esféricos o tipo salchicha para

posteriormente evacuarlo hacia un gasoducto de despacho.

Los recipientes a presión más adecuados para el almacenamiento de GLP son esferas por varias

razones. Las esferas en comparación con los cilindros tienen la ventaja de que presentan la mitad

del esfuerzo debido a presión interna y por consiguiente el espesor necesario es mucho menor.

Las esferas tienen menos área de superficie de contacto con la atmosfera en comparación con

cualquier otro recipiente, obteniéndose variaciones de temperatura más lentas dentro del líquido,

lo que contribuye a reducir la evaporización, haciéndose que se reduzca la necesidad de relicuar

el vapor. Por otra parte, un volumen considerable se puede almacenar mediante una esfera o bien

por otros tanques de otro tipo, colocándolos en batería, por lo tanto la primera solución requiere

de menos acero y conexiones, la instalación requiere menor inversión en la obra civil y ocupa

una menor superficie de terreno.

La recepción del GLP en la planta de almacenamiento se lo hace sin la necesidad de bombas ya

que llega por el gasoducto inclusive con una presión más alta que la de operación requerida, por

lo que es necesario utilizar una válvula reductora de presión.

Una vez reducida la presión se necesita cuantificar el volumen de GLP recibido en la planta para

lo cual se emplea un dispositivo de medición que debe ser altamente preciso. Este dispositivo

también se necesita para cuantificar el volumen despachado.

Cuantificado el volumen, el GLP ingresa a las esferas por la línea de entrada.

Las principales líneas de tubería que se manejan en la planta son:

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

almacenamiento.

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

de despacho.



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

hayan activado por sobrepresión.

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

posteriormente serán relicuados.

e) Línea de drenaje.- Sirve para evacuar las sustancias diferentes al GLP que no son

deseados como por ejemplo componentes pesados (pentanos).

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

descargar el tanque slop.

FIGURA Nº 9 (DIAGRAMA DE LINEAS DE TUBERIA)

El despacho del GLP desde las esferas se lo realiza mediante bombas que elevan la presión a un

valor definido en la tubería a la salida de la terminal a un caudal también predeterminado.

Una de las operaciones requeridas de la planta, es el trasvase el cual consiste en intercambiar

GLP liquido de una esfera a otra, ya que se necesita para la recepción al requerir esferas con

niveles bajos de líquido.



Para mantener la presión en los recipientes de almacenamiento dentro de los límites de

operación se utiliza la unidad de relicuefaccion que transforma las fracciones de vapor en líquido

para luego ser reingresado a las esferas. En varias circunstancias entra en funcionamiento la

unidad de relicuefaccion:

Cuando existe un incremento en la temperatura ambiente ya que hace que aumente la

presión en el tanque al aumentar la presión de vapor de la mezcla.

Al ingresar GLP líquido, ya que va desplazando al GLP vapor que se encuentra

ocupando espacio en la esfera, que de no ser evacuado por la unidad de relicuefaccion,

se iría comprimiendo y aumentando la presión progresivamente.

Para relicuar los vapores de GLP existentes en el tanque bullet.

El funcionamiento de la unidad de relicuefaccion está divido en dos partes:

a) Compresión.- Las fracciones de vapor ingresan a un compresor después de haber

pasado por un separador de fases liquido-vapor, elevando su presión y temperatura.

b) Enfriador.- Este vapor sobrecalentado que entrega el compresor ingresa a un

intercambiador de calor que lo enfría, haciendo que la mayor parte de este se condense,

luego estas dos fases ingresan a un separador de fases liquido-vapor, del cual la fase

vapor reingresa nuevamente al proceso de relicuefaccion y la fase liquida ingresa

nuevamente a la esfera.

Existe un equipo en la planta de almacenamiento que es un vaporizador, necesario para mantener

la presión en el recipiente esférico al ser evacuado el GLP líquido, mediante la utilización de una

pequeña cantidad de GLP liquido de la línea de descarga que se vaporiza y se lo vuelve a

reingresar por la línea de vapor.

En la planta de almacenamiento existe un recipiente comúnmente llamado tanque bullet, el cual

sirve para recibir el GLP proveniente de las válvulas de alivio a través de la línea de alivio, y

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

accesorios.

Los compuestos existentes dentro del tanque bullet son separados, los vapores de GLP existentes

son sacados a través de la unidad de relicuefaccion los cuales ingresan a la esfera como líquido,

mientras que las gasolinas que son más densas son evacuadas al tanque slop que está a presión



atmosférica. Al relicuar los vapores de GLP se produce que la presión en el tanque bullet vaya

disminuyendo hasta un punto en el que casi todo el GLP sea evacuado y dejando solo gasolinas

si es que existe o sino simplemente vapor de GLP.

Un equipo o sistema crítico en la operación de la planta siempre debe estar respaldado por otro

de iguales características en paralelo que permanece en stand by para entrar en funcionamiento

en caso de que falle el principal o cuando necesite recibir mantenimiento. Esta situación se

considera en la sala de bombas, en el sistema de medición y reducción de presión, en el sistema

de relicuefaccion y en el sistema de vaporización.

4.5.2. Requerimientos generales de la planta de almacenamiento

A continuación se detallan los requerimientos generales que deben ser considerados en el diseño

de cualquier planta de almacenamiento:

La capacidad nominal de almacenamiento requerida

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

La presión del GLP que tiene al ingreso a la planta y así también el caudal el mismo.

La presión del GLP y el caudal para el despacho del producto a partir de los tanques de

almacenamiento a la línea de despacho.

La ubicación de la planta de almacenamiento para considerar la presión atmosférica.

La temperatura ambiente de la ubicación de la planta de almacenamiento.

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

años.

4.5.3. Esquema general de una planta de almacenamiento

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

siguientes puntos:

Reducción de presión y dispositivos de medición de entrada.

Recipientes esféricos y tipo salchicha para almacenar GLP.

Sala de bombas.

Sistema de relicuefaccion.

Sistema de vaporización.



Dispositivo de medición de salida.

Recipientes adicionales Bullet y Slop.

Además en la infraestructura de una planta de almacenamientos requiere construcciones civiles

como son: cuarto de control, bodegas, parqueaderos y oficinas.

CAPITULO V

DISEÑO DE UN TANQUE ESFERICO PARA EL ALMACENEMIENTO DE GLP



FIGURA Nº 10 (ALTURAS DE UN TANQUE ESFERICO)

Del gráfico:

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

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



5.1. ¿COMO CALCULAR ESTAS ALTURAS?

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

cargas a las que estará sometido el recipiente.

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

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

circunferencia.

FIGURA Nº 11 (ANALISIS PARA DETERMINAR LAS ALTURAS)

Inicialmente tenemos la presión de operación:

Presión de Operación

PO=300lb / pl2



Pdiseño=PO+30 lb / pl2=330 lb / pl2

Volumen Nominal

V N=1500 m3 V E=1,2∗1500=1800 m3

V E=43

π R3→ RE=3V4 π

RE=3∗1800

4 π→ RE=7,546 m

Tenemos las siguientes relaciones para realizar el cálculo de las alturas

z=0,0742∗R z=0,56 m

y=0,5412∗R y=4,084 m

x=R−1,746 x=5,80 m

Con esas relaciones podemos hallar las alturas

h1= z

h2=z+ y

h3=z+ y+x

h3=z+2 y+x

h3=2 z+2 y+x

Realizando el cálculo

h1=0,56 m

h2=0,56+4,084 h2=4,644 m

h3=0,56+4,084+5,80 h3=10,444 m



h4=0,56+2∗4,084+5,80 h4=14,528 m

h5=2∗0,56+2∗4,084+5,80 h5=15,088 m

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

P=PDISEÑO+PS

El cálculo de Ps se realiza para cada altura.

Ps=g∗ρPRODUCTO (glp)∗hx

Dónde:

g = 9.775 m/s2 en la ciudad de La Paz.

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

Realizando algunos cambios en la fórmula:

Ps=9.775m

s2∗540

kg

m3∗hx

Ps=5278,5∗hx

Para cada altura se utilizaran:

Ps 1=5278,5∗h1

Ps 2=5278,5∗h2

Ps 3=5278,5∗h3

Ps 4=5278,5∗h4

Ps 5=5278,5∗h5

Realizando el cálculo

Ps 1=5278,5∗0,56Pa∗14,7 Psi

1,013∗105 PaP s 1=0,429 Psi



Ps 2=5278,5∗4,644Pa∗14,7 Psi

1,013∗105 PaPs 2=3,557 Psi

Ps 3=5278,5∗10,444Pa∗14,7 Psi

1,013∗105 PaP s 3=8,001 Psi

Ps 4=5278,5∗14,528Pa∗14,7 Psi

1,013∗105 PaP s 4=11,128 Psi

Ps 5=5278,5∗15,088Pa∗14,7 Psi

1,013∗105 PaPs 5=11,557 Psi

Hallando la presión en cada altura

P1=330+0,429 P1=330,429 Psi

P2=330+3,557 P2=333,557 Psi

P3=330+8,001 P3=338,001 Psi

P4=330+11,128 P4=341,128 Psi

P5=330+11,557 P5=341,557 Psi

5.2. CALCULO DE LOS ESPESORES

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

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

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

e=P∗RDISEÑO

2 SE−0.2 P

Donde:

e: espesor de pared.



P: presión total en el punto requerido.

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

S: esfuerzo a la tensión (VER ANEXOS). 17500 psi

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

Los espesores requeridos en las distintas zonas resultarían:

Casquete superior: e1=71,38 mm

Anillo superior: e2=72,05 mm

Anillo central: e3=73,01 mm

Anillo inferior: e4=74,49 mm

Casquete inferior: e5=75,78mm

FIGURA Nº 12 (MONTAJE DE LAS VALVULAS EN UN TANQUE)



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



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



FIGURA Nº 15 (ENSAMBLADO DEL TANQUE ESFERICO)

FIGURA Nº 16 (PARTE ECUATORIAL DEL TANQUE ESFERICO)



FIGURA Nº 17 (TANQUE SEMIACABADO)

FIGURA Nº 18 (CONSTRUCCION DEL TANQUE ESFERICO)



5.3. DIFERENTES ACCESORIOS QUE SE USAN EN LOS TANQUES ESFÉRICOS

Como ya mencionamos los tanques esféricos tienen mayor capacidad que los tanques

presurizados horizontales o verticales, a causa de su más favorable economía de escala. El límite

superior práctico se puede considerar de unos 3500 m3. Estos tanques se acostumbrar a construir

in situ a partir de placas prefabricadas y subcomponentes fabricados en el taller. La presión de

diseño de los tanques esféricos depende de la relación entre temperatura y presión de vapor del

producto almacenado.

El número de boquillas de un tanque esférico, especialmente por debajo del nivel del líquido, se

acostumbra a minimizar para reducir el riesgo de fugas.

Los equipos relevantes para el tanque esférico son las siguientes:

5.3.1. Orificios de venteo

Los tanques de almacenamiento esféricos que operan a presión están equipados con orificios de

venteo en la parte superior. Estos orificios están cerrados inicialmente y están pensados para

garantizar que, en las condiciones de máximo flujo de vapor (es decir, cuando las bombas de

alimentación funcionan a capacidad máxima y las condiciones ambientales producen al mismo

tiempo las mayores tasas de evaporación), no se produzcan sobrepresiones peligrosas haciendo

que estos orificios se abran automáticamente para su purga o para direccionarlo hacia la línea de

la antorcha.

5.3.2. Control de nivel y protección contra sobrellenado

Durante los procedimientos de llenado, no suele bastar con controlar y registrar sólo el nivel de

llenado. A causa del peligro de sobrellenado y la consiguiente contaminación del suelo y el agua,

los tanques de almacenamiento se pueden equipar con sistemas de protección contra

sobrellenado, de forma que los procedimientos de llenado se puedan interrumpir

automáticamente antes de alcanzar el nivel máximo autorizado de líquido. Cuando el llenado no

se realiza automáticamente, por ejemplo si se realiza manualmente, el tanque suele estar

equipado con una alarma que indica cuándo se alcanza el máximo nivel autorizado de líquido.

Cuando la alarma se apaga el personal puede detener a tiempo el procedimiento de llenado.



5.3.3. Pantallas Antillamas

Los tanques de almacenamiento esféricos que contienen GLP pueden tener una atmósfera

inflamable por encima del líquido. Para evitar la ignición de estos vapores por parte de una

fuente externa (p. ej. relámpagos) en los orificios de venteo se pueden instalar pantallas

antillamas. Sin embargo, éstas pueden quedar parcial o totalmente bloqueadas (por hielo, polvo,

productos polimerizados, ceras, etc.). Como los orificios de venteo están diseñados e instalados

para evitar una sobrepresión o subpresión en el tanque, la instalación de estos dispositivos puede

comprometer la integridad del tanque, a no ser que se inspeccionen y se mantengan

regularmente.

Las válvulas de alivio de presión suelen estar diseñadas de forma que el flujo de vapor hacia el

exterior de la válvula supere la velocidad de propagación de la llama en el vapor, evitando así el

ingreso de la llama en el interior del tanque.

5.3.4. Detección de fugas y gas

Se usan instrumentos y analizadores para detectar fugas líquidas y/o gaseosas y derrames. Un

caso particular es la verificación del nivel de trabajo seguro de contaminación en recipientes

antes del mantenimiento interno. A continuación se presenta una lista no exhaustiva de algunas

técnicas habituales:

• Las fugas de gas se pueden detectar con explosímetros, analizadores de vapores

orgánicos generales o analizadores de gas específicos;

• Las fugas de líquidos se pueden detectar en los sistemas de recolección de derrames. Los

sensores de nivel o de nivel de interfase se pueden usar para sustancias orgánicas

insolubles, mientras que los pH-metros y los conductímetros se pueden usar cuando se

manipulan ácidos o bases.

5.3.5. Trampillas de acceso

Para tanques esféricos, las trampillas de acceso en la base del tanque permiten el acceso durante

una parada del tanque y la liberación de gas del mismo. También son la ruta de acceso para

retirar cualquier resto sólido que haya quedado en el tanque durante las tareas de limpieza. Por

cuestiones de seguridad, los tanques de diámetro superior a 25 metros necesitan por lo menos

dos trampillas de acceso.

En los tanques horizontales (tanto atmosféricos como a presión) se acostumbra a disponer de una

trampilla de acceso en la parte superior del tanque.



5.3.6. Desagües

En los tanques esféricos un desagüe permite la eliminación del agua que se acumula en la base

del tanque. Esto se consigue de la mejor forma mediante un colector de descarga interno con una

conducción que lleve a una salida externa con válvula. En el caso de líquidos inflamables es

práctica habitual cerrar las válvulas cuando no están en uso. Se necesita un control de

funcionamiento estricto para evitar un desagüe accidental del contenido del tanque por dejar la

válvula abierta tras empezar a drenar agua.

Para los tanques de almacenamiento a presión, los sistemas de drenaje acostumbran a ser dos

válvulas de bolas de cierre manual separadas por lo menos 600 mm de unas conducciones

adecuadamente apoyadas y con pendiente hacia la salida. Las dos válvulas de drenaje se colocan

para permitir su operación simultánea por parte de un solo operario. La válvula corriente abajo

suele ser una válvula de resorte de acción rápida (resorte de cierre) que funciona como un

«control de hombre muerto». El punto de salida del desagüe se puede conectar a un sistema de

tratamiento de vapor (p. ej. una oxidación térmica) a través de un depósito de extracción de

vapor.

5.3.7. Elementos de estanqueidad

El objetivo principal de un elemento de estanqueidad es contener el líquido o los gases licuados

y evitar o reducir las emisiones. Una parte importante de las emisiones fugitivas son pérdidas

procedentes de fuentes no estancas, como tanques de almacenamiento, líneas abiertas (no

inertizadas), válvulas de escape de presión, orificios de venteo, quemadores, sistemas de purga y

rebosaderos. En otros casos, estas pérdidas pueden ser causadas por fugas en los elementos de

estanqueidad de piezas determinadas del equipo, como:

• agitadores / mezcladores

• compresores

• bridas

• bombas

• cubiertas del tanque

• válvulas

Algunas causas importantes de fugas son:

• elementos de estanqueidad externos o internos mal instalados



• errores de instalación o de construcción

• desgaste

• fallos de los equipos

• contaminación de los elementos de estanqueidad

• condiciones de proceso incorrectas

5.3.8. Válvulas

Las pérdidas por fugas acostumbran a ser mayores en equipos dinámicos, respecto a equipos

estáticos, y en equipos anticuados. Se considera que las válvulas son responsables de

aproximadamente un 50 – 60 % de emisiones fugitivas en las industrias química y petroquímica.

Además, la mayor parte de emisiones fugitivas procede de sólo una pequeña parte de las fuentes

(p. ej. menos del 1 % de las válvulas en servicio de gas o vapor pueden representar más del 70 %

de las emisiones fugitivas en una refinería).

Algunas válvulas tienen más probabilidad de fugas que otras, como las válvulas con vástagos de

elevación (válvulas de compuerta, válvulas de globo) que es probable que presenten fugas más

frecuentemente que las válvulas de tipo cuarto de vuelta, como las de bolas y las giratorias. Las

válvulas que se operan frecuentemente, como las válvulas de control, pueden desgastarse

rápidamente y desarrollar vías de emisión con rapidez. Sin embargo, las válvulas de control de

baja fuga, más recientes, proporcionan un buen rendimiento en el control de las emisiones

fugitivas.

Los tipos de válvulas son:

• válvulas de control

• válvulas de aguja

• válvulas de globo

• válvulas de compuerta

• válvulas giratorias

• válvulas de bolas

• válvulas de mariposa

• válvulas de alivio / seguridad

• válvulas de retención.

Las válvulas usadas habitualmente en los sistemas de tuberías son las de bolas, las de compuerta

o las de mariposa. En circunstancias específicas se pueden usar otros tipos (como las válvulas de



control o las de aguja). Las válvulas se pueden atornillar o empernar en el sistema de tuberías o,

para tamaños menores, soldar o roscar.

Excepto en el caso de las válvulas de plástico y de hierro fundido, toda válvula cumple los

requisitos mínimos del API 6D o equivalente. Una válvula no debe usarse en condiciones de

funcionamiento que superen las especificaciones de presión y temperatura aplicables y debe

tener una presión nominal máxima de funcionamiento para temperaturas que igualen o superen

la temperatura de funcionamiento máxima, para evitar fallos.

Todas las válvulas excepto las de alivio y las de retención se activan a través de un vástago, que

necesita una junta para aislar el producto contenido en la válvula de la atmósfera. Como una

válvula de retención no tiene vástago no se considera como fuente de emisiones fugitivas.

Como se abren y cierran con frecuencia, las válvulas de control son más propensas a sufrir fugas

que las válvulas de cierre. El uso de válvulas de control rotatorias en lugar de válvulas de control

de vástago móvil puede ayudar a reducir las emisiones fugitivas. Sin embargo, no siempre es

posible intercambiar estos dos tipos de válvulas. En la etapa de diseño, el uso de bombas de

velocidad variable puede ofrecer una alternativa a las válvulas de control.

Las fugas procedentes de los vástagos de las válvulas pueden ser debidas al uso de material de

empaquetado de baja calidad, una maquinación inadecuada del vástago o de la estructura, un

montaje incorrecto de la válvula, el desgaste del empaquetado, una compresión insuficiente,

corrosión, abrasión por el polvo, etc. Las válvulas de fuelle no presentan emisiones por los

vástagos, ya que incorporan un fuelle metálico que crea una barrera entre el disco de la válvula y

el cuerpo.

Se dispone de válvulas empaquetadas de alta calidad con emisiones fugitivas muy bajas. Para

conseguir este bajo nivel de emisión, estas válvulas usan mejores sistemas de empaquetado, se

fabrican con tolerancias muy restrictivas y se ensamblan cuidadosamente.

Es práctica habitual que las válvulas (empalmes) sean de fácil acceso y operación y que sean

adecuados para el propósito técnico en relación con las materias primas, la producción, las

dimensiones, el control y las pruebas de calidad. Las estructuras de las válvulas están fabricadas

con materiales resistentes. Las válvulas situadas por debajo del nivel de los líquidos pueden

diseñarse, en casos especiales, de forma que sean «a prueba de incendios» para demorar su fallo

en caso de incendio.



5.4. PRUEBAS EN RECIPIENTES A PRESIÓN

Durante la fabricación de cualquier recipiente a presión, se efectúan diferentes pruebas para

llevar a cabo un control de calidad aceptable, estas pruebas son, entre otras, Radiografiado,

Pruebas de partículas magnéticas, Ultrasonido, Pruebas con líquidos penetrantes, etc.

Este tipo de pruebas, como se mencionó anteriormente, son efectuadas durante la fabricación y

el departamento de Control de Calidad de cada compañía es responsable de que estas pruebas se

lleven a cabo.

En este capítulo describiremos de una manera muy breve, las pruebas que se les deberá aplicar a

los recipientes sometidos a presión una vez que se han terminado de fabricar, esta prueba se

denomina prueba hidrostática, ya que generalmente es el tipo de prueba que se aplica, aunque

también existe la prueba neumática.

5.4.1. Prueba Hidrostática

Consiste en someter el recipiente a presión una vez terminado a una presión 1.5 veces la presión

de diseño y conservar esta presión durante un tiempo suficiente para verificar que no haya fugas

en ningún cordón de soldadura, como su nombre lo indica, esta prueba se lleva a cabo con

líquido, el cual generalmente

es agua.

Cuando se lleva a cabo una prueba hidrostática en un recipiente a presión, es recomendable

tomar las siguientes precauciones:

1.- Por ningún motivo debe excederse la presión de prueba señalada en la placa de nombre.

2.- En recipientes a presión usados, con corrosión en cualquiera de sus componentes, deberá

reducirse la presión de prueba proporcionalmente.

3.- Siempre que sea posible, evítese hacer pruebas neumáticas, ya que además de ser peligrosas,

tienden a dañar los equipos.



5.4.2. Pruebas Neumáticas

Las diferencias básicas entre este tipo de pruebas y la prueba hidrostática, consisten en el valor

de la presión de prueba y el fluido a usar en la misma, la presión neumática de prueba es

alcanzada mediante la inyección de gases.

Como ya dijimos anteriormente, no es recomendable efectuar pruebas neumáticas, sin embargo,

cuando se haga indispensable la práctica de este tipo de prueba, se deberán tomar las siguientes

precauciones:

1.- Las pruebas neumáticas deben sobrepasar con muy poco la presión de operación, el Código

A.S.M.E., recomienda que la presión de prueba neumática sea como máximo 1.25 veces la

máxima presión de trabajo permisible y definitivamente deben evitarse en recipientes a presión

usados.

2.- En las pruebas neumáticas con gases diferentes al aire, deben usarse gases no corrosivos, no

tóxicos, incombustibles y fáciles de identificar cuando escapan.

El Freón es un gas recomendable para efectuar las pruebas neumáticas.

3.- La mayoría de los gases para pruebas neumáticas, se encuentran en recipientes a muy alta

presión, por lo tanto, es indispensable que se extremen las precauciones al transvasarlos al

recipiente a probar, pues puede ocurrir un incremento excesivo en la presión de prueba

sumamente peligroso.

5.4.3. Prueba de Elasticidad

Esta prueba cuando se efectúa, se lleva a cabo de manera simultánea con la prueba hidrostática,

su objetivo se verificar al comportamiento elástico del material de fabricación del recipiente y el

procedimiento para llevarla a cabo se describe a continuación.

1.- Primeramente, se llena el recipiente a probar con agua hasta que por el punto más alto del

recipiente escape el agua una vez que se haya abierto el venteo.

2.- Cerramos la válvula de venteo y comenzamos a inyectar agua a fin de elevar la presión, el

agua que introduzcamos para este fin, la tomaremos de una bureta graduada para cuantificar de



manera exacta el agua que inyectamos para levantar la presión hasta alcanzar el valor de la

presión de prueba

3.- Se mantendrá la presión de prueba durante el tiempo suficiente para verificar que no haya

fugas y posteriormente, se baja la presión hasta tener nuevamente la presión atmosférica en el

recipiente. Es sumamente importante recoger el agua sacada para bajar la presión, ya que

compararemos este volumen con el inyectado para aumentar la presión y esta comparación nos

indicará si las deformaciones sufridas por el recipiente mientras se sometió a la prueba

hidrostática, rebasaron el límite elástico



CAPITULO VI

SEGURIDAD Y CONTRAINCENDIO

Se pueden distinguir tres condiciones de emergencias:

1. Roturas del tanque con producto almacenado.

2. Derrames por descuido en el llenado.

3. Incendio del producto.

Las dos primeras situaciones podrían engendrar la tercera condición de incendio, pero no resulta

así en todos los casos. Cuando se presentan roturas del tanque y con el fin de confinar el

producto vaciado se han previsto muros de contraincendio, diques que cumplen dos objetivos

principales: no contaminar el medio ambiente y recuperar al máximo el producto derramado.

Para la segunda condición de emergencia, los derrames se pueden producir por atascamiento de

indicadores de nivel, flotadores, y válvulas con cierres defectuosos, otra causa son las señales

electrónicas o tableros descalibrados e incorrectos que permiten un mayor llenado a lo normal o

simplemente por error humano.

Un incendio se pude producir por rayos, tormentas eléctricas, por chispas cercanas de otros

productos, por gases inflamables al contacto con el oxígeno y porque no decirlo por un cigarrillo

encendido.

6.1. DIQUES

Los diques son barreras que se construyen alrededor de un tanque con el fin de evitar (en caso de

que se presente alguna falla y muy posible derrame del producto contenido) que el producto se

extienda y contamine, exponiendo la seguridad e integridad del personal, así como también las

instalaciones y equipos que se encuentran a su alrededor.



FIGURA Nº 19 (TANQUE CON SU DIQUE)

FIGURA Nº 20 (TANQUE CON SU DIQUE DE HORMIGON)



Los aspectos más importantes de los diques que se construyen alrededor de los tanques de

almacenamiento son:

1. Contener la capacidad máxima del tanque, cuando su producto sea derramado totalmente.

2. Deberá soportar las condiciones más extremas de temperatura para el líquido a contener

inclusive de llama o fuego vivo.

3. El dique hecho en tierra deberá ser lo suficiente compacto con el fin de evitar filtraciones y

fugas.

4. La altura mínima debe ser 1 ft (30 cm) por encima de la rasante del área del piso interior y 1

½ ft para los diques construidos en terraplén.

5. La altura máxima tanto en concreto como en terraplén, no debe exceder de 6 ft (2 metros).

6. Las bombas y equipos deben estar fuera de los diques.

7. La distancia mínima entre el dique y la pared del tanque debe ser de 10 pies.

6.2. DISTANCIAS MÍNIMAS ENTRE TANQUES E INSTALACIONES

Con el fin de cumplir con los requisitos de las compañías de seguros se han establecido las

siguientes distancias mínimas entre tanques y otras instalaciones.

ESTACION DE BOMBEO CONTINUO DE GLPINSTALACION DISTACIA (pies)

Cuarto de compresores 200Cuarto de generación 200

talleres 200Torres de enfriamiento 200

Hidrantes 100Tanques 2 veces el diámetro más

pequeñoVálvulas manuales 100

Teas y llamas abiertas 100

TABLA Nº 7 (ESTACION DE BOMBEO CONTINUO)



REFINERIAINSTALACION DISTACIA (pies)

Talleres, salas de descanso, comedores 200Calderas 250

Tanques > 10.000 Bls 250 250

Tanques < 10.000 Bls 150 150

Compresores de gas 250Torres enfriadoras 250

hidrantes 50-100Almacenes contra incendio 300

TABLA Nº 8 (DISTANCIA MINIMA ENTRE TANQUES)

6.3. COLOR DEL TANQUE

El color del tanque influye en la cantidad de radiación térmica y lumínica absorbida por los

tanques de superficie y, por tanto, en la temperatura del líquido y el vapor que contienen. Esta

medida es aplicable a todos los tipos de tanques de superficie.

Para los tanques de almacenamiento en embarcaciones (almacenamiento flotante), el hecho de

pintar la cubierta, que corresponde al techo del tanque, de un color claro también reduce la

absorción de radiación térmica y lumínica.

Denominación del color Reflectancia de radiación térmica total, %

Negro 3

Gris máquina 10

Marrón 12

Gris ratón 13

Verde 14

Azul 19

Gris plata 27

Gris piedra 38

Rojo 43

Gris claro 51

Marfil 57



Alu-Plata 72

Blanco crema 72

Blanco 84

TABLA Nº 9 (REFLECTANCIA DE RADIACIÓN TÉRMICA DE DIFERENTES COLORES

DE TANQUE)

De estas tablas se puede concluir que un tanque pintado de blanco presenta la menor emisión,

respecto a otros colores de pintura.

Para la gama de tipos de tanques, tamaños, renovaciones, radiación térmica o lumínica,

productos, etc. considerado, la reducción potencial al cambiar el color del tanque de gris medio a

blanco para un tanque básico se halla en el intervalo de 15 a 82 %. Ello muestra que la

efectividad es muy específica según las condiciones de almacenamiento y, en particular, de la

cantidad de radiación térmica y lumínica y el número de renovaciones.

6.4. ENFRIAMIENTO NATURAL DEL TANQUE

El funcionamiento del tanque con bajas temperaturas de líquido es una medida importante para

prevenir las emisiones, en especial cuando se almacenan mezclas de hidrocarburos líquidos con

una elevada proporción de moléculas ligeras, por ejemplo la gasolina, la nafta y el petróleo

crudo.

Para mantener la temperatura de almacenamiento por debajo de determinado límite, también

durante el verano, resulta útil aprovechar todas las posibilidades naturales de enfriamiento del

tanque. Los tanques de techo flotante son los que muestran mayores posibilidades de mantener la

temperatura del líquido a niveles bajos al no existir un volumen de aire calentado entre el techo

del tanque y el líquido que almacena. Por otro lado, también es útil mantener cierta cantidad de

agua de lluvia en la parte superior del techo flotante en época estival. Al evaporarse, esta agua

hará que desciendan las temperaturas de almacenamiento y las emisiones.

Aparte del uso de escudos solares, el enfriamiento por medio de películas de agua o

pulverización de agua son posibles sistemas para reducir la temperatura del producto y las

emisiones. Éstas y otras posibilidades de prevención de emisiones pasiva todavía no se emplean

a su máximo potencial.



La industria es indiferente a utilizar el enfriamiento natural. Trata de mantener los tanques libres

de agua para evitar la corrosión y, en especial, para minimizar el riesgo de que el techo se hunda

a causa de la acumulación de agua durante las tormentas si se trata de un tanque de techo fijo

cosa que no ocurre con los tanques esfericos. Además, aunque el enfriamiento por agua es un

sistema aceptable en tanques como medida de emergencia, el aumento de la corrosión y del

mantenimiento provocado por la utilización de un sistema de diluvio en el techo durante largos

períodos se considera inaceptable por parte de los titulares, en especial si el agua utilizada es

salobre o salada.

En contra partida el empleo de agua puede ser inaceptable en regiones con escasez de agua

dulce, en especial durante el verano.

6.5. CORROSION EN TANQUES DE ALMACENAMIENTO

Un tanque es una estructura grande provista de diferentes ambientes de corrosión asi podemos

mencionar a los siguientes:

• Superficie externa expuesta a la atmosfera

• Superficie en donde se encuentran vapores

• Superficie externa bajo el fondo del tanque expuesto al suelo

• Superficie inmersa en liquido

El control y la prevención de la corrosión pueden tener diferentes formas o diseños dependiendo

de la aplicación y lo sofisticado del sistema de protección.

6.5.1. Métodos de protección

A pesar de la alta calidad de los productos combustibles no se puede evitar que se formen en el

tanque sedimentos dañinos después de un tiempo, que en tanques de acero incluso pueden llevar

a la corrosión. Para evitar averías o incluso la interrupción del almacenamiento, es necesaria una

limpieza oportuna y con regularidad de la instalación de tanques de almacenamiento.

6.5.1.1. Inhibidores

Los inhibidores son sustancias químicas orgánicas o inorgánicas que añadidas en pequeñas

cantidades reducen, limitan, suprimen o bloquean la acción del agente corrosivo.

• Inhibidores pasivantes.

• Inhibidores de decapado u orgánicos

• Inhibidores en fase vapor



• Inhibidores catódicos

• Inhibidores inductores de precipitación

6.5.1.2. Recubrimiento

Cuando se tiene una superficie con un grado de limpieza metal blanco, se procede a la aplicación

del recubrimiento, de la siguiente manera:

1. El encargado de la revisión del trabajo llevara una hoja de control de limpieza y la

aplicación del recubrimiento en la que consten las áreas preparadas (aceptadas o

rechazadas), tipo de recubrimiento, cantidad de recubrimiento gastado, tiempo empleado

en el trabajo y cantidad de personal que debe efectuar el trabajo.

2. El inspector será el encargado de aceptar o rechazar el área a la cual se le ha aplicado

recubrimiento. Cuando un área no cumple las especificaciones solicitadas, debe

limpiarse de nuevo a este procedimiento.

3. El inspector dará información sobre las áreas a recubrir, tipo y mezcla de componentes,

cuidados y condiciones de aplicación.

4. El espesor de la capa de recubrimiento a de ser el recomendado por la casa fabricante.

5. Una vez aplicado el recubrimiento, el periodo donde se continúa con la limpieza para

una nueva área adyacente ha de ser tal que haya transcurrido el tiempo de secado del

recubrimiento, el tiempo mínimo será de media hora.

6. Al igual se recomienda cubrir el área a la cual se le ha aplicado recubrimiento, con una

lona o cobija plástica para evitar daños por incrustaciones de arena.

6.5.1.3. Tipos de recubrimientos

El recubrimiento de resina epoxi

El material con calidad certificada es una materia plástica liquida basada en resina epoxi, una

materia plástica de alta resistencia química. Se considera como sellador de interior de tanques

especial y proporciona así máxima protección contra corrosión por picadura y oxido se pueden

sanear y hacer durables con la aplicación de este recubrimiento. A los recubrimientos de resina

epoxi se les otorga una garantía de 10 años.

Los recubrimientos GFK

Los recubrimientos GFK se pueden instalar en tanques de sótano, tanques de batería y tanques

en tierra, hechos de acero, que tienen corrosión por picadura en las paredes del tanque. Los



recubrimientos GFK se colocan como recubrimiento de piso en el tercio inferior, como

recubrimiento parcial hasta la mitad y como recubrimiento total hasta el techo del tanque. A los

recubrimientos GFK se les otorga una garantía de 10 años.

La funda interior del tanque

Las fundas interiores de tanques se pueden instalar en tanques de sótano y a tierra. En los

tanques de sótano se instalan las fundas interiores cuando la cubeta de retención ya no esta en

buenas condiciones y no se puede reparar. Con esto el tanque se vuelve de doble pared y ya no

requiere de cubeto de retención. Las fundas interiores de tanques protegen el tanque contra

corrosión en todo el contorno y así se obtiene larga duración.

Procedimiento de protección para el interior de los tanques:

Todo tanque debe limpiarse previamente. En estos tanques se debe recubrir el fondo, el primer

anillo del casco y los primeros 6 pies de la columnas de abajo hacia arriba. Inicialmente se

aplicara una capa de anticorrosivo epoxica, hasta obtener un espesor de película seca de 2,5mm.

Posteriormente y previo secado mínimo de seis horas de la capa epoxica, se aplicara un

revestimiento a base de resina atoxica y alquitrán de hulla, hasta obtener un espesor total de

película seca de 6 a 8 mm. (Espesor que será revisado por el grupo de ingenieros de petróleos).

La forma de aplicación será determinada por las recomendaciones del fabricante.

La superficie pintada requiere un tiempo de acuerdo mínimo de 7 días antes de los cuales no

debe ponerse en servicio el tanque.

Procedimiento de protección para el exterior del tanque:

Sistema de pintura color aluminio y blanco extra-reflexivo de luz solar para proteger el exterior

de los tanques que contengan productos de fácil evaporación.

Este sistema comprende además pinturas de color negro para proteger el tanque que contengan

productos de baja rata de vaporización y requiera calor para disminuir su viscosidad.

Preparación de la superficie:

1. Si se trata de aplicación de pintura por primera vez se debe hacer limpieza con chorro de

arena tipo comercial.

2. Si se quiere renovar la pintura por deterioro se debe remover totalmente la pintura y

hacer una limpieza similar al punto anterior.

3. Si se trata de darle retoque a la pintura existente se debe raspar la superficie hasta

encontrar pintura en buen estado y con buena adherencia se debe realizar prueba de

compatibilidad de la pintura vieja con la nueva.



6.5.1.4. Protección catódica

La protección catódica es un método ampliamente aceptado para el control de la corrosión. La

corrosión de tanques de almacenamiento de acero, puede reducirse o eliminarse mediante la

aplicación apropiada de la protección catódica. La protección catódica es una técnica para

prevenir la corrosión que hace que toda la superficie del metal a proteger, actué como el cátodo

de una celda de electroquímica. Existen dos sistemas de protección catódica:

a) Ánodos de sacrificio

b) Corriente impresa

Criterios de protección catódica

Existen tres criterios para conocer cuando se ha logrado una adecuada protección catódica en

estructuras de acero o de hierro.

Los siguientes criterios son los parámetros para medir la eficiencia y funcionalidad de los

sistemas de protección catódica en tanques de almacenamiento:

a) Un potencial negativo (catódico) de al menos 850 mV, con la corriente de protección

catódica aplicada. Este potencial debe ser medido con respecto a un electrodo de

referencia de cobre saturado/sulfato de cobre (CSC) en contacto con el electrolito. Para

una interpretación valida de la medición de este voltaje, se deben considerar las caídas

de voltaje en zonas distintas a las caídas del voltaje que se observan entre el fondo del

tanque y la frontera del electrolito. Se entiende que para determinar el significado de las

caídas de voltaje, se aplican las practicas aceptadas de la ingeniería, es decir, métodos

como:

• La medición o calculo de la caída de voltaje

• La revisión del funcionamiento histórico de los sistemas de protección catódica

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

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

b) Un mínimo de 100 mV de polarización catódica, medidos entre la superficie metálica

del fondo del tanque y un electrodo estable de referencia, en contacto con el electrolito.

La formación o caída de esta polarización puede medirse para satisfacer este criterio.

Un potencial de protección de tubo y suelo (catódico) de 950 mV, cuando el área circundante de

la tubería se encuentra en condiciones anaeróbicas y estén presentes bacterias sulfato-reductoras



6.6. PRINCIPIOS DE SEGURIDAD INDUSTRIAL

La seguridad industrial es una labor de convencimiento entre trabajadores y patronos. Es deber

de la empresa, institución u organización estimular la prevención de accidentes y brindar a todos

los trabajadores un ambiente de trabajo seguro y saludable.

6.7. HIGIENE INDUSTRIAL Y SEGURIDAD

Se puede definir como aquella ciencia y arte dedicada a la evaluación, reconocimiento,

participación y control de aquellos factores o elementos en el ambiente de trabajo, los cuales

pueden causar deterioro de la salud, enfermedad, incomodidad e ineficiencia en los trabajadores,

cuando estos desarrollan sus tareas diarias. Su aplicación es de gran importancia, ya que muchos

procesos y operaciones industriales producen compuestos perjudiciales para la salud de los

trabajadores. Debido a esto se hace necesario que el encargado del área industrial tenga

conocimientos de los compuestos tóxicos y/o asfixiantes más comunes de uso en la industria, así

como de los principios para su uso. Se debe ofrecer protección contra exposición a sustancias

tóxicas, polvos, asfixiantes que vayan en deterioro de la salud respiratoria de los empleados.

Para la elaboración del casquete de la esfera es necesario muchas horas de soldadura, por lo que

la empresa encargada de su construcción está en la obligación de brindar a los trabajadores

máscaras para soldar y así proteger la salud de sus ojos. Como objetivo principal de la seguridad

e higiene industrial, se tiene prevenir accidentes laborales consecuentes de las actividades de

producción. Una buena producción debe satisfacer las condiciones necesarias, tomando en

consideración los 4 elementos indispensables: seguridad, higiene, productividad y calidad de los

productos. La seguridad e higiene industrial busca proteger la integridad del trabajador, así como

mantener la salud en óptimas condiciones.

6.8. TEORÍA DEL FUEGO

6.8.1. Concepto de fuego

Reacción química que consiste en la oxidación violenta de un material combustible; que se

manifiesta como un proceso exotérmico mediante la emisión de luz, calor, gases (o humos) y

llamas.



6.8.2. Concepto de incendio

Fuego no controlado que puede incinerar algo que no está destinado a quemarse. Su surgimiento

puede ser súbito, gradual o instantáneo, con secuela de daños materiales que pueden interrumpir

el proceso de producción, ocasionar lesiones o pérdidas de vidas humanas y/o deterioro

ambiental. En la mayoría de los casos el factor humano, participa como elemento causal.

6.8.3. Triángulo del fuego

Para que se genere fuego, es necesario que exista simultáneamente y en proporciones adecuadas

los siguientes tres componentes: un combustible, un comburente (agente oxidante como el

oxígeno) y calor o energía de activación. De igual manera es posible prevenir o atacar un fuego

eliminando uno de los componentes anteriormente mencionados. Por lo general estos tres

elementos se ilustran a través de un modelo denominado: triángulo del fuego. A continuación se

muestra un diagrama del triángulo de fuego.

FIGURA Nº 21 (TRIANGULO DEL FUEGO)

6.8.3.1. Comburente (agente oxidante)



Sustancia que participa en la combustión oxidando al combustible. Se encuentra normalmente en

el aire con una concentración porcentual en volumen aproximada de 21%. Todos los

comburentes tienen en si composición oxígeno disponible. Es necesaria la presencia de una

proporción mínima de oxígeno para que se produzca la combustión, esta es aproximadamente de

un 15%. El oxígeno puede estar en su estado gaseoso o líquido y existen diversos tipos de

comburentes compuestos que aportan el oxígeno para que se dé la combustión.

6.8.3.2. Combustible

Es cualquier material capaz de liberar energía cuando se oxida de forma violenta dejando como

residuo calor (energía térmica), dióxido de carbono y algún otro compuesto químico. El

combustible puede ser sólido, líquido o gaseoso, sin embargo para que se inicie la combustión de

cualquier material, a excepción del estado gaseoso, el combustible debe sufrir cambios hasta

convertirse en vapor. Que en una proporción adecuada con el aire (límites de inflamabilidad), y

una fuente de calor (flama abierta o chispa, que inicie o mantenga la reacción) darán lugar al

fuego. En un fuego, el combustible puede eliminarse naturalmente, consumido por las llamas, o

artificialmente, mediante procesos químicos y físicos que impiden al fuego acceder al

combustible.

6.8.3.3. Energía de activación

Sin el calor, el fuego no puede ni comenzar ni propagarse. Se requiere de energía para aumentar

la temperatura del combustible, al punto que desprenda suficientes vapores (temperatura de

inflamación) y ocurra la ignición. El calor es una fuerza térmica que eleva la temperatura de los

cuerpos hasta hacerlos gasificar, volatilizar o dilatar, y es el principal causante de la propagación

de un incendio, ya que éste puede viajar a través de un local ardiendo o en el ambiente. Puede

eliminarse introduciendo un compuesto que tome una parte del calor disponible para la reacción.

Por lo general se emplea agua, que toma la energía para pasar a estado gaseoso, pero también

son efectivos polvos o gases con la misma función.

6.9. MÉTODOS DE PROPAGACIÓN DEL FUEGO

6.9.1. Transferencia de calor



La transferencia de calor es el paso de energía térmica desde un cuerpo de mayor temperatura a

otro de menor temperatura, de esta manera siempre buscando el equilibrio térmico. Existen tres

diferentes tipos de transferencia de calor, los cuales se explicarán a continuación:

Conducción

Es un mecanismo de transferencia de energía térmica entre dos cuerpos por contacto directo de

sus partículas, por ejemplo, una tubería de vapor en contacto con una pieza de madera transfiere

su calor a la madera por contacto directo. Un parámetro importante en los materiales es la

conductividad térmica, la cual es una propiedad física que mide la capacidad de conducción de

calor o capacidad de una substancia de transferir el movimiento cinético de sus moléculas a sus

propias moléculas adyacentes o a otras substancias con las que está en contacto. La inversa de la

conductividad térmica es la resistividad térmica, que es la capacidad de los materiales para

oponerse al paso del calor.

Radiación

Se da cuando la energía se mueve a través del espacio o de los materiales en forma de ondas, que

se mueven a la velocidad de la luz. Cuando dos cuerpos se sitúan frente a frente y uno tiene

mayor temperatura que el otro, la energía radiante pasara del más caliente al más frío. Todas las

superficies con temperatura finita emiten energía en forma de ondas electromagnéticas.

Convención

Se caracteriza porque se produce por intermedio de un fluido (líquido o gas) que transporta el

calor entre zonas con diferentes temperaturas. La convección se produce únicamente por medio

de materiales fluidos. Lo que se llama convección en sí, es el transporte de calor por medio del

movimiento del fluido. Por ejemplo los gases, producto de una combustión, tienden a ser más

ligeros que el aire, entre mayor sea un incendio, éstos serán más calientes y ascenderán más

rápido, hasta las partes altas de un edificio. Iniciándose una transferencia del calor por el

movimiento del aire.

6.10. CLASIFICACIÓN DE FUEGOS



Los fuegos se caracterizan y se clasifican, de acuerdo al material que se está quemando. Por lo

general se clasifica los fuegos en cuatro clases y se le asigna a cada clase un símbolo especial.

Estos símbolos aparecen en los extintores, y permiten determinar si el extintor es apropiado para

el tipo de fuego al que se desea aplicarlo. Estas clases son:

6.10.1. Fuego clase A

Ocurren en materiales combustibles sólidos como la madera y sus derivados, plásticos, textiles,

entre otros. Una característica de este tipo de incendios es que pasan de una combustión

superficial a una profunda con la presencia de brasas, por lo tanto, para su extinción completa y

eficaz se requiere de un agente extintor que absorbe el calor, como el agua. En la siguiente figura

se muestra del lado izquierdo el símbolo que se utiliza en los extintores para indicar que es para

fuegos clase A y la derecha el símbolo utilizado para indicar que el material presente también es

de esta clase.

FIGURA Nº 22 (FUEGO CLASE A)

6.10.2. Incendios clase B:

Involucran a los líquidos y gases combustibles como el petróleo y sus derivados, alcoholes,

grasas, butano, propano, metano, etc. son fuegos superficiales si se comparan con los incendios

de clase a; el fuego de clase b ocurre en tanques abiertos o por derrames o fugas de sustancias

combustibles. Se requiere, para su extinción, de un agente químico como el polvo seco,

espumas, bióxido de carbono, o halón, capaces de sofocar el fuego o romper la reacción en



cadena. A diferencia del anterior no deja residuo al quemarse. En la siguiente figura se muestra

del lado izquierdo el símbolo que se utiliza en los extintores para indicar que es para fuegos

clase B y la derecha el símbolo utilizado para indicar que el material presente también es de esta

clase.

FIGURA Nº 23 (FUEGO

CLASE B)

6.10.3. Incendios clase C

Son comúnmente identificados como “fuegos eléctricos”. Se producen en “equipos o

instalaciones bajo carga eléctrica” como por ejemplo los conductores y equipo electrónico

energizado, como subestaciones, transformadores, plantas de luz, tableros de medidores, etc.

Este tipo de incendios deben combatirse únicamente con agentes extintores que no conduzcan la

electricidad, como el polvo químico seco, bióxido de carbono o halón. Una vez que la corriente

eléctrica se haya interrumpido o des energizado el equipo, se puede combatir el fuego con agua.

En la siguiente figura se muestra del lado izquierdo el símbolo que se utiliza en los extintores

para indicar que es para fuegos clase C y la derecha el símbolo utilizado para indicar que el

material presente de esta clase.



FIGURA Nº 24 (FUEGO CLASE C)

6.10.4 Incendios clase D

Son los que se producen en polvos o virutas de aleaciones de metales livianos como el magnesio,

aluminio, sodio o litio, y requieren para su extinción del uso de polvos especiales como el grafito

para sofocar y absorber parte del calor generado; a falta de éstos se recomienda utilizar arena

seca para la extinción. La siguiente figura muestra los símbolos utilizados para su

representación.

FIGURA Nº 25 (FUEGO CLASE D)

6.10.5. Incendios clase K

Una clasificación menos común es el fuego clase K. Este es aquel fuego que se produce y se

desarrolla en los extractores y filtros de campanas de cocinas, donde se acumula la grasa y otros

componentes combustibles que al alcanzar altas temperaturas produce combustión espontánea.

Estos son generados por aceites y grasas vegetales. Los símbolos que representan dicha clase de

fuego se muestra en la siguiente imagen.



FIGURA Nº 26 (FUEGO

CLASE K)

A continuación, para fines ilustrativos se muestra en la siguiente figura un ejemplo de incendio

provocado por la explosión registrada en un tanque que contenía Gas Licuado de Petróleo en una

refinería en Venezuela que ocurrió el 26 de agosto del 2012.



FIGURA Nº 27 (INCENDIO DE TANQUES ESFERICOS)

6.11. SEÑALIZACIÓN

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

• Una indicación como por ejemplo vías de escape, refugios, entre otros.

• Una obligación como lo es, el uso de equipos de protección personal.

• Una advertencia por ejemplo presencia de explosivos, caída de rocas, entre otros.

• Una prohibición como por ejemplo la de no fumar, prohibido el paso.

La señalización trata básicamente de identificar los lugares y situaciones que presentan riesgo y

son identificados por medio de letreros, colores, luz o sonido (semáforos, lámparas, sirenas,

entre otros), comunicación verbal (orden, advertencia) o una señal gestual (movimiento de

brazos y manos). La señalización debe cumplir los siguientes requisitos:

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

obligaciones.

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

emergencia.

• Dar una interpretación clara del riesgo.

• Facilitar al personal la localización e identificación de instalaciones de protección,

evacuación, refugios, emergencia o primeros auxilios.

Para la construcción de la esfera es necesaria la implementación de señales para indicar los

puntos citados anteriormente.

En la siguiente figura se muestra un claro ejemplo de unas de las señales utilizadas en el área de

construcción para la esfera.



FIGURA Nº 28 (TANQUE CON SEÑALIZACION)

Se debe hacer señalización en pasillos, gradas, área de máquinas, áreas dedicadas a reparaciones,

en fin a toda zona que se considere como peligrosa. También se debe señal rutas de evacuación,

extintores, salidas de emergencia, obstáculos y objetos, entre otros. Las señales en seguridad más

utilizadas son ópticas que no es más que la aplicación de luz y color. El objetivo del color no es

más que dar a conocer la presencia o ausencia y el tipo de peligro. También se utiliza la

señalización acústica usando sonidos. Por medio de la señalización y la simbología del color

podemos verificar los puntos de peligro y zonas de seguridad.

6.12. DEFINICIÓN N.F.P.A.

N.F.P.A por sus siglas en inglés “National Fire Protection Association” (Asociación Nacional

de la Protección contra Incendios). La N.F.P.A es una organización internacional fundada en

1896, encargada de desarrollar normas para proteger personas, propiedades y el medio ambiente



del fuego. La N.F.P.A es la fuente principal mundial para el desarrollo y diseminación de

conocimiento sobre seguridad contra incendios y de vida. Es importante destacar que el sistema

de desarrollo de los códigos y normas de la N.F.P.A es un proceso abierto basado en el consenso

que ha producido algunos de los más referenciados materiales en la industria de la protección

contra incendios, incluyendo el Código Eléctrico Nacional, el Código de Seguridad Humana, el

Código Uniforme contra Incendios, y el Código Nacional de Alarmas de Incendios. En la

actualidad, virtualmente, cada construcción, proceso, servicio, diseño e instalación están

afectados por códigos y normas desarrollados por la N.F.P.A. Por medio de los Códigos contra

Incendios y sus publicaciones, la N.F.P.A establece sólidos principios para la protección y

seguridad. Las publicaciones de la N.F.P.A han sido traducidas a varios idiomas y son

referenciadas alrededor del mundo.

Más de 79,000 miembros, representando 107 naciones, son parte de la red global de protección

contra incendios.

6.13. NORMA NFPA 704 PARA LA CLASIFICACION DE SUSTANCIAS SEGÚN SU PELIGROSIDAD

La identificación del riesgo es uno de los aspectos críticos que definen el éxito de una gestión

efectiva. En el tema de productos hidrocarburiferos y quimicos, la identificación gráfica es

fundamental para comunicar a todas las personas involucradas, directa o indirectamente, cuáles

son los peligros principales que ofrece una sustancia independientemente de la vulnerabilidad

existente frente a ella.

Es importante reconocer que nuestro país utiliza varios sistemas de rotulado y etiquetado para

comunicar el peligro, y uno de ellos es el Sistema estándar para la identificación de los peligros

de materiales peligrosos para respuesta ante emergencias, NFPA 704.

La NFPA (National Fire Protection Association), una entidad internacional voluntaria creada

para promover la protección y prevención contra el fuego, es ampliamente conocida por sus

estándares (National Fire Codes), a través de los cuales recomienda prácticas seguras

desarrolladas por personal experto en el control de incendios.

La norma NFPA 704 es el código que explica el diamante del fuego, utilizado para comunicar

los peligros de los materiales peligrosos. Es importante tener en cuenta que el uso responsable de

este diamante o rombo en la industria implica que todo el personal conozca tanto los criterios de



clasificación como el significado de cada número sobre cada color. Así mismo, no es

aconsejable clasificar los productos químicos por cuenta propia sin la completa seguridad con

respecto al manejo de las variables involucradas. A continuación se presenta un breve resumen

de los aspectos más importantes del diamante.

La norma NFPA 704 pretende a través de un rombo seccionado en cuatro partes de diferentes

colores, indicar los grados de peligrosidad de la sustancia a clasificar.

El diagrama del rombo se presenta a continuación:

FIGURA Nº 29 (DIAMANTE DE SEGURIDAD DE LA NORMA NFPA)

A continuación se realiza la explicación del significado del diamante de la norma NFPA 704:

Las cuatro divisiones tienen colores asociados con un significado. El azul hace referencia a los

peligros para la salud, el rojo indica la amenaza de inflamabilidad y el amarillo el peligro

por reactividad: es decir, la inestabilidad del producto. A estas tres divisiones se les asigna un

número de 0 (sin peligro) a 4 (peligro máximo). Por su parte, en la sección blanca puede haber


http://es.wikipedia.org/wiki/Reactividad

http://es.wikipedia.org/wiki/Inflamable

http://es.wikipedia.org/wiki/Salud


indicaciones especiales para algunos materiales, indicando que son oxidantes, corrosivos,

reactivos con agua o radiactivos.

Azul/Salud

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

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

hidrógeno.

3. Materiales que bajo corta exposición pueden causar daños temporales o permanentes,

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

2. Materiales bajo cuya exposición intensa o continua puede sufrirse incapacidad temporal

o posibles daños permanentes a menos que se dé tratamiento médico rápido, como

el cloroformo o la cafeína.

1. Materiales que causan irritación, pero solo daños residuales menores aún en ausencia de

tratamiento médico. Un ejemplo es la glicerina.

0. Materiales bajo cuya exposición en condiciones de incendio no existe otro peligro que el

del material combustible ordinario, como el cloruro de sodio.

Rojo/Inflamabilidad

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

atmosférica ambiental, o que se dispersan y se quemen fácilmente en el aire, como el

propano. Tienen un punto de inflamabilidad por debajo de 23°C (73°F).

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

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

(100°F).

2. Materiales que deben calentarse moderadamente o exponerse a temperaturas altas antes

de que ocurra la ignición, como el petrodiésel. Su punto de inflamabilidad oscila entre 38°C

(100°F) y 93°C (200°F).

1. Materiales que deben precalentarse antes de que ocurra la ignición, cuyo punto de

inflamabilidad es superior a 93°C (200°F).


http://es.wikipedia.org/wiki/Petrodi%C3%A9sel

http://es.wikipedia.org/wiki/Punto_de_inflamabilidad

http://es.wikipedia.org/wiki/Propano

http://es.wikipedia.org/wiki/Cloruro_de_sodio

http://es.wikipedia.org/wiki/Glicerina

http://es.wikipedia.org/wiki/Cafe%C3%ADna

http://es.wikipedia.org/wiki/Cloroformo

http://es.wikipedia.org/wiki/Hidr%C3%B3xido_de_potasio

http://es.wikipedia.org/wiki/Cianuro_de_hidr%C3%B3geno

http://es.wikipedia.org/wiki/Cianuro_de_hidr%C3%B3geno

http://es.wikipedia.org/wiki/Radiactivo

http://es.wikipedia.org/wiki/Corrosi%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Oxidante


0. Materiales que no se queman, como el agua. expuesto a una temperatura de 815° C

(1.500ºF) por más de 5 minutos.

Amarillo/Inestabilidad/reactividad

4. Fácilmente capaz de detonar o descomponerse explosivamente en condiciones de

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

3. Capaz de detonar o descomponerse explosivamente pero requiere una fuente de ignición,

debe ser calentado bajo confinamiento antes de la ignición, reacciona explosivamente con

agua o detonará si recibe una descarga eléctrica fuerte (e.g., flúor).

2. Experimenta cambio químico violento en condiciones de temperatura y presión elevadas,

reacciona violentamente con agua o puede formar mezclas explosivas con agua

(e.g., fósforo, compuestos del potasio, compuestos del sodio).

1. Normalmente estable, pero puede llegar a ser inestable en condiciones de temperatura y

presión elevadas (e.g., acetileno (etino)).

0. Normalmente estable, incluso bajo exposición al fuego y no es reactivo con agua

(e.g., helio).

Blanco/Especiales

El espacio blanco puede contener los siguientes símbolos:

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

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

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

xenón

'COR' o 'CORR' - corrosivo: ácido o base fuerte, como el ácido sulfúrico o el hidróxido de

potasio. Específicamente, con las letras 'ACID' se puede indicar “ácido” y con 'ALK',

“base”.

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

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

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


http://es.wikipedia.org/wiki/Nitr%C3%B3geno_l%C3%ADquido

http://es.wikipedia.org/wiki/Criogenia

http://es.wikipedia.org/wiki/Plutonio

http://es.wikipedia.org/wiki/Radiaci%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Virus

http://es.wikipedia.org/wiki/Riesgo_biol%C3%B3gico



http://es.wikipedia.org/wiki/%C3%81cido_sulf%C3%BArico

http://es.wikipedia.org/wiki/Base_(qu%C3%ADmica)

http://es.wikipedia.org/wiki/%C3%81cido

http://es.wikipedia.org/wiki/Corrosi%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Gas_asfixiante&action=edit&redlink=1

http://es.wikipedia.org/wiki/Agua_oxigenada

http://es.wikipedia.org/wiki/Perclorato_de_potasio

http://es.wikipedia.org/wiki/Oxidante

http://es.wikipedia.org/wiki/Sodio

http://es.wikipedia.org/wiki/Cianuro_de_sodio

http://es.wikipedia.org/wiki/Agua

http://es.wikipedia.org/wiki/Helio

http://es.wikipedia.org/wiki/Acetileno

http://es.wikipedia.org/wiki/F%C3%B3sforo

http://es.wikipedia.org/wiki/Fl%C3%BAor

http://es.wikipedia.org/wiki/RDX

http://es.wikipedia.org/wiki/Nitroglicerina


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

Los símbolos: 'W', 'OX' y 'SA' se reconocen oficialmente por la norma NFPA 704, pero se usan

ocasionalmente símbolos con significados obvios como los señalados.

En resumen mostramos el siguiente cuadro que hace la descripción del diamante de seguridad de

la norma NFPA704.


http://es.wikipedia.org/wiki/Ars%C3%A9nico

http://es.wikipedia.org/wiki/Veneno


Los diamantes de seguridad que utiliza la norma NFPA 704 son aquellos que se ubican sobre las

unidades de transporte (contenedores, tanques de almacenamiento, entre otros) y, proporcionan

la información necesaria sobre la advertencia del riesgo del producto mediante colores o

símbolos de peligrosidad que llevan el número de la clase pertinente en la mitad inferior.

A continuación mostramos de manera gráfica como se realiza la clasificación numérica de las

sustancias: petróleo, diésel, gasolina, GLP y agua.

Para el GLP el diamante de seguridad es el siguiente:

FIGURA Nº 30 (DIAMANTE DE SEGURIDAD PARA GLP)

Donde:

Riesgo por inflamabilidad es 4

Riesgos a la salud 1

Riesgo por radioactividad 4


4

4 1


6.14. CONTROL DE INCENDIOS

Existen cuatro métodos aceptados para el control de incendios en tanques de almacenamiento de

hidrocarburos.

• De inmersión.

• Con cámaras de espuma.

• Con espuma Transportadas en torretas.

• Con espuma aplicada por boquillas y monitores

6.14.1. De inmersión

Utiliza espumas fluoroproteínicas, en donde la aplicación de estas al tanque se efectúa por la

parte más baja de este.

Precauciones: El sistema de inmersión solamente debe usarse en tanques de techo

cónico y no debe utilizarse en productos que tengan una viscosidad mayor de 2.00

S.S.U. a 60ºF.

Tasa de aplicación: Debe aplicarse a una rata de 0.1 galón por minuto por pie cuadrado

de la superficie del tanque.

6.14.2. Con cámaras de espuma

Este sistema consiste en instalar una o más cámaras sobre el casco del tanque en la parte más

superior. La cámara está unida a una tubería que se extiende hasta el lado externo de los diques o

muros de contención en donde es inyectada la espuma.

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

de 0.1 G.P.M./pie cuadrado de la superficie del tanque.

Numero de cámaras: El número de cámaras necesarias está supeditado al diámetro del

tanque. Cuando se requieren dos o más cámaras estas deberán instalarse en forma

equidistante, con relación al perímetro del tanque.

Cantidad de espuma: Con una concentración del 3% se determina así la cantidad de

espuma necesaria:

Área del hidrocarburo o área de tanque * 0.1 G.P.M *0.031

Tiempo de operación (min) = Galones (litros)



6.14.3. Con espuma transportadas en torretas

Como su nombre lo indica la espuma es transportada al lugar donde se produce la conflagración.

Este tipo de espuma se pude utilizar en reemplazo de cámaras pero tiene limitaciones, las cuales

son:

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

disponible).

A veces se requiere vehículos remolques u otros, por lo cual se limita su uso.

No es práctico su uso para tanques con diámetros superiores a los 200 pies.

6.14.4. Con espuma aplicada por boquilla y monitores

El sistema de aplicaron de espuma por medio de boquillas es un medio auxiliar de protección,

especialmente para pequeños tanques 500-5000 barriles, y diámetros no mayores a 30 pies.

Este tipo por boquilla y monitor no es aconsejable utilizarlo sobre techos flotantes, por las

dificultades en dirigir la espuma dentro de las área anulares.



CAPITULO VII

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

7.1. CONCLUSIONES

Por ser el Gas Licuado de Petróleo (GLP) un combustible de uso doméstico, los usuarios deben tomar las más óptimas medidas de seguridad en los cilindros, y las autoridades competentes impulsar programas de concientización a los sobre la manipulación adecuada en cilindros.

El creciente consumo de gas en el mundo es irreversible, estamos utilizando este combustible en las cantidades verdaderas, más adelante consumiremos a gran escala en la industria eléctrica, automotriz y otras; afortunadamente, nuestro país está preparado para enfrentar tal situación, garantizando la seguridad energética en cuanto se refiere a GLP.

Los recipientes se identifican de acuerdo a su función como recipientes de proceso, almacenamiento y transporte. Según su presión interna pueden ser atmosféricos, de vacío, de baja, mediana y alta presión; y por su geometría se tienen recipientes esbeltos, cilíndricos, cilíndricos combinados y esféricos.

El Código ASME para Calderas y Recipientes a Presión, Sección VIII, División 1 estandariza los requerimientos generales para el diseño y construcción de recipientes a presión.

Para el diseño de recipientes presurizados lo primordial es calcular el espesor mínimo de la pared del cuerpo.

7.2. RECOMENDACIONES

Para diseñar un recipiente a presión se recomienda familiarizarse con procesos

similares mediante visitas a plantas que brinden confiabilidad de realizar un

proyecto provechoso.

Se recomienda elaborar un procedimiento de trabajo seguro para realizar cualquier

tipo de prueba para certificar recipientes a presión.



Siempre el principal criterio que debe prevalecer durante el diseño de recipientes a

presión, es la seguridad del mismo.



CAPITULO VIII

BIBLIOGRAFIA

BONILLO, A. “Elaboración de una hoja de cálculo para el diseño básico de recipientes sometidos a presión” Tesis de Grado, Universidad de Oriente, Barcelona, Venezuela (2008)

PEREIRA A. Y ARQUÍMIDES R. “Desarrollo de una metodología para la evaluación técnica de proyectos de tuberías, mediante el uso de las normas ASME y API” Tesis de Grado, Universidad de Oriente, Barcelona, Venezuela (2008)

AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS. “ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Section VIII Division 1” Edición 2004, Adenda 2005.

ANNARATONE, D. “Pressure Vessel Design, Volumen 10” Editorial Springer.Berlin, Alemania (2007).

LEÓN, J. “Diseño y Cálculo de Recipientes a Presión” Editorial Inglesa. Edición 2001.

GUZMÁN, L. “Diseño Mecánico de Recipientes a Presión bajo el Código ASME Sección VIII, División” Tesis de Grado, Universidad Simón Bolívar, Caracas, Venezuela (2006)

LIVINGSTON E. Y SCAVUZZO R. “The Engineering Handbook” Segunda edición. Editorial Richard C Dorf (2004).

SPENCE J. Y TOOTH A. “Pressure Vessel Design: concept and principles”. Editorial Taylor & Francis (1994).

NELSON W.L, Refinación de los Petróleos., 5ta. Edición, Traducido en 1972.

PETROECUADOR, El Gas Licuado de Petróleo en el Ecuador, 2002.



CAPITULO IX

ANEXOS

Diseño de Diques para Tanques de Combustibles

Durante el almacenamiento de líquidos combustibles e inflamables, existe la posibilidad

que debido a fallas en el tanque o en sus accesorios, como válvulas o medidores, se

produzcan derrames. Esto puede ocasionar que se pierda el contenido de los tanques o

incluso que el producto encuentre una fuente de ignición y genere un incendio.

Teniendo en cuenta que una de las variables más importantes que determinan la

gravedad de un incendio de este tipo, es el área que ocupa el líquido, ya que siempre la

totalidad del área se prende casi inmediatamente, es primordial el control de esta área en

caso de derrame.

Beneficios de los diques

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



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

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

impermeables y para resistir la presión de la cabeza debida al líquido liberado.

También deben tener una altura máxima en el interior de 1.8 m. con algunas

excepciones.

La capacidad en volumen del dique debe ser mayor a la cantidad de líquido que

puede derramarse del tanque más grande ubicado dentro de este, asumiendo el

tanque lleno.

La capacidad del dique que incluya más de un tanque, debe ser calculada

restándole al volumen total del dique el volumen de los tanques adyacentes al

tanque más grande, debajo de la altura del dique.

El piso del dique debe contar con una pendiente de no menos del 1% hacia fuera

del tanque por lo menos 15m o hasta la base del dique, lo que sea menos.

Para permitir el acceso, la base exterior del dique al nivel del suelo debe estar

separada por lo menos 3m de cualquier elemento (mercancía, equipos,

construcciones, etc.), que esté o eventualmente pueda estar.

Nota: cada dique que contenga dos o más tanques debe ser subdividido por

canales de drenaje o por diques intermedios, para impedir que pequeños

derrames pongan en peligro tanques adyacentes dentro de este.

Sistemas de desagües

Las Refinerías, Plantas Petroquímicas o Unidades de Proceso de Hidrocarburos, deberán

tener sistemas separados de colección de desagües, según corresponda la complejidad y

tipo de Unidades de Proceso y deberán ser diseñados y operados para reducir el

contenido de contaminantes a los niveles permisibles establecidos en el Reglamento

Ambiental para el Sector Hidrocarburos.



Entre los sistemas con que deben contar las unidades de proceso se tienen:

a) Desagües aceitosos, para colectar las aguas contaminadas con hidrocarburos

provenientes de las unidades de proceso de hidrocarburos.

b) Desagües limpios, para colectar las aguas normalmente libres de hidrocarburos

provenientes de los drenajes de sistemas cerrados de torres de agua de enfriamiento,

agua de lluvia de techos de tanques, etc.

c) Desagües Químicos, para colectar aguas contaminadas con productos químicos tales

como ácidos, álcalis, etc. provenientes de los laboratorios de las unidades de proceso o

de equipos de tratamiento que utilizan productos y reactivos químicos.

d) Desagües Sanitarios, para colectar los efluentes de aguas servidas.

e) Otros efluentes que contienen asfalto, ceras, parafinas y residuos pesados que se

solidifican a temperatura ambiente.

Operación y Mantenimiento

a) El personal operativo y de mantenimiento será entrenado y capacitado para

ejecutar su trabajo en forma segura y efectiva

b) El personal será entrenado en el trabajo de tal forma que entienda su función e

identifique o reconozca los riesgos y eventos anormales, que eventualmente le

permitan detener el trabajo y proteger su seguridad, la de sus colegas y la

integridad de las instalaciones.

c) La empresa deberá dotar a todo su personal, de herramientas apropiadas

incluyendo dispositivos de sujeción, andamiaje cuando sea necesario y equipo de

protección personal, para realizar un trabajo seguro.

d) Los soldadores serán calificados de acuerdo a código y normas AWS o

equivalentes y los registros de prueba serán mantenidos como constancia de la

capacitación.



PROCEDIMIENTO DE ACTUACIÓN – FUGA DE GLP

DEFINICIÓN DE LOS NIVELES DE EMERGENCIA

A efectos de activar el Plan de Contingencia ante una fuga de GLP, se han definido los

siguientes criterios:

NIVEL 2: Incidentes donde el volumen liberado de GLP en superficie está controlado e

implica un riesgo limitado para el público.

NIVEL 3: Es la liberación (con o sin ignición) descontrolada en superficie de GLP que no

puede ser controlada inmediatamente por el personal y con el equipamiento en locación, y la

situación es un riesgo inmediato para el público.

PAUTAS GENERALES ANTE UNA FUGA DE GLP

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

Propano o Butano.

En caso de fuga de GLP debe tenerse en cuenta que el aspecto más peligroso es la formación de

nubes inflamables, que en caso de encontrar una fuente de ignición y existir suficiente cantidad

de gas entre límites de inflamabilidad, dará a lugar a una deflagración de la nube y un incendio.

La dispersión accidental puede ocurrir por rotura de algún elemento, equipo o tubería

conteniendo la sustancia. El GLP, Cuando se derrama, produce grandes cantidades de gases, los

cuales son más pesados que el aire y pueden acumularse en zonas bajas formando una nube de

vapor visible

El GLP, Cuando se quema, genera una gran cantidad de humos, y los gases formados pueden ser

explosivos. Los contenedores pueden romperse violentamente en contacto con el fuego debido a

la elevación de la presión, la metralla puede salir dirigida en cualquier dirección.



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

Naturaleza del producto (Propano o Butano)

Localización del incidente.

Magnitud del mismo.

Posible propagación o evolución

Posible dispersión de la nube inflamable.

Indicar si hay personas afectadas por el incidente.

Otra información que a su criterio pueda resultar de ayuda.

PROCEDIMIENTOS DE ACTUACIÓN

Ante la detección de una fuga de GLP todo el personal con participación en el control de la

contingencia cumplirá con el siguiente procedimiento:

Dar aviso de inmediato.

Parar cualquier tipo de trabajo que se esté realizando dentro de la Unidad, garantizando

el Shut Down seguro de la planta.

El personal que forme parte del grupo de ataque deben proveerse del equipo de

respiración autónomo disponibles en las Unidades

Activar los equipos fijos (monitores de agua pulverizada, espuma, etc.).

El resto del personal (personal no protegido) debe evacuar el área en dirección

transversal a la dirección del viento y acudiendo a los puntos de reunión más próximos y

seguros localizados en la zona de alerta, y resguardándose del posible alcance de

proyectiles.

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

formación de incendios, evitando las fuentes de ignición.

Evacuar a los heridos.

Restringir los accesos al área de intervención.

Cortar el acceso a zanjas, alcantarillas y sumideros cercanos.

Cerrar los suministros de aire de ventilación a los edificios pertenecientes a las zonas de

intervención y de alerta

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

de contención (tierra, arena, sacos de arena, etc.).



Utilizar espuma sobre el derrame formado para retardar la evaporación. Aplicar

continuamente hasta que el líquido haya sido eliminado.

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

de los vapores.

Tratar el líquido derramado con absorbentes del tipo arena, ceniza o polvo de cemento.

Permitir que los vapores se dispersen completamente, antes de penetrar en la zona de

intervención sin la ropa de protección adecuada.

En caso de producirse la ignición del GLP:

Activar el sistema de rociadores para refrigerar a los recipientes próximos que pueden

verse afectado por los efectos de la radiación térmica, para que de este modo se evite la

posibilidad de BLEVE.

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

desechos volantes ocasionados por la eventual ruptura del contenedor.

Utilizar una pantalla de protección para aproximarse a las válvulas necesarias de operar

para detener la fuga, previa refrigeración con agua de las mismas.

En el caso de que se esté produciendo un Jet Fire, y el mismo afecte a recipientes

próximos no basta con refrigerar solamente con los rociadores por lo que se tendrá que

utilizar además cortinas de agua pulverizada para ayudar a la refrigeración del mismo.

Si las llamas afectasen directamente a un depósito de almacenamiento se controlará la

evolución de la presión en su interior

Extinguir con polvo o agua pulverizada. No utilizar chorros de agua.

Producir cortinas de agua para limitar la extensión de vapores a la atmósfera

En caso de producirse una explosión:

Será prioritario observar si la misma ha afectado a personal que se pudiera encontrar en

la zona, evacuándolo de forma inmediata y con el mínimo riesgo antes de proceder a

otras actuaciones.

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

pudieran ser origen de posteriores incidencias.



En caso de que, como consecuencia de la explosión, se produjera fuga o incendio, se

actuará de la forma indicada en los apartados correspondientes.

Los equipos de protección tienen que ser los siguientes:

Trajes de aproximación al fuego.

Equipos de respiración autónomos para alta concentración de gas

Casco con visera protectora.

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



FUGA DE GLP


NO

NO

SI1

SE

INCENDIO

SI

ESTABLECER ZONA DE PLANIFICACIÓN 1 Y 2

AVISO A DIRECTOR DE LA

EMERGENCIA

AVISO A JGR

AVISO A BOMBEROS

NO

SI

FIN DE LAS ACCIONES

APLICAR ABSORVENTE

REFRIGERAR CON AGUA PULVERIZADA

APLICAR ESPUMA EN FORMA CONTINUA

DESPLEGAR DIQUES DE CONTENCIÓN

ACTIVAR LOS EQUIOS FIJOS

CORTAR ACCESOS A ZANJAS, ALCANTARILLAS Y SUMIDEROS

RESTRINGIR ACCESOS

EVITAR FUENTES DE IGNICIÓN

NO

SI

FUERA DEL ÁREA AFECTADA

HAY

HERIDOS

DETENER LA FUGA

ABANDONAR EL ÁREA

AVISO POR RADIO O TELÉFONO

DETENER OPEACIONES

DERRAME DE LIQUIDO INFLAMABLE

SE

DISPERSO

AVISO AL SERVICIO MÉDICO

NECESITA TRASLADO

USO DE EQUIPO DE RESPIRACIÓN AUTONOMA

ACTIVAR ROL DE EVACUACIÓN

PRIMEROS AUXILIOS

RESCATE

EN EL ÁREA AFECTADA



NO

NO

NO

NO

SI

SI

SI

SI

SI

NO

SI

FIN DE LAS ACCIONES SOFOCAR

FUEGO

BAJO CONTROL

EXTINGUIR EL FUEGO

CONTROLAR LA EVOLUCIÓN DE LA

PRESIÓN EN EL INTERIOR

HAY DEPOSITOS

AFECTADOS

EN CASO DE DARDO DE FUEGO: REFRIGERAR

ADEMÁS CON CORTINAS DE AGUA PULVERIZADA

ANALIZAR CONSECUENCIAS

AVISO AL

SERVICIO

PRIMEROS

RESCATE

NECESITA TRASLADO

ACTIVAR

ROL DE

HAY

HAY EXPLOSIÓN

ACTIVAR SISTEMA DE ROCIADORES

DETENER LA FUGA

UTILIZAR TRAJES

REFRIGERAR VÁLVULAS PARA DETENER LA FUGA

HAY DARDO

DE FUEGO

EVACUAR ZONAS Y ÁREAS LOCALES

1


TANQUE DE ALMACENAMIENTO CILINDRICO



Recipiente horizontal



Tanque esférico

Contenedor vertical



Tanque típico para productos residuales


tanque esferico proyecto replica

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