METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE UN SISTEMA DE MEDICION ESTÁTICOEN TANQUES DE GAS...

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METODOLOGÍ A PARA EL DÍSEÑ O DE UÑ SÍSTEMA DE MEDÍCÍOÑ ESTA TÍCOEÑ

TAÑQUES DE GAS LÍCUADO DE PETROLEO (GLP) PARA LA

EMPRESA ATLAS S.A. Documento de planeación del proyecto Descripción de la metodología para el diseño de un sistema de automatización de mediciones de LPG (Liquified Petroleum gas), enfocado a la implementación en terminal de Barrancabermeja de ECOPETROL, basado en la norma API std 2510 y el manual de medición de hidrocarburos de ECOPETROL.

2012

Cristian David Dallos Bustos, Luis Ernesto Casallas Bello Director del proyecto: M. Sc. Andrés Escobar Díaz

Grupo Atlas S.A 23/06/2012

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UNIVERSIDAD DISTRITAL FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS

METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE UN SISTEMA DE MEDICION ESTÁTICOEN TANQUES DE GAS LICUADO DE PETROLEO (GLP) PARA

LA EMPRESA ATLAS S.A

Trabajo de Grado para optar al título de Ingeniero de Control

AUTORES: Cristian David Dallos Bustos. Luis Ernesto Casallas Bello.

TUTOR: M. Sc. Andrés Escobar Díaz.

Bogotá Colombia, septiembre de 2012

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TRIBUNAL DE GRADUACIÓN

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AGRADECIMIENTOS

Primero que todo a Dios que nos ha guiado por este camino y ha estado siempre con nosotros. A Nuestras madres Julieta Bello y Sofía Bustos por la preocupación que han demostrado y el apoyo incondicional que nos han brindado durante este proceso de nuestra vida profesional. Al Director del proyecto el Ingeniero Andrés Escobar por el conocimiento, la oportunidad y la confianza que ha puesto en nosotros para el desarrollo del proyecto. A nuestros Familiares que confían plenamente en nosotros y nos apoyan para que cada día mejoremos. A cada uno de los compañeros que nos han asesorado, acompañado y preocupado por el desarrollo del proyecto. A todas aquellas personas que de una u otra manera, colaboraron y participaron en la realización de esta tesis.

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DEDICATORIA.

Dedicamos nuestros esfuerzos a nuestras familias que nos han acompañado durante este largo y duro camino en el desarrollo de nuestra vida profesional como Ingenieros en Control, por brindarnos su apoyo amor y su confianza en tantos días de trabajo duro. A ustedes muchas gracias.

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TABLA DE CONTENIDO

RESUMEN ...................................................................................................................................................................... 9

GLOSARIO ................................................................................................................................................................... 10

INDICE DE FIGURAS ................................................................................................................................................... 11

INDICE DE TABLAS ..................................................................................................................................................... 14

INTRODUCCIÓN .......................................................................................................................................................... 15

CAPITULO 1- INGENIERÍA CONCEPTUAL ................................................................................................................. 17

1. GENERALIDADES .................................................................................................................................... 18

1.1. CRITERIOS PARA DISEÑO Y UBICACIÓN DEL TANQUE DE ALMACENAMIENTO ..................... 21

1.1.1. DISEÑO DE PRESIÓN ......................................................................................................................... 21

1.1.2. DISEÑO DE TEMPERATURA .............................................................................................................. 21

1.1.3. MATERIALES DE CONSTRUCCION ................................................................................................... 21

1.1.4. CONEXIONES EN EL TANQUE ........................................................................................................... 22

1.1.5. REQUISITOS DE UBICACIÓN DEL TANQUE Y CONTENCIÓN DE DERRAMES ............................... 22

1.1.6. REQUISITOS DE DISTANCIAS MÍNIMAS ....................................................................................... 23

1.1.6.1. UBICACIÓN DE TANQUES PRESURIZADOS DE GLP Y EQUIPOS ......................................... 25

1.1.6.2. DRENAJE ................................................................................................................................... 25

1.1.6.3. CONTENEDOR DE DERRAME .................................................................................................. 25

1.1.6.4. EMBALSE REMOTO .................................................................................................................. 26

1.1.6.5. ZANJAS O DIQUES .................................................................................................................... 27

1.1.7. TIERRA Y AISLAMIENTO .................................................................................................................... 28

1.2. CRITERIOS DE DISEÑO PARA SOPORTES, BASES Y TUBERÍA DEL TANQUE DE

ALMACENAMIENTO .................................................................................................................................................... 28

1.2.1. BASES ................................................................................................................................................. 29

1.2.2. CRITERIOS DE DISEÑO PARA LOS SOPORTES DEL TANQUE ....................................................... 29

1.2.3. TUBERÍA .............................................................................................................................................. 31

1.3. CRITERIOS DE MATERIALES DE CONSTRUCCIÓN PARA ACCESORIOS Y VÁLVULAS

DEL TANQUE 32

1.3.1. VÁLVULAS ........................................................................................................................................... 33

1.4. CRITERIOS DE DISEÑO PARA EL SISTEMA DE MEDICIÓN DE NIVEL ............................................ 33

1.4.1. MEDIDAS DE SEGURIDAD ................................................................................................................. 34

1.4.2. EXIGENCIAS DE PRECISIÓN.............................................................................................................. 35

1.4.2.1. ERROR CAUSADO POR LA INSTALACIÓN Y CONDICIONES DE FUNCIONAMIENTO ......... 35

1.4.2.2. INCERTIDUMBRE DEL INSTRUMENTO DE MEDICIÓN ........................................................... 35

1.4.3. INSTALACIÓN DEL ATG ...................................................................................................................... 36

1.4.3.1. INSTALACIÓN DE ATG INTRUSIVO CON ESPACIO VACÍO Y TUBO DE AQUIETAMIENTO ... 36

1.4.3.2. INSTALACIÓN DE ATGS INTRUSIVOS CON ESPACIO VACÍO Y ALAMBRE GUIA ................. 36

1.4.3.3. LOCALIZACIÓN DEL SENSOR DE NIVEL ................................................................................. 37

1.4.3.4. CONSTRUCCIÓN DEL TUBO DE AQUIETAMIENTO ................................................................ 37

1.4.3.5. AJUSTE Y VERIFICACIÓN DEL ATG ......................................................................................... 37

1.5. CRITERIOS DE DISEÑO PARA EL SISTEMA DE MEDICIÓN DE TEMPERATURA ........................... 39

1.5.1. SELECCIÓN DE EQUIPOS PARA EL SISTEMA ATT .......................................................................... 40

1.5.2. FORMAS DE MEDIR LA TEMPERATURA ........................................................................................... 41

7

1.5.2.1. MEDICIÓN DE TEMPERATURA EN UN SOLO PUNTO (SPOT) ................................................ 41

1.5.2.2. MEDICION DE TEMPERATURA SUPERIOR, MEDIA E INFERIOR ........................................... 41

1.5.2.3. MEDICION DE TEMPERATURA CON MULTIPLES SPOTS ...................................................... 42

1.5.2.4. RTDs DE LONGITUD VARIABLE ............................................................................................... 42

1.5.2.5. MEDICIÓN DE TEMPERATURA DE NIVEL MEDIO ................................................................... 43

1.5.3. TERMOPOZOS .................................................................................................................................... 45

1.5.4. CALIBRACIÓN Y VERIFICACIÓN DEL SISTEMA ATT ........................................................................ 45

1.5.4.1. CALIBRACIÓN Y VERIFICACIÓN DE SISTEMAS ATT DE PUNTO ÚNICO O NIVEL MEDIO.... 45

1.5.4.2. CALIBRACIÓN Y VERIFICACIÓN DE SISTEMAS ATT DE PUNTO SUPERIOR, MEDIO E

INFERIOR 45

1.5.4.3. CALIBRACIÓN Y VERIFICACIÓN DE SISTEMAS ATT DE LONGITUD VARIABLE ................... 46

1.6. CRITERIOS DE DISEÑO PARA EL SISTEMA DE MEDICIÓN DE PRESIÓN ...................................... 46

1.6.1. DISPOSITIVOS PARA EL ALIVIO DE PRESIÓN Y VACIO .................................................................. 49

1.6.2. INSTALACIÓN DE LAS VÁLVULAS DE ALIVIO DE PRESIÓN ............................................................ 49

1.6.3. VENTILACIÓN POR DESCARGA ....................................................................................................... 50

1.6.4. VÁLVULAS DE CIERRE ....................................................................................................................... 50

1.7. CRITERIOS PARA CARGA Y DESCARGA DEL PRODUCTO ........................................................ 51

1.7.1. BOMBAS .............................................................................................................................................. 51

1.7.2. COMPRESORES ................................................................................................................................. 52

1.7.3. VÁLVULAS DE CIERRE DE EMERGENCIA ........................................................................................ 52

1.7.4. MANGUERA Y CONECTORES UTILIZADOS PARA LA TRANSFERENCIA DEL PRODUCTO ........... 52

1.8. LIQUIDACIÓN DEL GLP ...................................................................................................................... 53

1.8.1. REQUISITOS PARA TODOS LOS MÉTODOS DE MEDICIÓN ............................................................ 54

1.8.2. MEDICIÓN VOLUMÉTRICA EN SISTEMAS ESTÁTICOS .................................................................... 54

1.8.3. CALCULO VOLUMÉTRICO .................................................................................................................. 55

1.8.4. DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN A PARTIR DE LA MASA EN SISTEMAS ESTÁTICOS ................. 56

1.9. ARQUITECTURA DE CONTROL ......................................................................................................... 57

1.9.1. CONCENTRADORES DE SEÑAL ........................................................................................................ 58

1.9.2. REDES DE COMUNICACIÓN LOCAL .................................................................................................. 59

1.9.3. INTERFASE HUMANO MAQUINA (HMI) .............................................................................................. 59

1.9.4. REQUERIMIENTOS DE TIERRAS ....................................................................................................... 60

1.9.5. SOFTWARE ......................................................................................................................................... 60

CAPITULO 2 – INGENIERÍA BÁSICA ........................................................................................................................... 61

2. GENERALIDADES .................................................................................................................................... 62

2.1. LISTA DE VERIFICACIÓN PARA LA IMPLEMENTACIÓN Y EJECUCIÓN DE LA INGENIERÍA

BÁSICA. 64

2.1.1. REVISIÓN DEL TANQUE. .................................................................................................................... 64

2.1.2. REVISIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN DE NIVEL. .......................................................................... 65

2.1.3. REVISIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN DE TEMPERATURA. ......................................................... 65

2.1.4. REVISIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN DE PRESIÓN. .................................................................... 65

2.1.5. REVISIÓN DEL SISTEMA DE CARGA Y DESCARGA DEL PRODUCTO. ........................................... 66

2.1.6. TABLA DE REQUERIMIENTOS LISTA DE VERIFIACIÓN. .................................................................. 66

2.1.7. REQUERIMIENTOS RESULTANTES DE LA LISTA DE VERIFICACIÓN ............................................. 67

8

2.2. CONSTRUCCIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN DE GLP PARA LA FACILIDAD DE

BARRANCA 70

2.2.1. ANÁLISIS INFORMACIÓN ENTREGADA POR ECOPETROL ............................................................. 70

2.2.2. CRITERIOS DE CONSTRUCCIÓN PARA EL SISTEMA DE MEDICIÓN .............................................. 83

2.2.2.1. SISTEMA DE MEDICIÓN DE NIVEL ........................................................................................... 83

2.2.2.2. SISTEMA PARA MEDICIÓN DE PRESIÓN ................................................................................ 84

2.2.2.3. DISPOSITIVOS INDICADORES DE TEMPERATURA ................................................................ 84

2.2.2.4. DISPOSITIVOS RELEVADORES DE PRESIÓN ......................................................................... 84

2.2.2.5. CONSIDERACIONES GENERALES. .......................................................................................... 85

2.2.3. COMPARACIÓN DE TECNOLOGÍAS. ................................................................................................. 85

2.2.4. FORMATOS PARA LA SELECCIÓN DE LOS INSTRUMENTOS. ........................................................ 85

2.3. SIMULACION DE PROCESO EN ASPEN HYSYS. ......................................................................... 91

2.3.1. SIMULACIÓN EN LAZO ABIERTO ....................................................................................................... 91

2.3.2. DISEÑO DEL CONTROLADOR Y RESPUESTA DINÁMICA DEL SISTEMA ........................................ 94

2.3.3. SIMULACIÓN DINÁMICA DEL PROCESO ........................................................................................... 97

CAPITULO 3 – INGENIERÍA DE DETALLE ................................................................................................................ 100

3. GENERALIDADES .................................................................................................................................. 101

3.1. SISTEMA DE MEDICION DE VARIABLES DE PROCESO ............................................................ 103

3.1.1. MEDICION DE NIVEL DEL GLP LÍQUIDO ......................................................................................... 103

3.1.2. PRESIÓN ........................................................................................................................................... 106

3.1.3. TEMPERATURA ................................................................................................................................. 107

3.1.4. COMUNICACIÓN EN CAMPO............................................................................................................ 108

3.1.5. VISUALIZACION EN CAMPO ............................................................................................................. 110

3.1.6. SOFTWARE PARA CONTROL DE INVENTARIO .............................................................................. 111

3.2. SISTEMA DE ALARMAS .................................................................................................................... 112

3.3. SISTEMA FIRE & GAS ....................................................................................................................... 113

3.4. DESCRIPCION DEL SISTEMA COMPLETO ...................................................................................... 115

3.5. LISTA DE INSTRUMENTOS A INSTALAR ......................................................................................... 116

3.6. PLANOS DE CONSTRUCCIÓN Y P&ID DE LA FACILIDAD. ............................................................ 117

CAPITULO 4 - CONCLUSIONES................................................................................................................................ 121

4. CONCLUSIONES .................................................................................................................................... 122

Bibliografía .................................................................................................................................................................. 123

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RESUMEN En este documento se presenta la metodología para el diseño de un sistema de medición de Gas licuado de Petróleo GLP por método estático para control de inventario, teniendo como base la norma API 2510 (Diseño y construcción de Instalaciones de Gas licuado de petróleo), de esta se desprenden algunas normas adicionales de MPMS (Manual estándar de medición de Petróleo), las cuales se consideran para la construcción de la metodología. La metodología descrita se basa en las buenas prácticas de Ingeniería, la ingeniería conceptual se basa en la recolección de la información en campo del proyecto y la normatividad que aplica, en la ingeniería Básica se hace un diseño preliminar generando un esquema de normas, haciendo el análisis de la información enviada por el cliente, y generando formatos de selección de instrumentos y CheckList metodológicos, por ultimo con el fin de mostrar la aplicabilidad de la metodología se implementa en un proyecto real para la Empresa Ecopetrol en donde se presenta la necesidad de la medición de GLP para control de inventario en tanques transportados por vía fluvial desde Barrancabermeja hacia Cartagena Colombia, por lo tanto se Genera la Ingeniería de Detalle para el proyecto mencionado anteriormente realizando la documentación como son los planos en detalle, la selección de la instrumentación y la solución al sistema de medición de Gas licuado de Petróleo.

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GLOSARIO

ATG: AUTOMATION TANK GAUGING (Medición Automática de Nivel). ATT: AUTOMATION TANK TEMPERATURE (Medición Automática de Temperatura). AISI: AMERICAN IRON AND STEEL INSTITUTE (Instituto de Medición de aceros y metales) API: AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. ASME: AMERICAN SOCIETY OF MECANICAL ENGINEERS ASTM: AMERICAN SOCIETY FOR TESTING AND MATERIALS MPMS: MANUAL FOR PETROLEUM MEASUREMENT STANDAR LPG: LIQUIFIED PETROLEUM GAS NEC: NATIONAL ELECTRICAL COMMITE FCC: FEDERAL COMMUNICATIOS COMMISSION UL: UNDERWRITERS LABORATORIES RTD: RESISTANCE TEMPERATURE DETECTOR BACKFLOW: FLUJO DE RETROCESO PSI: POUNDS PER SQUARE INCH

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INDICE DE FIGURAS Figura 1. Metodología propuesta para el diseño, construcción e implementación del sistema de medición. Pág. 16. Figura 2. Diagrama general de normas para el desarrollo de la metodología. Pág. 19. Figura 3. Detalle de definición de Ingeniería Conceptual. Pág. 20. Figura 4. Instalación de ATG intrusivo en una esfera de almacenamiento a presión, con tubería inmóvil. Pág. 38. Figura 5. Instalación de ATG intrusivos en una esfera de almacenamiento a presión utilizando alambres de guía. Pág. 39. Figura 6. Medición de temperatura con múltiples spots. Pág. 44. Figura 7. RTDs de longitud variable Pág. 44. Figura 8. Distancias entre la conexión del instrumento de medición de presión y el tanque de almacenamiento. Pág. 48. Figura 9. Soportes de apoyo para la conexión al tanque de los instrumentos utilizados en la medición de presión. Pág. 48. Figura 10. Arquitectura de Supervisión y Control en Campo. Pág. 58. Figura 11. Arquitectura de Supervisión y Control Remota en Campo. Pág. 58. Figura 12. Diagrama general de desarrollo del capitulo 2 (Ingeniería Básica). Pág. 63. Figura 13. Aéreas clasificadas en tanque de almacenamiento Pág. 89. Figura 14. Aislamiento en Áreas Explosivas. Pág. 90. Figura 15. Diagrama de flujo de proceso en Aspen Hysys®. Pág. 91. Figura 16 Composición de Producto GLP. Pág. 93. Figura 17. Respuesta en lazo abierto de la válvula de control de flujo. Pág. 93. Figura 18. GUI ident de MatLab®. Pág. 94. Figura 19. Diagrama de polos del sistema en lazo abierto. Pág. 95.

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Figura 20. Respuesta controlador P. La línea verde la respuesta P, y la línea azul la respuesta de la planta en lazo abierto. Pág. 96. Figura 21. Respuesta controlador PD. La línea roja representa la respuesta PD, la línea verde la respuesta P, y la línea azul. Pág. 96. Figura 22. Diagrama de flujo de proceso para simulación dinámica. Pág. 98. Figura 23. Diagrama de flujo de proceso para simulación dinámica. Pág. 98. Figura 24. Respuesta controlador PD en Aspen Hysys. La línea azul representa la respuesta PD. La línea verde representa la forma de apertura de la válvula de control (valor de la apertura en porcentaje). Pág. 99. Figura 25. Diagrama general de desarrollo del capitulo 3 (Ingeniería de Detalle). Pág. 102. Figura 26. Medidor de antena GLP/GNL RTG 3960. Pág. 103. Figura 27. Conexión en la Junction Box integrada. Pág. 104. Figura 28. Extensión de Tubería. Pág. 106. Figura 29. Trasmisor de presión. Pág. 106. Figura 30. Conexión HART/ Esclavos Pág. 107. Figura 31. Conexión a la Cabeza Radar del Trasmisor de Temperatura. Pág. 108. Figura 32. Diagrama de comunicación de FCU redundante. Pág. 109. Figura 33. Arquitectura de control de Sistema de Medición de variables de proceso. Pág. 110. Figura 34. Conexión RDU a FCU. Pág. 110. Figura 35. Visualización de datos en Tankmaster. Pág. 111. Figura 36. Ubicación de los instrumentos de alarma de Nivel. Pág. 112. Figura 37. Arquitectura de control de sistema de alarmas. Pág. 113. Figura 38. Arquitectura de control de sistema Fire& Gas. Pág. 114. Figura 39. Instalación Sistema de detección de flama. Pág. 114.

13

Figura 40. Instalación Sistema de detección de fugas de PROPANO (Mayor componente en la mezcla de GLP). Pág. 115. Figura 41. Arquitectura de control de sistema de medición de GLP. Pág. 116.

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INDICE DE TABLAS Tabla 1. Distancia mínima entre la superficie del tanque y edificaciones. Pág. 24. Tabla 2. Elevación de los elementos para la medición de temperatura. Pág. 42. Tabla 3. Longitudes nominales de RTDs para sistemas de medición de temperatura con longitud variable. Pág. 43. Tabla 4. Lista de verificación para el tanque de almacenamiento. Pág. 65. Tabla 5. Lista de verificación para el sistema de medición de nivel. Pág. 65. Tabla 6. Lista de verificación para el sistema de medición de temperatura Pág. 65. Tabla 7. Lista de verificación para el sistema de medición de presión Pág. 65. Tabla 8. Lista de verificación para el sistema de carga y descarga. Pág. 66. Tabla 9. Tabla resultado lista de verificación. Pág. 67. Tabla 10. En la tabla ITA-UE-001 se realiza la inspección (del cuerpo) de los espesores de las 17 virolas en 3 zonas para 6 puntos diferentes. Pág. 74. Tabla 11. En la tabla ITA-UE-002 se realiza la inspección de los espesores de los 2 Caps. en 5 zonas para 6 puntos diferentes. Pág. 75. Tabla 12. En la tabla ITA-UE-003 se realiza la inspección de los espesores de 19 Boquillas en 4 puntos diferentes. Pág. 77. Tabla 13. En la tabla ITA-UE-004 se realiza una inspección adicional de 3 virolas. Pág. 79. Tabla 14. Zonas De Los Caps Cercanas A La Unión De Las Boquillas Pág. 81. Tabla 15. Zonas De Las Virolas Cercanas A La Unión De Las Boquillas. Pág. 81. Tabla 16. Orificios disponibles en el tanque destinado para el almacenamiento de GLP. Pág. 83. Tabla 17. Comparación de tecnologías para medición de nivel. Pág. 87. Tabla 18. Comparación de tecnologías para medición de nivel. Pág. 88.

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INTRODUCCIÓN Para implementar un sistema de medición estático de GLP (Gas Licuado de Petróleo) en tanques de almacenamiento, es necesario recurrir a un gran número de documentos como normas y estados de arte de proyectos anteriores. Esto debido a que en la actualidad no existen metodologías definidas para el diseño, construcción e implementación, lo cual genera un incremento en el tiempo definido para la ejecución del proyecto. Para esto, el ingeniero deberá investigar los documentos y normas publicados por la entidad regulatoria internacional para medición de hidrocarburos API (American Petroleum Institute). Además de la normatividad, para la ejecución de este tipo de es necesario contar con personal que tenga una amplia experiencia en el diseño y la implementación de este tipo de sistemas debido a las altas exigencias de precisión y exactitud exigida por parte de los clientes y/o usuarios finales (como lo es en Colombia Ecopetrol). Debido a esta problemática, la empresa Grupo Atlas S.A requiere plantear una metodología en la que se defina el proceso que se debe realizar para implementar sistemas de medición estática en tanques de GLP, organizando la información para obtener de manera detallada los requisitos y una metodología definida que pueda ser utilizada para este tipo de aplicación en escenarios reales. Las buenas prácticas de Ingeniería hacen que los proyectos sean ejecutados en un menor tiempo, obteniendo así mejores resultados, por tanto y como respuesta a la necesidad anteriormente expresada, este documento plantea una metodología que pueda ser tomada como modelo a la hora de implementar sistemas de medición estáticos en tanques de almacenamiento de GLP. La metodología propuesta se basa en una primera fase de construcción de ingeniería conceptual con el fin de definir las normas y estándares internacionales que deberán ser aplicados para dar solución al proyecto. Como segunda fase se plantea la ingeniería básica en la cual se analizan los requerimientos expuestos por la parte contratante y se propone una solución inicial. A partir de la información de la ingeniería conceptual y la ingeniería básica se construye la ingeniería de detalle en la que se especifica el diseño y construcción del sistema para la medición de GLP.

La figura 1, muestra de manera macro la metodología propuesta a desarrollar en el presente documento:

16

Figura 1. Metodología propuesta para el diseño, construcción e implementación del sistema de medición. 1

Por tanto, el presente documento se encuentra seccionado en 4 capítulos:

1. Definición de Ingeniería Conceptual. 2. Definición de Ingeniería Básica. 3. Implementación Ingeniería de Detalle. 4. Conclusiones.

Cada uno de los capítulos anteriormente mencionados, se abordará de manera detallada en las páginas siguientes. 1 Fuente los Autores.

Inicio

Definición de

Ingeniería

Conceptual

Definición

Ingeniería Básica

Implementación

Ingeniería de

Detalle

17

CAPITULO 1- INGENIERÍA

CONCEPTUAL

18

1. GENERALIDADES

Para la definición de la ingeniería conceptual se toma como referencia norma

estándar internacional API 2510, la cual expresa unas directrices de manera

muy general que deben ser cumplidas al momento de diseñar un sistema de

medición para GLP.

Debido a que las directrices expuestas por la API 2510 son de carácter general,

se hace necesario extracción de información de normas auxiliares y/o

específicas para cada una de las variables físicas y de proceso (nivel, presión y

temperatura) que intervienen en la construcción del sistema. La figura 2,

muestra en forma jerárquica, las normas utilizadas para completar las

directrices expuestas por la norma internacional API 2510.

La primer propuesta que se plantea en el documento, es realizar una ingeniería

conceptual (normas que deben cumplir) de los títulos expuestos en la figura 3,

que al final son la materia prima y/o necesidades para la construcción del

sistema de medición.

19

Figura 2. Diagrama general de normas para el desarrollo de la metodología

2

2 Fuente los Autores.

API 2510

Diseño y construcción de Instalaciones de

GLP

Diseño de

Tanques

Definir Ubicación

del sistema y

metodos de

medición

Definición de

Bases y Tuberias

Definición y

selección de

Accesorios para

el tanque

Selección de

Tuberia

Diseño de

instalación de

Transporte

Diseño de

protección contra

incendios

Diseño sistema

de refrigeración

Solicitar reporte de

caracteristicas del

GLP (presión y

temperatura de

trabajo) para las

cuales deberá ser

diseñado el tanque

de

almacenamiento.

La determinación de la ubicación

del sistema la realizará un

Ingeniero Civil o topógrafo. Para

esto se deberá remitir a la

sección 2.

Tanto para las bases, como para

la selección y diseño de la

tubería, deberá estar acargo del

Ingeniero Mecánico, y tomará

como referencia la sección 4 y

6.

En esta sección del documento

se explica los instrumentos que

deberá tener el sistema de

medición, Ademas se

acceserios para seguridad del

sistema como valvulas de alivio

y/o cierre.

Las Secciones 7,8,9 del

documento explican la

implementación de un sistema

fire and gas, sistemas

refrigerados y la forma como

deberá realizarce la carga y

descarga del producto.

MPMs

Capitulo 2 Calibración de

tanques

API RP 551Proceso de

Instrumentación y Medición

MPMS API

3.3

MPMS API

7.4

MPMS API

3.4

Determinación de Temperatura por

medio de sistemas

Automáticos ATTMedición de nivel

de hidrocarburos

líquidos por medio

de Sistemas

Automáticos ATG

Medición de nivel

de hidrocarburos

líquidos en buques

de navegación

marítima mediante

ATG

20

Figura 3. Detalle de la Ingeniería Conceptual

3

De acuerdo al normograma propuesto por la metodología, las siguientes son

las normas a utilizar como base y/o referencia para la construcción de la

Ingeniería Conceptual:

API 2510 – Diseño y construcción de Instalaciones de GLP, publicación

de Mayo de 2001.

API 551 – Proceso de Instrumentación y Medición, publicación Mayo de 1993.

MPMS API 3.3 – Medición de Nivel por medio de Sistemas Automáticos ATG, publicación Junio de 1996.

MPMS API 3.4 – Medición de nivel de hidrocarburos líquidos en buques de navegación marítima mediante ATG, publicación abril de 1995.

MPMS API 7.4 – Determinación de Temperatura por medio de sistemas Automáticos ATT, publicación diciembre de 1993.

MPMS API 14.8 – Medición de Gas licuado de Petróleo, Publicación Julio de 1997 Revisión Marzo de 2002.

3 Fuente los autores.

Definición de

Ingeniería

Conceptual

Criterios para diseño y

ubicación del tanque de

almacenamiento

Criterios de diseño para los

soportes, bases y tubería del

tanque de almacenamiento

Criterios de materiales de

construcción para accesorios

y válvulas del tanque

Criterios de diseño para el

sistema de medición de nivel


sistema de medición de

temperatura


sistema de medición de

presión

Criterios para carga y

descarga del producto

Liquidación GLP

Arquitecturas de control

21

A continuación se inicia con el numeral 1.1 que explicará los criterios para el diseño y ubicación del tanque de almacenamiento. 1.1. CRITERIOS PARA DISEÑO Y UBICACIÓN DEL TANQUE DE ALMACENAMIENTO Para el diseño y ubicación de un tanque de almacenamiento de GLP se deberán tener en cuenta los criterios expuesto desde el numeral 1.1.1 al numeral 1.1.7

1.1.1. DISEÑO DE PRESIÓN La presión para la cual será diseñado el tanque de almacenamiento no deberá ser menor a la presión de vapor producto de la temperatura máxima de almacenamiento. Este valor de presión deberá ser tenido en cuenta al momento de la selección de la válvula de purga o alivio (para una mayor referencia ver API 520). 4 1.1.2. DISEÑO DE TEMPERATURA Para el caso del cálculo de la presión mínima, deberá ser especificado las temperaturas máximas y mínimas a las cuales será expuesto el producto (GLP). Para esto, se deberán tener en cuenta las siguientes consideraciones: 5 Temperatura Ambiente. Recorrido solar. (Partes Expuestas al Sol). Cambios Térmicos como producto de sobresaltos en la presión del producto. 1.1.3. MATERIALES DE CONSTRUCCION Los materiales con punto de fusión bajo como lo son el Aluminio y el Latón, no deberán ser usados para los tanques de GLP. Todos los materiales de construcción deben cumplir con los requisitos de la sección II de ASME Boiler and Pressure Vessel Code. 6

4 Sección 4.2.1 API 2510.


6 Sección 4.4 API 2510.

22

1.1.4. CONEXIONES EN EL TANQUE El número de conexiones deber ser minimizado al máximo particularmente en áreas que estén ubicadas por debajo del nivel de Vapor. Las conexiones tipo Brida, deben ser de mínimo ASME clase 150. Todos los accesorios deben ser mínimo de ¾ NPS. Para nuevo servicio o reubicación de un tanque existente, deberá referirse a la API 510. 7 1.1.5. REQUISITOS DE UBICACIÓN DEL TANQUE Y CONTENCIÓN DE DERRAMES La selección de ubicación del tanque es de suma importancia en el momento de evaluar los riesgos potenciales como lo son derrames de GLP y/o las posibles explosiones fomentadas por el mismo. Para la ubicación serán tenidos en cuenta los siguientes factores: Proximidad a áreas pobladas. Proximidad a vías públicas. Riesgo de zonas aledañas. Cantidad de almacenamiento. Situación Actual y proyección futura de zonas aledañas. Topografía del sitio, incluyendo la elevación y la inclinación del

terreno. Respuesta a emergencias. Disponibilidad de servicios públicos. Requerimiento para los recipientes y transporte del producto. Códigos locales de regulación. Previsión de situaciones climáticas. Para este caso, se deberá dar relevancia a las posibles fugas presentadas en las tuberías u otros accesorios conectados al tanque, seguido por ignición, llamas o explosiones causadas por acumulación de gases. 8



23

1.1.6. REQUISITOS DE DISTANCIAS MÍNIMAS La distancia mínima entre la superficie de un tanque presurizado y la edificación más cercana será como lo muestra la tabla 1. En el caso de lugares residenciales, construcciones públicas, lugares de ensamble o sitios industriales, deberán ser previstas con estas distancias como mínimo e incluso ser provistas de protección complementaria. La distancia mínima entre la superficie de un tanque presurizado de GLP y otro, con riesgo de incendio se define de la siguiente manera: Entre dos esferas, o dos tanques verticales, o entre una esfera y

un tanque vertical, es de 5 pies o la mitad del diámetro del tanque más largo, cualquiera que sea su longitud.

Entre dos tanques horizontales, o un tanque horizontal y una

esfera o un tanque vertical, es de 5 pies o tres cuartos del diámetro del tanque más largo, cualquiera que sea su longitud.

La distancia mínima entre la superficie de un tanque presurizado de GLP y la superficie de otro tanque de almacenamiento no presurizado, flamable o peligroso, debe ser mayor a las siguientes condiciones, a excepción del último ítem. Si el otro es refrigerado, tres cuartos del diámetro más grande. Si el otro tanque es un tanque atmosférico diseñado para

contener material con un punto de inflamación de 100 ° F o menor, la distancia deberá ser el diámetro del tanque más largo.

Si el otro tanque es atmosférico diseñado para contener material

con un punto de inflamación mayor a 100 ° F, la distancia deberá ser la mitad del diámetro del tanque más grande.

La distancia mínima horizontal, no deberá exceder los 200 pies. La distancia mínima entre la superficie de un tanque presurizado de GLP y una construcción regularmente ocupada será: Si la construcción es utilizada para el control de la facilidad de

almacenamiento, 50 pies. Si la construcción es utilizada para propósitos diferentes al control

de la facilidad, 100 pies.

24

La distancia mínima entre la superficie de un tanque presurizado de GLP y facilidades y equipos no cubiertos por los parágrafos anteriores, deberá ser:

Para tanques de proceso, 50 pies. 100 pies para equipos que contienen fuego expuesto. 50 pies para equipos de rotación, excepto para bombas de

succión (10 pies al tanque). 50 pies para líneas de transmisión de potencia y subestaciones

eléctricas. En adición, la ubicación deberá ser tal que la explosión de un break en la línea de transmisión no cause explosión en alguno de los tanques de almacenamiento.

50 pies de las estaciones de carga de los camiones.

100 pies para muelles y cercanías de agua.

50 pies para motores de combustión interna. La distancia mínima entre tanques presurizados de almacenamiento de GLP y el borde del área de contención de derrames para tanques de combustibles líquidos y productos flamables deberá ser de 10 pies. 9

Capacidad de agua de cada

tanque (galones)

Distancia mínima (Pies)

2000 – 30000 50

30001 – 70000 75

70000 – 90000 100

90000-120000 125

Mas grande que 120000 200

Tabla 1. Distancia mínima entre la superficie del tanque y edificaciones10


10 Tabla 1 del capitulo 5 de la API 2510.

25

1.1.6.1. UBICACIÓN DE TANQUES PRESURIZADOS DE GLP Y EQUIPOS

Los tanques presurizados de almacenamiento de GLP no deben estar ubicados en el área de construcciones contenedoras de derrames para tanques de almacenamiento de productos flamables o combustibles, tal como lo define la NFPA 30, o en el área de contención de derrame de tanques refrigerados. Los compresores y bombas que hacen la succión de los tanques de GLP no deben estar ubicados en el área de contención de derrames de ninguna facilidad a menos que las disposiciones de construcción de la misma sean previstas de exposición al fuego. Los tanques horizontales con capacidad igual o mayor a 12.000 galones, no deben estar formando grupos más grandes de 6 tanques. Para tal caso, se debe proveer de múltiples grupos, y cada grupo deberá estar separado por una distancia mínima a los 50 pies. 11

1.1.6.2. DRENAJE

La tierra bajo y circundante a un tanque de almacenamiento de GLP deberá estar a un ángulo de inclinación de al menos un 1% respecto al nivel horizontal del tanque. Deberá estar graduada para drenar el posible derrame del líquido a un espacio seguro lejos del tanque y la tubería. El sistema de drenaje deberá estar diseñado para que diferentes derrames de otros tanques se encuentren en su recorrido. El derrame será guiado utilizando Zanjas, paredes o diques. 12

1.1.6.3. CONTENEDOR DE DERRAME

Los contenedores de derrames serán tenidos en cuenta para los casos en que se cumplan algunas de las siguientes condiciones: Las propiedades físicas del GLP hagan que se mantenga en

estado líquido en el terreno, tal como lo es el caso de la mezcla Butano – Pentano.

11

Sección 5.1.3 API 2510. 12

Sección 5.2 API 2510.

26

Las condiciones climáticas en estaciones del año, causen que el líquido se pueda contener en la tierra.

Para los materiales de contención de derrames, se deberá considerar lo siguiente: 13 Los efectos de shock térmico. Provisión de una ventila adecuada para el vapor generado

durante un derrame de GLP. Para el caso en que ni el suelo ni el agua disipan el derrame en 24 horas, deberá ser construido un sistema de drenaje con los siguientes tópicos: Un sello de vapor dentro del área de contención de derrame,

descargado a un sistema de drenaje cerrado fuera del área de contención del derrame.

Tubería a través del dique o la pared de descarga para un

sistema de drenaje fuera del área de contención del derrame.

El sistema de drenaje aislará el contenido del tanque de almacenamiento de cursos de agua natural y de sistemas incapaces de contención segura de GLP.

1.1.6.4. EMBALSE REMOTO

Para el caso de embalses remotos, se deberá tener en cuenta los siguientes aspectos: 14 La graduación del área debajo y alrededor del tanque de

almacenamiento debe dirigir cualquier derrame o fuga líquida al área de embalse remoto. La graduación debe ser de mínimo un 1% de cuesta.

Está permitido el uso de paredes, diques, trincheras, o los

canales para facilitar el drenaje del área.

El área de embalse remoto será ubicado al menos a 50 pies del drenaje del tanque y de cualquier tubería para transporte de hidrocarburo u otro equipo.

13

Sección 5.3 API 2510. 14


27

El almacenador del área de embalse remoto será al menos 25% del volumen del tanque que se encuentra drenando. Si el material almacenado en el tanque tiene una presión de vapor menor a 100 psi a 100 °F, el embalse remoto podrá ser de al menos 50 % del volumen del tanque.

1.1.6.5. ZANJAS O DIQUES

Para el caso de embalse remoto, se deberá cumplir con los siguientes factores: 15 La graduación del área debajo y alrededor de los tanques

dirigirá cualquier derrame o fuga líquida al borde del área en la que se construyó la zanja de drenaje. La graduación estará en un mínimo de cuesta de 1%. La inclinación y la zanja, deberán causar que los derrames se acumulen lejos de los tanques de almacenamiento.

Si la zanja de drenaje es para una esfera de GLP, cada esfera

deberá con su propia área de drenaje. Para el caso de los tanques horizontales, una sola zanja de drenaje podrá servir para un grupo de tanques como fue definido anteriormente.

El soporte del área en el que se hizo la zanja de drenaje será al menos 25% del volumen del tanque que se encuentra drenando. Si el material almacenado en el tanque tiene una presión de vapor menor a 100 psi a 100 °F, el soporte del área de drenaje, podrá ser de al menos 50 % del volumen del tanque.

Cuando se utilizan diques o paredes en sistemas de contención de derrames, la altura mínima de construcción será de 1,5 pies; construida en cemento armado, obra de mampostería, u otro material resistente a la erosión.

Cualquier dique o pared de encerramiento destinada a la contención de GLP, deberá estar provista de escaleras, rampas para vehículos, permitir la libre ventilación del tanque de almacenamiento, y ser construida para retener el líquido derramado.

15


28

1.1.7. TIERRA Y AISLAMIENTO La protección contra la estática no será necesaria cuando un carro tanque, un camión tanque, o equipos marinos se cargan o descargan a través de suministros estrechos con manguera conductora o no conductora, o tubos metálicos, dado que no existen chispas mientras el producto se encuentra. Sobre la superficie metálica de los tanques no es necesaria la protección contra rayos, esta se realizará a través de las bases del mismo, con la puesta a tierra del sistema. Para mayor información de protección contra rayos, referencia la API 2003. 16

Para procesos de calibración del tanque, referenciar la API MPMS capitulo 2.

1.2. CRITERIOS DE DISEÑO PARA SOPORTES, BASES Y TUBERÍA DEL TANQUE DE ALMACENAMIENTO

Los materiales, principios, métodos, detalles de diseño, y construcción de soportes para tanques de almacenamiento de GLP y su tubería relacionada, deberán cumplir con los requisitos estipulados en los siguientes códigos y especificaciones: 17 Para Concreto, ACI 318. Para mampostería, ICBO (Uniform Building Code). Para acero estructurado, AISC (Specification for Structural Steel Buildings). En el caso en que los códigos de regulación local sean más estrictos, deberán ser aplicados. Las estructuras de soporte deberán ser construidas a partir de uno o combinación de los siguientes materiales: Mampostería reforzada. Concreto reforzado. Platina de Acero, para la tubería y/o figuras estructurales.

16


Sección 6 de la API 2510 publicación Mayo de 2001

29

1.2.1. BASES Para el diseño de las bases, se deberá tener pleno conocimiento de la capacidad de carga del suelo en el cual se acentuará toda la estructura; en caso tal que el suelo no cumpla con las condiciones adecuadas, se deberá llevar a cabo un estudio del suelo para encontrar la viabilidad a la instalación de la facilidad o su posible reubicación. Para el tamaño y profundidad de las bases se deberá tener en cuenta el estrés al cual puede ser sometido los materiales de construcción del tanque. El asentamiento deberá ser monitoreado a través de un hodrotest. Las bases deberán estar por debajo de la línea de derrames, para el caso en que se encuentren. Esto con el fin de evitar acumulación en los asentamientos del tanque. 18 1.2.2. CRITERIOS DE DISEÑO PARA LOS SOPORTES DEL TANQUE Para el diseño de los soportes del tanque, se deberá tener en cuenta la contracción y expansión térmica del tanque de almacenamiento producida por los cambios de temperatura y/o de presión. Los soportes deberán ser provistos de flexibilidad para evitar el estrés excesivo en las tuberías asociadas y conexiones al tanque. Las siguientes cargas, deberán ser tenidas en cuenta al momento diseñar los soportes: Cargas estáticas producidas por la fricción con fuertes ráfagas de viento,

hielo o nieve acumulada.

Cargas estáticas durante procesos de testeo, como lo es el llenado del tanque a 25% con agua.

Cargas estáticas de operación.

Cargas resultantes por la expansión y contracción.

Cargas estáticas y dinámicas productos del mantenimiento y operación. Para el diseño de los soportes del tanque se deberá prestar especial atención con los pesos impuestos a la superficie; para esto se tendrán en cuenta las siguientes consideraciones:

18

Sección 6.2.1 API 2510.

30

Fuerzas secundarias productos de los cambios de temperatura y presión en el tanque.

Test y presiones de operación.

Cargas líquidas con y sin presión aplicada.

Cargas de soporte normal.

Cargas producto del derrame del líquido (en zonas de terremoto). Soportes en orientación diagonal, tales como las usadas para abrazar columnas, no deberán estar conectadas directamente al tanque. Para el caso en que los tanques son soportados por sillas, se deberán tener en cuenta los siguientes factores: Se debe considerar la ubicación de los soportes para obtener la mayor

distribución de estrés en la superficie del tanque.

La forma de la silla deberá estar conforme a la forma del tanque a soportar o su ruta de acero.

Para el caso en la que las bases soporten más de un tanque, la carga de cada uno de ellos deberá ser calculada en diferentes combinaciones. En áreas donde hay riesgos de inundaciones el tanque deberá ser anclado a las bases para evitar que flote en casos de inundación. Este anclaje no deberá restringir los movimientos del tanque como producto de la expansión y contracción del mismo. El anclaje deberá soportar la carga impuesta por vientos, terremotos o movimientos por temperatura inducida (cambio de presión el producto almacenado). Además deberá resistir las fuerzas de levantamiento producto de los cambios de presión interna en el tanque. Los soportes de acero y sus accesorios deberán estar posicionados de tal forma que eviten la acumulación de agua. Para el caso en que esto no sea posible, se deberá contar con un sistema de drenaje para evitar la acumulación. 19 20

19

Sección 6.2.8 API 2510. 20


31

1.2.3. TUBERÍA Para la tubería utilizada en la instalación del tanque, no deberá contar con añadiduras, deberá ser soldada con soldadura eléctrica o con soldadura de arco sumergido. 21 El espesor de la pared de la tubería, será igual o más grande que los requeridos por ASME B 31.3, tal como se indica a continuación: 22 Deberá estar hecha con materiales a prueba de rupturas, tales como el

acero al carbón.

Para NPS (Nominal Pipe Size – en pulgadas) menor a 2, se deberá aplicar un Schedule 80.

NPS Igual a 2.5, un Schedule de 40 (excepto para conexiones roscadas, para la cual, será un Schedule de 80).

NPS igual a 6, espesor de 0.25.

NPS de 8 a 12, Schedule de 20.

NPS 14 o mayor, Schedule de 10.

Para la tubería que no se encuentre hecha de materiales a prueba de rupturas, tal como lo es el acero inoxidable, se deberán tener lo siguientes espesores como mínimo para el cao en que correspondan: NPS ¾ o menor, Schedule de 80S.

NPS 1, 1 ½ o 2, Schedule 40S.

NPS mayor a 2, Schedule 10S. Para las uniones de la tubería con NPS menor a 2, deberán ser socket-welded, butt-welded, o con brida. Para el caso de uniones de tubería con NPS mayor a 2, pueden ser soldadas o bridada. Los empaques utilizados en la tubería deberán ser de auto centrado o tipo confinado, y deberán ser resistentes al GLP. Las conexiones roscadas deberán ser minimizadas, y deberán estar entre un NPS de ¾ y NPS de 1 o ½. Este tipo de conexiones deberán estar limitadas a conexiones de instrumentos.

21

Sección 8.2.1 API 2510. 22


32

La tubería deberá estar provista de flexibilidad y adecuada para soportar lo siguiente: Establecimiento o asentamiento del tanque o la alteración de la base.

La expansión y contracción del tanque o del sistema mismo.

Movimiento del terreno.

Enfriamiento o calentamiento de las conexiones de carga o descarga,

conexiones de ventilación.

Los drawoffs deberán estar diseñados para que sus conexiones al tanque soporte los movimientos productos de las contracciones y dilataciones del tanque.

La protección contra el congelamiento deberá ser considerado para todas las líneas de drenaje y puntos de acumulación.

1.3. CRITERIOS DE MATERIALES DE CONSTRUCCIÓN PARA

ACCESORIOS Y VÁLVULAS DEL TANQUE Para la construcción de accesorios de retención de presión del tanque no deberán ser utilizados los siguientes materiales: 23 Hierro Dúctil. Fundición de Aluminio. Hierro Maleable. Latón. Los accesorios con soldadura de tope será hecha en acero inoxidable o material equivalente, sin enmendaduras y será de al menos el mismo grosor y Schedule de la tubería, y se ajustará según ASME B 16.9. Los accesorios para conexiones con NPS menor o igual a 2, tales como codos, tees y acoplamientos, serán de acero forjado y trabajarán a una presión mínima de 2000 psi. Para el uso de bridas, deberán ser de cuello soldado, y para el caso de conexiones NPS 2 o menor deberán ser soldadas por dentro y por fuera. No se deberá hacer uso de los Packed – Sleeve y acopladores de sellos elásticos.

23


33

Para el caso de las uniones, deberán ser en acero forjado, y estarán diseñadas para una presión de por lo menos 3000 psi. No deberá existir unión alguna entre el tanque y la válvula principal. Los plugs deberán ser construidos en acero. 24

1.3.1. VÁLVULAS

Las válvulas primarias de cierre estarán construidas de acero. Las válvulas tipo free–machine, series AISI 1100 y 1200, no deberán ser usadas. Las uniones o válvulas atornilladas sin tapa tipo screwed-bonnet no deberán ser usadas a menos que estén equipadas con retenedores y/o esté soldada. Para el caso en que la válvula se encuentre entre dos bridas, y esta sea de pernos largos, no estará permitido su uso a menos que la misma esté equipada tenga cuerpo de tipo saliente y cubran a los mismos. El uso de válvulas de tipo bola, se deberá hacer referencia a la API 607. Las válvulas de prueba, deberán ser instaladas en el lado de descarga cerca a las bombas centrifugas. La construcción de la válvula de alivio de presión deberá hacerse en acero. Para el caso de las válvulas de alivio térmico es recomendable su instalación sobre la línea de transmisión del líquido. Además del material de construcción, la válvula deberá contar con protección contra sobrepresión debido la expansión y contracción atrapado en las cavidades de la válvula. 25

1.4. CRITERIOS DE DISEÑO PARA EL SISTEMA DE MEDICIÓN DE NIVEL

Cada tanque de GLP deberá estar provisto con un equipo de medición de nivel, tal y como se especifica en los siguientes ítems: 26 Cada tanque será equipado con un sistema de indicación de nivel. La

necesidad de un segundo sistema de medición de nivel será determinado por una análisis de seguridad.

24




34

Se debe proveer de un sistema de alarma de nivel por alto e independiente del sistema de medición de nivel. La alarma deberá dar al operador tiempo suficiente para detener el flujo antes de que exceda el nivel máximo. La alarma deberá estar ubicada tal que sea audible y visible al personal encargado de la operación de llenado.

Para tanques en los que el sistema no pueda ser removido del servicio,

deberá permitir chequeos, reparación y remplazos, tanto del medidor primario como de los sistemas de alarmas.

Para los tanques que tenga especificado el nivel de alto, el dispositivo

utilizado para tal propósito deberá ser independiente del nivel alarma especificado anteriormente.

Para la determinación del nivel máximo de llenado, se deberá tener en

cuenta el espacio de vapor necesario y adecuado para alguna situación de expansión térmica que se pueda presentar. La máxima altura de llenado será entonces tal que cuando el líquido almacenado se encuentre en expansión térmica no exceda el 98% del nivel de lleno del tanque.

Los medidores Columnares de vidrio no deberán ser utilizados. Para el caso

de los medidores tipo réflex o medidores nivel de vista, deberán ser equipados con una válvula tipo bola o un dispositivo de protección similar.

Todos los instrumentos montados localmente deberán ser fácilmente

accesibles desde la plataforma, pasarelas o escaleras fijas, esto con el fin de llevar a cabo la ejecución de mantenimientos a la instalación.

1.4.1. MEDIDAS DE SEGURIDAD

Las siguientes prácticas recomendadas y directrices en materia de seguridad se deben seguir: API RP 500. API RP 2003. ISGOTT

Todo equipo eléctrico utilizado en el sistema Automático de Medición de Nivel (ATG por sus siglas en ingles), deberá ajustarse a las normas nacionales adecuadas de seguridad eléctrica (tales como NEC, FCC, UL, FM). Todo equipo de ATG deberá estar diseñado para soportar la presión, temperatura, funcionamiento y condiciones ambientales que puedan presentarse en el servicio.

35

Se deberán tomar medidas para que todas las partes metálicas expuestas del sistema ATG y sus equipos asociados tengan el mismo potencial eléctrico del tanque de almacenamiento. La medición en el tanque de parámetros relevantes tales como presión y temperatura (indispensables para la liquidación del producto) u otro parámetro relevante, deberá realizarse al momento de medir el nivel del tanque. Todas las partes de la ATG expuestas o puestas en contacto con el producto o sus vapores deben ser químicamente compatibles, para así evitar la contaminación del producto almacenado. El equipo de medición de nivel deberá estar diseñado para contrarrestar situaciones ambientales que puedan causar inestabilidad al sistema (tales como turbulencias). 27

1.4.2. EXIGENCIAS DE PRECISIÓN

La precisión de la medición de nivel el ATG se ve afectado por errores inherentes tales como los presentes en los instrumentos utilizados para la construcción del sistema. A continuación se muestran algunos de los tipos de errores más representativos a tener en cuenta al momento de diseñar el ATG: 28

1.4.2.1. ERROR CAUSADO POR LA INSTALACIÓN Y

CONDICIONES DE FUNCIONAMIENTO

El error causado por la instalación y condición de operación del ATG

no deberá exceder de ⁄ de pulgada o 3 milímetros.

Para evitar errores causados por excesos de turbulencia en el líquido almacenado, el elemento de medición de nivel deberá estar protegido con un tubo de aquietamiento. 1.4.2.2. INCERTIDUMBRE DEL INSTRUMENTO DE MEDICIÓN

La incertidumbre no deberá exceder a ⁄ de pulgada o lo que es

lo mismo 0.5 milímetros.

27

Sección 2.2 API MPMs 3.3. 28

Sección 3 API MPMs 3.3.

36

1.4.3. INSTALACIÓN DEL ATG

Para la instalación del sistema ATG el ingeniero podrá realizarlo de las siguientes maneras: Intrusivo, con espacio vacío y tubo de aquietamiento.

Intrusivo, con espacio vacío y alambre guía.

No intrusivos sobre tubería de acero.

Para el caso de la medición estática de en tanques presurizados de almacenamiento GLP no estará permitido los sistemas no intrusivos, ya que aumenta el riesgo de fugas y problemas causados por sobrepresión en el elemento utilizado para la medición de nivel (tubos en vidrio). 29

1.4.3.1. INSTALACIÓN DE ATG INTRUSIVO CON ESPACIO

VACÍO Y TUBO DE AQUIETAMIENTO

Para este caso, el ATG deberá estar montado sobre un tubo perfectamente inmóvil, suspendido de la parte superior del tanque. La tubería estará destinada a proteger el elemento de detección de nivel de las turbulencias presentes en el tanque (ver figura 4). Para casos de mantenimiento, el ATG deberá ser instalado, talque pueda ser retirado del tanque (para esto deberá contar con válvulas de aislamiento). Para esto se podrá contar con cámaras de calibración y/o escotillas de acceso. 30

1.4.3.2. INSTALACIÓN DE ATGS INTRUSIVOS CON ESPACIO

VACÍO Y ALAMBRE GUIA

El ATG deberá ser instalado sobre una boquilla conectada al tanque, el elemento sensor, deberá (al igual que el caso anterior), estar protegido para los excesos de turbulencia y deberá contar con las mismas condiciones para el caso de los mantenimientos (Ver figura 5). 31

29


Sección 4.4.1 API MPMs 3.3. 31

Sección 4.4.2 API MPMs 3.3.

37

1.4.3.3. LOCALIZACIÓN DEL SENSOR DE NIVEL

La ubicación del elemento sensor de nivel, deberá ser tal que su funcionamiento no se vea afectado por la entrada y salida del líquido contenido en el tanque. 32

1.4.3.4. CONSTRUCCIÓN DEL TUBO DE AQUIETAMIENTO

El tubo de aquietamiento deberá estar suspendido de la parte superior del tanque. La parte inferior se podrá montar sobre un receptor que le permita soportar el movimiento vertical producido por las turbulencias presentadas en el producto almacenado. El diámetro y espesor del tubo, deberá ser tal que le permita soportar la fuerza impartida por el producto almacenado. El tubo no deberá ser construido a partir de más de un pedazo de tubo, deberá ser una sola pieza; en adición deberá ser lisa y suave. La distancia desde el extremo inferior de la tubería inmóvil al fondo del tanque, debe ser inferior a un pie o 300 milímetros. Para maximizar el rango de medición, esta distancia será lo más pequeña posible. El uso de tubos de aquietamiento sin ranuras o huecos, pueden conducir a graves errores al momento de tomar la medida. 33 1.4.3.5. AJUSTE Y VERIFICACIÓN DEL ATG

EL ajuste o configuración de un ATG por lo general consiste en establecer un único punto en el span y establecerlo como punto de referencia. Para la verificación del ATG, se deberán seguir los siguientes pasos: Bajar el elemento de detección de nivel hasta el punto de

referencia. Tomar la lectura en el punto de referencia. Elevar nuevamente el elemento de detección de nivel hasta el

punto superior de referencia y tomar la lectura. Repetir las tres pasos anteriores hasta tener un total de tres

lecturas por cada punto.

32


Sección 4.5 API MPMs 3.3.

38

Las lecturas no deberán exceder a un rango de ⁄ de pulgada o 3

milímetros de diferencia entre cada una de las muestras tomadas al punto de referencia. Las lecturas en ningún caso deberán ser redondeadas a números enteros, en todo momento, se deberá trabajar con la resolución máxima del ATG. 34

Figura 4- Instalación de ATG intrusivo en una esfera de almacenamiento a presión, con tubería inmóvil.

35

34

Sección 5 API MPMs 3.3. 35

Basado en la figura 1 de la API MPMs Capitulo 3.3 sección 4.4.1.1 Publicación Junio de 1996.

39

Figura 5 - Instalación de ATG intrusivos en una esfera de almacenamiento a presión utilizando alambres de guía.

36

1.5. CRITERIOS DE DISEÑO PARA EL SISTEMA DE MEDICIÓN DE TEMPERATURA

Cada tanque de GLP estará provisto con un equipo de medición de temperatura, tal y como se especifica en los siguientes ítems: 37 Todos los sistemas ATT (Automation Tank Temperature) por sus siglas

en ingles, tendrán localizados cada uno de sus elementos utilizados para la medición de temperatura tal que la temperatura de los depósitos de lodo o agua en el fondo del tanque no sean medidos.

Para evitar tanto la contaminación del producto como la corrosión en los equipos, todas las partes de los equipos ATT en contacto con el producto almacenado, deberán ser compatibles químicamente.

Para la protección del o los elementos utilizados para la medición de

temperatura, este deberá estar cubierto con un Thermowell.

36

Basado en la figura 2 de la API MPMs Capitulo 3.3 sección 4.4.2.1 Publicación Junio de 1996. 37

Sección 7.1.8 de la API 2510.

40

La precisión del sistema ATT deberá estar en concordancia con la precisión del sistema ATG utilizado para la medición de nivel del tanque, tal que, la precisión total del volumen no se vea degradada.

La precisión del sistema ATT estará directamente relacionada con la estratificación del tanque y los elementos encargados de censar la temperatura (Características y precisión de los equipos).

La medición de temperatura en un solo punto del tanque deberá ser utilizada solo cuando el elemento almacenado en el tanque se considerado como uniforme, o cuando la estratificación en el tanque se demasiado pequeña, o para el caso de tanques con menos de 5000 barriles.

Para el caso de tanques largos (5000 barriles o más) deberán ser estratificados, a menos que se certifique que realmente la mezcla contenida es homogénea. En general, las diferencias de temperatura en medición vertical está entre los 5 °F o 3 °C, y las diferencias de 10 °F o 5 °C no son raras. En la dirección horizontal las diferencias de temperatura son típicamente menores a 1 °F o 0.5 °C.

Cuando se implementan sistemas de medición automática de nivel ATG, se debe utilizar el sistema de temperatura promedio y no una de un solo punto.

En el caso de utilizar medidores hidrostáticos HTG (los cuales computarizan el volumen usando sensores de presión), un único sensor de temperatura será necesario.

Para el caso de liquidación del Volumen del GLP almacenado, la temperatura deberá ser medida al mismo tiempo que es medido el nivel.

1.5.1. SELECCIÓN DE EQUIPOS PARA EL SISTEMA ATT

Para la medición en sistemas ATT, no se recomienda el uso de termómetros de montaje local y lectura directa. Para esto, lo más aconsejable es el uso de RTDs. La selección del instrumento para el sensado de temperatura dependerá de si el tanque esta o no estratificado. Un sistema ATT se encuentra compuesto por elementos para la medición de temperatura, termopozos y equipos de telemetría y lectura. En caso tal que el tanque de almacenamiento se encuentre por encima del suelo, deberá contar con al menos un termómetro local y de lectura directa con protección de thermopozo. Este termómetro no será considerado parte del sistema ATT.

41

A un que la RTD es el elemento recomendado para el sensado de la temperatura, el uso de Termocuplas, termistores, semiconductores también estará permitido para sistemas de control de inventario. 1.5.2. FORMAS DE MEDIR LA TEMPERATURA

1.5.2.1. MEDICIÓN DE TEMPERATURA EN UN SOLO PUNTO (SPOT)

Cuando un solo punto es usado para la medición de temperatura se deberán seguir los siguientes lineamientos: 38 Elemento deberá ser instalado en un thermopozo metálico,

cubriendo al menos 36 pulgadas o 900 mm en el interior del tanque, y a una elevación de por lo menos 36 pulgadas o 900 mm de la parte inferior del tanque.

Se debe proveer de espacio entre el thermopozo y el sensor, esto con fines de mantenimiento. Para esto, el pozo podrá ser llenado con un fluido de excelente conductividad térmica para que así el espacio entre el pozo y el elemento de sensado no altere el valor medido.

La expansión térmica del líquido introducido en el pozo, deberá ser tenida en cuenta al momento del diseño del sistema ATT.

1.5.2.2. MEDICION DE TEMPERATURA SUPERIOR, MEDIA E

INFERIOR

Los elementos para la medición de la temperatura en la parte superior deberán estar suspendidos alrededor de 3 pies (1 metro) por debajo de la superficie del líquido. El elemento para medición de temperatura medio, estará suspendido en el punto medio del líquido almacenado. Para el elemento ubicado en la parte inferior, deberá estar ubicado a 3 pies (1 metro) de la parte inferior del tanque. Las resistencias de los tres elementos son combinados eléctricamente, o sus lecturas promediadas para así obtener la temperatura promedio. 39

38


Sección 4.3.2.1 API MPMs 3.7.

42

1.5.2.3. MEDICION DE TEMPERATURA CON MULTIPLES SPOTS

Cada uno de los SPOTS seleccionados deberán ser instalados a intervalos de aproximadamente 10 pies (3 metros), con el elemento de temperatura inferior a aproximadamente 1 metro de la parte inferior del tanque, tal y como se muestra en la tabla 2 (ver figura 6). En los tanques de techo fijo, los elementos deben ser instalados en termopozos extendidos a través de la superficie interior del tanque. Para los tanques de techo flotante, los elementos podrán ser instalados en una tubería vertical ranurada o un dispositivo similar que permita la lectura adecuada de la temperatura del producto. Todas las temperaturas medidas serán transmitidas a un dispositivo de cómputo integrado al sistema ATG. El dispositivo lector de temperatura promediará únicamente los elementos sumergidos. 40

Altura del Tanque

Número de

Elementos

Elevación de los elementos

< 30 ft (9 m) 4

3 ft (1 m), 40%, 60%, 80%

30 ft (9 m) a 50 ft (15 m) 5

3 ft (1 m), 20%, 40%, 60%, 80%

> 50 ft (15 m) 6

3 ft (1 m), 20%, 35%, 50%, 65%, 80%

Tabla 2. Elevación de los elementos para la medición de temperatura.

41

1.5.2.4. RTDs DE LONGITUD VARIABLE

Un número variable de RTDs se extenderán a través de una funda flexible hasta la parte inferior del tanque. Solamente será utilizada la RTD más larga y que se encuentre totalmente sumergida (ver figura 7). La selección de la RTD correcta estará a cargo por un dispositivo de Switcheo integrado al sistema ATG o por software (el mismo que estará encargado de las lecturas del ATG típicamente un computador).

40

Sección 4.3.2.2 API MPMs 3.7. 41

Tabla 1 de la API MPMs Capitulo 3.7 sección 4.3.2.2 Publicación Junio de 1993.

43

La tabla 3 muestra las longitudes nominales en un sistema típico de RTDs de longitud variable. El número de elementos contenidos en el sistema RTD deber ser tal que el elemento más largo, sea menor al nivel máximo de líquido contenido en el tanque. 42

1.5.2.5. MEDICIÓN DE TEMPERATURA DE NIVEL MEDIO

Un elemento de temperatura media, es un elemento suspendido en el punto medio del líquido. Este puede ser instalado ya sea por medio de tubería flexible, o por medio de un arreglo de poleas suspendido en el techo flotante del tanque. 43 La calibración de un sistema de nivel medio, será la misma utilizada para sistemas ATT de un solo punto (SPOT).

0 - 3 feet (0,91 meters)







0 - 40 feet (12,19 meters)


0 - 50 feet (15,24 meters)

Tabla 3. Longitudes nominales de RTDs para sistemas de medición de temperatura con longitud variable.

44

42

Sección 4.3.2.3 API MPMs 3.7 43

Sección 4.3.2.4 API MPMs 3.7 44

Tabla 2 de la API MPMs Capitulo 3.7 sección 4.3.2.4 Publicación Junio de 1993.

44

Figura 6. Medición de temperatura con múltiples spots.

45

Figura 7.RTDs de longitud variable

46

45

Basado en la figura 1 de la API MPMs Capitulo 3.7 sección 4.3.2.2 Publicación Diciembre de 1996. 46

Basado en la figura 2 de la API MPMs Capitulo 3.7 sección 4.3.2.3 Publicación Diciembre de 1996.

45

1.5.3. TERMOPOZOS

Los termopozos deberán ser extendidos a través de la superficie del tanque por al menos 36 pulgadas (900 mm) para reducir los errores debidos a las diferencias de temperatura entre el líquido, el tanque y las condiciones ambientales. El material del thermopozo deberá ser compatible con el producto almacenado; usualmente acero inoxidable de tipo 304 o 316. Los termopozos deberán estar ubicados cerca de la escalera para facilitar el mantenimiento y deberá estar ubicado lo más lejos posible de serpentines de calefacción en caso de ser utilizados, de igual modo de las entradas y salidas del producto en el tanque. 47

1.5.4. CALIBRACIÓN Y VERIFICACIÓN DEL SISTEMA ATT

1.5.4.1. CALIBRACIÓN Y VERIFICACIÓN DE SISTEMAS ATT DE PUNTO ÚNICO O NIVEL MEDIO

Los sistemas ATT (incluyendo los sensores de temperatura, transmisores, conversores) son calibrados con baños de temperatura constante, a tres o más temperaturas, cubriendo el rango de operación. Los sistemas ATT deberán estar calibrados a

para cada temperatura seleccionada. Para la verificación del elemento utilizado para el sensado de la temperatura se deberá usar un termómetro digital electrónico calibrado. Las medidas tomadas por el instrumento del sistema ATT

y el termómetro, deberán diferencia en un máximo de 48

1.5.4.2. CALIBRACIÓN Y VERIFICACIÓN DE SISTEMAS ATT DE PUNTO SUPERIOR, MEDIO E INFERIOR

Para la calibración y verificación de este sistema, repetir el numeral 1.5.4.1.

47

Sección 4.4 API MPMs 3.7 48

Sección 6.2 API MPMs 3.7

46

1.5.4.3. CALIBRACIÓN Y VERIFICACIÓN DE SISTEMAS ATT DE LONGITUD VARIABLE

Para procedimiento de calibración, se realizará el numeral expuesto 1.5.4.1 (para un solo punto). La temperatura promedio leída por cada elemento del sistema variable (múltiples RTDs) deberá ser verificado según lo expuesto de igual modo por el mismo numeral. Para verificación de sistemas de longitud variable, se podrá hacer uso de un termómetro electrónico portable, para este procedimiento, el tanque deberá estar lo suficiente mente lleno como para cubrir todos los RTDs. Luego será necesario realizar 10 lecturas de temperatura espaciadas uniformemente o cada 2 pies. Para la selección de cada elemento, se podrá hacer de manera manual o por software. Posterior a ello, se deberá comparar la temperatura promedio calculada por el termómetro portable contra el promedio de temperatura medida por cada uno de los elementos seleccionados. Si la diferencia entre la temperatura promedio del termómetro y la temperatura promedio medida por el sistema ATT se encuentra en

el sistema ATT se considera calibrado. Para tanques pequeños (altura menor o igual a 10 pies), tres lectores de temperatura (nivel superior, medio e inferior) podrían ser utilizados para calcular la temperatura promedio. 49

Cada 3 meses, los sistemas ATT deberán ser inspeccionados y verificados para constatar su calibración. Para esto se deberán repetir los puntos expuestos anteriormente según corresponda el caso.

1.6. CRITERIOS DE DISEÑO PARA EL SISTEMA DE MEDICIÓN DE PRESIÓN Cada tanque de GLP estará provisto con un equipo de medición de presión, tal y como se especifica en los siguientes ítems: 50 51 Al menos uno de los instrumentos estará conectado a la línea de presión.

Los instrumentos no deberán ser conducidos ni ubicados en la sala de

control.

49


Sección 7.1.5 API 2510. 51

Sección 4 API 551.

47

El trasmisor de presión deberá ser complementado con un indicador local de proceso.

Para los casos en que la válvula de control de presión pueda ser accionada manualmente, esta deberá contar con un indicador de presión claramente visible y legible desde la posición en donde se encuentra la misma.

Si alguna parte del sistema de presión está sujeta a vibración, el instrumento deberá ser montado en un soporte remoto sin vibración.

Se debe tener cuidado de aislar los cables de cualquier fuente de calor (tales como el calor proveniente de la tubería de proceso). El instrumento sensor de presión diferencial deberá utilizar un par de cables capilares que serán de igual longitud y conducir por el mismo camino, esto con el objeto de reducir el error producto de la expansión térmica.

Lo cables capilares deberán ser lo más corto posibles, ya que el tiempo de respuesta aumenta con la longitud.

Las conexiones a proceso de los instrumentos deberán estar provistas e instaladas de acuerdo con la tubería seleccionada para la aplicación.

Para reducir o eliminar la corrosión y eliminar los gastos de limpieza y pintura, los tubos deberán ser en acero inoxidable o de acero al carbón.

Para el caso de que el instrumento tenga conexión menor a ½ pulgada, el

tamaño de la línea de medición deberá ser reducido y quedar en igual condición.

Las instalaciones con mayor grado de satisfacción y economía para un dispositivo medidor de presión, son aquellas cuyo acoplamiento al tanque o línea de presión es lo más cerca posible, esto conforme a los requisitos de visibilidad y accesibilidad (ver figura 8).

Las tuberías para los instrumentos de presión deben ser instaladas y apoyadas tal que las fuerzas desarrolladas a partir de la expansión térmica en los tanques, no resulten en rompimientos o tensiones tanto en el instrumento, como en la conexión al mismo (ver figura 9).

Cada medidor de presión deberá estar provisto con un escape en la parte

superior para aliviar la presión en caso de sr necesario. Este dispositivo tendrá como objeto evitar el estallido del instrumento en caso que el elemento de medición falle.

El uso de grifos por debajo de la línea de transmisión no deberán ser

usados, esto debido a posibles acumulaciones de sedimentos.

48

Los trasmisores montados en servicios de líquidos o vapor condensable, deberán tener auto ventilación (es decir, montado por debajo de la línea de proceso y con esto evitar acumulación de gases en el instrumento).

Los trasmisores en el servicio de gas deberán ser auto – drenaje (es decir, montado por encima de la conexión de proceso), esto con el objeto de evitar que el líquido quede atrapado en el instrumento.

Para el caso en que la temperatura de proceso este fuera de los límites de la temperatura soportada por el instrumento de medición de presión, se extenderá la tubería lo suficiente como para que la temperatura del flujo baje. Otra opción es utilizar una juntura de diafragma y transmitir la presión al instrumento.

Figura 8. Distancias entre la conexión del instrumento de medición de presión y el tanque de almacenamiento.

52

Figura 9. Soportes de apoyo para la conexión al tanque de los instrumentos utilizados en la medición de presión.

53

52

Basado en la figura 21 de la API 551 sección 4.2.8.3 Publicación Mayo de 1993.

49

1.6.1. DISPOSITIVOS PARA EL ALIVIO DE PRESIÓN Y VACIO

Cada tanque deberá tener como mínimo una válvula para el alivio de presión, esta deberá ser de resorte u operada por piloto. El sistema de alivio de presión deberá estar diseñada tal que la válvula principal quede abierta en caso de que el piloto falle y el tanque sea protegido. Como criterio de diseño, la válvula deberá contar con un sistema anti flujo, esto en caso tal que la presión interna caiga por debajo de la presión atmosférica y el tanque sea dañado por la fuerza de vacío interno. Por lo anterior, además de la válvula de alivio de presión, el tanque deberá contar con un sistema de alivio de vacío. 54

1.6.2. INSTALACIÓN DE LAS VÁLVULAS DE ALIVIO DE PRESIÓN

La válvula de alivio de presión deberá ser instalada de tal forma que su la conexión al área de vapor del tanque sea directa.

Para los casos que la válvula posea algún mecanismo de ajuste o calibración externo a su cuerpo, este deberá estar completamente sellado al entrar en servicio.

La tubería de entrada y salida de la válvula de alivio de presión deberá estar diseñada para un poco más que la presión nominal de servicio, esto si exceder los límites admisibles de caída de presión para el sistema.

El sistema de alivio de presión deberá estar diseñado y protegido ante el bloqueo y/o cierre de alguna de las válvulas. Esto podrá ser logrado siguiendo alguno de los siguientes numerales:

o Instalando válvulas de alivio sin sistema de bloqueo. o Instalando válvulas multiforma o válvulas en bloque,

organizadas de tal manera que al quedar cerrada alguna de ellas, no reduzca la capacidad del sistema de alivio de presión.

Para el caso de uso de válvulas tipo compuerta, estas deberán estar en posición horizontal.

53

Basado en la figura 22 de la API 551 sección 4.3.2. Publicación Mayo de 1993. 54

Sección 7.1.6.4 de la API 2510.

50

1.6.3. VENTILACIÓN POR DESCARGA

Para la ventilación por descarga se deberán tener en cuenta los siguientes criterios expuestos: 55

Las descargas en caso de sobre presión, deberán conducir al aire libre o a un sistema de llama o tea. La descarga directa a la atmosfera de GLP solo estará permitida para el caso en que las válvulas sean de alivio de presión térmicas.

Para el caso en que el sistema de ventilación sea a la atmosfera, el sistema deberá estar protegido contra la humedad y el condensado. Esto podrá ser resuelto con tubos de desagüe.

Las ventilas deberán estar diseñadas para soportar las fuerzas ejercidas por la presión saliente del sistema. La descarga no estará a menos de 3 m (10 ft) por encima de la plataforma operativa.

El área de descarga será tal que impida el impacto externo de la llama en tanques, sistema de tuberías, equipos y otras estructuras.

El área impedirá la entrada del vapor a terrenos cerrados.

El área estará por encima de la cabeza de cualquier persona en

plataforma, escalera y/o tierra.

1.6.4. VÁLVULAS DE CIERRE

Para la selección e instalación de las válvulas de cierre de flujo, se deberán tener en cuenta los siguientes criterios expuestos: 56

Las válvulas de cierre deberán existir en todas las conexiones de servicio al tanque en las que no existan válvulas de seguridad o en

aquellas conexiones de ⁄ de pulgada, plugs y/o termopozos.

Todas las válvulas de cierre localizadas por debajo del nivel máximo

de almacenamiento deberán estar diseñadas para indicar su posición, deberá ser de fácil acceso para el mantenimiento, y deberá estar diseñada con resistencia al fuego, según lo indica la API std 607.

55

Sección 7.1.6.5 de la API 2510. 56

Sección 7.1.7 de la API 2510.

51

Para los tanques con capacidad de almacenamiento superior a los

10000 galones, las válvulas de cierre deberán contar con sistema automático de control u para operación remota, además de permitir la operación manual.

Todas las válvulas seleccionadas para la implementación del sistema de alivio de presión, deberán contar las especificaciones publicadas en la API RP 520.

1.7. CRITERIOS PARA CARGA Y DESCARGA DEL PRODUCTO

El documento presente explicará la forma en que se deberá hacer la carga y descarga de GLP teniendo en cuenta las siguientes situaciones: 57 De una tubería a almacenamiento estacionario. De camiones, muelles marinos a almacenamiento estacionario. De almacenamiento estacionario a camiones o muelles marinos. De almacenamiento estacionario a tubería. Las bombas y los dispositivos utilizados para la carga del producto deberán estar dimensionados de acuerdo a la cantidad de flujo para los cuales está diseñada la facilidad. Para la carga del producto se deberá tener en cuenta la capacidad de flujo a enviar, esto ya que el operario deberá contar con tiempo suficiente para interrumpir el paso del mismo antes de que los tanques se llenen o desocupen por completo. En el sistema de carga y descarga, deberá existir una válvula para la interrupción del flujo inmediato, esto para los casos de emergencia. Los siguientes numerales muestran los criterios a tener en cuenta por cada una de las partes que conforman la carga y descarga del producto hacia el tanque de almacenamiento:

1.7.1. BOMBAS

Las bombas a implementar pueden ser centrifugas reciprocantes o sumergibles. La presión de diseño y el material de construcción de las bombas deberá ser tal que aguante la presión máxima a la cual puede estar expuesta el producto a almacenar. Para los casos de en que se implementan bombas centrifugas deberá ser necesario el uso de sellos

57


52

mecánicos. Para el caso de bombas de tipo desplazamiento positivo, deberá ser necesario el uso de un dispositivo para el alivio de presión. 58

1.7.2. COMPRESORES

Los compresores para la carga y descarga de GLP deberán estar diseñados para la máxima presión a la cual estará sujeto el producto. Cada compresor centrífugo deberá ser evaluado para las situaciones en las cuales la sobrepresión existiese. Por lo anterior, deberá estar equipado con un dispositivo para el alivio de presión. 59

1.7.3. VÁLVULAS DE CIERRE DE EMERGENCIA

El sistema de carga y descarga deberá estar provisto de válvulas de cierre de emergencia. Para esto, las válvulas deberán contar con las siguientes características: Cierre manual. Cierre manual desde puntos de emergencia. Cierre automático en caso de escape de GLP. Cierre automático a través de accionamiento térmico (Fuego).

Las válvulas de cierre de emergencia estarán ubicadas cada 20 pies en la tubería utilizada para la carga y descarga del producto. Las válvulas de cierre o de backflow deberán ser instaladas en la parte de la tubería fija tal que el rompimiento como resultado de un jalón en lado de la conexión de la manguera no cause fugas por parte del sistema. 60

1.7.4. MANGUERA Y CONECTORES UTILIZADOS PARA LA TRANSFERENCIA DEL PRODUCTO

Las mangueras deberán estar fabricadas con materiales resistentes al GLP, tanto para su forma líquida, como para su estado gaseoso. Las mangueras seleccionadas para el sistema de carga y descarga deberán estar listadas por la UL (Underwriters Laboratories) u otro laboratorio reconocido por el mismo. Las mangueras utilizadas en aplicaciones marinas deberán estar aprobadas por la US Coast Guard. 61

58

Sección 9.3.1 API 2510. 59

Sección 9.3.2 API 2510. 60

Sección 9.3.4 API 2510. 61


53

Las mangueras utilizadas en el sistema deberán contar con las siguientes características: Las mangueras deberán estar diseñadas para una presión mínima de

trabajo de 350 psi y una presión mínima de ruptura de 1750 psi. Las mangueras deberán estar marcadas como GLP o LP- Gas a

intervalos no mayores e 10 pies. Después de la instalación ha finalizado, las mangueras deberán ser

probadas con una presión de trabajo de 700 psi. El ensamble de las mangueras será testeado manualmente a la

presión máxima de descarga de la bomba de descarga o el establecido por la válvula de alivio.

Para el diseño de los soportes de las mangueras utilizadas para la carga y descarga del producto, se debe tener en cuenta al hielo que pueda acumularse en las corrugaciones de la manguera.

Cada manguera o conexión con juntas flexibles deberán estar equipadas con una válvula de blockdown o bleeder. Esta permitirá el vaciado del contenido almacenado en la manguera al momento que la válvula de bloqueo sea activada.

Donde es manejado más de un rack de carga y descarga, las líneas serán marcadas o designadas de tal manera que el operador pueda identificar las líneas y válvulas sin tener que seguirlas hasta el destino de su fuente.

En las facilidades en que el GLP se transfiera a tanques, camiones, carros tanques o contenedores marinos, este deberá ser odorizado para detectar posibles fugas en el sistema.

1.8. LIQUIDACIÓN DEL GLP

El presente documento cubre la forma de como se liquidar GLP de forma estática en mezclas con una densidad relativa de 0,350 a 0,637. Los sistemas de medición de GLP se pueden llevar a cabo ya sea por el método de determinación volumétrica o en masa, los dos métodos se aplican a cualquiera de las condiciones estáticas o dinámicas. La medición con el método de masas es utilizada más comúnmente en donde las condiciones además de la temperatura y la presión afectan al sistema. Tales condiciones incluyen cambios en la composición del GLP, adhesión intermolecular y cambios volumétricos causados por la solución en la mezcla. La medición de masas es aplicable a las mezclas de GLP en donde los factores de corrección físicos no han sido determinados. El método de medición volumétrica es utilizado generalmente en donde los cambios de las propiedades físicas como temperatura y presión son

54

conocidos, y donde tales factores de corrección pueden ser aplicados para llevar la medida a condiciones estándar. En los sistemas de medición de GLP, la presión debe mantenerse constante y evitar así las caídas de presión causadas por las tuberías, válvulas y elementos de medición. Cuando el GLP es almacenado en tanques o recipientes, una parte del líquido se vaporiza y llena el espacio por encima del líquido. La cantidad vaporizada se relaciona con la temperatura y la constante de equilibrio para la mezcla. 62 A continuación se explican las formas por las cuales el GLP almacenado en los tanques podrá ser liquidado, esto como objeto de poder lograr llevar a cabo el proceso de inventario.

1.8.1. REQUISITOS PARA TODOS LOS MÉTODOS DE MEDICIÓN

Se debe garantizar que el GLP se mantenga en fase líquida. Para esto las variables de temperatura y presión serán suficientes. Para la medición en fase líquida, la presión en el medidor debe ser de al menos 1,25 veces la presión de equilibrio para la fase de vapor mas dos veces la caída de presión producto de la instalación del medidor. La medición de temperatura y Presión deberá realizarse según lo explicado en el presente documento el numeral 1.5 (Medición de Temperatura) y numeral 1.6 (Medición de Presión) respectivamente.

1.8.2. MEDICIÓN VOLUMÉTRICA EN SISTEMAS ESTÁTICOS

El volumen del líquido total, es la suma del volumen del fluido actual en el estado líquido, más el volumen del fluido en estado de vapor convertido en volumen de líquido equivalente. La medición volumétrica se obtiene mediante el uso de tanques con dispositivos de medición que permitan la lectura de presión, el nivel y temperatura del líquido. El volumen del vapor sobre el líquido se determinará mediante el uso de la ecuación de la ley de gases ideales

( ) corregido por el factor de compresibilidad del gas. El líquido y el vapor se deberán corregir a temperatura y presión bases o nominales. 63

62

Sección 3 API MPMs 14.8. 63


55

Para los parámetros y criterios que se deben tener en cuenta al momento de realizar la ubicación e instalación del tanque de almacenamiento se deberán seguir lo lineamientos expuestos en el documento presente en el numeral 1.1. Para la medición de Nivel y Temperatura en tanques de almacenamiento presurizados de GLP, se deberán seguir los lineamientos expuestos en los numerales 1.4 y 1.5 respectivamente del documento presente. Para el cálculo de la densidad relativa (gravedad específica) observada, se deberá hacer uso de las tablas expuestas en el capítulo 11.1 de la MPMs. Para la toma de muestras deberán ser tenidos en cuenta los siguientes factores: La muestra debe ser obtenida en fase líquida. Cuando se conoce que el material está compuesto por un elemento

dominante, y que la mezcla es homogénea, la muestra podrá ser tomada de cualquier parte del tanque.

1.8.3. CALCULO VOLUMÉTRICO

Cuando un producto de agrega o retira de un tanque de almacenamiento, los niveles iniciales y finales se obtienen junto con la temperatura y la presión correspondiente. Los volúmenes del líquido y el vapor se calculan para las condiciones iniciales y finales, y la diferencia entre el volumen inicial y final, es el cambio de volumen en el tanque. 64

[ ] [ ] [ ]

Ecuación 1.65

[ ]

[ ] [ ]

Ecuación 2.66

[ ]

[ ]

[ ]

64


Ecuación 1 de la Sección 7.7.1 API MPMs 14.8. 66

Ecuación 2 de la Sección 7.7.1 API MPMs 14.8.

56

Ecuación 3.67

Donde: Volumen total = (volumen de producto en el recipiente como un líquido) + (vapor sobre el líquido se convierte en su equivalente volumen de líquido). Volumen medido en condiciones normales. Volumen de líquido en condiciones normales = volumen medido a temperatura y presión de vapor del líquido a la temperatura estándar. El volumen de líquido en las condiciones del tanque = Volumen de buque en el nivel de líquido determinada por la calibración del tanque y el dispositivo de medición. Volumen de vapor por encima del volumen = líquido del recipiente por encima del nivel de líquido determinada por la calibración del tanque y el dispositivo de medición. Factor de corrección de volumen = factor utilizado para corregir el volumen de líquido a la temperatura estándar. Consulte las tablas de la norma ASTM D 1250-80, Volumen XII, la Tabla 34 y en el Capítulo 12.2. ( ) ( ) ( ) ( )

Factor para el volumen de líquido por unidad de volumen de vapor = conversión estándar para el producto que se está midiendo. 1.8.4. DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN A PARTIR DE LA MASA EN

SISTEMAS ESTÁTICOS

La masa se determina pesando tanque o recipiente antes y después del movimiento del producto. La diferencia de peso proporciona la base para la masa total del producto transferido. 68 Para calcular el volumen utilizando unidades de masa:

Ecuación 4. 69

67

Ecuación 3 de la Sección 7.7.1 API MPMs 14.8. 68


57

Donde:

1.9. ARQUITECTURA DE CONTROL

Los instrumentos de medición (Temperatura, Presión y Nivel) deberán ser transmisores y tener algún protocolo de Bus de campo para la transmisión de la información, el cual debe ser seleccionado según la seguridad, la distancia y el costo (Complejidad y precio) requeridos para la aplicación. Estas señales deben ser enviadas a una unidad concentradora de Campo (FCU) la cual debe tener las características de lo descrito en el punto 1.9.1. Se debe utilizar una unidad de visualización en Campo (RDU) para la indicación local de las variables de control. Para el nivel 2 y 3 de control (nivel de proceso y control) se deben utilizar protocolos de comunicación como MODBUS y/o Ethernet, en los cuales se tenga la velocidad de comunicación necesaria para la supervisión y control de las variables de medición según sea de la cantidad de tanques existentes. Las siguientes arquitecturas se proponen de manera inicial y general para la construcción del posible sistema de medición (ver figuras 10 y 11), donde podemos utilizar transmisiones por medio alambico e inalámbrico (Los protocolos aquí definidos pueden variar según la selección de los instrumentos y las tecnologías de FCU disponibles).

69

Ecuación 1 de la Sección 8 API MPMs 14.8.

58

Figura 10. Arquitectura de Supervisión y Control en Campo.70

Figura 11. Arquitectura de Supervisión y Control Remota en Campo.71

1.9.1. CONCENTRADORES DE SEÑAL

Cuando se especifique la comunicación a través de MODBUS, Fieldbus Foundation, HART, la unidad concentradora de señales deben contar con puerto serial RS232, RS485, o TCP, puerto H1, BELL 202, los buses de campo con protocolo propietario de fabricante se debe tener puerto e interfase para el protocolo definido por el fabricante entre los niveles de

70

Fuente Los Autores. 71

Fuente los Autores.

OPC CLIENTE 1 CLIENTE 2

Transmisor de

PresiónTransmisor de

Nivel

Transmisor de

Temperatura

FCU

PLC 1 PLC 2

Válvulas

RS 485

Ethernet

LAN

Redundancia

LAN

OPCANTENA 1 ANTENA 2

CLIENTE 1

CLIENTE 2

Transmisor de

PresiónTransmisor de

Nivel

Transmisor de

Temperatura

FCU

PLC 1 PLC 2

Válvulas

RS 485

Ethernet

LANLAN

Redundancia

59

control de campo y de proceso, así mismo si se desea comunicara través de manera inalámbrica, la unidad concentradora de señales debe tener las interfases requeridas para el protocolo utilizado en los niveles superior e inferior, además Los concentradores de señal deben ser modulares y escalables.

1.9.2. REDES DE COMUNICACIÓN LOCAL

La red de comunicación local debe ser integrada de forma modular. Instalada con esquemas plug-and-play, con seguros que garanticen la correcta posición de los módulos en terminal de bloques sin necesidad de des-energizar el equipo para retirarlos. La red debe contar con nodos para la comunicación con los dispositivos indicados en la arquitectura (Switch, Bridge). El cableado a destinar en la red de comunicación deberá ser par trenzado y/o fibra óptica, según se especifique y se deberá garantizar la capacidad del bus para el máximo de señales a transportar.

Cuando en la arquitectura se especifique redundancia de comunicación entre la unidad concentradora y/o procesador de control, y la red de comunicación local, se deberá proporcionar un canal de comunicación independiente de modo que se pueda lograr conservar la comunicación y el control del sistema para el caso en que el canal primario falle. La capacidad del canal de comunicación redundante debe permitir que no exista saturación en caso de fallo del canal primario. Para la implementación de la red de comunicación local se debe tener en cuenta: Máxima distancia de comunicación sin el uso de demoduladores o repetidores, máximo número de dispositivos interconectados, información detallada de los protocolos a utilizar, características físicas de los canales de comunicación, velocidad de comunicación.

1.9.3. INTERFASE HUMANO MAQUINA (HMI)

Las interfases humano máquina deberán estar constituidas por:

Unidad de procesamiento central. Unidad de almacenamiento masivo. Monitor. Teclado Mouse.

60

Por su funcionalidad deben operar como estaciones de trabajo y/o como estaciones de ingeniería. El cambio de modo de funcionamiento se debe llevar a cabo mediante niveles de privilegio con claves de acceso. Cuando se requiera de una pantalla montada en el gabinete como HMI, ésta se debe construir con una pantalla de cristal líquido alfanumérico, la cual debe cumplir los siguientes aspectos: Incluir las líneas para cada evento del sistema que se especifique, Proporcionar al operador la información solicitada del sistema de monitoreo para tanques de almacenamiento. Se debe Tener un selector de mensajes de tipo “anterior/Siguiente”, para visualizar cualquier mensaje en las líneas de eventos del sistema. El mensaje en cualquier línea de eventos del sistema debe ser accesible para ser revisada por el operador mediante un selector de mensajes de tipo “anterior/siguiente”. 1.9.4. REQUERIMIENTOS DE TIERRAS

Se debe proporcionar las recomendaciones para la instalación y la interconexión de la red de tierras de la electrónica y de seguridad física, sin que sea afectada por las tierras de los instrumentos en campo, siendo su responsabilidad el correcto funcionamiento del sistema. 1.9.5. SOFTWARE

Se debe evaluar los programas que deben instalarse en las interfases humano máquina del Nivel 2 o en los servidores de aplicación del Nivel. El software deberá incluir todos los procedimientos, aplicaciones, lenguajes de alto nivel, documentos, manuales y servicios para que tales programas de computo sean funcionales, operables, que se les pueda dar mantenimiento, configurables y/o codificables cuando sea requerido por el usuario. Se debe tener las licencias de uso, los programas fuente de aplicación y desarrollo, y licencias para la modificación de todos los programas de computo utilizados y desarrollados para la integración de este sistema deben estar disponibles. Los programas deben ser flexibles y estar diseñados en una estructura modular que permita la modificación y/o ampliación de éstos de una manera sencilla. El software se debe probar en su totalidad y deben tener la funcionalidad para detectar cualquier falla en su funcionamiento y auto diagnóstico, entre otros. El fabricante debe entregar la documentación, las licencias de uso y los manuales de operación, configuración, pruebas y mantenimiento del sistema así como programa de pruebas del mismo. Los programas de cómputo de históricos de tendencias de las variables, deben almacenar la información durante el tiempo que se especifique.

61

CAPITULO 2 – INGENIERÍA

BÁSICA

62

2. GENERALIDADES

Para la definición de la ingeniería Básica se toma como referente que el

ingeniero ya ha realizado en su totalidad la Ingeniería Conceptual, dado que

esto es el punto de partida, y el que le permitirá realizar los pasos propuestos

en esta sección del documento.

En la primera parte de la Ingeniería Básica, se expone una lista de verificación,

la cual deberá ser contestada. Esta lista propuesta por los autores, permitirá

realizar el levantamiento inicial de información (La lista de verificación fue

construida en base a los numerales expuestos en la Ingeniería Conceptual) y

así poder identificar de manera inmediata con que cuenta el sistema inicial, y

que se deberá implementar para la construcción del sistema de medición.

Posterior a la implementación de la lista de verificación, se procederán a

enumerar los requerimientos resultantes del listado, además de los expuestos

por el cliente o parte contratante.

Con los requerimientos claros, se procede entonces a hacer una propuesta

inicial para la construcción del sistema de medición de GLP (en este análisis

inicial se evalúan áreas clasificadas y se entrega formatos para la correcta

selección de los instrumentos).

Finalmente al final de capitulo, se muestra una simulación realizada en ASPEN

HYSYS de la implementación de una válvula de control para el proceso de

carga y descarga del producto en el tanque de almacenamiento.

La figura 12 muestra el esquema general de desarrollo del capitulo 2.

63

Figura 12. Diagrama general de desarrollo del capitulo 2 (Ingeniería Básica).

72

72

Fuente los autores.

Definición

Ingeniería Básica

Implementación lista de

verificación

Requerimientos Resultado lista

de Verificación

Requerimientos por parte del

cliente o contratante

Implementación en la Facilidad

de Barranca

Análisis información

suministrada por el cliente

Criterios resultantes para la

construcción del sistema

Comparación de Tecnologías

Formatos para la selección

instrumentos

Simulación en ASPEN HYSYS

64

2.1. LISTA DE VERIFICACIÓN PARA LA IMPLEMENTACIÓN Y EJECUCIÓN DE LA INGENIERÍA BÁSICA.

La siguiente es una lista de verificación propuesta por los autores y que es resultado de la definición de la ingeniería conceptual, esta permitirá iniciar el proceso de levantamiento inicial de información. La lista se encuentra divida en 5 tablas en la cuales el ingeniero deberá marcar con una X la casilla para la cual el sistema actual cumple o no cumple. La lista de verificación se encuentra compuesta por los siguientes numerales:

Revisión del destinado al almacenamiento de GLP. Revisión del sistema actual de medición de nivel. Revisión del sistema actual de medición de temperatura. Revisión del sistema actual de medición de presión. Revisión del sistema actual de carga y descarga del sistema.

2.1.1. REVISIÓN DEL TANQUE.

# TANQUE DE ALMACENAMIENTO SI NO

1.1 El tanque cumple con los requisitos del código ASME Boiler and Pressure Vessel Code, Sección VIII, división 1 o 2.

x

1.2 A.1

1.2 Se encuentran los materiales de construcción del tanque especificados en la ficha técnica.

x

1.3 A.2

1.3 Hay presencia de Aluminio y/o latón en la construcción del tanque de almacenamiento.

x

A.1 1.4

1.4 El tanque de almacenamiento cuenta con vacío total. x

1.5 A.3

1.5 El Tanque es nuevo. x

1.7 1.6

1.6 El tanque va a ser utilizado para el mismo servicio.

1.7 A.4

1.7 El tanque se encuentra ubicado en el especio destinado para la facilidad de almacenamiento de GLP

x

1.8 A.5

1.8 El tanque es presurizado. x

A.6 1.9

1.9 Cuenta con sistema de drenaje. x

1.10 A.7

1.10 Cuenta con sistema de contención de derrame. x

1.11 A.8

1.11 Es un embalse remoto. x

1.11 1.13

65

1.12 Cuenta con zanjas o diques.

1.13 A.9

1.13 Se encuentra diseñados los soportes y bases para el tanque de almacenamiento.

x

1.14 A.10

1.14 Se encuentra seleccionados los accesorios y válvulas para el tanque de almacenamiento de GLP.

x

A.11

Tabla 4. Lista de verificación para el tanque de almacenamiento.

2.1.2. REVISIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN DE NIVEL.

# MEDICION DE NIVEL - ATG SI NO

2.1 El tanque cuenta con dispositivos para la medición de nivel.

x

2.2 B.1

2.2 El sistema ATG se encuentra instalado y en funcionamiento.

x

B2.

Tabla 5. Lista de verificación para el sistema de medición de nivel.

2.1.3. REVISIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN DE TEMPERATURA.

# MEDICION DE TEMPERATURA - ATT SI NO

3.1 El tanque cuenta con un sistema ATT para la medición de temperatura.

X

3.2 C.1

3.2 Se encuentra seleccionada la forma adecuada para llevar a cabo la medición de temperatura.

X

C.2

Tabla 6. Lista de verificación para el sistema de medición de temperatura.

2.1.4. REVISIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN DE PRESIÓN.

# MEDICION DE PRESIÓN SI NO

4.1 El tanque cuenta con un sistema para la medición de presión.

X

4.2 D.1

4.2 El tanque cuenta con dispositivos para el alivio de presión

X

4.3 D.2

4.3 El tanque cuenta con un sistema para la ventilación por descarga.

X

4.4 D.3

4.4 El tanque cuenta con válvulas de cierre de emergencia. X

D.4

Tabla 7. Lista de verificación para el sistema de medición de presión.

66

2.1.5. REVISIÓN DEL SISTEMA DE CARGA Y DESCARGA DEL PRODUCTO.

# CARGA Y DESCARGA DEL PRODUCTO SI NO

5.1 Esta en el alcance del proyecto la carga y descarga del producto.

X

E.1

Tabla 8. Lista de verificación para el sistema de carga y descarga.

2.1.6. TABLA DE REQUERIMIENTOS LISTA DE VERIFIACIÓN.

Posterior a la implementación de la lista de verificación, el ingeniero deberá revisar los requerimientos resultantes expuestos en la tabla 9.

A.1 El tanque no estará habilitado para almacenamiento de GLP.

A.2 Se deberá solicitar al fabricante los materiales utilizados para la construcción del tanque.

A.3 El sistema de medición de GLP deberá incorporar un sistema para la creación de vació en el tanque.

A.4 Para nuevo servicio o reubicación de un tanque existente, deberá referirse a la API 510. Revisar Sección 1.1 del documento presente.

A.5 Para la ubicación de tanques de almacenamiento de GLP se deberá seguir los puntos expuestos en la sección 1.1.5 del presente documento.

A.6 Para la ubicación de tanques de almacenamiento de GLP presurizados se deberá seguir los puntos expuestos en la sección 1.1.5 del presente documento. Continuar con 1.9.

A.7

Para el diseño de sistemas de drenaje en tanques de almacenamiento de GLP se deberá seguir los puntos expuestos en la sección 1.1.6.2 del presente documento. Continuar con 1.10.

A.8

Para el diseño de sistemas de contención de derrames en tanques de almacenamiento de GLP se deberá seguir los puntos expuestos en la sección 1.1.6.3 del presente documento. Continuar con 1.11.

A.9 Para la elaboración de embalses remotos, zanjas y/o diques, se deberá seguir los numerales expuestos en la sección 1.1.6.4 y 1.1.6.5 del presente documento.

A.10 Para la construcción de soportes, bases y/o tuberías para el tanque de almacenamiento, se deberá remitir a la sección 1.2 del presente documento.

A.11 Para la selección de accesorios y válvulas para el tanque de almacenamiento de GLP, se deberá tener en cuenta los factores expuestos en la sección 1.3 del presente documento.

67

B.1

Para la selección y diseño del sistema de medición de nivel se deberá tener en cuenta los numerales expuestos en la parte introductoria de la sección 1.4, y los numerales 1.4.1, 1.4.2 del presente documento. Continuar con 2.2.

B.2 Para la instalación del sistema ATG el ingeniero deberá remitirse a la sección 1.4.3 del presente documento.

C.1

Para la selección y diseño del sistema de medición de Temperatura se deberá tener en cuenta los numerales expuestos en la parte introductoria de la sección 1.5, y el numeral 1.5.1 del presente documento. Continuar con 3.2.

C.2

Para seleccionar la forma adecuada de medir la temperatura en el tanque, el ingeniero deberá tener en cuenta los numerales expuestos en las secciones 1.5.2 y 1.5.3 del presente documento

D.1

Para la selección y diseño del sistema de medición de Presión se deberá tener en cuenta los numerales expuestos en la parte introductoria de la sección 1.6 del presente documento. Continuar con 4.2.

D.2

Para los dispositivos utilizados en el alivio de presión del tanque de almacenamiento, se deberá tener en cuenta el numeral 1.6.1 y el numeral 1.6.2 del presente documento. Continuar con 4.3.

D.3 Para la implementación de un sistema de ventilación por descarga, el ingeniero deberá revisar lo expuesto en el presente documento en el numeral 1.6.3. Continuar con 4.3.

D.4 Para la selección de válvulas de cierre, se deberá remitir al numeral 1.6.4 del presente documento.

E.1 Para realizar la carga y descarga del producto, el ingeniero deberá tener en cuenta los numerales expuestos en la sección 1.7 del presente documento.

Tabla 9. Tabla resultado lista de verificación.

Como resultado del la lista de verificación expuestos en las tablas 5, 6, 7 y 8, para la ejecución del sistema de medición en la facilidad de barranca, el equipo de ingeniería deberá tener en cuenta los siguientes requerimientos: A.3 – A.6 – A.7 – A.8 – A.11 – B.1 – B.2 – C.1 – C.2 – D.1 – D.2 – D.3 – D.4. 2.1.7. REQUERIMIENTOS RESULTANTES DE LA LISTA DE VERIFICACIÓN

De acuerdo a la lista de verificación expuesta desde el numeral 2.1.1 al numeral 2.1.5, los siguientes factores serán las directrices a seguir para la correcta construcción del sistema de medición:

68

El sistema de medición de GLP deberá incorporar un sistema para la creación de vació en el tanque.

Para la ubicación de tanques de almacenamiento de GLP presurizados se deberá seguir los puntos expuestos en la sección 1.1.5.

Para el diseño de sistemas de drenaje en tanques de

almacenamiento de GLP se deberá seguir los puntos expuestos en la sección 1.1.6.2.

Para el diseño de sistemas de contención de derrames en tanques

de almacenamiento de GLP se deberá seguir los puntos expuestos en la sección 1.1.6.3.

Para la selección de accesorios y válvulas para el tanque de

almacenamiento de GLP, se deberá tener en cuenta los factores expuestos en la sección 1.3.

Para la selección y diseño del sistema de medición de nivel se

deberá tener en cuenta los numerales expuestos en la parte introductoria de la sección 1.4, y los numerales 1.4.1, 1.4.2.

Para la instalación del sistema ATG el ingeniero deberá remitirse a la

sección 1.4.3.

Para la selección y diseño del sistema de medición de Temperatura se deberá tener en cuenta los numerales expuestos en la parte introductoria de la sección 1.5, y el numeral 1.5.1.

Para seleccionar la forma adecuada de medir la temperatura en el

tanque, el ingeniero deberá tener en cuenta los numerales expuestos en las secciones 1.5.2 y 1.5.3.

Para la selección y diseño del sistema de medición de Presión se deberá tener en cuenta los numerales expuestos en la parte introductoria de la sección 1.6.

Para los dispositivos utilizados en el alivio de presión del tanque de

almacenamiento, se deberá tener en cuenta el numeral 1.6.1 y 1.6.2.

Para la implementación de un sistema de ventilación por descarga, el ingeniero deberá revisar lo expuesto en el presente documento en el numeral 1.6.3.

Para la selección de válvulas de cierre, se deberá remitir a la

sección 1.6.4.

69

2.1.8. REQUERIMIENTOS EXIGIDOS POR PARTE DEL CONTRATANTE A CUMPLIR POR EL SISTEMA DE MEDICIÓN.

Para la construcción del sistema de medición de GLP en la facilidad de Barranca, se deberán tener en cuenta los siguientes son requerimientos expuestos por la parte contratante: La medición de nivel en tanques de almacenamiento para

hidrocarburos de acuerdo a la Norma API MPMS capitulo 3.

Sistema de telemetría, sistema integrado que permita obtener la medición de temperatura del producto, nivel de agua del fondeo del tanque y presión del producto para inferir la densidad y masa del producto.

Software de medición del sistema monitoreo para control de inventarios y transferencia de custodia que cumplan los estándares API e ISO actuales.

Protocolo de comunicación abierto, pueda ser emulado por otros Sistemas.

Medidor de nivel con funcionalidad Plug-and-Play, que permita comunicarse y alimentarse eléctricamente con cualquier Sistema de medición de Tanques de ECOPETROL S.A.

Todo el sistema instalado en el campo, estará conectado a una

unidad de proceso de información, la cual dejará disponible la información procesada y las variables medidas en el campo, para ser transmitidas al sistema HMI existente en las plantas de ECOPETROL S.A.

Sistema de telemetría integrado desde la adquisición de datos en

campo, cálculos volumétricos para sistema de transferencia de custodia e interfaz de usuario final adecuado a estándares internacionales API e ISO para este tipo de mediciones de transferencia de custodia.

Sistema abierto que pueda emular diferentes marcas de medidores

de nivel y compatibilidad con los medidores de nivel existentes en la vicepresidencia de transporte de Ecopetrol S.A.

Tecnología adecuada para medición en tanques de almacenamiento

de hidrocarburos.

70

2.2. CONSTRUCCIÓN DEL SISTEMA DE MEDICIÓN DE GLP PARA LA FACILIDAD DE BARRANCA

Para iniciar la construcción del sistema de medición de GLP (luego de que todos los requerimientos de diseño se encuentran definidos tal como se muestra en los numerales 2.1.7 y 2.1.8) el siguiente paso a ejecutar será realizar el análisis de la información suministrada por la parte contratante (en esta caso Ecopetrol).

El numeral 2.2.1 expone la información suministrada y su análisis respectivo. 2.2.1. ANÁLISIS INFORMACIÓN ENTREGADA POR ECOPETROL

Ecopetrol entregó una carpeta con el título: “Medición de espesores” donde se encuentran doce (12) archivos en Excel. Al ser analizados cada uno detalladamente se observa que son registros o informes de Medición de espesores por técnica de Ultrasonido a los tanques a utilizar para el almacenamiento de GLP. Estos documentos tienen por título “SERVICIO DE INSPECCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO A PRESIÓN DE PROPILENO GRADO REFINERÍA EN GCB, EN EL BANCO MAGDALENA Y RCSA”, tarea ejecutada por el contratista: INSERCOR LTDA que presta servicios de Ingeniería, y análisis de corrosión. Los documentos están numerados consecutivamente por ITA-UE-XXX siendo XXX el consecutivo desde 001 hasta 012. Los registros suministrados son de 2 Tanques: (TANQUE 3517 UBICADO EN ESTACIÓN DARSENAS RCSA, Y TANQUE 3518 UBICADO EN ESTACIÓN DARSENAS RCSA), en cada Registro se Informa: el material el proceso de fabricación, Normas y códigos de fabricación, así como el equipo utilizado para la inspección (DAKOTA MVX SCAN A/B). Esta inspección se realiza para definir si los tanques cumplen con los espesores de los códigos y normas que aplican para tanques de almacenamiento de GLP (se analizan las virolas, Caps., Cups y boquillas presentes en el tanque). Como información adicional, ECOPETROL hace entrega de los planos mecánicos de los tanques para transporte de GLP. De los documentos anteriores se tiene: Plano general del tanque. Plano de ubicación de riostas (rompeolas). Plano en detalle de los rompeolas utilizados en la construcción del

tanque.

71

Las siguientes tablas muestran el resumen del análisis realizado a los tanques destinados para el almacenamiento de GLP por parte de la empresa INSERCOR:

ITA-UE-001

PROYECTO:

SERVICIO DE INSPECCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO A PRESIÓN DE PROPILENO GRADO REFINERÍA EN GCB, EN EL BANCO MAGDALENA Y RCSA

EQUIPO: TANQUE 3517 UBICADO EN ESTACIÓN DARSENAS RCSA (ZONAS DE LAS VIROLAS CERCANAS A LA UNIÓN DE LAS BOQUILLAS)

Material : Acero SA 612

Proceso de Fabricación :

Laminación, doblado y soldadura ( SMAW y SAW)

Según Código, Norma, Secc No :

ASTM E 797, ASME SECCIÓN V ART 4, ASME SECCIÓN VIII DIV 1, API 510

Equipo de Inspección:

DAKOTA MVX SCAN A/B

Palpadores: 5 MHz - 0,250" DUAL

Velocidad Lineal: 0.2320 in / μs

Medidas en: PULGADAS

Precisión: 0,001

Virola Zona Punto

Estadística 12 5 6 7 9

1

A 0,834 0,819 0,8094 0,818 0,825 Valor mín.: 0,8094

B 0,827 0,82 0,8112 0,824 0,836 Valor máx.:

0,8357

C 0,816 0,818 0,8157 0,822 0,829 Valor prom:

0,8221

2

A 0,823 0,813 0,8097 0,818 0,823 Valor mín.: 0,7606

B 0,824 0,761 0,816 0,818 0,824 Valor máx.:

0,8263

C 0,817 0,813 0,7966 0,818 0,824 Valor prom:

0,8152

3

A 0,813 0,813 0,7901 0,813 0,824 Valor mín.: 0,7901

B 0,817 0,83 0,8198 0,815 0,83 Valor máx.:

0,8349

C 0,835 0,826 0,8126 0,815 0,824 Valor prom:

0,8194

4

A 0,82 0,822 0,8011 0,813 0,825 Valor mín.: 0,8011

B 0,824 0,823 0,8159 0,821 0,824 Valor máx.:

0,8299

C 0,822 0,818 0,8166 0,818 0,824 Valor 0,8206

72

prom:

5

A 0,823 0,831 0,7614 0,828 0,832 Valor mín.: 0,7596

B 0,828 0,838 0,7596 0,83 0,841 Valor máx.:

0,8414

C 0,825 0,83 0,7953 0,828 0,836 Valor prom:

0,8213

6

A 0,814 0,813 0,7957 0,824 0,818 Valor mín.: 0,7957

B 0,83 0,824 0,8211 0,83 0,824 Valor máx.:

0,8299

C 0,82 0,813 0,8087 0,83 0,818 Valor prom:

0,8198

7

A 0,826 0,828 0,8126 0,824 0,83 Valor mín.: 0,7608

B 0,83 0,836 0,7608 0,833 0,837 Valor máx.:

0,8367

C 0,824 0,827 0,8184 0,829 0,836 Valor prom:

0,8249

8

A 0,818 0,816 0,8148 0,82 0,82 Valor mín.: 0,8124

B 0,824 0,824 0,8202 0,829 0,827 Valor máx.:

0,829

C 0,82 0,812 0,8126 0,818 0,818 Valor prom:

0,8203

9

A 0,824 0,825 0,8126 0,819 0,824 Valor mín.: 0,8126

B 0,824 0,827 0,8184 0,821 0,825 Valor máx.:

0,8335

C 0,825 0,823 0,8169 0,818 0,821 Valor prom:

0,8233

10

A 0,826 0,818 0,8168 0,824 0,824 Valor mín.: 0,8162

B 0,83 0,824 0,822 0,829 0,83 Valor máx.:

0,8414

C 0,818 0,818 0,8162 0,819 0,825 Valor prom:

0,8245

11

A 0,826 0,823 0,8191 0,822 0,824 Valor mín.: 0,8155

B 0,827 0,826 0,8155 0,823 0,824 Valor máx.:

0,8276

C 0,828 0,823 0,816 0,818 0,821 Valor prom:

0,8226

12

A 0,824 0,821 0,8184 0,824 0,819 Valor mín.: 0,8184

B 0,827 0,825 0,8184 0,824 0,824 Valor máx.:

0,8299

C 0,827 0,824 0,8184 0,83 0,824 Valor prom:

0,8243

13

A 0,818 0,815 0,8119 0,811 0,819 Valor mín.: 0,8069

B 0,821 0,818 0,8133 0,818 0,829 Valor máx.:

0,8299

C 0,819 0,814 0,8069 0,813 0,818 Valor prom:

0,818

73

14

A 0,83 0,818 0,816 0,831 0,827 Valor mín.: 0,816

B 0,834 0,825 0,8227 0,83 0,83 Valor máx.:

0,8344

C 0,834 0,824 0,8184 0,83 0,83 Valor prom:

0,8268

15

A 0,824 0,824 0,8184 0,824 0,824 Valor mín.: 0,8155

B 0,818 0,827 0,8256 0,83 0,824 Valor máx.:

0,8304

C 0,816 0,823 0,8155 0,825 0,82 Valor prom:

0,8233

16

A 0,826 0,835 0,8299 0,841 0,84 Valor mín.: 0,8261

B 0,835 0,836 0,8306 0,842 0,841 Valor máx.:

0,8427

C 0,833 0,83 0,827 0,839 0,836 Valor prom:

0,8359

17

A 0,824 0,828 0,8299 0,83 0,824 Valor mín.: 0,8241

B 0,83 0,83 0,829 0,83 0,83 Valor máx.:

0,8353

C 0,825 0,829 0,8268 0,83 0,833 Valor prom:

0,8294

Observaciones Donde:

t= Espesor mínimo (in)

Según código ASME sección VIII, división 1 y ASME sección

II parte D (2004) el espesor mínimo permisible para este

tanque según las condiciones de diseño es de 0.70942 in.

P= Presión de diseño (250 Psi)

R= Radio interno de la bala (65.125 in)

S= Esfuerzo máximo permitido a temperatura de trabajo. (23100 Psi)

E= Eficiencia de la junta (1)

Cálculo:

Al espesor mínimo obtenido mediante este calculo se adiciona 0.0625 in (1/16") de

"corrosión allowance". Como resultado de esta operación se obtiene un espesor mínimo permitido de 0.77192 in. Se

encontraron valores por debajo de este espesor los cuales están resaltados en color

rojo.

NOTAS: En la zona B de la virola No. 2 a las 5, y en las zonas B y C de la virola No. 5 a las 6 se tomaron valores de espesor adicionales. Los valores

resultantes de esta medición se encuentran en reporte No. ITA-UE-004

Zonas A y C, cercanas a las juntas circunferenciales (a los extremos) de cada virola y la zona B se encuentra ubicada en la parte media de cada virola.

74

Tabla 10. En la tabla ITA-UE-001 se realiza la inspección (del cuerpo) de los espesores de las 17 virolas en 3 zonas

para 6 puntos diferentes.

ITA-UE-002

PROYECTO: SERVICIO DE INSPECCIÓN DE TANQUES DE

ALMACENAMIENTO A PRESIÓN DE PROPILENO GRADO REFINERÍA EN GCB, EN EL BANCO MAGDALENA Y RCSA

EQUIPO: TANQUE 3517 UBICADO EN ESTACIÓN DARSENAS RCSA

(CAPS)




Según Código, Norma, Secc No

:



DAKOTA MVX SCAN A/B




Precisión: 0,001

Cap Zona Punto

Estadística 12 3 5 6 7 9

1

A 0,4953 0,4755 0,4800 0,4946 0,4822 0,4860

Valor mín.: 0,4755

B 0,4847 0,5000 0,4874 0,4808 0,4897 0,4980

Valor máx.: 0,5000

C 0,4863 0,4853 0,4818 0,4831 0,4851 0,4849

Valor prom: 0,4873

D 0,4937 0,4926 0,4955 0,4858 0,4878 0,4883 … …

E 0,4881 0,4809 0,4894 0,4881 0,4826 0,4863 … …

2 A 0,4960 0,4840 0,4872 0,4930 0,4793 0,4820 Valor 0,4775

75

mín.:

B 0,4838 0,4960 0,4989 0,4775 0,4914 0,4951

Valor máx.: 0,4989

C 0,4847 0,4889 0,4897 0,4903 0,4887 0,4885

Valor prom: 0,4894

D 0,4930 0,4946 0,4955 0,4897 0,4959 0,4950 … …

E 0,4872 0,4871 0,4881 0,4849 0,4885 0,4862 … …


Según código ASME sección VIII, división 1 y ASME sección II

parte D (2004) el espesor mínimo permisible para los Caps de este tanque según sus condiciones de

diseño es de 0.3528 in.



L= Radio interno del cap hemisférico (65.125 in)


Calculo:


Al espesor mínimo obtenido mediante este cálculo se adiciona 0.0625 in (1/16") de "corrosión allowance". Como resultado de esta operación se obtiene un espesor mínimo permitido de 0.4153 in. En estos Caps no se encontraron espesores por

debajo de este valor.

NOTA: Zona A ubicada máximo a 50 mm de las juntas circunferenciales de unión de los Caps No. 1 y 2 con las virolas No. 1 y 17 respectivamente, a 500 mm de separación

en dirección radial se encuentra la zona B, y a 500 mm de esta zona se encuentra la zona C y así sucesivamente hasta la zona E.

Tabla 11. En la tabla ITA-UE-002 se realiza la inspección de los espesores de los 2 Caps. en 5 zonas para 6

puntos diferentes.

ITA-UE-003

76




(BOQUILLAS)

Material : Acero A 106 Gr B


soldadura ( SMAW)

Según Código, Norma, Secc

No :



DAKOTA MVX SCAN A/B




Precisión: 0,001

BOQUILLA Punto

Estadística SCH 12 3 6 9

A (Ø 2½") 0,2393 0,2401 0,2395 0,2393 Valor mín.:

0,2393 80

B(Ø ¾") 0,1505 0,1518 0,1510 0,1507 Valor mín.:

0,1505 80

G1 (Ø 4") 0,3341 0,3048 0,2927 0,2932 Valor mín.:

0,2927 80

G2 (Ø 4") 0,3205 0,2941 0,3171 0,3245 Valor mín.:

0,2941 80

K (Ø 2") 0,1969 0,1945 0,1533 0,1916 Valor mín.:

0,1533 40

N(Ø 2") 0,2135 0,2139 0,2157 0,2195 Valor mín.:

0,2135 80

M(Ø 2") 0,2213 0,2184 0,2159 0,2237 Valor mín.:

0,2159 80

L(Ø 2") 0,2181 0,2157 0,2077 0,2120 Valor mín.:

0,2077 80

J(Ø ¾") 0,1518 0,1545 0,1523 0,1518 Valor mín.:

0,1518 80

S1(Ø 1") 0,1876 0,1850 0,1854 0,1849 Valor mín.:

0,1849 80

S2 (Ø 1") 0,1866 0,1855 0,1874 0,1842 Valor mín.:

0,1842 80

P (Ø 2") 0,2191 0,2235 0,2131 0,2197 Valor mín.:

0,2131 80

T1 (Ø 1") 0,1815 0,1456 0,1932 0,1596 Valor mín.:

0,1456 80

T2(Ø 1") 0,1809 0,1412 0,1922 0,1575 Valor 0,1412 80

77

mín.:

Q(Ø 2") 0,2040 0,1980 0,1900 0,2028 Valor mín.:

0,1900 80

O(Ø 2") 0,2004 0,2079 0,2020 0,1978 Valor mín.:

0,1978 80

E(Ø 6") 0,4273 0,4133 0,3931 0,4203 Valor mín.:

0,3931 80

F(Ø 3") 0,2799 0,2781 0,2815 0,2845 Valor mín.:

0,2781 80

H(Ø 2") 0,2075 0,1971 0,1929 0,1929 Valor mín.:

0,1929 80

Observaciones

1. Todas las boquillas calibradas son de SCH 80, excepto la boquilla K de 2" que es SCH 40.

2. No se encontraron valores que estén 1/16" por debajo del nominal.

3. Se tomaron valores de espesor adicionales en las zonas de los Caps y de las virolas donde se encuentran las uniones con las boquillas. Estos valores se

encuentran en los reportes ITA-UE-005 y ITA-UE-006 respectivamente.

Tabla 12. En la tabla ITA-UE-003 se realiza la inspección de los espesores de 19 Boquillas en 4 puntos diferentes.

ITA-UE-004




(BOQUILLAS)







DAKOTA MVX SCAN A/B




Precisión: 0,001

78

Virola Zona Punto Estadística

5

2 B

0,7840 0,7860 0,7956 0,8052 …. Valor mín.: 0,7606

0,7842 0,7606 0,7842 0,7998 …. Valor máx.: 0,8092

0,7849 0,7845 0,7797 0,8092 …. Valor prom: 0,7882

Virola Zona 6 Estadística

5 A

0,7644 0,7790 0,7789 …. …. Valor mín.: 0,7644

0,7852 0,7890 0,7798 …. …. Valor máx.: 0,7980

0,7980 0,7892 0,7901 …. …. Valor prom: 0,7837

5 B

0,7657 0,7982 0,7890 …. …. Valor mín.: 0,7657

0,7793 0,7795 0,7893 …. …. Valor máx.: 0,8023

0,8023 0,7953 0,7967 …. …. Valor prom: 0,7884

7 B

0,8126 0,8163 0,8156 … … Valor mín.: 0,7608

0,7608 0,8127 0,8086 … … Valor máx.: 0,8184

0,8184 0,7987 0,8067 … … Valor prom: 0,8056



Según código ASME sección VIII, división 1 y ASME sección II parte D (2004) el espesor mínimo permisible

para este tanque según las condiciones de diseño es de 0.70942

in.





Cálculo:

Al espesor mínimo obtenido mediante este calculo se adiciona 0.0625 in (1/16") de

"corrosión allowance". Como resultado de esta operación se obtiene un espesor mínimo permitido de 0.77192 in. Se

encontraron valores por debajo de este espesor los cuales están resaltados en color

rojo.

79

Zonas A y C, cercanas a las juntas circunferenciales (a los extremos) de cada virola y la zona B se encuentra ubicada en la parte media de cada virola.

Tabla 13. En la tabla ITA-UE-004 se realiza una inspección adicional de 3 virolas.

ITA-UE-005



EQUIPO: TANQUE 3517 UBICADO EN ESTACIÓN DARSENAS RCSA (ZONAS DE LOS CAPS CERCANAS A LA UNIÓN DE LAS

BOQUILLAS)

Material : Acero A 612


Soldadura (SMAW)




DAKOTA MVX SCAN A/B


80



Precisión: 0,001

BOQUILLA Punto

Estadística 12 3 6 9

A (Ø 2½") 0,4869 0,4854 0,4865 0,4860 Valor mín.:

0,4854

B(Ø ¾") 0,4874 0,4874 0,4829 0,4874 Valor mín.:

0,4829

C(Ø 1") 0,4775 0,4799 0,4773 0,4836 Valor mín.:

0,4773

S1(Ø 1") 0,4800 0,4710 0,4839 0,4824 Valor mín.:

0,4710

S2 (Ø 1") 0,4689 0,4806 0,4844 0,4842 Valor mín.:

0,4689

D (Ø 2") 0,4878 0,4865 0,4658 0,4860 Valor mín.:

0,4658

P (Ø 2") 0,4619 0,4876 0,4766 0,4725 Valor mín.:

0,4619

T1 (Ø 1") 0,4928 0,4932 0,4797 0,4942 Valor mín.:

0,4797

R (Ø 1") 0,4890 0,4863 0,4858 0,4797 Valor mín.:

0,4797

T2(Ø 1") 0,4885 0,4822 0,4300 0,4790

Valor mín.:

0,4300

Q(Ø 2") 0,4865 0,4838 0,4764 0,4842 Valor mín.:

0,4764

Según código ASME sección VIII, división 1 y ASME sección II parte D (2004) el espesor mínimo permisible para los Caps de este tanque según sus condiciones de

diseño es de 0.3528 in.

Calculo:

Donde: Al espesor mínimo obtenido mediante

este cálculo se adiciona 0.0625 in (1/16") de "corrosión allowance". Como

resultado de esta operación se obtiene un espesor mínimo permitido de 0.4153

in. En estos Caps no se encontraron espesores por debajo de este valor.



L= Radio interno del cap hemisférico (65.125 in)



81

Tabla 14. Zonas De Los Caps Cercanas A La Unión De Las Boquillas

ITA-UE-006



EQUIPO: TANQUE 3517 UBICADO EN ESTACIÓN DARSENAS RCSA (ZONAS DE LAS VIROLAS CERCANAS A LA UNIÓN DE LAS

BOQUILLAS)

Material : Acero A 612


Soldadura (SMAW)




DAKOTA MVX SCAN A/B


Velocidad Lineal: 0.2320 in / μs Medidas en: PULGADAS

Precisión: 0,001

BOQUILLA Punto

Estadística 12 3 6 9

G1 (Ø 4") 0,8276 0,8294 0,8250 0,8283 Valor mín.:

0,8250

G2 (Ø 4") 0,8274 0,8267 0,8294 0,8310 Valor mín.:

0,8267

K (Ø 2") 0,8265 0,8259 0,8285 0,8288 Valor mín.:

0,8259

N(Ø 2") 0,8279 0,8295 0,8295 0,8306 Valor mín.:

0,8279

M(Ø 2") 0,8303 0,8283 0,8317 0,8297 Valor mín.:

0,8283

L(Ø 2") 0,8319 0,8292 0,8265 0,8304 Valor mín.:

0,8265

J(Ø ¾") 0,8290 0,8297 0,8261 0,8285 Valor mín.:

0,8261

O(Ø 2") 0,8322 0,8299 0,8304 0,8317 Valor mín.:

0,8299

82

E(Ø 6") 0,8171 0,8144 0,8209 0,8103 Valor mín.:

0,8103

F(Ø 3") 0,7932 0,8070 0,7944 0,8108 Valor mín.:

0,7932

H(Ø 2") 0,7675 0,7946 0,8024 0,7997 Valor mín.:

0,7675

Según código ASME sección VIII, división 1 y ASME sección II parte D (2004) el espesor mínimo permisible para este tanque según las condiciones de diseño es de

0.70942 in.

Calculo:

Donde:

Al espesor mínimo obtenido mediante este cálculo se adiciona 0.0625 in (1/16¨) de "corrosión

allowance". Como resultado de esta operación se obtiene un espesor mínimo permitido de 0.77192

in. Se encontraron valores por debajo de este espesor los cuales están resaltados en color rojo.






Tabla 15. Zonas De Las Virolas Cercanas A La Unión De Las Boquillas.

De acuerdo a los documentos suministrados por Ecopetrol y los análisis practicados a los mismos, el tanque destinado para el almacenamiento de GLP cuenta con lo siguiente:

CARACTERISTICAS DE BOQUILLAS

MARCA (TAG)

DIAMETRO (“)

RTG SERVICIO

O 2 6000# DRENAJE

G1 2 300# BALANCE/RECIRCULACION.

G2 4 300# ALIVIO

E 6 300# LLENADO,SUCCION

D 6 300# INDICADOR DE NIVEL

83

C 1 6000# TERMOPOZO

B ¾ 6000# MANOMETRO

A 2 ½ 3000# DISPONIBLE

MH 12 250# MANWAY

Tabla 16. Orificios disponibles en el tanque destinado para el almacenamiento de GLP.

Presión de Diseño: 250 Psi A 125 °F Externo: 0° F

Test de Presión Hidrostática: 375 Psi

PESO: SOLO: 148.800 Lbs.

CON SILLAS: 150.800 Lbs.

2.2.2. CRITERIOS DE CONSTRUCCIÓN PARA EL SISTEMA DE MEDICIÓN

Los criterios para la construcción del sistema de medición se definen según los requerimientos expuestos en el numeral 2.1.7 (requerimientos resultantes de la lista de verificación) y 2.1.8 (Requerimientos exigidos por la parte contratante). Los numerales 2.2.2.1 a 2.2.2.5 exponen los criterios a tener en cuenta para la construcción del sistema de medición de GLP.

2.2.2.1. SISTEMA DE MEDICIÓN DE NIVEL

Cada tanque deberá estar equipado con un sistema de medición.

Se deberá proveer de un sistema de alarma por alto,

independiente del instrumento utilizado para el sensado del nivel. El instrumento deberá emitir una alarma que permita al operador detener la carga del GLP al tanque y/o accionamiento de los sistemas de alivio. La alarma deberá ser audible, visible al personal encargado del llenado.

Los Medidores tipo columna de vidrio no deberán ser usados.

El equipo debe ser capaz de soportar la presión, la temperatura, el funcionamiento y las condiciones ambiental es que puedan presentarse en el servicio.

Se deben tomar medidas para garantizar que todas las partes metálicas expuestas del Sensor y sus equipos asociados tengan el mismo potencial eléctrico en el tanque.

84

En el momento de la conexión del Instrumento con el Tanque, se deberá tener en cuenta en el diseño de la facilidad, la expansión de los materiales debido a los efectos térmicos.

La conexión del instrumento deberá realizarse directamente sobre en la bala de GLP, y nunca a través de líneas de flujo o boquillas.

La alarma de nivel por alto deberá ser instalada a más del 95% de la ventana operativa.

La alarma de nivel por Bajo, por su parte, deberá estar situada a menos del 5%.

2.2.2.2. SISTEMA PARA MEDICIÓN DE PRESIÓN

Todos los instrumentos conectados a línea de proceso para la medición de la presión, deberán ser accesibles desde la plataforma o pasillo donde se encuentra la bala de GLP.

Para evitar los daños causados por vibraciones del sistema, los instrumentos de medición, deberán ser conectados con tubería flexible o manguera blindada.

El instrumento deberá contar con un sistema de purga o alivio en caso de sobrepresión en el Sistema.

2.2.2.3. DISPOSITIVOS INDICADORES DE TEMPERATURA

Para el uso de los sensores de Temperatura, se deberá hacer uso de Thermowell para la fácil extracción del instrumento, así la medición se vea desfasada.

Los cables utilizados como extensión de las Termocuplas utilizadas para medición de temperatura, deberán tener las mismas características de materiales que el termopar al que están conectados.

2.2.2.4. DISPOSITIVOS RELEVADORES DE PRESIÓN

Los dispositivos de relevo de presión operado por piloto deberán estar diseñados tal que el cuerpo de la válvula se abra en caso de que falle el piloto.

85

Las válvulas operadas por piloto deberán tener un sistema anti

retorno, si existiere la posibilidad de que la presión interna caiga debajo de la presión atmosférica.

El sistema de relevo se conectará a la sección de vapor del

tanque, y no se usará ninguna válvula de bloqueo en la línea de descarga.

Válvulas de alivio de presión deberán estar diseñados y

dimensionados de acuerdo con APIRP 520, Parte I. 2.2.2.5. CONSIDERACIONES GENERALES.

El equipo a ser usado con GLP a presiones por encima de 125

psi, debe ser diseñado de al menos 250 psi.

El equipo a ser usado con GLP a por encima de 20 psi pero no más allá de 125 psi, debe ser diseñado para una presión de al menos 125 psi.

2.2.3. COMPARACIÓN DE TECNOLOGÍAS.

En las tablas 17 y 18 se expone una comparación de tecnologías de los sensores y trasmisores para medición de nivel de hidrocarburos disponibles en el mercado. Los cuadros comparativos se encuentran basados en los requerimientos acordados en los puntos 2.1.7 y 2.1.8.

2.2.4. FORMATOS PARA LA SELECCIÓN DE LOS INSTRUMENTOS.

En las páginas 124, 125 y 126 se presentan los formatos pertinentes para la selección y posible compra de los instrumentos a adquirir para el sistema de medición de GLP (Trasmisor de Nivel, Trasmisor de Temperatura y Trasmisor de Presión).

86

ITEM MAGNETOSTRICTIVO CAPACITIVO RADAR ONDA GUIADA

1

No cumple. Para productos densos, como crudo, entre el flotador y la sonda se pega el fluido. Rango de medición limitada a tanques menores de 5 metros. Exactitud de 0,01% full escala.

No cumple. La exactitud se ve afectada por cambios en la constante dieléctrica del producto. Adicionalmente para aplicaciones con hidrocarburos, se hace necesario doble sonda para formar el efecto capacitivo, lo que implica tener una segunda boquilla disponible.

Si cumple. Sirve para medición de nivel en Tanques de Hidrocarburo. Exactitud de 5mm.

2 El transmisor de nivel puede medir interfaz de agua simultáneamente, pero el transmisor no puede recibir señales de temperatura y presión.

El transmisor de nivel puede medir interfaz de agua simultáneamente, pero el transmisor no puede recibir señales de temperatura y presión.

Para medir el interfaz de agua se puede por medio de la misma antena guiada, pero el transmisor no puede recibir señales de temperatura y presión.

3 No hay un Software que realice los cálculos volumétricos de acuerdo a Estándares internacionales

No tiene integrado un Software para cálculos volumétricos.

No tiene integrado un Software para cálculos volumétricos.

4 4 - 20 mA, Protocolo Hart, Foundation Fieldbus, Honeywell DE

4 - 20 mA.

4 - 20 mA, Protocolo Hart, Modbus RTU, Protocolos propietarios (pero no pueden emular otros protocolos)

5 Alimentación eléctrica en DC Alimentación eléctrica en DC, loop powered Alimentación eléctrica en DC, loop powered

6 El equipo tiene auto calibración, pero en producto densos se debe hacer limpieza del flotador regularmente

Calibración externa por medio de imán No tiene partes móviles, la calibración se realiza por medio de un software a través del protocolo Hart.

7 No posee un Sistema Integrador, la distancia máxima Loop powered es de 15 metros.

No posee. No posee.

8 No se deja afectar por los cambios de constante dieléctrica, cambios de

Aplicaciones de alta temperatura, ambientes corrosivos, alta presión. Alarmas

La señal elimina ecos falsos, y minimiza perdidas de señal,

87

temperatura en el producto, cambios de composición de vapor, cambios de presión.

integradas de alto y bajo nivel, no posee partes en movimiento

aplicaciones dependiendo del tipo de tanque.

9 Todo tipo de producto líquidos Productos con constante dieléctrica estable, lodos, espuma, canales abiertos, productos conductivos, no conductivos, productos orgánicos, productos inorgánicos

Productos líquidos e hidrocarburos con un mínimo de 1,3 de constante dieléctrica.

10 NO CUMPLE CUMPLE CUMPLE

11 NO CUMPLE NO CUMPLE NO CUMPLE

12 CUMPLE CUMPLE (restricción con productos con constante dieléctrica variable)

CUMPLE

Tabla 17. Comparación de tecnologías para medición de nivel.

73

ITEM SERVO ACTUADO LASER ULTRASONICO

1

Si cumple No recomendado para uso en Tanques con Hidrocarburos.

No cumple. Los vapores del hidrocarburo no permiten una correcta medición.

2 El medidor de Nivel permite integrar señales externas 4 -20 mA, temperatura. Puede medir directamente la interfaz de agua y densidad del producto

Es un sistema solo para medición de nivel o distancias.

El transmisor de nivel no puede integrar señales de otros instrumentos

73

Tabla Basada en Información Suministrada por Ecopetrol.

88

3 Si posee un Software integrado No tiene. No tiene.

4 Emulation: TRL/2, ENRAF GPU, ENRAF BPM, VAREC, MARK SPACE, L&J, GPE, TANK WAY, MODBUS, FOUNDATION FIELD BUS, HART.

4 - 20 mA, RS 232 para configuración y pruebas. 4 - 20 mA

5 110 VAC AC y DC DC

6 Solo una parte móvil, requiere un bajo mantenimiento

No requiere calibración No requiere mantenimiento

7 Si posee. No posee No posee

8 Exactitud de +/- 1 mm No se generan ecos falsos. No genera ecos falsos y elimina ruido del ambiente.

Muy adecuado para transferencia de custodia

9 Utilizarse en Hidrocarburos, preferiblemente no utilizar en producto densos.

Especial para medición de productos en Silos, sólidos, medición de nivel a través de obstáculos.

Aplica para sólidos y líquidos no hidrocarburos. Tanques menores de 5 metros.

10 NO CUMPLE NO CUMPLE NO CUMPLE

11 CUMPLE NO CUMPLE NO CUMPLE

12 CUMPLE NO CUMPLE NO CUMPLE

Tabla 18. Comparación de tecnologías para medición de nivel.

74

74

Tabla Basada en Información Suministrada por Ecopetrol

89

2.2.5. CONSIDERACIONES DE LAS ÁREAS CLASIFICADAS PARA LA

SELECCIÓN DE INSTRUMENTOS.

En los tanques de almacenamiento elevados, que contiene productos inflamables

como el GLP, se considera que existen las siguientes áreas peligrosas indicadas

en la Figura 13. Cualquier registro abierto, venteo o válvula de relevo, respiradero

en el tanque da origen a un área de la División 1 hasta una distancia de 1.5 m en

todas direcciones.

Del límite de la División 1 existe un área de la División 2 hasta 1.5 m en todas

direcciones. Debe considerarse como área de la División 2, el espacio

comprendido desde la superficie exterior del tanque hasta una distancia de 3 m en

todas direcciones, debiendo, además, prolongarse el área peligrosa en el plano

vertical hasta el nivel del piso. Por lo tanto, al interior de los tanques es división 1,

mientras que afuera del tanque es división 2.

Figura 13. Aéreas clasificadas en tanque de almacenamiento. 75

El GLP es un gas mucho más pesado que el aire por lo que la atmósfera es

mucho más incendiaria mientras más abajo se encuentre; por tal razón sugiere

construir un dique de altura lo más cercana a la superficie que soporta el tanque.

75

Figura 99 de la API RP 500 Noviembre de 1997.

90

Para los casos en que el tanque cuente con muro de contención, será

considerado como área de la División 2, en cualquier plano vertical, toda el área

situada dentro del muro de contención, desde el nivel del piso, hasta la altura del

muro, además se asumirá una distribución uniforme del vapor se por el área

próxima al tanque (ref. PEMEX).

Las áreas clasificadas como división 1 serán aquellos ubicados sobres del nivel

del piso, áreas abiertas. Hoyos por debajo del nivel del piso se considerarán

despreciable (API 500 Sec. 9.2.1).

Para las áreas clasificadas como División 2 se usaran los diagramas indicados en

la Figura 14, donde los puntos de fuente de riesgo se considerarán en donde se

maneja o almacena gases inflamables más pesados que el aire.

De acuerdo a la API 540 se dispone el diseño y la instalación de un adecuado

sistema de puesta a tierra para zonas de almacenamiento de petróleo, con el

objetivo de obtener una resistencia de puesta a tierra con un valor menor a 5

ohmios.

El diseño preliminar de puesta a tierra debe definir parámetros tales como:

resistividad del terreno, números de picas y ubicación de las mismas de manera

siguiente.

Para realizar el aislamiento entre los instrumentos de campo y el cuarto de control

se deben utilizar barreras de aislamiento tal y como se muestra en la figura 14:

Figura 14. Aislamiento en Áreas Explosivas.

76

76

Figura 5.4 del HandBook “Understanding Hazardous Area Sensing” del fabricante Turck .

91

2.3. SIMULACION DE PROCESO EN ASPEN HYSYS.

El sistema de medición a construir para la facilidad de barranca se encuentra

compuesto en adición a los instrumentos destinados a la medición y seguridad del

sistema, por dos válvulas de control que permitirán carga y descarga del GLP

desde y hacia el tanque de almacenamiento.

El objetivo de la presente simulación es observar el comportamiento en estado

estacionario de la válvula de carga, y como a partir de la simulación, se diseña el

sistema de control y se optimiza las condiciones de carga del sistema.

Aspen Hysys®77 es un Software de la compañía AspenTech, especializado en la

simulación de procesos de Ingeniería en plantas de petróleo, el cual es muy

utilizado en el desarrollo de los proyectos para los estudios de factibilidad, el

diseño conceptual, el diseño detallado, hasta la operación de procesos (tanto en

estado estático como dinámico).

El objetivo de la presente simulación es realizar el análisis en estado estacionario,

la simulación dinámica del tanque y el control de flujo másico de entrada de GLP

al tanque, y como a partir de la simulación, se diseña el sistema de control y se

optimiza las condiciones de carga del sistema.

El numeral 2.3.1 expone la primera parte del proceso, que corresponde a la

simulación en estado estacionario y la obtención de la función de transferencia del

sistema.

En el numeral 2.3.2 se expondrá el diseño del controlador y el resultado del

control en la simulación del sistema en Aspen Hysys.

2.3.1. SIMULACIÓN EN LAZO ABIERTO

Por medio de la simulación de estado estacionario se ve el comportamiento

de las variables de temperatura y presión que afectan directamente los

componentes del producto, en este caso el GLP almacenado. De igual

manera se incluye una válvula de entrada con 5 psi de presión de caída

(Delta P), y dos válvulas de liquido y presión con las mismas

características.

77

El proceso de simulación realizado en el presente documento utiliza la versión de prueba del Software.

92

Para la simulación en estado estacionario se utiliza el diagrama de flujo de

proceso de la figura 15. Se utilizan las composiciones del producto (GLP)

entregadas por la parte contratante (Ecopetrol), y las siguientes

especificaciones iníciales en la alimentación del tanque para calcular a

partir de estas, las variables de proceso como la composición de vapor y de

líquido del producto.

Condiciones de almacenamiento:

Rango de flujo másico = 5 Kg/s

Presión = 250 Psia

Temperatura = 150 °F

Mezcla GLP:

Propano = 0,611956

n- Butano = 0,182903

i-Butano = 0,089736

Etano = 0,114905

i-Pentano = 0,000500

Figura 15. Diagrama de flujo de proceso en Aspen Hysys®.

93

Figura 16 Composición de Producto GLP.

Para realizar el proceso de simulación, se abrirá la válvula de control de forma

manual de 0 a un 50%. Los valores de medición son almacenados en la

simulación y luego importados desde el software Matlab® 78 para obtener la

función de trasferencia.

La respuesta de la válvula de control se puede observar en la figura 17, donde la

línea azul representa la cantidad de flujo en la válvula, y la línea verde el

porcentaje de apertura de la misma:

Figura 17. Respuesta en lazo abierto de la válvula de control de flujo.

78

La licencia del Software es suministrada por la Universidad Distrital Francisco José de Caldas.

94

En la figura 17 claramente se puede observar que el sistema tiene un tiempo de

estabilización de aproximadamente 20 minutos y un máximo sobre impulso de

aproximadamente un 10%.

2.3.2. DISEÑO DEL CONTROLADOR Y RESPUESTA DINÁMICA DEL SISTEMA

Con los datos obtenidos en el numeral 2.3.2 (respuesta en lazo abierto de la

válvula de control de flujo) se procederá a construir la función de transferencia de

describa el sistema. Para esto se hará uso de la Herramienta “ident” de Matlab®.

La figuras 18 muestra la interfaz de usuario (GUI) en la cual se calcula la función

de transferencia del sistema.

La ecuación de transferencia resultante es:

( )

Ecuación 5. Función de Transferencia de la válvula de control de flujo.

Figura 18. GUI ident de MatLab®.

95

Con la función de transferencia se procederá entonces a la construcción de un controlador PID que permita:

Eliminar el máximo sobre impulso. Disminuir el tiempo de estabilización. Eliminar el error de estado estacionario.

Para la construcción del controlador, se hará uso de la herramienta siso tools de Matlab® y se ajustaran las contantes de control. La figura 19, muestra el diagrama de polos del sistema en lazo abierto:

Figura 19. Diagrama de polos del sistema en lazo abierto.

La primera constante definida para la construcción del control, es la constante proporcional. La figura 20, muestra la respuesta dinámica del sistema con controlador P. La ecuación 6 describe el comportamiento del sistema.

96

Figura 20. Respuesta controlador P. La línea verde la respuesta P, y la línea azul la respuesta de la planta en lazo abierto.

( )

Ecuación 6. Ecuación del sistema con controlador P.

La segunda constante definida para la construcción del control, es la constante derivativa. La figura 21, muestra la respuesta dinámica del sistema con controlador PD. La ecuación 7 describe el comportamiento del sistema.

Figura 21. Respuesta controlador PD. La línea roja representa la respuesta PD, la línea verde la respuesta P, y la línea azul

la respuesta de la planta en lazo abierto.

97

( ) ( )

Ecuación 7. Ecuación del sistema con controlador PD.

De la respuesta del sistema de control observada en la figura 21, se resalta que:

El error de estado estacionario es igual a cero. No se presenta máximo sobre impulso. El tiempo de estabilización tiende a cero.

Por lo anterior, no se hace necesario el cálculo de la constante integral. 2.3.3. SIMULACIÓN DINÁMICA DEL PROCESO

En la simulación dinámica del proceso se añade el controlador para el flujo de

entrada al tanque, como se muestra en la figura 22. Se incluyen las

especificaciones dimensionales del tanque, y se genera automáticamente con el

software el dimensionamiento de las válvulas de control, teniendo en cuenta que

cuando la válvula se encuentre abierta con un 50 % el flujo másico es de 5 Kg/s.

de lo anterior se calcula el caudal volumétrico CV de la válvula.

En el controlador de flujo se configuran las siguientes variables: Salida de flujo

(variable PV), accionamiento de la válvula (variable OP), y el punto de referencia

(Variable SP). La figura 23 muestra la configuración del control. La acción de

control en modo manual permite manipular la apertura y cierre de la válvula OP,

obteniendo como resultado el comportamiento de la señal PV en lazo abierto.

98

Figura 22. Diagrama de flujo de proceso para simulación dinámica.

Figura 23. Diagrama de flujo de proceso para simulación dinámica.

Luego de que se ha configurado el control de la válvula en el proceso, se deberán ingresar los valores de las contantes de control obtenidas en Matlab. La figura 25, muestra la respuesta de la válvula con el control PD.

99

Figura 24. Respuesta controlador PD en Aspen Hysys. La línea azul representa la respuesta PD. La línea verde representa

la forma de apertura de la válvula de control (valor de la apertura en porcentaje).

100

CAPITULO 3 – INGENIERÍA DE

DETALLE

101

3. GENERALIDADES

Para la Implementación de la ingeniería de Detalle el ingeniero tomará como

referente los criterios y análisis realizados en la ingería básica para la

construcción del sistema de medición.

EL capitulo 3 se encuentra seccionado en 6 grandes numerales. Los numerales

3.1 a 3.3 explican los tres sub sistemas bajo los cuales se construirá el sistema

final de medición de GLP.

Luego de que cada una de las partes del sistema es expuesta, se muestra en el

numeral 3.4 el sistema completo a implementar para dar solución al problema de

medición de nivel de GLP presentado en barranca.

En la sección 3.5 se detalla en la tabla 14 el listado de instrumentos requeridos

para realizar la construcción del sistema para los 14 tanques de la facilidad de

barranca.

Finalmente, en el numeral 3.6 se exponen en las tablas 15, 16, 17, 18, el detalle y

explicación de la simbología utilizada para la descripción de los planos de

construcción y P&ID del sistema de medición.

La figura 25 muestra el desarrollo general del capitulo 3 (Implementación Ingeniería de Detalle).

102

Figura 25. Diagrama general de desarrollo del capitulo 3 (Ingeniería de Detalle). 79

79

Fuente los autores.

Implementación

Ingeniería de Detalle

Sistema de Medición

de variables de

proceso.

Sistema de Alarmas

Sistema Fire and

Gas

Listado de

Instrumentos

Sistema Completo de

medición de GLP

Planos P&ID

103

3.1. SISTEMA DE MEDICION DE VARIABLES DE PROCESO 3.1.1. MEDICION DE NIVEL DEL GLP LÍQUIDO Para realizar el control de inventario en los tanques de almacenamiento se debe realizar la medición de Nivel liquido de GLP en cada uno de ellos, por lo tanto se utilizara la técnica de medición automática utilizando el sistema Tank Gauge RTG 3900 que está compuesto de un medidor y una cabeza trasmisora teniendo en cuenta el análisis para comparar tecnologías de medición de nivel de GLP desarrollado en la Ingeniería Básica de este documento, se selecciona el equipo de referencia: RTG 3960 TH-ABRSO2RO1CE13RS (ver figura 26). Este es un sensor de medición de tipo radar que utiliza la técnica Frequency - modulated continuous - wave (FMCW).

Figura 26. Medidor de antena GLP/GNL RTG 3960

80

La serie 3960 de Rosemount tiene las siguientes características utilizadas como criterio de selección para la solución del sistema de medición de GLP liquido: Está diseñada para para las mediciones de nivel de GLP y GNL en tanques. Se utiliza un tubo de 4” como una guía de onda que además previene la perturbación en las mediciones debido a ondulación en el líquido por movimiento o ebullición. La presión de sellado es una ventana de cuarto aprobado para su uso en tanques presurizados. Cumple con la normatividad mínima para seguridad en la sección 1.4 del presente documento está equipado con un bloque de válvulas a prueba de explosión y un sensor de presión del espacio de vapor. El Medidor de GLP / GNL

80

Figura Tomada del Brochure del Sistema TankRadar Rex, Página 30.

104

está disponible en dos versiones, una versión PSI 150 y una versión 300 PSI. Se selecciona la versión de 300 PSI que se encuentra dentro del rango de operación del tanque. La función del pin de referencia permite la verificación de medición sin abrir el tanque. Al establecer en "modo de prueba" las distancias medidas se comparan con las distancias reales. Para la trasmisión de la señal de medición de nivel el sistema Tank radar incluye una cabeza trasmisora (ver figura 27), se selecciona la referencia 60A1AQRO24B que cuenta con dos junction Box (X11y X12) integradas en las que se pueden realizar conexiones intrínsecamente seguras (Conexionado en terminal X12) y conexiones no intrínsecamente seguras (conexionado en terminal X11).

Figura 27. Conexión en la Junction Box integrada.

81

Aprovechando las entradas y las salidas de la cabeza trasmisora de radar se conectan las señales de Temperatura, presión de vapor y presión Hidrostática, a las entradas intrínsecamente seguras dispuestas en el terminal X12, en cada tanque. Estas señales se envían a una Unidad de Comunicación en Campo (FCU) utilizando el protocolo de comunicación propietario de Emerson Rosemount TRL/2, por el terminal X11. Los datos se visualizan en campo en una Unidad de Comunicación de Campo (RDU) que se conecta a la salida Intrínsecamente segura dispuesta para DAU y RDU 40. En la tabla 12 se encuentra la descripción de I/O de la cabeza transmisora.

81


105

Terminal X12

Conexión Descripción

1 Entrada Análoga + / HART

2 Entrada Análoga - / HART

3 Entrada Análoga 2 +

4 Entrada Análoga 2 +

5 DAU/RDU40 señal

6 DAU/RDU40 Alimentación

7 DAU/RDU40 ground

8 T1 (Temperature Sensor)








Terminal X11

Conexión Descripción

1 Alimentación L,L1+

2 Alimentación N,L2-

3 TRL/2 Bus

4 TRL/2 Bus

5 Relay K1A

6 Relay K1B

7 Relay K2A (Opcional)

8 Relay K2B (Opcional)

Tabla 19. Conexiones Intrínsecamente y no Intrínsecamente Seguras respectivamente.

82

La instalación del equipo de medición se realiza en la mitad del tanque en donde se debe abrir el tanque para una conexión de 6”, el medidor deberá estar a 800 mm del nivel máximo de llenado del tanque para lo cual es posible instalar una tubería adicional para generar esa separación en caso de que se requiera, el tubo de aquietamiento será de 4” SCH 10, de acero inoxidable, para la instalación se deben seguir las recomendaciones del fabricante y las recomendaciones de la sección 1.4 del presente documento (ver figura 28).

82

Tabla Tomada del Brochure del Sistema TankRadar Rex, Página 117.

106

Figura 28. Extensión de Tubería.83

3.1.2. PRESIÓN Para el sistema de control de inventarios se utilizan dos transmisores de presión, uno para medir la presión de vapor y el otro para medir la presión hidrostática esto para el cálculo de la densidad y el control de inventarios en el Software Tankmaster. La medición de vapor se realiza con el sensor integrado en la cabeza de radar de referencia Druck PTX 621de marca Rosemount (Ver figura 29), para la medición de la presión Hidrostática en la parte inferior del tanque, se selecciona un transmisor de la marca Yokogawa referencia EJA110AELS4A20DJ La medición de presión hidrostática se encuentra en el rango máximo de 215 PSIG A 100 °F.

Figura 29. Trasmisor de presión.84

83


107

El trasmisores de presión hidrostática será conectado a la cabeza trasmisora de nivel con el protocolo de comunicación HART del terminal X12 con conexión Intrínsecamente Segura como se muestra en la figura x. No es necesario realizar la conexión del transmisor de presión de vapor debido a que esta integrado en la cabeza trasmisora de radar. Como se muestra en la figura 30.

Figura 30. Conexión HART/ Esclavos

La conexión a proceso será acoplada con brida de 2”, para lo cual se debe realizar la adecuación mecánica respectiva en el tanque, teniendo en cuenta la ubicación de los instrumentos de medición que será en la mitad del mismo. Cada medidor de presión estará provisto con un escape en la parte superior para aliviar la presión en caso de ser necesario. Este dispositivo tendrá como objeto evitar el estallido del instrumento en caso que el elemento de medición falle.

3.1.3. TEMPERATURA Para la corrección de las tablas API que realiza el Software Tank Master es necesario realizar la medición de la temperatura para lo cual se selecciona un sensor de tipo RTD de la marca Rosemount de referencia MST-330A533P11B1000, es una RTD MultiSpot de 3 puntos de medición alto, medio y bajo con thermopozo incorporado. El sensor deberá estar ubicado a 3 pies (1 metro) de la parte inferior del tanque. Con conexión a proceso de 1“. Las resistencias de los tres elementos son combinados eléctricamente, o sus lecturas promediadas para así obtener la temperatura promedio (esto lo realiza el software Tank Master). Debe soportar 250 PSI A 125 °F, el material del cuerpo será de acero inoxidable 316.

84

Figura Tomada Data Sheet Trasmisor de Presión Yokogawa, Modelo EJA 110A Página 1.

108

La conexión eléctrica será a las entradas de la cabeza de radar al terminal X12 a las entradas 8, 9 y 10 de tal manera que cada sensor tendrá una conexión individual y una conexión final común en la entrada 14 y retorno de corriente por la entrada 15 (ver figura 31).

Sensor Conexión

1 x12:T8

2 x12:T9

3 x12:T10

4 x12:T11

5 x12:T12

6 x12:T13

Final Común x12:T14

Retorno Corriente x12:T15

Tabla 20. Conexiones al terminal X11.

85

Figura 31. Conexión a la Cabeza Radar del Trasmisor de Temperatura.

3.1.4. COMUNICACIÓN EN CAMPO

Las señales de Temperatura, presión y nivel en cada tanque son trasmitidas por el protocolo TRL/2 a través de la cabeza trasmisora del radar hacia la Unidad de Comunicación de campo FCU, la cual se selecciono por compatibilidad del bus de campo de la marca Emerson, con la referencia FCU 2160-601G3G5F1F1F1F1SR00S que actúa como maestro en el bus de campo TRL/2 y como esclavo en el bus de grupo Modbus 485. Se tiene 6 conexiones para comunicación X1 a X6 las cuales se pueden configurar como conexiones de bus de Grupo y Bus de Campo, en nuestro caso se configuran 2 Buses de grupo (X5 y X6), que se comunican con el Tankmaster por RS 232 y el DCS por Modbus 485. Se configuran 4 buses de campo donde se pueden manejar 8 RTG por cada bus de campo, por lo tanto se utilizan 2 buses

85

Tabla Tomada del Brochure del Sistema TankRadar Rex, Página 118.

109

de campo en donde se reciben las señales de 8 RTG en el primer bus y 6 en el segundo para un manejo total de los datos de 14 tanques de almacenamiento. La unidad de comunicación de campo es redundante, por lo tanto se utilizan dos FCU con características de redundancia con la misma referencia, la conexión de la FCU se realiza en paralelo como se muestra en la figura 32, una de ellas es configurada como principal y la otra es configurada como redundante la cual escucha toda la trasmisión del bus de campo y automáticamente se activa en la comunicación sin ninguna acción del operador en caso de que la FCU principal falle. Esta Unidad no puede ser instalada en áreas explosivas y la distancia máxima de instalación es de 4 Km.

Figura 32. Diagrama de comunicación de FCU redundante.

La FCU envía las variables al nivel de Proceso donde tiene comunicación con el PLC encargado de activar las válvulas por medio del protocolo Modbus RS 485, de manera adicional envía las variables medidas al sistema Tankmaster HMI para la supervisión y el control por parte del operario por el puerto RS 232, el sistema de OPC, SCADA y Control se encuentra comunicados con el protocolo Ethernet teniendo acceso a los datos de proceso para su supervisión, datos de control, y alarmas del sistema completo de medición. La figura 33, muestra la arquitectura de control pospuesta para la construcción del sistema de medición de variables de proceso.

110

Figura 33. Arquitectura de control de Sistema de Medición de variables de proceso.

3.1.5. VISUALIZACION EN CAMPO Para la visualización en campo se selecciona la unidad de display remoto de la serie RDU 40 (ver figura 34) que es compatible con el sistema de medición Tank Radar, está conectada directamente a la salida X12 de la cabeza trasmisora de radar en los terminales 5 6 y 7, se pueden visualizar en campo datos de temperatura promedio, nivel, señales adicionales y Volumen, presión de vapor, densidad observada y los datos de la conexión Hart.

Figura 34. Conexión RDU a FCU.

ModBus RS 485

TRL2 / Bus de Campo de 8 RTG

NIVEL DE PROCESO

NIVEL DE I/O

NIVEL DE CONTROL

Operardor

TANK MASTER HMI

OPC - HMI SCADA

Sistema de

Medicion GLP

FCU

RS 232 ModBus RS 232

TRL2 / Bus de Campo de 6 RTG

HART 4/20 mAHART 4/20 mA HART 4/20 mA HART 4/20 mA

Ethernet

NIVEL DE GESTIÓN

111

3.1.6. SOFTWARE PARA CONTROL DE INVENTARIO El sistema de medición será de tipo hibrido, estará conectado directamente a la FCU a través de un modem por conexión RS 232. Se tomaran la medición del nivel, la presión hidrostática, la presión de vapor, la temperatura del tanque estas variables serán entregadas al sistema Tankmaster HMI (ver figura 35) donde se realizaran los cálculos de inventario de volumen bruto y neto, los datos de medición de densidad del producto para el cálculo de la masa, y el cálculo de la gravedad especifica se calculan a partir de la medición de la presión hidrostática todos los cálculos teniendo en cuenta las tablas de corrección basado en API e ISO, el sistema tiene la posibilidad de comunicarse con el DCS o sistema de control por Ethernet, de manera adicional tiene comunicación con el sistema de alarmas por el mismo protocolo de comunicaciones. El Software del sistema será capaz de calcular

Volumen total observado (TOV) mediante la tabla de calibración del tanque (100 puntos de calibración).

Densidad observada (si hay un sensor de presión conectado) Nivel (corregido según la expansión térmica de las paredes del tanque) Temperatura

Para la medición por cada tanque de almacenamiento se deben utilizar dos sensores de presión, una RTD y un sensor de nivel especializado para la medición de GLP de tipo Radar, así mismo: Switches de Nivel de alarma de presión, y nivel por, alto alto, y bajo- bajo.

Figura 35. Visualización de datos en Tankmaster

112

3.2. SISTEMA DE ALARMAS El sistema de medición cuenta con un sistema de alarmas de nivel y de presión por alto – alto, y bajo – bajo, las cuales están conectada a través de barreras Intrínsecamente Seguras al sistema Scada y al PLC de seguridad para generar la señal visual al operario y actuar de manera inmediata sobre las válvulas de seguridad en el caso de que ocurra un incidente la alarma de nivel de la marca SOR de referencia 1710CG4DCA1H1CLEE estará ubicada como se muestra en la figura 36. Para este caso se selecciono la válvula de alivio de marca Kunkle de referencia: 910GDHB01DQE0300 esta válvula se selecciona en caso de que se quiera remplazar la válvula disponible en el tanque. Por otro lado la instalación del Switch de Presión se puede verificar en la figura 36.

Figura 36. Ubicación de los instrumentos de alarma de Nivel.

En la arquitectura de control del sistema de alarmas podemos observar que se encuentran comunicados al sistema HMI SCADA a través de PLC con redundancia con entradas digitales para las señales de alarma y salida Ethernet

113

para la comunicación con el supervisor. Las acciones son programadas en el PLC (ver figura 37).

Figura 37. Arquitectura de control de sistema de alarmas.

3.3. SISTEMA FIRE & GAS Para asegurar nivel de Seguridad SIL 3 en los tanques de almacenamiento de GLP, se utiliza el sistema Instrumentado de Seguridad SIS Prosafe RS, este sistema es de tipo modular por lo tanto se puede ampliar o integrar con otros instrumentos de medición en el momento que se requiera, al sistema se conectan 4 instrumentos para detección de fuga y dos instrumentos de detección de llama a cada lado del tanque por cada tanque. La comunicación entre los instrumentos de detección y el PLC de seguridad es digital Modbus RTU RS485, y se tiene la posibilidad de comunicarse con el sistema de Supervisión y control y con el DCS que controla las válvulas para actuar de manera inmediata en caso de la detección de Fugas de producto o detección de llama utilizando conexión RS 485 con protocolo Modbus (ver figura 38).

NIVEL DE PROCESO

NIVEL DE I/O

NIVEL DE CONTROL

Operardor

Ethernet

OPC - HMI SCADA

Digital Signal

Type 1710 Horizontal ElectricType 1710 Horizontal ElectricSor Vacum Switch Sor Vacum Switch

PLC

Redundancia

Redundancia

PLC

PLC PLC

NIVEL DE GESTIÓN

HMI ALARMAS

114

Figura 38. Arquitectura de control de sistema Fire& Gas.

3.3.1. SENSOR PARA DETECCION DE FLAMA. El sensor de flama seleccionado de referencia FW2-IR3S-AD, de la firma Emerson Net Safety Monitoring inc. Tiene una distancia de detección de 140 pies Máximo para metano y debe ser instalado a cada lado del tanque como se muestra en la Figura 39.

Figura 39. Instalación Sistema de detección de flama.

NIVEL DE PROCESO

NIVEL DE I/O

NIVEL DE CONTROL

Operardor

OPC - HMI SCADA

RS 232

CPU Redundant Module

ST Series Toxic Gas DetectorST Series Toxic Gas DetectorFlameWatch II FlameWatch II

ModBus RS 485Brige

Ethernet

ModBus RS 232

Digital Signal Digital Signal

HMI ALARMAS

NIVEL DE GESTIÓN

115

3.3.2. SENSOR PARA DETECCION DE FUGA. El sensor para la detección de fuga de referencia ST1700-100de la marca netsafety se comunica con el controlador con el protocolo Modbus RTU con RS 485 debe ser instalado a una altura baja ya que el Metano es más pesado que el aire y su mayor concentración será a una corta altura del suelo como se muestra en la figura 40.

Figura 40. Instalación Sistema de detección de fugas de PROPANO (Mayor componente en la mezcla de GLP)

3.4. DESCRIPCION DEL SISTEMA COMPLETO El sistema de medición de GLP calcula el volumen a partir de los instrumentos de medición de Presión, nivel y temperatura, los instrumentos de temperatura y presión se conectan a la cabeza transmisora del sensor de nivel el cual cuenta con una cabeza transmisora que transmite las señales hacia la unidad de comunicación de campo con el protocolo Modbus RTU, de igual manera se transmiten los datos hacia el visualizador de campo, la unidad de comunicación esta interconectada con el sistema de supervisión y con el DCS, las señales del PLC de seguridad que lleva las señales de alarmas contra incendios también comparte las señales con el sistema Scada el cual esta interconectado con el DCS para el accionamiento de las válvulas de emergencia. De esta manera se especifica la arquitectura de control vista en la figura 41.

116

Figura 41. Arquitectura de control de sistema de medición de GLP.

3.5. LISTA DE INSTRUMENTOS A INSTALAR

Ítem Cantida

d Tipo de Instrumento

Tipo de señal de salida/

protocolo de comunicación

Referencia

Sistema de Medición

1 14 Medidor de Nivel tipo Radar Modbus

RTG 3960 TH-ABRSO2RO1CE13RS

2 14 Medición de presión Hidrostática Hart EJA110AELS4A20DJ

3 14 Sensor de Temperatura MultiSpot 6 Puntos RTD MST-330A533P11B1000

4 14 Pozo de Temperatura N/A SSTW 3000-A 3-1

5 14 Visualizador de Campo Modbus RDU 40

6 2 Unidad de comunicación de Campo Modbus

FCU 2160- 60 1 G1 G1 F1 F1 F1 F1 S R 0 S

7 1 Software de Ingeniería sistema de Medición

RS 232 o Ethernet TM 20 S N C B 0 0 00

8 2 Controlador para señal con redundancia

Modbus& Ethernet Micrologix 1200

Para el sistema Fire& Gas se deben definir y complementar lo siguiente.

ModBus

Operardor

Ethernet

TANK MASTER HMIOPC - HMI SCADA

Sistema de Medicion GLP

FCU

Ethernet

RS 232

ModBus

Digital Signal

Redundancia

PLC

Sistemas deSwich - Alarma para

Presión y Nivel

RS 232

RedundanciaCPU Redundant Module

Ethernet

Digital Signal

ModBus RTU/RS485

117

11 14 X 2 Controlador de Alarmas con redundancia

RS 232 o Ethernet Prosafe PLC

12 1 Software de Ingeniería sistema de Alarmas

RS 232 o Ethernet Prosafe RS

13 14 x 2 Detector de Llama

MODBUS 485 FW2-IR3S-AD

14 14 x 4 detector de Fuga

MODBUS 485 ST1700-100

15 14 X 2 Válvulas de relevo DIGITAL 910GDHB01DQE0300

16 14 x2 Switch de Nivel para alarmas. DIGITAL 1710CG4DCA1H1CLEE

17 14 x2 Switch de Presión para alarmas. DIGITAL 9L - K45 - N4 - F1A

Tabla 21. Lista de Instrumentos para Construcción del Sistema de Medición.

3.6. PLANOS DE CONSTRUCCIÓN Y P&ID DE LA FACILIDAD.

En la Tabla 22, 23, 24,25, se describen los símbolos utilizados en el diseño de los planos de construcción y P&ID del sistema de medición de GLP.

Tabla 22. Representación de las líneas implementadas en el Plano P&ID 07.

Linea de Conexión Descripción

Linea de Comunicación RS 232

Linea de Comunicación

MODBUS RS 485

Linea de Comunicación

ETHERNET

Linea de Comunicación HART

Linea de Comunicación On/Off

Linea de Conexión a Proceso

118

Tabla 23. Simbología Utilizada en el Plano P&ID 07.

Simbolo P&ID Función Del Equipo

Detector de Flama

Detector de Fuga

Swicth De Nivel Bajo

Swicth De Nivel Alto

Swicth De Presión Por Bajo

Swicth De Presión Por Alto

Valvula Autoregulada de

Alivio

MS

OS

LSH

PSL

PSH

PSV

LSL

119



Transmisor de Temperatura

Transmisor de Nivel con

Unidad Incorparada de

Scaneo de Variables

Transmisor de Presión por

Bajo

Transmisor de Presión por

Alto

Unidad Indicadora

FCU - Unidad concentradora

de Datos

TT

LT

PTL

PTH

UI

YUC

UJT

120



PLC dedicado a Alarmas

PLC ProfaseRS

PLC de Gestión y Control

Computador Para Gestión

del Sistema Fire And Gas

Computador Para Gestión

del Sistema de Medición

Computador para Sistema

De Supervisión de Proceso

Computador para Sistema

De Supervisión General

Concentrador de Señal

Modbus RS2485 a RS232

Concentrador de Señal

Ethernet (Switch)

YCA

YCO

YC

CC-O

3P

1P

CC-M

CC

CC-P

121

CAPITULO 4 - CONCLUSIONES

122

4. CONCLUSIONES

No existe un documento específico para el diseño de sistemas de medición

de Gas Licuado de Petróleo, pero se pueden construir basado en las

normas y manuales que ya están propuestos por la API.

Los documentos que se describen en este estado del arte no son escritos

de manera metodológica, por lo tanto es innovador el modelo que se

planea diseñar para la medición estática de GLP en tanques de

almacenamiento.

Con el uso de la simulación se pueden evaluar los procesos y simular el

sistema de control para verificar y tomar mejores decisiones en el momento

de construir sistemas de medición para los tanques de almacenamiento, es

importante tener en cuenta que al reducir el tiempo de investigación y

selección de documentos y normas que restrinjan el proyecto podemos

aprovechar este tiempo para una mejor evaluación de los costos del

proyecto lo cual también se puede realiza con el software HYSYS®.

Aplicando las buenas prácticas de Ingeniería: conceptual, Básica y Detalle

se obtiene un orden que reduce los tiempos invertidos en el inicio del

proyecto, y se obtienen mejores resultados en cuanto a documentación lo

cual es muy estricto en la Industria del Petróleo.

123

Bibliografía

API - American Petroleum Institue. (1993). API MPMs 3.7 Practica Estandar para la medición de

temperatura en hidroacarburos líquidos. USA: API.

API - American Petroleum Institue. (1996). API MPMs Capitulo 3.3 Medición de Nivel por medio de

Sistemas Automáticos ATG. USA: API.

API - American Petroleum Institute. (1995). API 2510 Diseño y Construccion de Instalaciones de

GLP. Estados Unidos: API.

API American Petroleum Institute. (1993). API 551 - Proceso de Instrumentación y Medición. USA:

API.

API American Petroleum Institute. (1997). API MPMs - Medición de Gas licuado de Petróleo. USA:

API.

124

FORMATOS PARA SELECCIÓN DE

INSTRUMENTOS

125

FORMATO DE SELECCIÓN DE INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DE

TEMPERATURA

Fecha

13/08/2012

1 TAG del Tanque T3507

2 Tipo de Tanque Cilíndricos Presurizados

3 Capacidad del tanque (BLS) 1352.309

4 Aplicación del sistema Control de Inventarios

5 Composición Molecular de Producto GLP %

Propano 58,257

Butano 22,953

Etano 7,458

Otros 0,072

6 Dimensiones del tanque

Largo Total 24 m

Diámetro 3,38 m

Peso 43600 Kg

7 Presión Diseño: Max Min Operación: Max Min

2,23 1,72 Mpa

8 Temperatura Diseño: Max Min Operación: Max Min

65,6 C 40 10

9 Peso especifico a 15 C 0,528-0,536 kgs/litro

10 Presión de Vapor 0,4 – 1,1 Wa

11 TAG del Instrumento TT 3507

14 Condiciones de Operación durante la Instalación de los Instrumentos

Funcionamiento:

Fuera de Servicio X

15 Condiciones de Operación durante la Calibración de los Instrumentos

Funcionamiento: X

Fuera de Servicio

16 Tipo de Medición Puntual Multipunto X

17 Técnica de Medición de Temperatura Promedio X Puntual RTD Long. Var

18 Dimensiones Termopozo Longitud: 3 m

Diámetro: 1 Pulgada

19 Descripción de Conexión a Proceso Conexión Tipo Brida 1”

20 Material y Grado de Protección IP SS 316 IP 67

21 Sistema de Fijación al fondo del tanque Por Anclaje

126

FORMATO DE SELECCIÓN DE

INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN NIVEL POR RADAR

Fecha

13/08/2012


2 Tipo de Tanque Cilíndrico Presurizado




Propano 58,257

Butano 22,953

Etano 7,458

Otros 0,072

6 Dimensiones del tanque

Largo total 24 m

Diámetro 3,38 m

Peso Vacío 43600 Kg

7 Presión Diseño: Max Min Operación: Max Min

2,23 1,72Mpa


65,6 C 40 -10

9 Peso especifico a 15 C 0,528-0,536 kgs/litro


11 TAG del Instrumento TL 3507

12 Nivel Máximo de Llenado 3,21

13 Nivel Mínimo de Llenado 0,338


Funcionamiento:

Fuera de Servicio X


Funcionamiento: X

Fuera de Servicio

16 Principio de Operación del sensor FMCW X PULSOS

17 Tipo de Antena

18 Dimensiones tubo tranquilizador LONGITUD:3,21 m

DIAMETRO1 pulgada

19 Protocolo de comunicación Modbus

20 Descripción de Conexión a Proceso Conexión flange de 6” con tubo de aquietamiento. Contiene válvula de seguridad y transmisor.

21 Material y Grado de Protección IP SS 316 IP 67

22 Alimentación Eléctrica en los Equipos Disponible alimentación para otro equipos

23 Clasificación de Área Explosiva Class I, Division 1, Groups B, C and D

127

FORMATO DE SELECCIÓN DE INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DE

PRESION

Fecha

13/08/2012


2 Tipo de Tanque Cilíndrico Presurizado




Propano 58,257

Butano 22,953

Etano 7,458

Otros 0,072

6 Dimensiones

Largo Total 24 m

Diámetro 3,38 m

Peso 43600 Kg

Diseño: Max Min Operación: Max Min

2,23 1,72 Mpa


65,6 C 40 -10

9 Peso Especifico a15 C 0,528-0,536 kgs/litro


11 TAG del Instrumento PTL 3507 y PTH 3507


Funcionamiento:

Fuera de servicio: X


Funcionamiento:

Fuera de Servicio: X

14 Principio de Operación del sensor Medición Hidrostática

15 Protocolo de comunicación HART / 4- 20 mA

16 Descripción de Conexión a Proceso Acoplado para flange de 2 pulgadas

17 Material y Grado de Protección IP IP 67 Nema 4X

18 Alimentación Eléctrica en los Equipos 10.5 a 30 V DC

19 Clasificación de Área Explosiva del equipo: Class I, Division 1, Groups B, C and D

128

PLANOS DEL SISTEMA DE MEDICIÓN

METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE UN SISTEMA DE MEDICION ESTÁTICOEN TANQUES DE GAS...

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