Proyecto Refi (1)

Ingeniería Petrolera Almacenamiento de hidrocarburos líquidos

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Universidad Mayor de San Andrés II/2013

Facultad de Ingeniería

Ingeniería Petrolera

Refinación del petroleo

Pet-212

Almacenamiento de

hidrocarburos líquidos

Integrantes:

Alvarez Barco Pamela Meliza

Apaza Sarmiento Jose Miguel

Maydana Mendoza Carlos Alfredo

Perez Cardenas Fabiola Lizeth

Docente: Ing. Ramiro Flores.

La Paz-Bolivia


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RESUMEN EJECUTIVO

1. INTRODUCCION.-

El presente proyecto ha sido elaborado en base a los resultados de análisis y observaciones realizadas en las plantas de procesamiento en gas en vuelta Grande, refinería Guillermo Elder Bell la ciudad de Santa Cruz, refinería Gualberto Villarroel en la ciudad de Cochabamba y la planta de almacenaje en Senkata en la ciudad de El Alto

Como consecuencia del recorrido por estas refinerías y plantas de almacenaje se ven que las mismas están en procesos de modernización. Hasta el año de 1995 contaban con una tecnología intermedia de control, es decir entre el rango de sistemas convencionales y equipos e instrumentos de última generación tecnológica y en el caso particular de la planta de Senkata con un sistema de control hibrido

2. JUSTIFICACION DE LA PROPUESTA.-

Siguiendo de la modernización de las plantas de almacenaje y refinerías en Bolivia se vio por conveniente realizar el estado de adecuación e instalación de instrumentos de última generación en la planta de Senkata como un proyecto piloto. También el presente proyecto está orientado a proporcionar información técnica en el campo de la instrumentación y control y de esta manera incentivar la investigación en este campo, ya que existe un marcado déficit de técnicos e ingenieros en este rubro.

El presente proyecto tiene también el proyecto de evitar las operaciones rutinarias y en contacto directos de los operadores con los productos arribados a la planta; aumentando así su eficiencia y evitar accidentes. El proyecto está dividido en 10 capítulos de los cuales los primeros 7 hacen un estudio técnico y evolutivo de los sistemas de medición utilizados en la industria petrolera y los últimos tres hacen referencia a la parte práctica y análisis económico en la planta de Senkata.

3. CARACTERISTICAS DE LOS SISTEMAS PROPUESTOS.-

los sistemas sometidos a estudio tienen diferentes características tecnológicas como ser: El Sistema Radar utiliza transductores piezoeléctricos que generan ultrasonidos para hacer las mediciones de nivel, en cambio el sistema neumohidrostatico utiliza presiones diferenciales de cabeza para efectuar las mediciones de presión , nivel, temperatura y densidad.

Con la instalación del sistema se puede triplicar el movimiento de volúmenes de productos que actualmente recibe la planta y que está en el orden de los 26.000 barriles/día.

Este incremento del movimiento en volúmenes de productos se daría siempre que exista un incremento en los volúmenes de producción de las dos refinerías principales con las que cuenta Bolivia y por ende de los campos productores de petróleo.

De los potenciales de sistemas estudiados y analizados en el proyecto y como resultado de esto se ve por conveniente instalar el Sistema Neumohidrostatico por ser

246.787 Sus y además; que el rango de error en la medición entre los dos sistemas es insignificante y la precisión de ambos sistemas es del orden de +/-m.m(0.04)


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EXECUTIVE SUMMARY

1. INTRODUCTION.-

This project has been developed based on the results of analysis and observations in the gas

processing plants in return Grande, Guillermo Elder Bell refinery town of Santa Cruz refinery

Gualberto Villarroel in Cochabamba and storage plant in Senkata in the city of El Alto

Following the tour of these refineries and storage plants are that they are in the process of

modernization. Until the year 1995 had an intermediate control technology, ie within the range of

conventional systems and equipment and the latest technological tools and in the case of plant

Senkata a hybrid monitoring system

2 . RATIONALE FOR THE PROPOSAL.-

Following the modernization of refineries and storage plants in Bolivia was convenient to

perform by the state of adaptation and installation art instruments in the plant as a pilot project

Senkata

This project is also aimed at providing technical information in the field of instrumentation and

control and thus encourage research in this field, as there is a marked shortage of technicians

and engineers in the field.

This project also has the draft routine and avoids direct contact with the products traders who

arrived to the plant operations, and increasing efficiency and avoid accidents.

The project is divided into 10 chapters of which the first 7 make technical and evolutionary study

of measurement systems used in the oil industry and the last three refer to the practical part and

economic analysis in plant Senkata

3. FEATURES OF THE PROPOSED SYSTEM.-

the systems under study have different technological characteristics such as: Radar System

uses piezoelectric transducers for generating ultrasonic level measurements , however the

system uses differential pressures neumohidrostatico head for measurement of pressure, level ,

temperature and density .

With the installation of the system can move triple the volume of products currently receives the

plant and is in the order of 26,000 barrels / day

This increased movement in product volumes would occur whenever there is an increase in

production volumes of the two major refineries that comprise Bolivia and thus of producing oil

fields

Potential of systems studied and analyzed in the project and as a result is convenient for

installing the system being Neumohidrostatico.


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His 246 787 and in addition , the range of measurement error between the two systems is

negligible and the accuracy of both is in the order of + / - mm ( 0.04 )


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CONTENIDO

PRÓLOGO

CAPITULO 1 ASPECTOS GENERALES PÁG 1

1.1. INTRODUCCIÓN

1.2. CONCEPTOS GENERALES

1.3. NORMAS APLICADAS

1.4. OBJETIVOS

1.4.1. OBJETIVO GENERAL

1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

CAPÍTULO 2 CARACTERISTICAS DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO PÁG 5

2.1. CLASIFICACIÓN EN FUNCIÓN DE LA PRESIÓN

2.2. TANQUES CON TECHO FIJO

2.3. TANQUES CON TECHO FLOTANTE

2.4. ACCESORIOS

2.5. PERDIDAS POR EVAPORACIÓN

2.6. DESCRIPCION DE LA PLANTA DE SENKATA

CAPITULO 3 SISTEMAS DE MEDICION PARA TANQUES PÁG 19

3.1. SISTEMA CONVENCIONAL DE MEDICION

3.2. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMA

3.3. SISTEMA DE MEDICION POR RADAR

3.4. CARACTERISTICAS PRINCIPALES DEL SISTEMA RADAR

3.5. EL SISTEMA RADAR EN LA PLANTA DE SENKATA

3.6. EL SISTEMA RADAR EN LA PLANTA DE SENKATA

3.7. CALIBRACION Y MANTENIMIENTO

3.8. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMA RADAR

3.9. SISTEMA DE MEDICION NEUMOHIDROSTATICO

3.10. OPERACIÓN DEL SISTEMA NEUMOHIDROSTATICO

3.11. EL SISTEMA NEUMOHIDROSTATICO EN LA PLANTA DE SENKATA

3.12. CALIBRACION Y MANTENIMIENTO

3.13. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMA NEUMOHIDROSTATICO

3.14. COMPARACION DE LOS TRES SISTEMAS

3.15. SOFTWARE DE LOS SISTEMAS

CAPITULO 4 ANALISIS ECONOMICO DEL PROYECTO PÁG 49

4.1. INTRODUCCION

4.2. ESTRUCTURA DE ACTIVOS Y COSTOS DEL SISTEMA CONVENCIONAL

4.3. INVERSION Y FINANCIAMIENTO DEL PROYECTO CON EL SISTEMA RADAR


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4.4. INVERSION EN PLANTA CON SISTEMA NEUMOHIDROSTATICO

4.5. CONCLUCIONES

4.6. RECOMENDACIONES

4.7. BIBLIOGRAFIA


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Almacenamiento de hidrocarburos líquidos

CAPÍTULO 1

ASPECTOS GENERALES

1.1. INTRODUCCIÓN

Una gran parte de las sustancias utilizadas en la industria para la obtención de productos que

permitan el desarrollo de las actividades humanas, se encuentran en estado líquido.

El principal problema que se plantea con respecto a los líquidos es el almacenamiento como

paso previo o posterior a un proceso de producción.

Normalmente el almacenamiento de estos líquidos se realiza en los denominados tanques de

almacenamiento, de ahí la importancia de una guía que nos de una visión general de estos

recipientes de almacenamiento.

El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de

hidrocarburos ya que:

Actúa como un pulmón entre producción y transporte para absorber las variaciones de

consumo.

Permite la sedimentación de agua y barros del crudo antes de despacharlo por

oleoducto o a destilación.

Brindan flexibilidad operativa a las refinerías.

Actúan como punto de referencia en la medición de despachos de producto, y son los

únicos aprobados actualmente por aduana.

1.2. CONCEPTOS GENERALES

Corrosión:Desgaste no deseado, originado por la reacción química entre el fluido contenido

y/o procesado y el material de construcción del equipo en contacto con el mismo.

Cubeto: Recipiente abierto que contiene en su interior algunos elementos de almacenamiento

y cuya misión es retener los productos contenidos en estos elementos en caso de rotura de los

mismos o de funcionamiento incorrecto del sistema de trasiego o manejo.

Depósito: Recipiente diseñado para soportar una presión interna manométrica superior a 98

kPa (un kilogramo/centímetro cuadrado).

Depósitos de doble pared: Depósito construido con dos paredes y fondos dobles, separados

uno de otro por un material intermedio el cual crea un espacio con intersticios que permite la

detección de fugas.

Estándar: Sugerencias para la fabricación y diseño, originadas por la experiencia.

Norma:Conjunto de reglas para el dimensionamiento y cálculo de accesorios.


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Presión atmosférica: Es la producida por el peso del aire y su valor depende de la altura del

sitio indicado sobre el nivel del mar.

Presión de diseño: Es la presión manométrica considerada para efectuar los cálculos.

Presión de operación:Presión manométrica a la cual estará sometido el tanque en

condiciones normales de trabajo.

Tanque: Recipiente diseñado para soportar una presión interna manométrica no superior a 98

kPa (un kilogramo/centímetro cuadrado).

Tanque atmosférico: Recipiente diseñado para soportar una presión interna manométrica de

hasta 15 kPa (0’15 kilogramo/centímetro cuadrado). No se utilizarán para almacenamiento de

líquidos a su temperatura de ebullición o superior.

Tanque a baja presión: Recipiente diseñado para soportar una presión interna manométrica

superior a 15 kPa (0’15 kilogramos/centímetro cuadrado) y no superior a 98 kPa (1

kilogramo/centímetro cuadrado).

Tanque de techo flotante: Recipiente con o sin techo fijo que lleva una doble pared horizontal

flotante o una cubierta metálica soportada por flotadores metálicos estancos (que pueden

mantenerse a flote aún con la mitad de los flotadores perforados).

Venteo: Es el sistema diseñado para prevenir los efectos de las alteraciones bruscas de la

presión interna de un tanque de almacenamiento como consecuencia de las operaciones de

trasvase o de las variaciones de temperatura ambiente.

1.3. NORMAS APLICADAS

En los Estados Unidos de Norteamérica y en muchos otros países del mundo, incluyendo el nuestro, el diseño y cálculo de tanques de almacenamiento, se basa en la publicación que realiza el "Instituto Americano del Petróleo", al que esta institución designa como "STANDAR A.P.I. 650", para tanques de almacenamiento a presión atmosférica y "STANDAR A.P.I. 620", para tanques de almacenamiento sometidos a presiones internas cercanas a 1 Kg / cm2 (14lb / pulg2 ). El estándar A.P.I. 650 sólo cubre aquellos tanques en los cuales se almacenan fluídos líquidos y están construidos de acero con el fondo uniformemente soportado por una cama de arena, grava, concreto, asfalto, etc, diseñados para soportar una presión de operación atmosférica o presiones internas que no excedan el peso del techo por unidad de área y una temperatura de operación no mayor de 93 °C (200 °F), y que no se usen para servicios de refrigeración. Este estándar cubre el diseño y cálculo de los elementos las constitutivos del tanque. En lista de los materiales de fabricación, se sugieren secuencias en la erección del tanque, recomendación de procedimientos de soldaduras, pruebas e inspecciones, así como lineamientos para su operación. A continuación, mostramos la tabla 1.1 con los diferentes requerimientos de diversos estándares para la fabricación de tanques de almacenamiento.


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TABLA 1.1 REQUERIMIENTOS DE DIVERSOS ESTÁNDARES PARA TANQUES DE FONDO

PLANO.

NS = Sin Especificación CA = Corrosión Permisible RT = Temperatura Ambiente

a) La temperatura puede ser elevada hasta 260o C cuando se cumplen ciertas especificaciones del material y requerimientos de diseño adicionales. b) Este espesor aplica para tanques con diámetros menores a 6.096 m. c) Este espesor aplica para tanques con diámetros entre 6.096 m. y 36.57 m. d) El espesor mínimo de cualquier placa es 4.76 mm. + corrrosión. e) Para espesores mayores de 50.8 mm.se deben cumplir algunos requerimientos especiales f) Para techos cónicos, el espesor de placa puede ser calibre No. 7.

1.4. OBJETIVOS

1.4.1. OBJETIVO GENERAL

Encontrar un adecuado procedimiento de medición en tanques de almacenamiento. Pues en este proyecto se permitirá desarrollar las nuevas técnicas de medición conocidas a nivel internacional, esto para mejorar las condiciones de operación en los tanques de almacenamiento, en las plantas de hidrocarburos en Bolivia.

1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Conocer las diferentes técnicas utilizadas en Bolivia para realizar las mediciones y

control de tanques de almacenamiento.


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Comparar las nuevas técnicas de mediciones, con las técnicas tradicionales de

mediciones para tanques de almacenamiento, para evaluar el costo beneficio en la

incertidumbre de la tecnología, que implica la implementación de nuevas técnicas.

conocer la capacidad de los nuevos métodos de medición, para evitar pérdidas de

combustible en las plantas de hidrocarburos.

Optimizar los costos-beneficio que resultaría de implementar los nuevos sistemas de

medición.

Proporcionar un sistema con una mejor eficiencia para la calibración y mantenimiento

de tanques de almacenamiento de hidrocarburos líquidos.


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CAPÍTULO 2

CARACTERISTICAS DE LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO

Una de las características principales de la industria petrolera en el mundo como también en

Bolivia es la de operar con cantidades elevadas de productos líquidos, por tal razón se ve

obligada a disponer de capacidades de almacenamiento que satisfagan las capacidades de

producción de las refinerías y las plantas de almacenaje para así cubrir la demanda del

mercado consumidor de derivados del petróleo especialmente el de gasolinas, diesel oíl y otros

que tienen gran demanda en nuestra industria.

Para desarrollar este capítulo tomaremos como referencia la norma Francesa sobre la

construcción y diseño de tanques de almacenamiento que se adecua a un análisis más simple

sobre el diseño y la construcción de tanques de almacenaje y además es compatible con las

Normas API. 650 y 620 que están vigentes en Bolivia.

Según su función podemos clasificar los tanques de almacenamiento en tres tipos: los que se

destinan al almacenamiento de petróleo crudo, los que sirven para mezclar y almacenar los

productos terminados y por último, los tanques de productos intermedios, que se utilizan entre

dos etapas de fabricación.

Un análisis serio del programa de producción y demanda de productos terminados nos permite

utilizar el almacenamiento de una forma racional, reduciendo los tiempos muertos de utilización

de los tanques.

En los últimos años los controladores electrónicos han aportado soluciones económicas

afortunadas en el manejo correcto de un parque de almacenamiento.

Por último la utilización de los tanques presenta también numerosos problemas, tales como la

reducción de las perdidas por evaporación en los tanques de productos volátiles y la

calefacción de los que contienen productos pesados, con objeto de mantenerlos en estado

fluido, este último aspecto en nuestro país no se presenta porque los hidrocarburos producidos

en Bolivia son livianos.

2.1. CLASIFICACIÓN EN FUNCIÓN DE LA PRESIÓN.- Se ha convenido en clasificar los

productos del petróleo en clases diferentes, según su volatilidad. A cada clase corresponde dos

tipos de tanques particulares, que se diferencian esencialmente, por su presión de trabajo.

Todo tanque se encuentra sometido, por un lado, a la presión hidrostática debida a la altura del

líquido que contiene, y por otro, a la presión de la fase gaseosa que hay encima del líquido. Los

tanques se clasifican en función de los límites del intervalo en el que puede variar esta presión

de la fase gaseosa, sin que haya riesgos de deterioración del mismo. La presión se mantiene

entre dichos límites por medio de válvulas taradas convenientemente.

En el cuadro 2.1 se da:

- La definición de las cuatro clases de hidrocarburos.

- La indicación de los tanques correspondientes, sus presiones de calibración (presiones

relativas) y su denominación.


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La Oficina de Normalización del Petróleo (Bureau de Normalización du Pétrole)de Francia ha

establecido las normas relativas a la mayor parte de estos tipos de tanques.

Las indicaciones numéricas de los tanques que damos a continuación corresponden a dichas

normas.

Cuadro 2.1

CLASIFICACION DE LOS PRODUCTOS ALMACENADOS

TIPO DE TANQUES CORRESPONDIENTES

Nro de clasific.

Tensión de vapor a la temperatura de

Ejemplos de productos

1 Propano Tanques cilíndricos con fondos semiesféricos

(zepelines)

2

Butano Esferas, cilindros.

3 Petróleo crudo,

gasolina, etc.

a. Tanques con fase gaseosa nula o reducida.

Tanques con techo flotante.

b. Tanques "media presión". Tanques con

techo fijo. (G2)

4 Kerosene, Gas Oíl,

Aceites, Fuel Oíl, Asfaltos,

etc...

Tanques "baja presión"tanques con

techo fijo. (G1)

2.2. TANQUES CON TECHO FIJO.- Su construcción no difiere más que en pequeños

detalles, por lo que presentaremos sus características en común. Estos tanques cilíndricos han

sido normalizados.

a) DIMENSIONES Y CONTRUCCION.-El tanque está constituido por un fondo plano y un

cuerpo cilíndrico y un techo fijo. Se fabrica a base de virolas de chapas soldadas de 1.80 m o

2.40 m de altura y n de longitud, con lo que resulta que el diámetro del tanque es un número

entero. La elección del número de chapas por virola y del número de virolas por tanque, nos

permite obtener una gama completa de capacidades que satisface las exigencias del usuario.

Tabla 2.1.

Diámetro D (m) 4.5 6 8 12 16 20 24 30 36 42

Dimensiones Chapas (mm)

1,80 x 1.5

1,80 x 2 2,40 x 3


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Tabla 2.1. Tanques G1 y G2: Escala de capacidades.

Los elementos principales utilizados en su construcción están detallados en la tabla 2.2.

Los fondos se montan con los bordes de las chapas superpuestas y solapadas; se diseñan y

montan como si tuvieran que ser planos, pero su flexibilidad les permite adoptar la forma

ligeramente cóncava de las fundaciones. El cuerpo del tanque está constituido por chapas

curvadas y soldadas a tope.

Tabla 2.2. Elementos principales para la construcción de los tanques G1 Y G2

Altura cuerpo (m)

CAPACIDADES ( D 20 m D 20 m

1,80 3,60 5,40 7,20 9,00

10,80 12,60 14,40

- - - - -

9,60 12,00

30 60 90 110 140

50 100 150 200 250 310

90 180 270 360 450 540 630

810 1.020 1.220 1.420 1.630

1.450 1.810 2.170 2.530 2.900

2.830 3.390 3.960 4.520

4.330 5.430 6.520

6.780 8.480 10.170

12.210 14.650

16.620 19.940

Superficie del fondo

( )

15.9

28.3

50.2

113.1

201

314.16

452.2

706.5

1.017,4

1.384,7

Diámetro nominal (m)

4.5

6

8

12

16

20

24

30

36

42

Forma de techo G1 cónico: pendiente 1/16 m por m G2 esférico, flecha: 1/12

G1 cónico: pendiente 1/16 m por m

Estructura Sin pies derechos Con pies derechos

Techo espesor chapa (mm)

5

Angulares de cabeza (mm)

7 x 70 x 7

80 x 80 x 8

100 x 100 x 10

120 x 120 x 12

Número de chapas

Espesor de las virolas (mm)

Altura (m) 5 5 5 5

5 5 5 5 5

5 5 5 5 5 5

5 5 5 5 5 5

6 6 6 6 6 5

6 6 6 7 8

6 6

11

6 6

13

6 6

16

7 7 19

V.1 V.2 V.3 V.4 V.5 V.6

1,80 3,60 5,40 7.20 9,00 10,80

Fondo espesor chapas (mm)

8


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No se prevé ningún angular para la base; el ensamblaje del fondo se efectúa con un doble

cordón de soldadura interior y exterior. Los techos de los tanques se construyen, para cualquier

diámetro con chapas de 1.80 m x 2 soldados a tope

Al observar el cuadro, se aprecia que las diferencias entre los tipos G1 (Grupo 1) y G2 (Grupo

2) corresponden únicamente a la forma de los techos y a la presencia, o no, de pies derechos

interiores se sostén, cuando el diámetro es inferior a 20 m.

b) ESTABILIDAD DE LOS TANQUES.-

1.- A la presión.- Un tanque se dice que es estable a la presión cuando vacío y sometido a la

presión máxima admisible, todo el fondo permanece en contacto con la fundación (No hay

elevación de la arista de la base).

En él, la relación siguiente se debe verificar:

PR +PT Afx P Dónde:

PR = representa el peso del cuerpo del tanque.

PT = el peso del techo del tanque.

Af= la superficie del fondo del tanque.

P = la presión interna del tanque.

Aplicando esta relación a los tanques normalizados G1 (Grupo 1) y G2 (Grupo 2) se llega a las

siguientes conclusiones:

- Los tanques G1 son estables a las presiones de 5g/ .

- Algunos de los tanques G2 (los más bajos) son inestables a la presión de 25

g/ ); como se demuestra en la tabla 2.3.

Tabla 2.3.

TANQUES G2 INESTABLES A LA PRESIÓN INTERNA DE 25 g/

2.- A la Depresión.- El fondo de un tanque, se dice que es estable a la depresión, si vacío y

bajo el efecto de la depresión máxima, no se levanta de la fundación (No hay levantamiento por

el centro). Para que esto no suceda es necesario que el peso por de la chapa de fondo,

sea superior o igual al valor de la depresión. Hasta una depresión de 5 g/ se puede admitir

para los recipientes G2, pero hay que decir que la chapa de 8 mm. de espesor pesa

D ( )/ h (m) 8 12 16 20 24 28 32 36 40

7,20 9,00

10,80

a verificar

810 1.450 1.810

2.830 3.390

4.070 4.880

5.540 6.650

8.690

10.990

13.570


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aproximadamente 5 g/ , por lo que hay que vigilar que la lengüeta de la válvula de

seguridad sea muy sensible y este tarada convenientemente.

c) ENSAYO DE LOS TANQUE DE TECHO FIJO.- Ningún tanque se puede poner en

servicio para almacenar hidrocarburos si no ha pasado satisfactoriamente las siguientes

pruebas:

1.- Ensayo de estanqueidad del fondo:

Esta prueba se hace sobre el suelo con la ayuda de dispositivos especiales de vacío.

Duración: 48 horas.

2.- Ensayo de conjunto con agua:

El tanque se llena con agua una altura tal que el techo se moje interiormente en una corona

1 metro de ancho. Duración: 3 días.

3.- Ensayo de conjunto a la depresión:

Altura de agua: 1 m. Con el tanque cerrado, se procede a vaciarlo progresivamente hasta

alcanzar la depresión de:

- 2 g/ para los tanques G1 (Grupo1)

- 5 g/ para los tanques G2 (Grupo 2): Duración 12 horas

4.- Ensayo del techo a la presión.

- 15 g/ para los tanques G1 (Grupo1)

- 30 g/ para los tanques G2 (Grupo 2): Duración 24 horas

5.- Ensayo a los hidrocarburos durante la explotación:

- Duración: 1 año.

d) BASES DE CÁLCULO.-

1.- Materiales

- Chapas y angulares: acero A 42 (rotura a 42 kg/ ).

- Perfiles para la armadura: acero dulce Thomas, de calidad ordinaria ADX sin

recepción.

2.- Condiciones de cálculo.- En las condiciones de explotación más favorable las tensiones

de la sección no deben exceder, después de deducir los márgenes para la corrosión interna

(4 mm por cada cara corrosible) los siguientes límites:

- 15.5 kg/ para las chapas y angulares de los bordes.

- 13.4 kg/ para los perfiles de armadura.

Estas limitaciones corresponden a un coeficiente de seguridad de 2.75.

El espesor de la chapa se ha calculado por medio de la fórmula:


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Dónde:

= es el espesor de la chapa en mm.

P = es la presión en kg/ .

R = el radio del tanque en metros.

T = la fatiga admisible del metal.

S = el coeficiente de ensamblaje por soldadura, que se toma igual a 0,85.

2.3. TANQUES CON TECHO FLOTANTE.- Estos tanques, han sido adoptados por todos los

refinadores para almacenar los productos volátiles: petróleo crudo y gasolinas, ya que dan una

solución cómoda y eficaz a las perdidas por evaporación. El techo móvil se desliza

verticalmente dentro del cuerpo, flotando directamente sobre el producto almacenado con lo

que sigue las variaciones del nivel del líquido. En estas condiciones, la fase vapor que se

desprende del líquido es prácticamente despreciable. Una junta especial asegura la unión entre

el techo y el cuerpo. El acceso al techo está constituido por, una escalera en espiral que va

soldada al cuerpo, de una plataforma y de una escalera móvil, cuya inclinación desprende de la

posición del techo. Por último, el techo va provisto de un cierto número de pies que permiten

vaciar por completo el tanque para inspeccionarlo y limpiarlo. La rigidez de la virola superior se

consigue por medio de una corona en forma angular. Las dimensiones corrientes de estos

tanques viene en la tabla 2.4.

Tabla 2.4 Tanques de techo flotante.

Diámetro (m)

Altura (m)

Capacidad utilizable

)

Peso del tanque

(kg)

Diámetro (m)

Altura (m)

Capacidad utilizable

)

Peso del tanque

(kg)

4, 572 6,096 7,620

7,620 7,620 7,620

9,144 10,668 10,668

11,170 12,692 13,716

12,954 14,630

5, 486 5, 486 5, 486

7,315 9,144 10,972

9,144 9,144 12,802

12,802 10,972 10,972

12,802 12,802

80 160 240

320 400 480

600 800 840

1 250 1 290 1 600

1 700 2 100

4 250 6 000 8 250

10 000 11 750 13 500

14 800 17 900 18 900

24 600 24 700 29 000

29 800 41 600

24,384 24,384 27,432

27,432 30,480 30,480

33,528 36,576 36,576

40,843 42,672 40,843

45, 720 42, 672

12,802 14,630 12,802

14,630 12,802 14,630

14,630 12,802 14,630

12,802 12,802 14,630

12,802 14,630

5 950 6 800 7 520

8 600 9 320 10 650

12 750 13 350 15 200

16 700 18 300 19 100

20 800 20 800

93 600 109 500 116 000

136 500 143 500 169 000

200 000 197 000 233 000

244 500 262 500 290 000

302 500 311 500


Página 17

14,630

15,954 18,288 18,288

20,421 20,421 22,250

14,630

12,802 12,802 14,630

12,802 14,630 12,802

2 400

2 520 3 320 3 800

4 180 4 800 4 970

47 500

47 500 58 700 68 000

69 500 80 700 81 500

49, 768

45,720 49,768 54,864

54,864 60,960 60,960

12,802 14,630 14,630 12,802

14,630 12,802 14,630

23 900

23 900 27 300 30 200

34 500 35 600 42 700

348 000

359 500 413 000 429 000

506 500 532 000 630 000

En cuanto al techo, su construcción puede ser de dos tipos:

- Con doble puente (figura 2.1).

- A pontón anular (figura 2.2).

Figura 2.1 Tanques de techo flotante con doble puente.

Figura 2.2 Tanques de techo flotante con pontón anular.

2.4. ACCESORIOS.- Los tanques poseen una o varias bocas de entrada y de salida de

productos, según su capacidad; la tubería de entrada, está generalmente situada en la base del


Página 18

tanque y aproximadamente, a 0,50 m del fondo, para dejar un volumen muerto donde se

puedan acumular los depósitos, o permitir almacenar el producto sobre una capa de agua. Se

evitará emplear entradas por la parte alta del cuerpo del tanque, ya que la caída del producto

en el recipiente, crea una cierta cantidad de electricidad estática, Además de estos

acoplamientos, los tanques deben llevar un número elevado de accesorios, que representan

una parte importante del costo total de la instalación debido a su diversidad y, a menudo, a la

alta calidad que requieren muchos de ello. Se distinguen según sus funciones, las siguientes

clases:

A. ACCESORIOS DE ACCESO.- Que comprenden: la escalera, barandilla, pasarelas. La

oficina de normalización del petróleo los ha estandarizado.

B. ACCESORIOS DE VISITA Y LIMPIEZA.- La visita se suele hacer por la boca de

hombre, cuya construcción está también normalizada. Estos accesorios, permiten su limpieza y

eliminar los barros, sedimentos y agua que se pueden haber acumulado en el fondo.

La operación de limpieza es delicada y necesita desgasificar cuidadosamente el tanque. Esta

operación se puede hacer, por ejemplo, adaptando en una boca del techo, un ventilador que

aspire del interior del tanque, después de haber abierto la boca del hombre de la base del

cuerpo. La manera más fácil de hacerlo es inyectando vapor de agua.

Existen unos dispositivos automáticos, que proyectan productos de limpieza sobre las paredes

y otro que proceden a la extracción automática de los barros.

C. ACCESORIOS PARA MEDIR LOS PRODUCTOS.- Para responder a las necesidades

de explotación y a las necesidades de fiscalización, se han previsto los siguientes accesorios

para:

1.- Sacar muestras.- Para recipientes sin presión o con techo flotante, se dispone de una

trampa sobre el techo, que permite introducir una botella especial para tomar las muestras. Si

los recipientes están sometidos a presión, hay que prever un dispositivo como el de la figura

2.4.

Figura 2.4 Exclusa para la toma de muestras.

2.- Medida de nivel.- Para las medidas corrientes y muy aproximadas, el reglamento impone

un nivel flotador con un cable que atraviesa el techo y que por medio de poleas va unido a un


Página 19

índice, que se desplaza delante de una regla graduada fija al cuerpo, (figura 2.5). Para las

medidas de precisión, se procede a medir la parte vacía haciendo descender una sonda unida

a una cinta graduada. La medida de la altura del líquido se hace en diferentes puntos,

tomándose la media, para tener en cuenta las deformaciones posibles del fondo. En el caso de

los tanques sometidos a presión la sonda se debe introducir de una manera análoga a la que

se utiliza para la toma de muestras. El medir un tanque por medio de una sonda se suele

utilizar para calibrar los recipientes en función de la altura de llenado, así como en la medida de

los caudales se hace un test a una unidad. Por último, las medidas de vacío permanentes

hechas con flotador se pueden retransmitir hasta la sala de control.

Figura 2.5 Indicador de nivel de flotador.

D. ACCESORIOS DE SEGURIDAD.- Son muy variados y cotosos. Su papel es el de

proteger al tanque de los diferentes riesgos que a continuación se exponen:

1.- Presiones o depresiones excesivas en la explotación normal.- Cuando se llena o vacía

un tanque no se puede evitar poner en comunicación la fase gaseosa con la atmósfera, ya que

el tanque no está calculado para resistir variaciones muy grandes de presión. Las variaciones

de temperatura puede originar, también, presiones o depresiones excesivas.

En el caso de los tanques G1 basta con prever unos simples escapes que los ponen en

contacto con la atmósfera. Para los tanques G2 y los sometidos a presión se utilizan válvulas

de alivio taradas con doble valor.


Página 20

Las válvulas empleadas, son de tipo mecánico a servo-motor. La elección de estas válvulas se

hace en función de los caudales de paso admisible y de la presión o depresión que puede

soportar el recipiente.

Cada válvula posee una curva característica: Caudal – presión análoga a la que se representa

en la figura 1.6; esta curva es función del diámetro nominal de la válvula, así como de su perfil

interno. Si Q1 y Q2 son los caudales respectivos de evacuación y de entrada, P1 y P2, las

presiones de tara, es necesario que las pérdidas de carga y en la válvula sean lo

suficientemente pequeñas para que las presiones máxima P1 y mínima P2 sean compatibles

con la resistencia del tanque.

Figuro 2.6. Curva característica caudal – presión de una válvula

2.- Protección contra las sobrepresiones accidentales.- Para circunstancias especiales,

como una explosión, un fallo de la válvula de seguridad o de una falsa maniobra en la que se

ponga en comunicación el tanque con una línea de alta presión. Es necesario prever

dispositivos de seguridad para evitar que el tanque reviente y se destruya. Los reglamentos

imponen uno de los siguientes sistemas:

- Membrana de seguridad, constituida por un disco delgado que se rompe.

- Válvula de explosión, análoga a una tapadera móvil de boca de hombre que

se levanta, para asegurar el escape y que se cierra automáticamente en

cuanto la presión vuelve a ser normal.

- Chapa de rotura, que es una chapa del techo, que va unida a las chapas

vecinas por medio de un cordón de soldadura muy débil, de manera que, en

caso de sobre presión sea esta chapa la que se rompa.


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3.- Protección contra los incendios.- En el reglamento prevé el poner apaga llamas entre la

fase gaseosa del tanque y cualquier otro medio donde las llamas puedan producirse. Se

dispondrá de estos aparatos en los escapes y las válvulas taradas a una presión muy pequeña,

sobre todo, si el escape de estas se hace a través de la antorcha. El apaga llamas está

constituido por un conjunto de hojas de aluminio ondulado que presenta una capacidad

calorífica muy grande capaz de enfriar el gas lo suficiente para la combustión. (Ver figura 2.7).

Figura 2.7 Conjunto apaga llamas y válvula de seguridad.

En caso de incendio, existen diferentes dispositivos que se pueden poner en acción; si el

tanque arde; unas rampas permiten enviar espuma sobre la superficie en llamas,

procediéndose a mojar dicho tanque así como los tanques próximos, para evitar una elevación

exagerada de la temperatura, al mismo tiempo que se procede a vaciarlo lo más rápidamente

posible. Otra técnica reciente consiste en soplar aire en el líquido para enfriar la zona situada

inmediatamente debajo de la superficie libre, en llamas; al disminuir la temperatura se reduce la

violencia del incendio que permite una acción más rápida de la espuma.

Los tanques se instalan en cubetos de retención para evitar que el contenido se extienda por

cualquier sitio, evitando el riesgo de un incendio si el producto se aproximase a una llama;

estos cubetos deben estar en conformidad a las reglas de acondicionamiento de los depósitos

de hidrocarburos, que vienen al final del capítulo. Por último los tanques como todas las

instalaciones de la refinería, estarán provistos de para rayos y de tomas a tierra. Si las válvulas

de seguridad, descargan al aire libre, se aconseja igualmente prever una purga continua de

vapor en el extremo de la tubería de escape, con el fin de barrer las trazas de hidrocarburos,

que podrían ser motivo de peligro de incendio en caso de caer un rayo en el tanque.


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2.5. PERDIDAS POR EVAPORACIÓN.- Se ha calculado que las pérdidas por evaporación

en los tanques y transportes es del 3% de la producción de petróleo crudo, cifra que indica la

importancia que se debe dar a la reducción de estas pérdidas.

- MECANISMO DE LAS PÉRDIDAS.- Dentro del mecanismo de las pérdidas tenemos:

1.- Pérdidas por respiración.- El fenómeno de respiración de los tanques consiste en una

sucesión alterna de aspiraciones de aire exterior y de expulsión de aire carburado, provocado

por las variaciones cotidianas de temperatura a las que está sometido el tanque.

A las horas cálidas del día, el tanque absorbe calor, produciéndose:

- Un aumento de la temperatura en la superficie del líquido con lo que la

tensión de vapor del producto crece, llegando a ser superior a la presión

parcial de los hidrocarburos en la fase gaseosa.

- Todo esto, motiva una evaporación y un aumento de la presión parcial de los

hidrocarburos, un aumento de la temperatura de la fase gaseosa, y en

consecuencia, de la presión parcial del aire que está dentro del tanque.

En total, la presión interna del recipiente crece hasta el valor a la que esta tarada la válvula. La

válvula se abre y deja salir el aire con hidrocarburos. En las horas frías se produce el fenómeno

inverso y el tanque aspira aire.

Hay que destacar, que as variaciones de temperatura de la superficie del líquido y de la fase

gaseosa no son idénticas. Las temperaturas en las dos fases no son tampoco homogéneas, lo

que origina corrientes de convección.

Se deduce así que las pérdidas por respiración dependen de:

- Las condiciones climáticas: temperatura media del producto almacenado,

amplitud de las variaciones diarias de temperatura, régimen de lluvias.

- De las condiciones de almacenamiento: la cantidad de calor absorbida o

perdida por el tanque es función de sus dimensiones, de su exposición, de la

pintura exterior, etc. La respiración depende además de la presión a la que

están taradas las válvulas y del porcentaje de llenado del tanque.

- Del producto almacenado: por su volatilidad.

De todo esto se concluye que el estudio cuantitativo del fenómeno de respiración, es difícil, si

se quieren tener en cuenta todas las variables que influyen en él, y, por otro lado, se debe

también a la dificultad que se encuentra para medir algunas de ellas, tal como la temperatura

de la superficie libre, que condiciona la tensión de vapor. Además, las dos fases no están

jamás en equilibrio (la saturación del vapor no se alcanza nunca) y no son perfectamente

homogéneas. Las leyes de Raoult y de Dalton, no se pueden aplicar a los recintos de grandes

dimensiones como los que tienen los tanques. Solo un estudio experimental permite cifrar

correctamente las pérdidas.


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2.- Pérdidas al llenar.- La causa de estas pérdidas es puramente mecánica. Al disminuir el

volumen que tiene la fase gaseosa provoca la expulsión de una parte de ella en el momento

que se alcanza el valor a que están taradas las válvulas. Cuando se llena un tanque a

temperatura constante no hay variación de la concentración de los gases expulsados. Así

mismo, cuando se vacía un tanque, se debe permitir la entrada de aire para evitar que se

rompan las paredes.

2.6. DESCRIPCION DE LA PLANTA DE SENKATA.-Actualmente la planta de almacenaje

de Senkata es alimentada por dos ductos que llegan a la planta; el primero de 6 pulgadas de

diámetro denominado Oleoducto Cochabamba – Oruro – La Paz (OCOLP I) con una capacidad

de transporte de 6.939,7 (M3) y un ritmo de bombeo de 1400 M3 / día; este oleoducto transporta

carburantes desde el GLP, gasolina, jet fuel, kerosene y fuel oil, los cuales son recibidos por

baches.

El otro ducto que también es de 6 pulgadas de diámetro denominado (OCOLP II) transporta

solamente diesel oil; este producto es separado en la estación de bombeo Sica – Sica.

En la parte final de los dos ductos tenemos el manifold de control que separa los diferentes

productos recibidos y posteriormente almacenados en sus respectivos tanques.

También en este punto se tiene instalado un deshidratador, el cual deshidrata el carburante

para obtener jet fuel.

El GLP recibido es almacenado en tanques esféricos y sepelines para posteriormente pasar al

engarrafado con una previa adición de un odorizante para que distinga al producto.

- ALMACENAJE DE PRODUCTOS LIQUIDOS.- En este sector se reciben todos los

carburantes líquidos que llegan a la planta y su respectivo almacenaje en los diferentes

tanques y su posterior despacho en cisternas al mercado comercial de la ciudad de La Paz, la

ciudad de El Alto y provincias.

En la Planta de Senkata los productos recibidos se dividen en carburantes livianos y pesados.

Los carburantes livianos son:

Gas licuado de petróleo (GLP)

Gasolina especial

Gasolina Premium

Gasolina de aviación (Avgas 100/130)

Los carburantes pesados son:

Kerosene

Diesel oil

Jet fuel

Estos productos son recibidos en tanques cilíndricos de almacenamiento atmosférico

totalizando 18 tanques que se detallan en la tabla 8.8.

En la figura 8.8 se muestra el sistema de tanques para los productos que son almacenados en

tanques de presión atmosférica como son: gasolina especial, Premium, kerosene, diesel oil, jet

– fuel, fuel oil y la gasolina de aviación.


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El Avgas y el jet – fuel cuentan con ductos propios de 4 pulgadas que van hacia la estación del

aeropuerto de El Alto (ESEA) teniéndose una presión de descarga de 100 psi. En los

cargaderos automáticos.

TABLA 2.8 TANQUES DE ALMACENAJE DE LIQUIDOS

(Capacidades Nominales)

Nº Tanques Tipo Producto Capacidad de Tanque (MBls)

Capacidad Total (MBls)

200 216 214 212 210 208 206 204 202 215 213 211 209 207 205 203 201

200 - A

Cilíndrico Cilíndrico Cilíndrico Cilíndrico Cilíndrico Cilíndrico Cilíndrico Cilíndrico Cilíndrico

Hemisférico Cilíndrico Cilíndrico Cilíndrico Cilíndrico Cilíndrico Cilíndrico Cilíndrico Cilíndrico

Gasolina Premium Jet Fuel Jet Fuel Jet Fuel Diesel Oil Diesel Oil Kerosene Diesel Oil Gasolina especial Jet Fuel Fuel Oil Diesel Oil Diesel Oil Diesel Oil Diesel Oil Diesel Oil Gasolina especial Gasolina especial

49,05 31,44 31,44 75,47 62,89 31,44 31,44 12,78 31,44 31,44 15,72 31,44

125,78 31,44 31,44

125,78 4.992,45

19.969,81

49,05

138,35

94,33 31,44

125,78 31,44 31,44 15,72

345,88

24.962,26

TOTAL 25.825,70


Página 25

CAPITULO 3

SISTEMA DE MEDICION PARA TANQUES

3.1. SISTEMA CONVENCIONAL DE MEDICION.- Este sistema permite hacer medidas de

nivel de líquidos, medidas de temperatura, presiones y volúmenes de gases licuados en los

respectivos tanques de almacenaje.

El sistema utiliza instrumentos como ser: la huincha métrica y plomada para medición de

niveles, los termómetros de bulbo para la medición de temperaturas y termo densímetros

manuales para medir la temperatura y gravedad especifica API. Que es el parámetro para la

distinción de los diferentes productos que llegan a la planta mediante el poliducto OCOLP I.

La planta cuenta con tanques atmosféricos (cilindros) que pueden ser llenados hasta un 95%

de su volumen total sin correr el riesgo de colapso del tanque; estos tanques cuentan con

válvulas de alivio en caso de alta presión y permiten desfogar al medio ambiente.

En los tanques cilíndricos se mide la altura del producto y el agua que se encuentra en el fondo

del tanque; esta operación de medición la realizan los operadores de tanque introduciendo en

el líquido la huincha métrica y plomada luego se extrae la misma y se verifica el nivel mojado

por el líquido; teniendo este dato se hace la corrección por efecto de la temperatura utilizando

las tablas ASTM – IP – Nº7.

En esta tabla cada uno de los productos almacenados o medidos en los tanques tiene su

respectivo valor de corrección que está en función de la temperatura del producto.

A continuación se da una explicación del procedimiento que se realiza en la medición de

volúmenes de producto almacenado.

ALMACENAJE DE PRODUCTOS LIQUIDOS.-

a.- Lectura de nivel de líquidos.- Para explicar el método realizamos la medida y el cálculo de

uno de los tanques de la Planta de Senkata, en este caso tomaremos como ejemplo los datos

obtenidos del tanque de diesel – oil Nº 210 explicando los pasos correspondientes al cálculo.

Para este fin utilizamos la huincha métrica con plomada, la cual es introducida en el tanque y

es descendida junto a la plomada en el liquido hasta que tope con el fono del tanque; luego

extraemos la misma a superficie y procedemos a la lectura en la huincha métrica ubicando el

punto mojado por el liquido, dando el valor de 7m, 42 cm; este valor correlacionamos con las

tablas correspondientes al producto y anotamos su equivalencia en litros que nos da el valor

de 978.371 litros.

En la misma tabla, ubicamos el valor de 0,125 que equivale a 12m, 5 mm.de agua y su

respectiva equivalencia en litros de agua que es el volumen contenido de agua que tiene el

producto y que en este caso es de 16.483 litros de agua.

Obtenidos estos 2 volúmenes de líquido realizamos la diferencia correspondiente para obtener

el volumen bruto del producto así:

978.371 (l) Producto

- 16.483 (l) de Agua


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961.888 (l) de producto (volumen bruto)

Para obtener el volumen neto del producto debemos hacer la corrección por efecto de

temperatura que a continuación se explica.

b.- Corrección por temperatura.- La corrección por efecto de temperatura se la realiza por la

disminución de volumen que experimenta la fase liquida dentro del tanque; este fenómeno se

da por la vaporización rápida que sufren estos productos especialmente las gasolinas.

Prosiguiendo la medición para el mismo tanque Nº 210 de diesel oil; señalemos que al

momento de leer el nivel de líquido también se toma lectura de la temperatura introduciendo un

termómetro en el líquido, en este caso el termómetro nos registra una temperatura de 58°F

(14,44°C) con este valor vamos a la tabla ASTM – IP – Nº7 ubicando el coeficiente

correspondiente a este valor el cual es 1,0010 este valor multiplicamos por el volumen bruto

obtenido anteriormente y obtenemos finalmente el volumen real neto correspondiente a esta

lectura que nos da: 962.849 litros netos de diesel oil.

Resumiendo la operación tenemos:

Lectura Temp. Tanque = 58°F

Este valor en tablas equivale a: 1,0010 (coeficiente de temperatura)

Multiplicando:

Vol. Bruto x Coeficiente de temperatura = Volumen neto en Litros.

Reemplazando valores:

961.888 x 1,0010 = 962.849 (l) netos.

Este procedimiento se aplica a los demás tanques de la planta.

También este cálculo se lo puede realizar mediante formula de la siguiente manera:

Teniendo los valores de nivel de los tanques, obtenemos el volumen que se ha almacenado en

cada uno de los tanques y haciendo uso de las tablas donde se tiene tabulados los volúmenes

para diferentes alturas de nivel podemos calcular el volumen neto de producto en los tanques

mediante la siguiente fórmula:

Vn = (Vp - Va) x Fc.

Donde:

Vp = Volumen del producto

Va = Volumen de agua

Fc = Factor de corrección por temperatura

Vn = Volumen de producto neto buscado

Para verificar esta fórmula reemplazaremos en ella los volúmenes anotados anteriormente:

Vn = (Vp - Va) x Fc

Vn = (978.371 – 16.483) x 1,0010

Vn = 962.849 (l)


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Por lo que se verifica la utilidad de esta fórmula para el cálculo del volumen neto del producto.

El volumen de agua contenido en el tanque debe ser el más bajo posible, y por lo general este

llegar a 2 cm. de altura el cual es drenado cada semana.

Los tanques cilíndricos (atmosféricos) pueden ser llenados hasta un 95% de su volumen total

sin tenerse problemas de colapsado del tanque.

Estos tanques cuentan con válvulas de alivio, en caso de sobrepresión permiten desfogar al

medio ambiente; cuentan con espuma contra incendios el cual es activado el momento que

este se produce bombeándose la espuma hacia el tanque incendiado y de esta forma extinguir

el fuego.

3.2. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMA.- El sistema convencional de medición de

tanques ha sido desde sus inicios una herramienta de bastante utilidad dentro de la industria

petrolera; sin embargo el constante avance de la técnica y la necesidad de mejorar el

movimiento y fiscalización de los productos derivados del petróleo van mermando su utilidad, y

es por esta razón que el sistema convencional comienza a pasar a un plano secundario es

decir su utilidad se la pone en vigencia para casos de emergencia en plantas que han adquirido

una automatización avanzada.

Bajo este panorama podemos identificar las principales ventajas y desventajas que tiene este

sistema y las mencionaremos a continuación.

Dentro las ventajas que tiene el sistema convencional tenemos las siguientes:

a) La principal es que prescinde de la utilización de energía eléctrica y otras energías

alternativas para el funcionamiento de la planta de almacenaje, ahorrando así un cargo

adicional por el consumo de estas.

b) Prescinde de la implementación de sistemas informáticos y software, y por ende de personal

adicional para el control de este sistema.

c) El rápido control de la planta en caso de incendio por parte del personal asignado a dicha

tarea.

Respecto a las desventajas que tiene este sistema podríamos enumerar las siguientes:

a) El excesivo número de personal operario para el control de la planta, el cual incide

económicamente sobre el presupuesto de mantenimiento y control de la misma.

b) El factor tiempo es importante en el control de una planta de almacenaje, en tal sentido el

personal humano no puede realizar el trabajo a ritmo y cadencia que lo hace una maquina o

instrumento automático de control.

c) El mantener al operario en condición de dependiente para el control de la planta es anti

producente, porque se corre el riesgo de cometer errores en las lecturas de medición de los

distintos tanques de almacenaje.

3.3.- SISTEMA DE MEDICION POR RADAR.- Este sistema aprovecha el movimiento de las

ondas sonoras generadas desde un sistema emisor de ultrasonidos. Para comprender mejor

los principios de este sistema explicaremos brevemente sus orígenes y las cualidades que

tiene este sistema.


Página 28

Las ondas sonoras se desplazan por el aire a una velocidad de 340 m/seg. que puede variar

según el medio. Así por ejemplo, en el agua la velocidad es aproximadamente de 1.441 m/seg,

en el hidrogeno de 1.269 m/seg, a través del hierro de 5.130 m/seg, en el petróleo y benceno

1.320 m/seg, en la glicerina 1.923 m/seg y en la madera de 4.670 m/seg.

En cuanto a la altura o tono del sonido, depende de la frecuencia de la onda. A una menor

frecuencia el tono es más grave y a una frecuencia mayor corresponde un sonido más agudo.

La longitud de onda se mide en escala inversamente proporcional: a mayor frecuencia, menor

longitud de onda, y a la inversa; pero el oído humano puede detectar solamente aquellas con

frecuencias de 16 a 20.000 ciclos por segundo aproximadamente. Las que se hallan por debajo

de 16 reciben el nombre de “infra sónicas” y las que están por encima de 20.000

“ultrasónicas”.

Cuando por medios naturales o artificiales se producen ondas sonoras en frecuencias

superiores a 20.000 ciclos por segundo, de pequeñísima longitud, el sonido se convierte en una

extraordinaria fuente de energía; que puede ser canalizada en haces de ondas ultrasónicas

dirigidas, como si fuera un proyector de rayos luminosos y al igual que estos, pueden ser

reflejadas y refractadas.

Las ondas ultra sonoras se propagan mejor en medios líquidos y en los medios sólidos que en

el aire y que dan lugar a fenómenos de reflexión; cuando pasan de un medio a otro diferente,

esto quiere decir que cuando las ondas llegan al límite del medio en que se propagan

experimentan una reflexión, que las hace volver hacia atrás (cual ocurre con el fenómeno del

eco); estas propiedades permiten determinar la naturaleza de las superficies u objetos

reflectores como la distancia y dirección en que se encuentran respecto al lugar de la emisión.

Estas propiedades permiten comprender las aplicaciones del ultrasonido como la que a

continuación describiremos en el sistema de medición por radar.

FUNDAMENTOS DE LOS SENSORES ULTRASONICOS.- La frecuencia del sonido está por

encima del límite audible humano, se conoce con el nombre de ultrasonido como ya lo

definimos en el anterior punto.

El limite más bajo esta aproximadamente en los 20 Khz. Las particulares características de los

ultrasonidos, aplicadas a los sensores ultrasónicos son el resultado de la elevada frecuencia y

de la correspondientemente corta longitud de onda. Ver figura 9.1.

10 100 1K 10K 100K 1M 10M 100M 1G (HZ)

Infra Audible Ultra Hipersonido

Figura 3.1 Margen de la frecuencia del sonido

La propagación del sonido es el resultado de la propagación de largas ondas mecánicas, que

se manifiestan por una variación periódica de la densidad del medio portador, que conduce a

compresiones y dilataciones. La propagación de las ondas de sonido depende del medio

transmisor, con lo que no es posible que se propague en el vacío.


Página 29

VELOCIDAD DEL SONIDO EN OBJETOS SOLIDOS.- Para objetos sólidos, la velocidad de

propagación de las ondas sonoras es igual a:

[

]

Donde: E = Modulo de elasticidad

p = Densidad

El módulo de elasticidad de un material viene determinado por la ley de Hooke:

Aquí, F es la fuerza que dilata o contrae un cuerpo de longitud l en la longitud l y A es el área

de la sección del cuerpo.

VELOCIDAD DE LOS SONIDO EN LOS FLUIDOS.- La velocidad del sonido en los fluidos

vale:

[

]

Donde: K = Modulo de compresibilidad

p = Densidad

VELOCIDAD DEL SONIDO EN LOS GASES.- Para la velocidad del sonido en los gases, se

aplica la siguiente ecuación:

[

]

Donde: K = Exponente adiabático

P = Presión del gas

T = Temperatura del gas

R = Constante del gas

p = Densidad del gas

El exponente adiabático K describe el cociente del calor específico a presión constante Cp, y el

calor especifico a volumen constante Cv.

Esta ecuación demuestra que la velocidad de propagación de las ondas de sonido en un gas,

depende mayormente de la temperatura y no de la presión del gas.

VELOCIDAD DEL SONIDO EN EL AIRE.- La ecuación siguiente se aplica para la velocidad del

sonido en aire seco a una temperatura T:

[

]

Donde: vo = 331,6 m/s (velocidad del sonido en el aire)

O bien: v = vo + 0,58 m/s T/


Página 30

A continuación se muestra en la tabla 3.1 la velocidad de propagación del sonido en diferentes

materiales, fluidos y gases:

Tabla 3.1 Velocidad del sonido en distintos materiales.

Sólidos (a 20 °C)

⁄ Fluidos (a 20 °C)

⁄ Gases (a 0 °C y 1013

hPa)

⁄

Aluminio Hierro Oro Corcho Cobre Latón Acero

5.110 5.180 2.000 500

3.800 3.500 5.100

Benceno Cloroformo Glicerina Petróleo Mercurio Agua destilada

1.320 1.000 1.923 1.320 1.415 1.483

Argón Helio Dióxido de carbono Monóxido de carbono Aire Hidrogeno

308 971 258 337 332

1.286

Dada su corta longitud de onda, las ondas ultrasónicas se comportan de forma similar a las

ondas de luz. Entonces en las ondas ultrasónicas también se le aplican las leyes de la

geometría óptica (ángulo de incidencia = ángulo de reflexión).

La estructura de la superficie que refleja una onda ultrasónica es de gran importancia así como

la dirección en que es reflejada. Si la rugosidad de la superficie esta dentro de 1/4 a 1/6 de la

longitud de onda del sonido, las ondas se reflejan de forma difusa, ya que las superficies lisas

tienen un ángulo máximo de aproximadamente +/- 45°.

La longitud de onda es igual:

Donde: v = Velocidad del sonido

f = Frecuencia

= Longitud de onda

Por ejemplo a una frecuencia de 200 Khz y a una velocidad de propagación del sonido en el

aire de aproximadamente 340 m/s, se obtiene el siguiente valor de longitud de onda:

GENERACION DE ULTRASONIDO.- Los aparatos clásicos para producir ondas ultrasónicas

son los pitos y sirenas; que operan generalmente con el empleo del aire comprimido que se

proyecta a una velocidad superior a la del sonido sobre una cámara de resonancia, en donde

al llegar produce los “agudos sonidos”.

Hay tres métodos diferentes para generar ultrasonidos: Mecánicos, magnéticos y eléctricos. En

este contexto la generación mecánica de ultrasonidos tiene muy poca importancia.

a) Generación magnética.- Para producir ultrasonidos con fines industriales se utiliza la

propiedad que tienen los cuerpos ferro magnéticos de deformarse en presencia de un

campo magnético.


Página 31

Por ejemplo si se coloca una varilla de hierro dentro de un carrete (bobina) sometido a una

corriente alterna, los cambios en la imanacion u orientación en los imanes elementales de la

varilla hacen que la longitud de esta varíe con el ritmo de la alternabilidad de la corriente,

originando oscilaciones sonoras. Este fenómeno se conoce como magnetoestricción; con

el cual es posible generar ultrasonidos de hasta 50 Khz aproximadamente. Como las

sustancias ferromagnéticas cambian su longitud en el campo magnético el cual está dentro

del rango máximo de 4 x 10-5 m. ver figura 3.2.

Figura 3.2 Curvas de tensión magnetoestrictiva de diversos

materiales con relación con la fuerza del campo H.

x 10-6

40

l/ l

L 20

10

0

80 160 kA/m 240

-10

-20

-30

-4

b) GENERACION ELECTRICA.- Algunos cristales, como el cuarzo, la sal de seignette y la

turmalina entre otros; cuando se los deforma originan cargas eléctricas en sus caras,

fenómeno conocido como piezoelectricidad.

El efecto inverso, o sea la deformación elástica del cristal al ser sometido a la acción de un

campo eléctrico, se denomina efecto piezoeléctrico reciproco o electroestricción.

En la electroestricción la placa de cristal sometida a tensión alterna de alta frecuencia produce

las oscilaciones mecánicas que se vuelven particularmente fuertes con la resonancia. Pueden

alcanzarse frecuencias de hasta 10.000 Khz aproximadamente.

Ver figura 3.3

6% Ni

Resto Fe

29% Ni

H

Fe

Co (Sin alear)

Ni


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Figura 3.3 El efecto piezoeléctrico

a) Cuerpo sin cargar

b) Fuerza de compresión

c) Fuerza de tracción

d) Tension CC, opuesta a la polarización

e) Tension CC, paralela a la polarización

f) La tensión de CA provoca un alargamiento y un acortamiento alternativos

Para generar ultrasonidos, en lugar de cristales, actualmente se utilizan materiales

piezoeléctricos, ampliamente difundidos bajo la marca registrada piezoxide.

Las siguientes figuras muestran la dependencia de la velocidad del sonido en el aire, respecto

a la temperatura y humedad relativa del aire.

Figura 3.4 Velocidad del sonido en aire seco en función de la temperatura


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Figura 3.5 Porcentaje del cambio de velocidad en el sonido en función de la humedad

relativa del aire

ATENUACION DEL ULTRASONIDO EN EL AIRE: cuando se elige un sensor ultrasónico,

debe tenerse en cuenta la frecuencia del emisor. La atenuación del utrasonido en el aire

depende de la frecuencia y como tal también del rango del sensor ultrasónico.

3.4. CARACTERISTICAS PRINCIPALES DEL SISTEMA RADAR: el sistema de medición de

niveles de lsoliquidos y gases licuados de petróleo por radar (ultrasónico) utiliza la tecnología

FMCW (forma de medición y control por ondas) estipulada en la norma iso 9001.

Las principales características técnicas de este sistema son:

Control de transferencia de fluidos exacta

Alta seguridad

Partes no movibles

Medición sin contacto con el fluido

Montaje en tanques de techo fijo y techo flotante

Peso ligero 25kg para ser trasladado fácilmente sobre el techo en tanque

No requiere calibración

Control de medida con el tanque en operación

Alta seguridad contra derrames de tanque

Fácil instalación

Cada unidad central puede manejar sobre los 16 transductores

Puede comunicarse con otros sistemas de medición

OPERACIONES DEL SISTEMA DE RADAR: de manera general se describirá el

funcionamiento y operación del sistema radar.

Previa a la instalación y operación del sistema se deben realizar los siguientes requerimientos

técnicos:

a) Hacer un reconocimiento de las instalaciones de la planta, con el propósito de

identificar el número y tipo de tanques con los que cuenta la planta.


Página 34

Verificar que el área donde se va a instalar el sistema radar debe estar a prueba de

explosión y debe cumplir con las normas del código americano NEMA

(nationalelectriccode)

b) Realizar la mensura de distancia entre tanque y tanque y desde estos hasta la sala de

control. Esta operación se la realiza con el fin de tener datos de longitudes etc. Para

armar el circuito de medidores; como también ver cuantos sensores seran necesarios

c) Para el diseño del circuito del sistema es necesario tomar en cuenta las

especificaciones técnicas, del alcance de medida y control que tienen los sensores de

temperatura y presión.

d) El sensor de presión debe estar colocado en una de las paredes del tanque a una altura

de 30cm por sobre el nivel del piso del tanque para permitir que la señal del sensor de

presión no sea distorsionada.

El sensor de temperatura, es conectado para la medición por separado via unidad de

adquisición de datos.

El sensor de nivel transmite su señal por las 2 lineas de fiel bus

Realizados los anteriores pasos de orden técnico pasaremos a describir la operación del

sistema radar y los 4 principales medidores.

I) El medidor de tanque por radar, consta de un emisor de ultrasonidos que esta colocado en la

cabeza transmisora del sistema, el cual es de un material piezoeléctrico piezoxide (valvo) que

al ser conectado a una tensión alterna entre 115 a 230 voltios y una frecuencia de 50 – 60 Hz

produce oscilaciones mecánicas de este material que se incrementan con la resonancia

alcanzando una frecuencia entre 9,6 hasta 10 GHz generándose ondas ultrasónicas que van

dirigidas hacia el fondo del tanque

Cuando el frente de ondas de radar hace contacto con el producto, parte de las ondas se

reflejan y regresan al receptor del sistema transmisor.

II) En tanques de techo flotante, se utilizan transducores de varilla que tienen una longitud

sobre los 30m ; este conductor va hacia el fondo del tanque el cual sirve para calibración

continua automática de las medidas del tanque con lo cual la recalibracion no es necesaria.

III) Los transductores envían una señal con los datos de medición a la unidad central de campo

que se halla ubicada en la sala de control.

IV) La PC debe tener instalado el software OPI ( programa integral de operaciones) que es

conectado en el sistema tank radar viafield bus modem, cuyas funciones básicas de este son:

Calcular el volumen neto y total bajo la norma API, ASTM

Imprimir reporte.

Calcular masa y densidad en o fuera de línea

PRINCIPALES TIPOS DE MEDIDORES DEL SISTEMA RADAR: describiremos los 4

principales tipos de medidores del sistema radar.

1) En tanques de techo fijo se instalan los medidores RTG 2930 que mide diversos tipos

de liquidos, desde productos livianos hasta asfaltos, este medidor cuenta con una

antena parabólica de 45cm de diámetro para permitir la máxima recepción de


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microondas de radar y reflejarlas frente a productos viscosos y condensados,

especialmente si se trata de bitúmenes y asfaltos.

Este medidor es montado sobre el techo del tanque y toda la parte electrónica esta en la caja

probadora de explosión, localisada fuera del tanque. La única parte que va de dentro del

tanque hacia afuera del tanque atmosférico es la antena parabólica. Ver Figura 3.6 Medidor

RTG 2930

Figura 3.6 Medidor RTG 2930

También el RGT 2920 se instala en tanques de techo fijo, es diseñado para medir una variedad

de productos de petróleo y químicos excepto asfalto. Las ondas de radar son transmitidas

desde la punta de la antena hacia la superficie del líquido en el tanque.


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2) En tanques de techo flotante se instala el medidor RTG 2940 fabricado para montarse

en tuberías de un diámetro entre 6 y 12 plg. La transmicion de ondas de radar es desde

su antena en forma de cono dirigidas hacia la superficie del liquido interiormente en la

tubería la cual tiene una longitud de 30m.


3) En tanques de gases licuados, se instala el medidor RTG 2960 que es diseñado para

medición de los niveles en tanques de gas licuado de petróleo LPG y gas natural

licuado LNG. Estos son montados en una tubería de 4plg de diámetro, la señal de radar


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es transmitida desde la tubería hacia la superficie la cual es recogida por fiel bus. La

medida es tomada bajo condiciones de turbulecia y hervor.


VERIFICACION DE LA MEDIDA CON TANQUE CERRADO: para esta verificación se tiene los

tres ganchos de referencia montados en el interior de la tubería de 4 plg, la que facilita la

medición que debe ser controlada durante la operación. Para colocar el medidor en modo de

prueba estas medidas del gancho nuevamente son comparadas con la actual distancia anotada

durante la instalación.

Figura 3.10 Medición con tanque cerrado

3.6. EL SISTEMA RADAR EN LA PLANTA DE SENKATA:la planta de senkata tiene

inconvenientes de recibir los productos que llegan a travez del OCOLP I (oleoducto

conchabamba Oruro la paz I) mediante baches lo q origina el problema de dividir o separar los

diferentes aches de carburantes exactamente. En la actualidad los operadores lo hacen

manualmente y de acuerdo a la experiencia que la tienen.


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Esta operación manual tiene el riesgo de dejar pasar producto contaminado de interfase y

pasar a otro producto.

Para evitar este inconveniente y permitir la instalación del sistema radar se instalara un

densistometro para liquidos de la marca ITT barton 860 este instrumento cuenta con salidas

analógicas y digitales y por lo tanto no necesitaremos contar con un convertidor analógico/

digital para conectar a la interface del sistema radar e instalarse en el computador para las

entradas en señal analógica.

Este instrumento realiza la medición de acuerdo a la siguiente ecuación:

(3.9)

Dónde:

= densidad del producto

A = constante de calibración

B= constante de calibración

= frecuencia

Este instrumento cuenta con un indicador digital que nos puede dar los valores de densidad en

las siguientes unidades lb/pie3, la posición del punto decimal es manualmente seleccionado.

Analizando las densidades de los productos que son recibidos de OCOLP I en la planta de

senkata se ve que los podemos expresar en unidades inglesas como lo hace la industria

petrolera y al contar solo con 4 cifras significativas en el indicador del densistómetro

adoptaremos la unidad lb/pie para expresar estas densidades y además poder diferenciar los

volúmenes de contaminación, puesto que para valores intermedios de las densidades de los

productos, significara que es producto contaminado.

TABLA 3.2


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Figura 3.11 Manifold de recepción acoplcado al sistema radar

Con la instalación del densistometro entonces podremos dirigir a que tanque le corresponde

ingresar un determinado producto y así abrir su respectiva válvula de admisión.

La nueva instalación del manifold de recepción seria la que se indica en la figura donde el

sensor del densistómetro le proporciona al transductor señal analógica entre 4 y 20 mA. Que es

proporcional al rango de la variable a utilizarse, en este caso la densidad para líquidos.

Al contar con salida analógica, este es conectado a la interface que cuenta con convertidor A/D

como es la interface del sistema Radar.

Como la planta de senkata cuenta con tanques cilíndricos de techo fijo en el sector de líquidos

entonces el sistema radar utilizara medidores de antena en punta (RTG 2920) ya que los

productos contenidos en estos tanques están en fase liquida y las ondas de ultrasonido se

reflejan sin dificultad en la superficie de estos.

En este sector se cuentan con 18 tanques cilíndricos con sus respectivos productos; entonces

se instalaran 18 medidores RTG 2920 y sus respectivas unidades de adquisición de datos

(DAU).

El sistema radar se basa en la emisión de un impulso ultrasónico a una superficie reflectante y

la recepción del eco del mismo en un receptor que es el mismo sensor.

Este tipo de sensores son de la clase Transit Time en el que el mismo sensor actúa primero

como emisor y luego como receptor.

El retardo en la captación del eco depende del nivel del tanque; en el caso nuestro la superficie

reflectante es la superficie del líquido que contiene el tanque y es el nivel que estamos

midiendo. Estos medidores trabajan a una frecuencia de unos 9,6 a 10 Ghz

EFECTOS DE LA TEMPERATURA AMBIENTE, HUMEDAD Y PRESION ATMOSFERICA: la

velocidad de los ultrasonidos decrece aproximadamente en un 1,8% por grado centígrado de la


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temperatura del aire. La humedad contenida en el aire o en el medio ambiente a una

temperatura por debajo de los 40 grados centígrados, afecta generándose un cambio máximo

en la velocidad del sonido de un 1,4% con una humedad relativa del aire entre el 0% y el

100%. Los cambios naturales en la presión atmosférica no producen cambios significativos en

la velocidad del sonido. Solo a grandes altitudes, la velocidad del sonido decrece ligeramente.

TIEMPO DE MEDICIÓN DE TANQUES CON EL SISTEMA RADAR

Tabla 3.3

3.7 CALIBRACION Y MANTENIMIENTO: El proceso para la calibración de los medidores del

sistema radar es bastante costoso y delicado, en Europa existen algunas instalaciones para


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este fin, mientras que en Estados Unidos solamente existen 2 instalaciones certificadas

capaces de efectuar la calibración.

Sin embargo es necesario contar con un banco de pruebas, un patrón del gas a ser empleado y

un volumen de gas licuado conocido y definido que el medidor ultrasónico debe mensurar.

Normalmente se cuentan con medidores referenciales para cuantificar el volumen de gas en los

tanques, los cuales se encuentran incorporados en el mismo cuerpo de estos los que nos

servirán en caso de que el sistema radar tenga problemas.

Con relación a los liquidos también se debe contar con muestras patrones para este efecto.

Cuando ocurre un severo corte de energia eléctrica el cual deja sin alimentación al sistema,

este puede ser restaurado o puede continuar su función con la instalación de un grupo

electrógeno a diesel el cual es activado ni bien se produce el corte de energia eléctrica

generando los 24 voltios que necesita el sistema radar een su conjunto.

El mantenimiento del sistema se lo debe realizar periódicamente cada 15 dias, con el propósito

de limpiar y eliminar agentes extraños que se pudieran adherir al sistema por efecto de vientos

huracanados, lluvias y otros agentes climáticos de la región.

3.8. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMA RADAR: con relación a este punto

primeramente indicaremos las ventajas que tiene este sistema.

La principal es la precisión q tiene el sistema al hacer las medidas

Control de transferencia de fluidos exacta

Alta seguridad en el sistema

Posee partes no móviles

La medición la realiza sin contacto con el fluido

El montaje se lo puede hacer en tanques de techo fijo y techo flotante

Tiene un peso ligero de 25kg para ser trasladado fácilmente sobre el techo del tanque

Realiza control de medida con el tanque en operación

Su instalación es fácil

Puede comunicarse son otros sistemas de medición

No requiere recalibracion

Desventajas

Tendría que suceder una contingencia severa para que el sistema no funcione, como

ser un intempistivo corte de energia eléctrica que anule la información que se esta

procesando; para evitar ello se debe guardar en todo momento la información que se

procesa en el disco duro CPU y en otros dispositivos.

En caso de corte de energia eléctrica inmediatamente debe funcionar el grupo

electrógeno de auxilio, el que debe estar instalado para este fin.

Pasado el corte de energia eléctrica se debe levantar el sistema informatico y

automáticamente el sistema se reinstalara.

Se debe contar con el auxilio de un programador o experto en informática.


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3.9. SISTEMA DE MEDICION NEUMOHIDROSTATICO: este sistema utiliza elementos de la

neumoautomatica industrial que son la base para dominar los métodos prácticos de diseño de

sistemas neumáticos de mando.

En las ramas de la industria como la química, destilación del petróleo, gas, productos

alimenticios y otras, la neumoautomatica es la via fundamental de automatización.

En la industria del petróleo los aparatos neumáticos, por su naturaleza, son inflamables y

antideflagrantes. La baja velocidad que caracteriza a la neumoautomatica, naturalmente , limita

el campo de su empleo racional; no obstante, en muchos casos, esta limitación no es de

escencial importancia. En particular, en las ramas de la industria donde la neumoautomatica es

el medio fundamental, los sistemas de mando automatico no deben ser muy veloces, ya que

los propios procesos tecnológicos regulados por tales sistemas son de transcurso lento.

Este sistema de medición utiliza el sistema neumoautomatico midiendo presiones de cabeza

via sonda de prueba en el tanque.

PRINCIPIOS DEL SISTEMA NEUMOHIDROSTATICO: la idea de construir los dispositivos de

la neumoautomatica industrial a base de sus elementos tipo fue encarnada en los aparatos del

SUENAI (sistema universal de elementos de la neumoautomatica industrial).

Los elementos del sistema están unificados; un mismo elemento puede ser empleado repetidas

veces en un esquema y en los esquemas de los dispositivos mas diversos.

El juego de elementos que forman el SUNEAI es completo funcionalmente, ya que incluye un

conjunto de elementos suficiente para construir cualquier dispositivo de mando de acción

continua, cualquier esquema de rele y cualquier órgano de regulación de acción analógico –

digital.

Figura 3.12 Conjunto de elementos del SUNEAI


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GENERACION DE PRESION ININTERRUMPIDA LINEALMENTE CRECIENTE: en el sistema

neumohidrostatico es necesario tener un determinado nivel de presión en el sistema de

captación y generación de señales neumáticas con el fin de no recibir lecturas erróneas y

generar un problema en el sistema de medida de volúmenes de fluidos en movimiento.

En base a los elementos del SUNEAI se acumula presión hasta el nivel fijadoP1 con una

exactitud bastante elevada. Uno de los esquemas de tal dispositivo se hace con el repetidor

con despalazamiento montado por el esquema expuesto en la figura. El esquema efectua la

operación:

Donde Δt es la magnitud del desplazamiento del repetidor.

De la ecuación se deduce que la velocidad del aumento de la presión puede ser regulada con

la magnitud del desplazamiento Δ del repetidor, vairando la conductibilidad de la resistencia y la

capacidad V. La caída de presión en la resistencia de este esquema es constante e igual a Δ.

Dado que la resistencia no es lineal, para que la operación resulte exacta es necesario

conservar constantes la densidad y por consiguiente también, el consumo de aire que corre a

travez de ella, lo cual se logra estabilizando la presión de entrada P1. El desplazamiento Δ del

repetidor se ajusta de tal modo que la presión en la cámara, masalla de la resistencia , sea

igual a P1 – Δ. La presión aumenta linealmente hasta la magnitud P1 – Δ , y en adelante, en

forma exponencial hasta P1.

Debemos hacer notar que todo este análisis que se acaba de explicar es el que opera en el

sistema neumohidrostatico de medición que mas adelante describiremos su funcionamiento.

El corazón del sistema es la unidad de control de tanque (TCU) que es un

microprocesador – base instrumento capaz de proporcionar medidas de nivel desde

1mm.


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Cada TCU controla 4 tanques; por lo que masalla de este numero debe ser conectado

otro TCU localizado sobre los 120m de distancia.

Un hardware externo es necesario para operación, configuración, servicio y operaciones

de arranque.

Puede ser instalado sobre el tanque de almacenaje (AST) o tanques subterráneos de

almacenaje (UST) con presión de vapor reid menor a 15psi y tanques pesados sobre los

18,2m.

Para completar la automatización de la planta de tanques se debe adicionar el software

barton´s 8310 RTU y el administrador de combusitbles( fuel manager).

Figura 3. 13Inspección del tablero (Administrador de combustible).


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Figura 3. 14Inspección de la operación (Administrador de combustibles).

El sistema de comunicación 8130 proporciona comunicación entre el sistema

neumohidrostatico (3500 ATG), el administrador de combustibles y otras plantas de

tanques con dispositivos como ser bombas, válvulas, decantador de carga, etc.


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Figura 3.15Características principales del sistema neumohidrostatico.

Figura 3.16Sistema de comunicación y circuito electrónico del modulo de interface de

tanque 8130 RTU

Este sistema tiene directa aplicación para químicos, crudo, refinados de petróleo,

petroquímicos y otros productos mas en: Aeropuertos y plantas independientes de tanques,

refinerías, plantas de producción química y petroquímica; distribución en plantas de

tanques, procesos y plantas de energia, destilerías, cervecerías y tanques de agua.

COMPONENTES PRINCIPALES DEL SISTEMA: el sistema emplea una única

combinación de columna de presión neumática y estado de temperatura sensible para

producir información e inventario. Los principales componentes de este sistema son:

Unidad de control de tanque con suministrador de energia


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Figura 3.17Componentes básicos del sistema neumohidrostatico.

Montaje de sonda para prueba en tanque y caja de conexión principal en la parte

superior del tanque.


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Figura 3.18Montaje de sonda de prueba en tanque y caja de conexión principal.

Sistema de barrena

Conexión de equipo PC

3.11OPERACIÓN DEL SISTEMA NEUMOHIDROSTATICO: el sistema neumohidrostatico

opera de la siguiente manera:

1.- el sistema toma un operador selecto con intervalo de tiempo de 15 seg para hacer la

medición de un tanque simple y 1min para 4 tanques mediante la Unidad Controlada de

Tanque (TCU).

2.- La Unidad Controladora de Tanque almacena un preciso transductor (DPE) (medidor de

presión diferencial) y una serie de microprocesadores controlan las válvulas de solenoide que

son activadas por un medio neumático, en este caso utiliza nitrógeno ya que este es inerte,

seco y fácilmente disponible.


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3.- El tubo neumático y el cable sensor de temperatura son extendidos desde la Unidad de

Control de Tanque TCU, tubo multiple para la sonda de prueba del tanque.

4.- El sistema de medidas es activado por las válvulas de solenoide para circular la columna de

presión a travez del espacio entubado, localizado a varias alturas en la armadura de la sonsa

del tanque. La cabeza hidrostática y presión diferencial son monitoreadas por el transductor

DPE. Las medidas son obtenidas una vez alcanzado el equilibrio del sistema.

Figura 3.19 Columna de presión medida en varios puntos del tanque.

5.- Las lecturas de temperaturas son obtenidas por las sondas de temperatura. Los

microprocesadores TCU se calculan los niveles desde la columna de presiones medidas por

medio de un liquido de gravedad especifica relativa.

Esta columna de presión medida puede ser utilizada para determinar la densidad y la opcional

agua de fondo.

6.- El volumen actual de producto es computado basado en la tabla especifica de tanque.

La merma del tanque es calculada por sustracción del volumen actual desde la capacidad

máxima del tanque.


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7.- Las medidas de temperatura son utilizadas para corregir volumen y corregir densidad computados de acuerdo con API e ISO estándar para medida hidrostática del tanque. La masa es base para corregir volumen y corregir densidad.

8.- La sonda para prueba de tanque puede ser adaptada para tanques subterráneos y fijada al de techo flotante. En tanques superficiales no se tiene problemas con la sonda de prueba. El diámetro de la sonda de prueba es aproximadamente de 65 mm (2,5pu1g. ), esta puede ser insertada en cualquier tanque con abertura de 75 mm (3 pulg.) o mayor diámetro.

El acceso de la sonda de prueba no afecta al tanque ya que la sonda es completamente

replegable y se acomoda paralelamente a las instalaciones de diámetro pequeño.

9.- Antes de poner en marcha el sistema se realiza la prueba básica de tanque que consiste en cargar una vara larga con peso suspendida por una cadena, válvula sensor y un sensor de temperatura.

El número de sensores es determinado por el peso o capacidad del tanque y la

configuración del sistema neumohidrostatico.

10.- El sistema compara inventarios corrientes, medidos previa lectura para determinar el estado del tanque [normal 1(fijo, estable, constante) 1 o en transferencia (cambio en lecturas).

11.- Cuando una transferencia es detectada el sistema automáticamente corta el ciclo del medida por un intervalo entre 15 a 40 segundos para tanques múltiples (TCU) en' orden para disponer el movimiento del fluido.

El sistema graba la cantidad transferida con interruptores de intervalo final para

inmediatamente dar las lecturas estabilizadas.

La información de inventario es localmente obtenida en el TCU ( fig. 9.25 ) y por encima

el (LON) ( Sistema Operativo Local ). Estado del tanque y condiciones de seguridad son

observadas y certificadas.

12.- Durante una transferencia se muestra flujo de entrada o salida de volúmenes y cálculo de velocidades de flujo .También el TCU puede mostrar un tiempo estimado de llenado, periodo basado en el cálculo de la velocidad de flujo cuando el tanque es llenado.

Figura 3.20 Tablero de control para mostrar movimiento del tanque.


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13.- El sistema proporciona medida continua del inventario minimizando el tiempo

de consumición del nitrógeno.

Los intervalos de medida pueden ser seleccionados basándose en el uso de nitrógeno. Una botella estándar de nitrógeno tiene que durar alrededor de un año; cuando medidas múltiples de tanque son tomadas de 2 a 5 minutos de intervalo.

3.11 EL SISTEMA NEUMOHIDROSTATICO EN LA PLANTA

DE SENKATA Como se indicó en el anterior sistema de medición la Planta de Senkata tiene 2 grandes sectores, el sector de productos líquidos y el sector de GLP. En el sector de líquidos se tiene 18 tanques en los que se almacenan los diferentes productos como ser: gasolina especial, gasolina Premium, diesel oíl, kerosene, jet fuel y fuel oil.

El Sistema Neumohidrostatico se instalara de la siguiente manera:

En el sector de productos líquidos se instalaran 5 Unidades de Control de Tanque (TCU) que controlaran los tanques de la siguiente forma ( Ver Plano 9.2 ):

Como cada TCU controla un número de 4 tanques al mismo tiempo tendremos entonces.

TCUI controlará los tanques: 202, 204, 200-A y 201. - TCU2 controlará los tanques: 206, 208, 203 y 205. - TCU3 controlará los tanques: 210, 212, 207 y 209. - TCU4 controlara los tanques: 214, 216, 211 y 213.

TCU5 controlará los tanques: 200 y 215.

También se instalará 4 sistemas de barrera para la regulación de estos tanques. Teniendo en cuenta que una Unidad Controladora de Tanque hace la medición en 15 seg. para un tanque simple y 1 minuto para un conjunto de 4 tanques; entonces para la medición de los 18 tanques de este sector tendremos un tiempo de 4 minutos y 30 segundos.

En una jornada de 8 horas de trabajo tenemos 480 minutos y en este tiempo podremos hacer 111 mediciones de todo este sector.

Para la implementación de este sistema de medición necesitamos contar con 36 electro válvulas de solenoide para entrada y salida de los productos. En el sector de GLP tenemos 8 tanques presurizados , 3 esféricos y el control y medición de éstos será como sigue:

TCU6 controlará los tanques 17 y 18.

TCU7 controlará los tanques 19, 20 y 21.

Por último el TCUS controlara los tanques esféricos 22, 23 y 24 respectivamente.

Para el procesamiento de toda esta información de mediciones este sistema utiliza 2 computadoras la primera que contiene el software (Fuels Manager) o administrador de combustibles el cual está conectado al RTU 8130 (Unidad Registradora de Tanque) y este está conectado al sistema de barreras para regulación del sector y la segunda que está conectada al servidor bus modem y este al software 3500 ATG.


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3.12 CALIBRACIÓN Y MANTENIMIENTO

Como todo instrumento que es sometido a cambios de presiones y variaciones de

temperaturas moderadas, es real que tenga que sufrir una variación en sus lecturas a lo

que se denomina desea libración; sin que esto signifique que el sistema no sea preciso.

Sin embargo por la característica tecnológica del sistema que es más lento con relación al sistema ultrasónico, este sistema mantiene su precisión La des calibración del instrumento se da cuando existe una disminución de presión del gas nitrógeno en el sistema de la columna de presión en la armadura de la sonda del tanque; lo cual significa que el mantener esta condición de presión que es de 30 psi garantiza el envió de los impulsos hidrostáticos de movimiento del tanque al transductor DPE que monitores la cabeza hidrostática y la presión diferencial.

Para evitar este inconveniente es necesario hacer un mantenimiento y revisión periódica de esta parte del sistema cada 15 días y además tener la fuente de presión que es el botellón de nitrógeno con el volumen y presión necesaria.

En caso de presentarse este problema realizar los respectivos ajustes y recurrir al LON (Sistema Operativo Local ) que nos indica el estado del tanque y las condiciones de seguridad que son observadas y certificadas por este sistema.

El mantenimiento del sistema no es complicado porque una vez instalado el sistema y puesto en operación se debe hacer un cronograma de mantenimiento y limpieza de las partes que estén expuestas a la intemperie.

En caso de corte de energía eléctrica la Unidad de Control de Tanque (TCU) viene con un suministrador de energía incorporado consistente en un pequeño generador eléctrico el cual provee los 12 voltios necesarios para que el sistema opere inmediatamente realizado el corte.

3.13 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL SISTEMA NEUMOHIDROSTÁTICO

Por la configuración del sistema de medición y el equipo auxiliar con que cuenta; este sistema entre sus ventajas tiene: - El sistema proporciona una medición precisa de los tanques de almacenaje de hasta 1

mm. (0,04 pulg.). - Puede ser instalado sobre tanques de techo fijo y flotante así también en tanques subterráneos con presión de vapor Reíd menor a 15 psi. (100Kpa / 1 bar ). - Control de transferencia de fluidos exacta.

- Alta seguridad en el sistema por tener componentes anti flagrantes e ininflamables. - Realiza control de medida con el tanque en operación.

- Su instalación no es complicada.

- Puede comunicarse con otros sistemas de medición.

- Este sistema tiene directa aplicación para químicos, crudo, petroquímicos y otros

productos.

-Con relación a las desventajas que tiene este sistema debemos decir que son mínimas y las indicamos a continuación.

- Por la configuración tecnológica que tiene este sistema, en función del tiempo de


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medición este sistema es más lento que el sistema ultrasónico.

- Se debe realizar una recalibracion periódica cada 6 meses.

Se debe contar con el equipo informático adecuado para su funcionamiento como ser 2 computadoras 486 Dx, con una frecuencia de 33 Mhz y una memoria RAM de 8 a 12 Mb.

Se debe contar con el auxilio de un experto en informática.

3.14 COMPARACIÓN DE LOS TRES SISTEMAS.- Una vez analizadas las características ventajas y desventajas de los sistemas estudiados podemos hacer la comparación técnica y optima del sistema mas adecuado a ser instalado en la Planta de Senkata.

Comenzaremos analizando el sistema convencional de medición vigente en la planta de Senkata; este sistema en las actuales circunstancias no deja de tener su importancia debido a que este sistema puede ser utilizado, como un recurso de auxilio en caso de darse contingencias severas que impidan el funcionamiento de los sistemas Radar y Neumohidrostatico.

Respecto al sistema Radar vemos que es un sistema versátil, exacto seguro y preciso que son parámetros técnicos que responden a las exigencias del movimiento de productos derivados del petróleo en una planta de almacenaje. El único obstáculo que impide una acertada y libre elección para implementarse en la Planta de Senkata es el costo unitario de cada medidor; los cuales deben ser instalados en cada unidad de tanque.

Con relación al sistema Neumohidrostatico se puede decir que es un sistema más lento que el anterior para realizar una medición de tanque; lo cual no impide su elección para su implementación en la Planta ya que reúne las condiciones y especificaciones técnicas que se requieren en el control y fiscalización de la Planta.

Para terminar este capítulo el análisis económico que se da en el siguiente nos dará el resultado final de cuál de los 2 últimos sistemas será implementado en la Planta de Senkata.

3.15 SOFTWARE DE LOS SISTEMAS.-Para mostrar el funcionamiento de los sistemas propuestos a instalarse en la Planta de Senkata, se diseñó una Simulación del sistema de control y medición de tanques para este fin se han hecho las siguientes consideraciones:

1.- La implementación de un software de automatización de una Planta o terminal de almacenaje implica necesariamente la adquisición e instalación del software respectivo del sistema Radar o Neumohidrostatico que se está proponiendo; esto para evitar

fracasos en la puesta en marcha del sistema de medición.

2.- El proyecto tiene previsto la implementación de un software SCADA perteneciente a la Corporación Barton Instruments, el cual no se tiene en modo de demostración porque aún no se adquirió el sistema, es decir es un proyecto futuro a implementar.

3.- Por tal razón para realizar la Simulación demostrativa del sistema se utilizó un software comercial perteneciente a la empresa americana National Instruments; este software es el Lockout versión 3.8.


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4.- Se implementó una pantalla de simulación que visualiza los tanques previstos a integrar el sistema de control SCADA en el proyecto. Esta pantal la muestra los tanques con la medición de niveles, presiones y temperaturas en forma simulada-, los datos son generados aleatoriamente para mostrar la variación de las variables del sistema en cada tanque y en tiempo real. También nos muestra los instantes más críticos que se presentan en el movimiento de productos que son el llenado y el vaciado de los tanques de manera que el momento en que el producto del tanque ha llegado al nivel óptimo de llenado inmediatamente se activa una alarma indicando " nivel óptimo de llenado”.

De la misma manera en el vaciado se activa la alarma indicando " nivel óptimo de vaciado”.

5.- En la parte inferior tenemos la visualización de un Charts (grafico estadístico), el cual esta historiando en el tiempo las variables (datos de niveles) como por ejemplo del tanque sepelin N° 21, el tanque esférico N° 24 y el tanque N° 202 de gasolina especial.

6.- No se historizan todas las demás variables (presiones, temperaturas, estados on / off, densidades, presiones diferenciales,etc. ) por que este proceso será plasmado en la puesta en marcha del sistema real; por lo cual se aclara que esto es solo una Simulación.

7.- Para finalizar este punto debe quedar claro que para el óptimo funcionamiento del Sistema a instalarse sea Radar, Neumohidrostatico u otro similar a los propuestos; estos deben contar con la implementación del respectivo software del sistema o ser compatibles, además se debe contar con el soporte técnico de las empresas fabricantes de estos instrumentos.


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CAPITULO IV

ANÁLISIS ECONOMICO DEI, PROYECTO

4.1 INTRODUCCIÓN.- En éste capítulo se realiza el análisis económico de éste proyecto, del cual saldrá el sistema de medición más óptimo en términos de técnica y economía para ser instalado en la Planta de Senkata.

El cambio del sistema convencional por el automático permitirá a la empresa que controla la Planta el ahorrar en términos de personal y aumentar la velocidad de sus operaciones. Este ahorro servirá para cubrir parte de los costos de inversión que se realizarán en el cambio del sistema convencional al automático.

4.2 ESTRUCTURA DE ACTIVOS Y COSTOS DEL SISTEMA CONVENCIONAL

I. INVERSIÓN EN LA PLANTA DE SENKATA ( Precios en US$).

RUBRO PRECIO UNIT. TOTAL

City Gate 250.000

Sección GLP ( Area de tanques ) 3 tanques esféricos

700.000 2.100.000

5 tanques sepelines 50.000 250.000

Oficinas 80 m 2 ) 1801 m 2 14.400

Talleres 100 M2 150 / m2 15.000

Lineas, bombas e instrumentación 60.000 60.000

Otros equipos 30.000 30.000

Seccion Líquidos (Carburantes ) 18 tanques cilíndricos

Capacidad total : 25.825,70 Bbl. 8 US$/ Bbl. 206.605

Oficinas 50.000 50.000

Lineas,válvulas, bombas e

instrumentación.

170.000 170.000

Total .................................................................................. US$ 3.146.005'

II.- COSTO DE MANTENIMIENTO ANUAL.

( 3% del costo de la inversión - US$ )

City Gate 7.500


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Sector GLP ( Ares de tanques ) Tanques esféricos

Tanques sepelines

Lineas, tanques e instrumentación

Sector líquidos (Carburantes )

Tanques cilíndricos Lineas, válvulas, bombas, etc.

63.000 7.500 1.800

6.198 5.100

Total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . US$ 91.098

III.- SUELDOS Y SALARIOS DEL PERSONAL ACTUAL. (en Bs.) Se debe tomar en cuenta que se perciben 15 sueldos al año y los beneficios sociales están en base a los primeros 12 sueldos.

Personal Sueldo mensual

al

puest

o

Beneficio

social (60%) Sueldo

anual Total

anual

1 Ingeniero de Planta 4.000 2.400 88.800 88.800

8 Personal Administ. 3.000 1.800 66.600 532.800

3 Jefes de Terminal 2.800 1.680 62.160 186.480

4 Supervis. y Mecánicos 1.500 900 33.300 133.200

8 Seguridad y Vigilancia 1.000 600 22.200 177.600

15 Operadores 2.500 1.500 55.500 832.500

Total .............................................................................................. Bs. 1.951.380

Al cambio del 31 de Diciembre de 2.003 : Bs. 7.85 / US$ , entonces tendremos:

=US$ 248.583 /Año.

Esta es la suma que posteriormente representará para el proyecto un ingreso disponible, para cubrir los costos que se erogaran en la implementación y puesta en marcha de los Sistemas electrónicos.

En total el mantenimiento de la planta de Senkata con el sistema convencional será la sumatoria de los dos rubros que se muestra a continuación:

1. Mantenimiento anual de la planta en………………………………. US$=91.098

2. Sueldos y salarios en …………………………………………………US$=248.583

Total US$ = 339.681


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Este es el precio actual que tendría la Planta de Senkata, con el Sistema Convencional.

4.3 INVERSIÓN Y FINANCIAMIENTO DEL PROYECTO CON SISTEMA RADAR

I.-INVERSIÓN EN PLANTA CON SISTEMA RADAR (Precios en US$ - F.O.B. U.S.A.)

ITEM - Equipo Precio Unit. Total

City Gate

1 Regulador de presión FISHER Mod. 454 6.000 6.000

1 Transductor de presión diferencial BARTON 2.300 2.300

1 Fuente de energia STEMENS 150 150

3 Conmutadores electrónicos 90 270

Manifold OCOLP

1 Densistometro, digital ITT BARTON Mod. 860 6.200 6.200

8 Electroválvulas de bola WORCERTER 4" 2.800 22.400

1 Transductor de presión Omega Mod. PX 95 230 230

1 Fuente de energia STEMENS 150 150

6 Conmutadores electrónicos 90 540

Sector GLP

10 Fuentes de energia SIFMENS 150 1.500

10 Electroválvulas de bola Worcerter 2" 2.500 25.000


6 Relds para bombas Mod. SSR 482 de 90 amp. 90 540

40 Conmutadores electrónicos 85 3.400

8 Medidores Radar RTG 2960 (LPG) 10.400 83.200

8 Unidades de Adquisición de Datos (DAU 2.130) 1.900 15.200


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GASTOS ADMINISTRATIVOS : Servicios de teléfonos, agua, energía eléctrica Servicio de limpieza 800 Bs / mes = US$ 1.223,00 Año = US$ 500,00 Año

Considerando un costo adicional del 50 % por concepto de:

Embalaje, transporte terrestre, transporte marítimo, aduana , tramites, almacenaje, etc.

Costo de importación: USS 254.912

Costo Total ( Puesto en Senkata) = FOB + Costo de Importación

Costo total del Activo Fijo = USS 764.737

II. CRONOGRAMA DE INVERSIONES, ESTRUCTURA Y FINANCIAMIENTO

Se divide el año de instalación del proyecto en dos periodos de seis meses durante los cuales se invertirá tanto en activos fijos y deferidos.

Sector Tanques

36 Electroválvulas de bola Worcerter 4"

20 Fuentes de energia SIEMENS 2.500 150

90.000 30.000

9 Relés para bombas Mod. SSR 482 de 90 amp. 90 810

9 Fuentes de energia SIEMENS 150 1.350


18 Medidores Radar RTG 2920 6.800 122.400

18 Unidades de Adquisición de Datos (DAU 2.130) 1.900 34.200

Central de mando automatice

1 Unidad de Comunicación de Campo ( FCU 2160 ) 1.700 1.700

1 Bus colector de datos (Field Bus Modem (FBM 2170) 700 700

1 Computadora IBM 80486 3.500 3.500

1 UPS para mantenimiento de energia de 3000VA 3.000 3.000

6 Impresoras Canon 550 3.300

1 Mulúplexor 6- 64 350 350

1 Operador de Interface ( OPI 1 2 ) para 21 tanques 9.000 9.000

Cableado de todos los componentes 8.000 8.000

Entubado para tableado 10.000 10.000

Otros 5.000 5.000


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INVERSION EN PLANTA CON NEUMOHIDROSTATICO Precios en USS FOB USA

Al cambio del 31 de Diciembre de 2.003 : Bs. 7.85 / US$ , entonces tendremos:

= US$ 130.372 / Año

a) COSTO DE MANTENIMIENTO ANUAL: (6 % de la inversión) = US$ 45.884.

b) COSTO POR CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Equipo o instrumento

Cantidad Consumo (Watts) Total ( Watts)

Computadora 1 200,00 200,00

Interface 1 3,25 3,25

Impresoras 6 50,00 300,00

Multiplexor 1 10,00 10,00

Conmutadores electr. 80 2,00 160,00

Relés 15 80,00 1.200,00

Fuentes de energía 21 2,88 60,48

Electroválvulas 60 8,00 480,00

Densistometros 1 12,00 12,00

TOTAL ...................................................................................... 2.425,73 Watts

Cosumo energético = 2,425 Kw x 10 h / día x 365 días / año = 8851,25 Kw – h / año

8851,25 Kw – h/afío x 0,085 US$ / Kw – h = 752,35 US$ /

año Costo Total = 752,35 US$ / Año

Considerando un costo adicional del 50% por concepto de:

1 Densitómetro digital ITT BartonMod. 860 6.200 6.200


1 Transductor de presión Omega Mod. PX 98 230 230

1 Fuente de energíaSI HMENS 150 150

6 Conmutadores. electrónicos 90 540

Sector GLP

10 Fuentes de energía SIEMENS 150 1.500



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6 Reles para bombas Mod. SSR 482 de 90 amp. 90 540

3 Unidades de Control de Tanque TCU. 6.000 18.000

3 Sistemas de barrera para regulación de medidas 1.000 3.000

3 Cilindros para gas nitrógeno de 100 Kg. 80 240

sector tanques



9 Relds para bombas Mod. SSR 482 de 90 amp. 90 810



5 Unidades de Control de Tanque TCU. 6.000 30.000

4 Sistemas de barrera para regulación de medidas 1.000 4.000

5 Cilindros para gas nitrógeno de 100 Kg. 80 400

Control de mando automático



1 Unidad Registradora (Remota) de Tanque 3.000 3.000

1 Servidor colector de datos (Modbus) 800 800

Cableado de todos los componentes 5.000 5.000

Entubado para tableado 5.000 5.000

Otros 5.000 5.000

Total F.O.B. U. S. A……………………………………… USS 285.315

Embalaje, transporte terrestre, transporte marítimo, aduana, tramites, almacenaje etc. se tiene:

Costo de importación:US$ 142.657

Costo Total (Puesto en Senkata )= FOB + Costo de importación: Costo total del Activo Fijo = 427.972 US$

I.-CRONOGRAMA DE INVERSIONES, ESTRUCTURA Y FINANCIAMIENTO.-

Considerando el mismo tratamiento economice del anterior sistema, se divide el año

de instalación del proyecto en dos periodos de seis meses durante los cuales se invertira

tanto en activos fijos y diferidos.


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Personal

Sueldo

mensual

al puesto

Beneficio

Social (

60%)

Sueldo

Anual

Total

Anual

1 Ingeniero de Planta 4.000 2.400 88.800 88.8o

4 Técnicos en Informática 3.000 1.800 66.600 :

266.400

3 Personal administrativo 2.500 1.500 55.500 166.500

1 Jefe de terminal 2.800 1.680 62.160 62.160

4 Técnicos mecánicos y elec.

1.500 900 33.300 99.900

6 Seguridad y vigilancia 800 480 17.760 106.560

3 Operadores de carburantes

1.500 900 33.300 99.900

3 Operadores de GLP. 1.500 900 33.300 99.900

TOTAL ................................................................................... Bs. 1.023.420

Al cambio del 31 de Diciembre de 2.003: Bs. 7.85 / US$

= US$ 130.372,00 /Año

a) COSTO DE MANTENIMIENTO:( 6% de la inversión) = US$ 25.678

b) COSTO POR CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

1. Costo de mantenimiento de personal anual .................. 427.972,00

2. Costo mantenimiento anual de la planta ....................... 130.372,00

3. Costo de Energía eléctrica anual ............................... . 25.678,00

4. Gastos de administración anual………………….……….805,60

Equipo o instrumento Cantidad

Consumo (watts)

Total (watts)

Computadoras 2 200,00 400,00

Unidad Registradora de Tanque 1 20,00 20,00

Servidor Colector de datos ( Modbus)

1 3,25 3,25

Impresoras 6 50,00 300,00

Conmutadores electrónicos 40 2,00 80,00

Relés 15 80,00 1.200,00

Fuentes de energía 31 2,88 89,28

Electroválvulas 60 8,00 480,00

Densitómetros 2 12,00 24,00

TOTAL ...................................................................................... 2.596,53 Watts


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Consumo energético = 2,59 Kw x 10 h / día x 365 días / año 9.477 Kw – h /

año 9.477 Kw – h / año x 0,085 US$ / Kw – h 805,60

US$ / Año Costo Total = 805,60 US$ /Año

c) GASTOS ADMINISTRATIVOS.

Servicios de teléfonos, agua, energía eléctrica = 800 Bs. / mes US$ 1.223,00 / Año Servicio de limpieza US$ 500,00 /Año

Total= US$ 1.723,00 / Año

TOTAL COSTOS VARIABLES Y FIJOS = US$ / Año

Costo de Personal ........................................ US$ 130.372,00 / Año

Costo de Mantenimiento ................................ US$ 25.678,00 / Año Costo de Energía Eléctrica ............................ US$ 805,60 /Año Gastos Administrativos .................................. US$ 1.723,00 / Año

Total .............................................. US$ . 158.578,60 /Año

El costo total de la Planta con el Sistema Neumohidrostáticosera; la suma de los 5 rubros

calculados, los que se detallan a continuación:

TOTAL USS 586.550,60

Este es el valor que tendría la Planta de Senkata con la instalación del Sistema Neumohidrostatico.

Habiendo realizado el análisis económico del Sistema convencional y los dos Sistemas alternativos a instalarse, vemos que el Sistema Neumohidrostatico es el más adecuado para ser instalado en la Planta de Senkata tanto por su costo económico como por su tecnología; a continuación mostramos en resumen los costos de los sistemas analizados.

Para terminar éste análisis se debe hacer notar que solo se ha realizado el análisis económico de la inversión en activos fijos correspondiente a los equipos que conforman los Sistemas Radar y Neumohidrostático a instalarse en la Planta de Senkata; el resto del análisis económico que concierne a depreciación de activos fijos , amortización de diferidos,

Sistema Costo en US$ Diferencia en US$

Convencional 339.681

Radar 943.468 603.787

Neumohidrostático 586.550 246.869


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flujo monetario que tiene la Planta se ve restringido en su análisis por carecer de la información necesaria por causa del excesivo celo de información por parte de los administradores actuales de la Planta.

Pese a esta contingencia' debemos afirmar que el costo de inversión no es elevado, además que actualmente se puede conseguir equipos y materiales compatibles con el sistema propuesto a un precio más accesible.

El proyecto no exigirá más erogaciones a la empresa, ya que con los ahorros que se generan por disminución de personal y número de actividades de control de la planta, se podrá cubrir los costos operativos y de inversión.

4.5 CONCLUSIONES.- En éste punto indicaremos los aspectos más sobresalientes del proyecto señalando las características más principales de operación del Sistema Neumohidrostático,

1.- Habiéndose realizado un estudio y análisis exhaustivo de las operaciones que en la actualidad realiza la Planta de Senkata, se vio que el sistema Convencional vigente ya no está al alcance del movimiento de grandes cantidades de productos y la creciente

Demanda del mercado.Entonces bajo éste panorama se ve la necesidad de modernizar la planta con la instalación de un sistema más versátil para las distintas operaciones que se realizan en esta planta.

2.- Los métodos convencionales de control ya no tienen vigencia en la mayoría de las plantas y terminales del mundo, y el costo de un sistema automático de últimageneración no es elevado, considerando que se ahorrara en presupuesto de personal y se incrementara el movimiento de productos, cubriéndose de esta manera la inversión con la implementación de un nuevo sistema.

3.- Del análisis económico realizado a los 2 posibles sistemas automáticos a ser implementados en la Planta de Senkata, se ve c laramente que e l Sis tema Neumohidrostatico es el más adecuado para su implementación por ser técnica y económicamente rentable.

4.- El Sistema Radar si bien es más veloz en las mediciones y cumple con las normas y exigencias técnicas; el nivel de precios de sus componentes hacen que no se pueda elegir este sistema para el cambio.

5.- En cambio el Sistema Neumohidrostaticoestá en el centro de costos entre el Convencional y el Radar, además que ofrece las mismas características de control de la planta.

Realizadas todas estas consideraciones se decide instalar el Sistema Neumohidrostaticoen la Planta de Senkata.

6.- El Sistema Neumohidrostatico ofrece un control absoluto del movimiento de la planta; evitando así las perdidas por sustracción de productos mediante la implantación del Software Fuels Manager que controla todas las operaciones de llenado y vaciado de los diferentes productos que se almacenan en la planta así también el despacho a los diferentes sistemas de distribución.

7.- Cálculo de volúmenes exacto de producto mediante el sistema de medición automática que evita las operaciones manuales de medición de parte de los operadores; másaún cuando se tienen malas condiciones ambientales que se toman peligrosas y riesgosas para estos últimos.


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S.- Se evita el mezclado o contaminado entre productos adyacentes en el Manifold OCOLP, como ser el Jet Fuel en el Kerosene. Esto se logra por la rápida decisión de operación de las electro válvulas en la conducción de los productos a sus respectivos tanques.

9.- El sistema impide el ingreso de producto contaminado de interface a productos de cabeza y cola estambién hacer la separación del mezclado o contaminado.

10.- Mayor satisfacción de los clientes por la rapidez de despacho, ya que por el incremento en la demanda es necesario realizar los despachos de cisternas con mayor celeridad y en el futuro mediato contar con sistemas de « carguío alto caudal.

11.- El sistema almacena en memoria todas las operaciones de la planta y reporta esta información las 24 horas del día mediante impresora, lo cual evita el trabajo de llenar volúmenes interminables de datos que en la actualidad realizan los operadores.

12.- El sistema proporciona la seguridad necesaria en el manejo de datos e información ya que este cuenta con un sistema de seguridad que en todo momento esta almacenando la información, de manera que ante cualquier contingencia no se la pierda.

4.6 RECOMENDACIONES

Las Recomendaciones necesarias para tener una instalación correcta y el óptimo funcionamiento del sistema.

- El personal técnico que se encargara de la implementación del proyecto debe estar compuesto por técnicos especialistas en instrumentación e informática principalmente; además que el mismo debe impartir todos los conocimientos necesarios para el manejo del sistema.

También el personal técnico que se hará cargo del manejo de la planta con el nuevo sistema, debe ser participe en lo posible desde el inicio de la instalación del sistema, a fin de familiarizarse con el tipo y tecnología del sistema; además ser testigo de las. Pruebas y ensayos de programas que se efectúen antes de poner en p leno funcionamiento al sistema.

La formación mínima inicial impartida por los computadores al personal que se hará cargo de su manejo será la función mínima necesaria para la explotación del

1 Sistema. Esta formación inicial no debe considerarse suficiente para obtener el máximo rendimiento.

Como en cualquier instalación de un sistema y equipo nuevo no pueden obtenerse inmediatamente los resultados deseados, entonces para lo --w el resultado óptimo de funcionamiento a continuación indicaremos los pasos para alcanzar este objetivo.

- Inicialmente se debe conseguir que, el sistema – computador, panel de control, instrumentos, sensores y actuadores funcionen correctamente habiéndose efectuado las calibraciones correspondientes. El personal debe familiarizarse con el manejo y utilización del sistema, lo cual se conseguirá con la formación y experiencia adquirida durante el tiempo de implementación del mismo.

- La computadora que contiene el Software Fuels Manager y la otra que contiene el Software para PC 3500 ATG deberán sostener el protocolo necesario para trabajar como supervisores indicando las acciones a tomar por el operador en el caso de salida de órdenes. Así el operador ira tomando confianza en él. Una vez comprobado que las dos computadoras regulan el proceso especialmente el de operación del Manifold OCOLP


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con la exactitud y precisión deseadas entonces se deja conectado ambas computadoras de manera que controlen directamente la operación sin que participe el operador.

- A partir de aquí comienza la etapa de experimentación del sistema e interacción de los software para conocer las relaciones entre las distintas variables del proceso.

En este proceso de experimentación se debe planificar cuidadosamente el manejo de las 2 áreas principales que tiene la Planta de Senkata que son el área de productos líquidos y el área de GLP.

PRINCIPALES OBSTÁCULOS EN LA IMPLEMENTACIÓN DEL SISTEMA.-Como ocurre al instalarse sistemas nuevos con tecnología avanzada, surgen problemas en la fase de instalación por causa de desconocimiento de algunas características técnicas que tiene el sistema. Estos problemas podemos agruparlos en tres categorías-.

1.- Enfoque incorrecto:

- Falta de una definición especifica de los objetivos.

Realizar cambios continuos en el diseño sin especificar los verdaderos objetivos. - Confiar demasiado en lo que "venden " los suministradores.

Demasiada prisa en poner el sistema bajo el control de las computadoras. - Demasiada prisa en obtener buenos resultados.

- Temor al resultado que posiblemente se obtenga.

2.- Medios inadecuados:

- Tener demasiada confianza en la ayuda del fabricante o externa.

Elección de un consultor inadecuado, por ejemplo por residir demasiado lejos.

Equipo humano deficiente, ya sea por haberlo creado tarde o por falta de algún elemento.

- Falta de una buena planificación en la implementación.

Deficiente e inadecuada formación al personal de equipo y operadores.

3.- Fallos funcionales:

- No documentar los cambios en el software y hardware.

- No hacer caso a las especificaciones de los suministradores como ser tendido de cables especulación en los márgenes de seguridad recomendados por ellos.

- Falta de comprobación exhaustiva a las conexiones de los diferentes instrumentos y equipos.

- Retraso en la entrega de los equipos o averías en su transporte.

- Diseño inadecuado del panel del operador, de los cambios operador / ordenador o viceversa.

- Contradicciones entre las funciones permitidas al operador con la lógica del programa.


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4,7 BIBLIOGRAFÍA Manual de Recipientes a Presión, Diseño y Cálculo. Eugene F. Megyesy Editorial Limusa-Noruega. Procedimiento General para la Fabricación y Montaje de Tanques de Almacenamiento. Juan Ceja Rodríguez Pedrosa, J., Subira. El inventario en tanques. Revista de Ingeniería química. Instituto Americano del Petróleo. API Editorial USA. 1993 100pp. Meza, Corado Mauricio José. Calibración de medidores volumétricos SMITH de doble cubierta y desplazamiento positivo para combustibles. Tesis de graduación ingeniero mecánico. 2005 Jorge Arqueta Valdez. Experiencias obtenidas en la inspección de tanques de almacenamiento de acuerdo a las normas API 650 y 653. Tesis de graduación ingeniero mecánico. 2001 Enraf equipos. http://www.enraf.com. Consulta de Internet. 2007.

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