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MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS
CAPITULO 19 - PÉRDIDAS POR EVAPORACIÓN EN TANQUES DE
ALMACENAMIENTO
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TABLA DE CONTENIDO
Pág.
1. OBJETIVO .................................................................................................................... 2
2. GLOSARIO ................................................................................................................... 2
3. CONDICIONES GENERALES .......................................................................................... 4
3.1 TIPOS DE TANQUES ..................................................................................................... 4
3.2 CLASIFICACIÓN DE LAS PÉRDIDAS EN TANQUES ......................................................... 8
4. DESARROLLO ............................................................................................................. 12
4.1 DEFINICIÓN DE VARIABLES PARA EL CÁLCULO .......................................................... 12
4.2 PROCEDIMIENTO DEL CÁLCULO ................................................................................. 13
4.3 REGISTROS ............................................................................................................... 24
4.4 ANEXO- GUIA DE DATOS BASE PARA CALCULO DE PÉRDIDAS POR EVAPORACION ..... 25
5. CONTINGENCIAS ....................................................................................................... 25
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1. OBJETIVO
Presentar los conceptos y las metodologías para estimar las pérdidas por evaporación en tanques de
almacenamiento de hidrocarburos y biocombustibles líquidos, para reportarlas adecuadamente dentro
de la clasificación de pérdidas identificables de la compañía.
2. GLOSARIO
Anual Net Throughput (Q): volumen total de producto bombeado hacia el tanque de
almacenamiento durante un año y que produce un incremento en el nivel del líquido almacenado. Si
procesos de recibo y entregas son realizados simultáneamente y no producen incremento en la altura
producto dentro del tanque, el net throughput es cero. Se presenta como función del volumen del
tanque y del número de movimientos del mismo.
Componentes del peso molecular ( ): es necesario determinar el peso molecular de los
componentes individuales para convertir las concentraciones de la base molar a peso base. El peso
molecular de algunos componentes de hidrocarburo se puede obtener del API MPMS Capítulo 19.4
Anexo B.
Concentración de los componentes molares en el líquido ( ): las concentraciones del
componente molar en las especificaciones químicas del líquido almacenado ( ), es necesario para
calcular las concentraciones de vapor en equilibrio. Estas composiciones de los líquidos pueden ser
determinadas de un resumen de las muestras de almacenamiento, o de los datos de los líquidos
almacenados usados para mezclas de productos. Estas concentraciones son algunas veces presentadas
en un volumen ( ) o pesos base ( ), mientras la relación de equilibrio de vapor-liquido es calculada
en una base molar ( ). La conversión de un volumen ( ) o pesos base ( ), a base molar ( ), se
puede observar en el apéndice B del Capítulo 19.4 del API MPMS.
Concentraciones en vapor del componente molar ( ): cuando se usa una ecuación de estado
para determinar la composición de vapor, la concentración de los componentes en el vapor ( ), es
determinado en volumen o base molar. Determinar la cantidad de emisiones VOC (Compuestos
Orgánicos Volátiles), se representa por las partes que lo constituyen, la concentración de los componentes debe ser convertida a peso base ( ).
Componentes saturados en la presión de vapor (Pi°): la presión de vapor especifica (Pi°) de cada
componente en el líquido almacenado es necesario para determinar la presión de vapor en el
almacenamiento. Este valor se puede obtener en el API Technical Data Book – Petroleum Refining, o
puede ser calculado usando la ecuación de Antoine.
Evaporación: es el resultado del proceso físico por el cual una sustancia cambia de estado líquido a
gaseoso. La evaporación es un cambio de estado, y precisa una fuente de energía que proporcione a
las moléculas de líquido, la suficiente para efectuarlo.
Peso molecular del líquido almacenado ( ): es el promedio del peso molecular del líquido sobre
una base de peso. El es necesario para convertir las concentraciones de liquido almacenado de un
peso base a un peso molar, y puede ser determinado del análisis de líquidos almacenados, o calculado de la composición del líquido almacenado. Existen dos métodos para determinar esta variable:
cromatografía de permeación con gel (GPC) usando un detector de índice de refracción (RI), y
cromatografía de gas usando un detector de llama ionizante.
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Cuando las fracciones peso de todos los componentes de un líquido almacenado se conoce, el peso
molecular del líquido almacenado puede calcularse como:
Donde:
Fracción peso del componente i en la fase líquida
Peso molecular del componente i (lb/lb-mol)
Peso molecular del vapor almacenado (Mv): es necesario para convertir las concentraciones de
una base molar a peso base. Se puede determinar por el análisis de las muestras de vapor, o por el
cálculo de la composición de vapor. En la ausencia de esta información, puede usarse el valor de 64
lb/lb–mol para gasolina y un valor de 50 lb/lb–mol para crudos entre 20 °API y 30 °API.
Donde:
Fracción molar del componente i en la fase vapor
Peso molecular del componente i (lb/lb-mol)
Presión atmosférica (Pa): (en psia) es usada para determinar emisiones bajo el método de cálculo
de la presión total. La presión atmosférica debe ser medida en el sitio, o puede usarse un valor de
14.7 libras psia.
Presión de vapor: Tendencia de un liquido a evaporarse y expresada como la presión a la cual
coexisten en equilibrio la fase liquida y gaseosa de determinado producto. Los líquidos volátiles y
gases licuados del petróleo tienen una presión de vapor mayor que la presión atmosférica.
Presión de vapor Reid: método de ensayo de laboratorio para determinar la presión de vapor de
crudos y productos volátiles a la temperatura de 100 °F (ASTM D323). El ensayo es un medio para
determinar si un hidrocarburo líquido almacenado en un tanque atmosférico, se vaporizará o no cuando
su temperatura se eleve a 100 °F.
Presión de vapor en el almacenamiento (P): para petróleo y crudo almacenado, la presión de
vapor (P), del liquido almacenado (en psia) se puede determinar con el promedio de Reíd para la
presión de vapor (RVP) y el promedio de la temperatura del liquido (Tb), usando la presión de vapor B-
1 y B-2 que se muestran en el apéndice B del Capítulo 19.4 del API MPMS. P es necesario para
determinar las emisiones totales de hidrocarburo, desde la fuente de emisión.
En la mayoría de las situaciones, se asume que la medida de la temperatura del líquido y el promedio
de la presión de vapor en el almacenamiento (TVP) son esencialmente iguales a las que se presentan
en la superficie del líquido donde se presenta la vaporización.
Temperatura del líquido en el almacenamiento: estimar la presión de vapor de los componentes
individuales en el petróleo almacenado y la composición del espacio de vapor, se requiere para
determinar la temperatura promedio del líquido (Tb). Esta puede ser determinada por un registro de
medidas, o estimada del promedio anual de temperatura ambiente (Ta).
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3. CONDICIONES GENERALES
El desarrollo de este documento está basado en el contenido del Capítulo 19 del API MPMS (Chapter
19.1, API MPMS Evaporative Loss from Fixed-Roof Tanks, 3rd Edition, March 2002, Addendum August
2008 y Chapter 19.2, API MPMS Evaporative Loss from Floating-Roof Tanks, 2nd Edition, September
2003).
Los métodos aquí tratados se usan para estimar las pérdidas anuales por evaporación en varios tipos
de tanques (techo fijo y flotante), dependiendo del tipo de líquido almacenado (densidad, presión de
vapor), tamaño del tanque y material del tanque, tipo de venteo, temperatura de almacenamiento,
volúmenes manejados y datos del medio ambiente (la velocidad del viento, temperatura ambiente
promedio, presión atmosférica).
La información del estimado anual de pérdidas (reales o simuladas) por evaporación, en tanques de
almacenamiento en tierra y buque tanques, se puede utilizar, como soporte para:
Seleccionar tipo de almacenamiento, según tipo de producto techo fijo o techo flotante.
Soportar requerimientos de calibración de venteos de tanques (válvulas de presión y vacío) y la
instalación de estas en reemplazo de cuellos de ganso.
Requerimientos de mantenimiento de sellos de membranas y techos flotantes.
Escogencia del color de los tanques fríos y tanques calientes.
Análisis de atmósferas explosivas y los informes de aseguradoras de plantas.
Puede considerarse como una guía y/o punto de partida en la construcción de la solución ya que la
información contenida en este se da por el análisis y revisión de los requerimientos entregados por
Ecopetrol GRB el Manual técnico ECP-SGTI-AI4-G03 que contiene una descripción de la funcionalidad
Técnica en el sistema SIO requerida para los ajustes de los informes y reportes de emisión de gases.
3.1 TIPOS DE TANQUES
A continuación se describen los diseños básicos de los tanques de almacenamiento y también se
explican los tipos de pérdidas que ocurren en cada una de ellos.
3.1.1 Tanques de Techo Fijo
Un típico tanque de techo fijo, consta de una cubierta de acero cilíndrica, con un techo que puede
variar su diseño entre cono y domo (ver Figura 1 extractada del API MPMS 19.1 (2002) Figure 11 ―
Typical Fixed-Roof Tank). El diseño de los tanques de techo fijo requiere una abertura a la atmósfera
que permita el movimiento y desplazamiento de aire y vapores, durante el llenado, retiro y expansión
por calentamiento. La apertura esta comúnmente provista con dispositivos de presión/vacio que
permiten la operación. En este tipo de tanque se presentan pérdidas por venteo y por operación.
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Figura 1 - Tanque de techo fijo
(Fuente:API MPMS Capítulo 19.1)
Las emisiones de tanque de techo fijo varían en función de la capacidad del tanque, la presión de vapor
del líquido almacenado en el tanque y las condiciones atmosféricas donde se encuentra localizado el
tanque. Las emisiones de los tanques de techo fijo se pueden reducir instalando internamente un
techo flotante o usando dispositivos de recuperación de vapor.
3.1.2 Tanques de Techo Flotante
3.1.2.1 Techo Flotante Externo
Los tanques de techo flotante externo, son tanques cilíndricos con techo ubicado sobre la superficie del
líquido que está almacenado. Los componentes básicos del tanque incluyen (ver Figura 2 extractada del
API MPMS 19.2 (2003) Figure 8 — External Floating-roof Tank with Double-deck Floating Roof):
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Cuerpo del tanque cilíndrico,
Techo flotante,
Sello perimetral adherido al techo del tanque
Tubo de medición
Flotadores
Válvulas de drenaje, de seguridad
Soportes del techo
Los techos flotantes reducen las pérdidas por evaporación, al estar contacto directamente con la
superficie del líquido. Las pérdidas por llenado y vaciado en este tipo de tanques, prácticamente se
eliminan. Las pérdidas se reducen a las que se generan a través de los accesorios del techo y espacios
entre los sellos y la pared del tanque, incrementadas principalmente por la velocidad del viento. En
este tipo de techo no se presentan pérdidas a través del mismo debido a que sus juntas son soldadas.
Aunque las pérdidas por retiros son típicamente más pequeñas que las pérdidas permanentes de
almacenamiento, la frecuencia en que el nivel del líquido baja en un tanque de techo flotante externo
puede incrementar este tipo de pérdidas.
3.1.2.2 Tanques de Techo Flotante Interno (membrana)
Un tanque de techo flotante interno tiene un techo fijo permanente y un techo flotante interno. El
techo fijo reduce la velocidad del viento, el techo interno reduce el contacto entre la superficie del
Figura 2 - Tanque de techo flotante externo
(Fuente: API MPMS Capítulo 19.2 )
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líquido y el espacio de vapor del tanque, en consecuencia reduce la evaporación del líquido
almacenado. El techo asciende y desciende con el nivel del líquido por efecto de los flotadores
instalados sobre el mismo para tal fin.
Los dos tipos básicos de tanque con techo interno flotante son:
1) Tanque con techo fijo que es soportado por columnas verticales dentro del tanque, las cuales le
sirven de guía a la membrana flotante (ver Figura 3 extractada del API MPMS 19.2 (2003)
Figure 8 — External Floating-roof Tank with Double-deck Floating Roof).
Figura 3 - Tanques de Techo Flotante Interno con techo externo soportado por columnas
(Fuente. API MPMS Capítulo 19.2)
2) Tanques con techo fijo auto soportado, que no tienen columnas de soporte interno ver Figura 4
extractada del API MPMS 19.2 (2003) Figure 10 — Covered Floating-roof Tank with External-
type Floating Roof).
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Figura 4 - Tanques de Techo Flotante Interno techo externo auto soportado
(Fuente: API MPMS Capítulo 19.2)
Las membranas flotantes utilizan un sello perimetral que se desliza sobre la pared del tanque,
minimizando la evaporación del producto, existe la opción de colocarles doble sello: primarios y
secundarios. Generalmente, estos tanques tienen salidas que facilitan las descargas de vapor al
ambiente, instaladas en la cima del techo fijo. Las aberturas minimizan la posibilidad de acumulación
de vapor en concentraciones que pueden llegar a ser inflamables.
Las pérdidas en los tanques de techo interno flotante, es la suma de pérdidas por trabajo y las pérdidas
por almacenamiento (respiración). Las pérdidas por trabajo en tanques de techo flotante interno se
producen por los vapores del líquido almacenado que se adhiere a la pared y columnas del tanque. Las
pérdidas por almacenamiento se producen por fugas que se presentan en el borde del sello, las
pérdidas propias por el techo y las pérdidas por las juntas en el techo flotante.
3.2 CLASIFICACIÓN DE LAS PÉRDIDAS EN TANQUES
Las pérdidas totales ( ) de emisiones en tanques por evaporación es la suma de pérdidas por
almacenamiento ( ) (respiración) y las pérdidas por trabajo ( ) (recibos y despachos). Normalmente
se calculan en lb/año.
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3.2.1 Pérdidas por Almacenamiento ( )
Bajo condiciones completamente estáticas, las concentraciones de vapor en equilibrio pueden ser
estables y ninguna evaporación adicional ocurrirá. En estas condiciones el espacio de vapor del tanque
es saturado con vapor.
Las pérdidas por venteo en los espacios de vapor ocurren cuando la temperatura diaria y la presión
barométrica cambian causando expansión térmica y contracción de vapor. Esto causa saturación de
vapor que sale del tanque y succión de aire fresco, esto sucede con líquidos volátiles con una presión
de vapor superior a 1,5 psia. Una metodología para estimar emisiones de sustancias de presión de
vapor baja, consiste en una ecuación de pérdidas por almacenamiento que se desarrolló con el modelo
teórico de las pérdidas que se puede consultar en el capítulo 19.1 del API MPMS. Las pérdidas por
venteos se ven afectadas por el diámetro y el color del tanque (absorción de calor) entre otras
variables y hacen parte del modelo teórico de cálculo.
3.2.2 Pérdidas por Trabajo ( )
Las pérdidas por trabajo son aquellas que se producen por evaporación asociada con cambios del nivel
de líquido en el tanque (recibos y despachos) y pueden incluir el desplazamiento de vapor que se
genera en la superficie del líquido. Las pérdidas por trabajo se ven afectadas por el número de
movimientos del tanque, el peso molecular del producto, diámetro, el color del tanque y el remanente
promedio anual del líquido en el tanque, entre otros.
Un techo flotante desciende durante los retiros del producto almacenado, parte del líquido almacenado
se adhiere a la superficie de la pared del tanque y es expuesta a la atmósfera. Las pérdidas por
evaporación representan la cantidad de producto que se evapora antes que sea cubierta por el techo
flotante en el llenado siguiente. Generalmente, el factor más importante que afecta la adherencia es la
viscosidad del producto almacenado.
3.2.3 Fuentes potenciales de evaporación
La absorbencia solar de la superficie externa del tanque es una función adimensional del color, del
estado de la pintura y del tipo de superficie, que afecta la emisión de vapores en todos los tanques de
almacenamiento. Para determinar su valor referirse a la Tabla 5 del Capítulo 19.1 del API MPMS, o
calcularla mediante la siguiente ecuación:
Donde:
Absorbancia total del tanque
Absorbancia en el techo del tanque
: Absorbancia en la pared del tanque
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3.2.3.1 Tanques de techo flotante
Borde del sello
Las pérdidas en el borde del sello varían con la presión de vapor del producto almacenado y el
promedio del peso molecular del vapor, tal como la fuente en el promedio de la velocidad del viento, y
el factor de pérdida del borde del sello.
Los mecanismos de pérdidas de vapor del borde del sello en tanques de techo flotante interno y
externo son complejos. De cualquier modo, se ha hallado que el viento es un factor dominante en
inducir las pérdidas de vapor en el borde del sello de tanques de techo flotante externo.
Otras causas potenciales de las pérdidas por el sello incluyen la expansión del gas en el espacio de
vapor, el cual es atribuible a cambios en la temperatura o la presión. De cualquier modo, estudios del
API concluyeron que las pérdidas originadas por estos espacios son despreciables.
Propias del Techo
Las pérdidas totales propias por techo varían con la presión de vapor del líquido almacenado, el
diámetro del tanque, y los factores de pérdidas propias por el tipo de techo, las cuales dependen del
diseño del techo.
Los mismos mecanismos que afectan las pérdidas por borde de sello también afectan pérdidas a través
de las adecuaciones en los techos flotantes. Estas adecuaciones, penetran el techo flotante y son
fuentes potenciales de pérdidas porque requieren de aperturas que permiten comunicación entre el
líquido almacenado y el espacio de vapor sobre el techo flotante. Mientras estas aperturas son
habitualmente para los sellos, los detalles de diseño de ajustes de techo generalmente evitan el uso de
un sello hermético al vapor.
Para tanques de techo flotante interno, las emisiones pueden también ocurrir por las juntas o traslapos
del techo, se asume que estas pérdidas ocurren continuamente. Este factor de pérdida por las juntas
no afecta a los tanques de techo flotante externos, toda vez que las juntas son soldadas.
3.2.3.2 Tanques de techo fijo
Principal fuente de pérdidas debido al espacio de vapor entre la superficie del líquido y el techo.
Válvulas de presión y vacío
Por el diseño mismo de las válvulas, en las operaciones de llenado de los tanques, estas permiten la
emisión de vapores a la atmósfera a partir del momento en el que la presión de vapor dentro del
tanque sea mayor que la presión de calibración de la válvula.
En la operación de despacho del tanque, se genera el efecto contrario, es decir, la válvula abre para
permitir el ingreso de aire al tanque.
La capacidad de las válvulas de presión y vacío debe ser calculada de acuerdo al API 2000 y el set point de estas válvulas por presión y por vacío se determina según las consideraciones de diseño del tanque.
Estas válvulas de presión y vacío deben mantenerse debidamente calibradas y debe disponerse de un
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programa de aseguramiento de confiabilidad para disminuir las pérdidas por evaporación debidas a
almacenamiento.
Los cuellos de ganso o respiraderos que no se operan como válvulas de presión y vacío aumentan las
pérdidas por evaporación debido a que no operan a un set point determinado, es por esto que deben
reemplazarse por válvulas de presión y vacío.
Venteo
El venteo operan de forma similar a las válvulas de presión y vacío y permiten salida de vapores y
entrada de aire para mantener el tanque en presiones de operación seguras.
Escotillas y manholes
Son facilidades en el tanque para propósitos de operación y mantenimiento y pueden contribuir a
generar pérdidas en la medida en que los mismos se mantengan abiertos.
Cámaras contra-incendio
Son accesorios instalados para extinción de incendios en el tanque, la rotura del sello puede ser causa
de escapes de vapor que generan altas pérdidas en caso de no tener mantenimiento adecuado.
3.2.3.3 Pérdidas en operaciones marinas y fluviales
En naves, barcos, remolques y buque-tanques, los almacenamientos de petróleo se evaporan en los
espacios de vapor de los compartimientos, alcanzando eventualmente equilibrio si no hay vapor
desplazándose.
La operación de hidrocarburos en este tipo de tanques tiene un compartimiento similar a las
operaciones realizadas en tierra, por lo tanto el manejo de los productos presentan igualmente un
porcentaje de pérdidas por evaporación.
La geometría de los tanques de carga en buques y naves es diferente a la de los tanques de tierra y
por lo tanto requieren un procedimiento de cálculo que difiere del desarrollado en este capítulo.
Debido a que los datos se promedian para la obtención de cálculos, es necesario tener una precisión de
dos decimales en las variables de entrada y mantener seis decimales en el proceso de cálculo.
La metodología aplica para:
1) Líquidos con presión de vapor que han alcanzado el equilibrio con las condiciones ambientales a
una presión de vapor verdadera menor que la presión atmosférica ambiental en el sitio, (es decir
que no están en ebullición).
2) Líquidos para los cuales la presión de vapor es conocida, o para los cuales hay suficientes datos
disponibles para determinarla.
3) Se asume que hay suficiente líquido presente, de tal manera que la composición química del
líquido en la superficie, no cambia como resultado de la evaporación.
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4. DESARROLLO
El procedimiento general para determinar emisiones de evaporación de hidrocarburos, parte de las
especificaciones que se tienen del producto. Se pueden calcular las emisiones del vapor total, tomando
en cuenta la composición del hidrocarburo incluyendo los espacios de vapor (tomando la presión
atmosférica como la presión total del sistema) o sobre la porción de hidrocarburo en los espacios de
vapor (basado en la presión parcial del espacio de vapor como la presión total del sistema). La mejor
aproximación depende de cómo son usados los resultados.
4.1 DEFINICIÓN DE VARIABLES PARA EL CÁLCULO
La información con respecto a la propiedad física y la composición del petróleo almacenado, es
requerida para calcular con exactitud las emisiones totales de hidrocarburo y deben ser específicas por
tipo de hidrocarburo, a continuación se presentan las variables a tener en cuenta:
A continuación se presentan la definición de las variables principales para el cálculo de las pérdidas por
evaporación, el API MPMS Capitulo 19.1 Table 1 ― Nomenclature contiene un listado completo de las
mismas.
: Es el volumen máximo del líquido en el periodo [ ]
: Es el peso molecular del vapor almacenado [ ]
: entradas totales que se le hubiesen hecho al tanque para un producto [ ]
: Densidad del líquido almacenado [ ]
: Constante en la ecuación de la presión de vapor. Es adimensional.
: Constante que representa la absorbancia solar en la superficie del tanque, depende del color del
tanque y del estado de la pintura. Es adimensional. Su valor se encuentra detallado en el API MPMS Capítulo 19.1 Table 5 ― Solar Absorptance ( ) for Selected Tank Surfaces.
: Es el promedio de temperatura ambiente en grados Rankine (°R).
Nota: Para convertir desde °F utilice la ecuación:
: Es la temperatura en grados Rankine (°R) del líquido. Sí esta no se conoce, esta puede ser
estimada mediante la siguiente ecuación:
: es la radiación solar en el sitio normalmente medida en y se obtiene de la entidad
meteorológica del lugar
: Es la temperatura promedio en la superficie del líquido medida en grados °R. Sí este valor para
el tanque no está disponible, esta temperatura puede calcularse mediante la ecuación:
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: Es la presión de vapor debido a la temperatura promedio diaria en la superficie del líquido
[psia]. Se puede calcular a partir de la ecuación:
Las constantes A y B se pueden obtener del API MPMS 19.1 Table 6 ― Properties ( ) of
Selected Petroleum Liquids, o de acuerdo con el API MPMS 19.1 numerales 19.1.2.2.2.9.1 para
productos refinados, 19.1.2.2.2.9.2 para crudos, y 19.1.2.2.2.9.3 para petroquímicos. : Es la densidad del vapor almacenado [ ]. Para su cálculo se requiere el peso molecular del
vapor almacenado ( ), la presión de vapor ( ), la constante de los gases ideales (R= 10.73
) y la temperatura en la superficie del líquido ( ). Con esto datos se calcula
utilizando la siguiente ecuación:
4.2 PROCEDIMIENTO DEL CÁLCULO
El procedimiento del cálculo de las pérdidas por evaporación es diferente dependiendo del tipo de
tanque, pero siempre cumple con la ecuación:
Donde
: Pérdidas totales en lb/año o bls/año
: Pérdidas por almacenamiento en lb/año o bls/año
: Pérdidas por trabajo en lb/año o bls/año
4.2.1 Pérdidas para tanques de techo fijo
Las siguientes condiciones son asumidas en los cálculos de pérdidas descritos en este parágrafo:
a. El tanque es un cilindro vertical (para tanques cilíndricos horizontales véase 7.2.2.1)
b. El producto almacenado posee un TVP no mayor que 0.1 psia (para productos con alta
volatilidad véase el parágrafo 7.2.2).
c. Los venteos están siempre abiertos o tienen un punto de ajuste cercano a ±0.03 psi (0.5
oz/in2). Para venteos con puntos de ajustes mayores ver 7.2.2
4.2.1.1 Pérdidas por almacenamiento ( )
La siguiente información mínima es necesaria para calcular las pérdidas de almacenamiento :
a. El diámetro del tanque (D).
b. La altura de la lámina del tanque.
c. El tipo de techo del tanque (techo cónico o tipo domo).
d. El color de la superficie externa del tanque.
e. Localización.
f. El tipo de producto almacenado. g. La temperatura de almacenamiento del producto.
h. La presión de vapor del producto (o la presión de vapor Reid RVP de este)
i. El nivel del líquido almacenado.
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Un mejor estimado de las pérdidas por almacenamiento puede obtenerse mediante el conocimiento de
la siguiente información adicional:
a. La pendiente del techo cónico o el radio del domo.
b. Los valores de los puntos de ajuste de las válvulas de presión y vacio
c. La temperatura ambiente promedio.
d. El rango (valores máximos y mínimos) de la temperatura ambiente
e. La radiación solar diaria total en una superficie horizontal.
f. La presión atmosférica.
g. El peso molecular del vapor del producto almacenado
h. La temperatura en la superficie del líquido almacenado. Las pérdidas por almacenamiento para un período d (en días) pueden estimarse a partir de la
ecuación
Donde:
: Es el factor de expansión del espacio del vapor típicamente igual a 0.04 pero que puede
estimarse de forma más precisa sí se conocen el factor de absorbancia ( ), la máxima y mínima
temperatura promedio diaria ( y ) y la radiación solar (I) mediante la ecuación:
Donde:
, la ecuación usa variables con valores en grados Rankine (°R) y
BTU.
: Altura del espacio de vapor, calculada a partir de la ecuación:
Donde:
Altura sección vertical del tanque
Altura del líquido almacenado, [ft].
Altura equivalente del volumen del vapor contenido debajo del techo, [ft].
El cálculo de depende de la forma del techo así:
Nota: Las figuras 5 y 6 fueron extractadas del API MPMS 19.1 (2002) Figure 1 ― Fixed-Roof Tank
Geometry.
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CAPITULO 19 - PÉRDIDAS POR EVAPORACIÓN EN TANQUES DE
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Figura 5 - Techo Cónico
Altura máxima del techo [ft].
Radio del tanque [ft].
Pendiente del techo [ft/ft].
D Diámetro del tanque
Donde:
Si no se conoce se asume 0.0625 ft/ft
Figura 6 - Techo tipo domo
Altura máxima del techo [ft].
Radio de la circunferencia del domo del
techo [ft]. Radio del tanque [ft].
Pendiente del techo [ft/ft].
D Diámetro del tanque
Si no se conoce se asume igual a D
: Factor de saturación del espacio de vapor: utilizado para representar el grado de saturación del
vapor del producto almacenado en las emisiones de vapor. Puede estimarse usando la ecuación:
Donde:
Es la presión de vapor debido a la temperatura promedio diaria en la superficie del líquido
: Densidad del vapor del producto almacenado.
4.2.1.2 Pérdidas por trabajo (
Las pérdidas por trabajo se relacionan con las pérdidas de vapor asociadas al movimiento (llenado y
vaciado) del tanque. Estas pueden calcularse a partir de la siguiente información:
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a. El peso molecular del vapor del producto almacenado
b. La presión de vapor del producto (o la presión de vapor Reid RVP de este)
c. El diámetro del tanque (D) y la máxima altura de almacenamiento del líquido o el anual net
throughput (asociado con el incremento del nivel de líquido almacenado)
d. La tasa de renovación del inventario.
e. El tipo de producto almacenado.
Un estimado más preciso de estas pérdidas puede ser obtenido si se conoce la siguiente información:
a. Los valores de los puntos de ajuste de las válvulas de presión
b. La temperatura en la superficie del líquido almacenado.
Las pérdidas por trabajo se calculan mediante la ecuación:
Por lo que las pérdidas de trabajo se encuentra asociado a las siguientes variable:
a. El volumen de los valore desplazados, Q (expresado en términos de N, y D).
b. El factor de renovación del producto,
c. El factor del producto,
d. El factor de corrección por venteo,
e. La densidad del vapor del producto almacenado,
El anual net throughput (Q) puede expresarse como una función del volumen del tanque y el numero
(N) de renovaciones del producto. El volumen del tanque es expresado en términos del diámetro del tanque (D) y la máxima altura de almacenamiento del producto ( ). Si el throughput neto anual (Q),
es conocido, los términos N, y pueden reemplazarse por la ecuación:
El número de renovaciones del tanque por año (N) puede calcularse como:
Para tanques donde el anual net throughput (Q) es grande, resultando en frecuentes renovación del
tanque (mayor que 36 veces por año), la mezcla aire venteado/vapor de producto es no-saturada con el vapor del producto. El factor de renovación por pérdidas de trabajo ( ) es utilizado para
representar dicha condición de no saturación del vapor venteado. se calcula así:
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El factor de producto para pérdidas por trabajo del producto por trabajo representa los efectos
de los diferentes tipos de productos almacenados durante el trabajo del tanque.
El uso de este factor aplica únicamente para pérdidas por trabajo y no debe utilizarse para estimar
pérdidas de evaporación por almacenamiento. Depende del tipo de producto y típicamente posee los
siguientes valores:
= 0,75 para crudos
=1,0 para refinados
=1,0 Para petroquímicos
El factor de corrección por venteo, represente el efecto de la presión previa al venteo sobre el
vapor del producto almacenado. Este valor es igual a 1,0 para un rango de ajuste de la válvula de venteo ( ) no superior que el típico rango de ±0,03 psi (±0.5 oz/in2).
Donde:
: Rango de ajuste de la válvula de venteo, en psi
: Valor de ajuste por presión de la válvula de venteo (siempre un valor positivo), en psig.
: Valor de ajuste por vacio de la válvula de venteo (siempre un valor negativo), en psig.
Si estos valores no están disponibles asuma +0,03 psig para y -0,03 psig para .
Sí el tanque de techo fijo es de construcción pernada o remachada en la cual el techo o las placas de las paredes no presentan fuga de gas, asuma que es 0 psi, sin importar si una válvula de venteo es
utilizada.
Cuando:
Entonces,
Donde:
: El factor de renovación por pérdidas de trabajo,
: Valor de ajuste por presión de la válvula de venteo (siempre un valor positivo), en psig,
: Presión atmosférica en psia,
: Presión del espacio de vapor a las condiciones iníciales durante la operación normal, en psig
: El factor de corrección por venteo,
: Presión del vapor debido a la temperatura diaria promedio en la superficie del producto, en psia
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4.2.2 Casos especiales
4.2.2.1 Tanques horizontales
En este caso la longitud y el diámetro del tanque horizontal deben transformarse a un diámetro y una
altura de un tanque vertical equivalente. Para ello, se asume que el tanque horizontal es un cilindro,
luego se asume que el tanque se encuentra lleno hasta la mitad, con lo que la superficie del líquido
tiene la forma de un rectángulo con una longitud igual a la longitud del tanque y un ancho igual al
diámetro de la sección circular de este. La superficie del rectángulo del tanque horizontal puede convertirse en un área circular equivalente en un tanque vertical. El diámetro de un tanque
equivalente se calcula a partir de la ecuación:
Donde:
: Longitud del tanque horizontal (para tanques con casquetes en sus extremos se usa la longitud
total), y : Diámetro de una sección vertical del tanque horizontal.
La altura de un tanque vertical equivalente se determina calculando la altura del tanque vertical que
podría resultar en un volumen encerrado aproximadamente igual al del tanque horizontal. Sí se asume
que el volumen del tanque horizontal es igual al área de la sección circular del tanque multiplicada por la longitud del tanque, la altura del tanque equivalente puede ser calculado como:
Las pérdidas por almacenamiento para un período d (en días) pueden calcularse sustituyendo D por
y por ( ) por en la ecuación general de pérdidas por almacenamiento mostrada en sección
4.2.1.1
Sin embargo, sí se conoce el volumen almacenado del tanque horizontal, esta ecuación puede
modificarse sustituyendo la expresión del volumen almacenado de esta ecuación
(expresado en ft3) por el volumen almacenado conocido, y estimando luego las pérdidas por
almacenamiento.
En tanques horizontales enterrados se asume que no existen perdidas por almacenamiento ( )
puesto que la naturaleza aislante de la tierra limita los cambios de la temperatura durante el día.
Para determinar las pérdidas por trabajo ( ) de un tanque horizontal, en la ecuación general de éstas,
mostrada en la sección 4.2.1.2, sustituya D por y por . La ecuación modificada quedaría
como:
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Alternativamente, sí se conoce el anual net throughput (Q) del tanque horizontal se pueden determinar las pérdidas por trabajo volumen almacenado del tanque horizontal, reemplazando los términos N,
y por su equivalente
4.2.2.2 Productos con alta volatilidad
Cuando el producto almacenado tiene un TVP mayor que 0,1 psia, es necesario estimar un valor más
preciso del factor de expansión del espacio del vapor utilizando la ecuación:
Donde:
: Es el gradiente de la temperatura del vapor en grados °R
: Es la temperatura promedio en la superficie del líquido en grados °R
: Rango diario de la presión de vapor, puede calcularse utilizando la ecuación:
Donde:
: Presión del vapor del almacenamiento @ máxima temperatura de la superficie del líquido ( )
expresada en psia
Es la temperatura máxima en la superficie del líquido en °R, se calcula así
: Presión del vapor del almacenamiento @ mínima temperatura de la superficie del líquido ( )
expresada en psia
Temperatura mínima en la superficie del líquido en °R, se calcula así,
Un método alternativo y simplificado (pues requiere conocer únicamente la presión de vapor a la temperatura diaria promedia de la superficie del líquido de calcular el rango diario de la presión de
vapor se obtiene mediante la ecuación:
: Es la presión de vapor debido a la temperatura promedio diaria en la superficie del líquido
[psia]. Se puede calcular a partir de la ecuación:
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: Rango de ajuste de la válvula de venteo, en psi
: Presión atmosférica
: Es el punto de ajuste de la válvula de venteo. Se asume un valor de 0 para techo con venteo
libre y 0.06 para techo con válvula de venteo.
El valor obtenido para se reemplaza en la ecuación general de pérdidas por almacenamiento
siempre y cuando su valor sea mayor o igual a cero. Sí el valor obtenido es negativo, se usa un valor
de cero para . Esto resultará en un estimado de pérdidas por almacenamiento de cero bajo el
supuesto que el rango de ajuste de la válvula de venteo ( ) es suficientemente alto para prevenir
pérdidas por respiración que ocurran durante las condiciones promedias asumidas.
Las pérdidas por trabajo se calculan utilizando la ecuación general sin ninguna modificación.
4.2.2.3 Productos con altos valores de ajuste del venteo
Cuando el valor de ajuste del venteo es significativamente más alto que el típico rango de ± 0,5 oz/in2
el valor de deberá calcularse utilizando almacenado tiene un TVP mayor que 0,1 psia, es necesario
estimar un valor más preciso del factor de expansión del espacio del vapor utilizando la ecuación
para utilizada en el parágrafo 4.2.2.2. Sí se obtiene un valor para se utiliza un valor de 0 en
la expresión general de pérdidas por almacenamiento .
Altos puntos de ajuste también garantizan que el factor de corrección por venteos de las pérdidas
por trabajo .será menor que 1. Cuando la condición:
Se cumple, el factor de corrección utilizado en la ecuación general de pérdidas por trabajo se
determina usando la ecuación:
En caso contrario (el condicional es menor o igual que 1.0) se usa un valor de .
Valores de representan la reducción de las emisiones debido a la condensación de los vapores
almacenados antes que ocurra la apertura de la válvula de venteo.
4.2.3 Pérdidas para tanques de techo flotante
P Es el promedio de la presión de vapor real a la temperatura de almacenamiento
Es la presión atmosférica en el sitio del tanque psia.
P* Función Presión de vapor, Tabla 11 del Capítulo 19.2 del API MPMS o se calcula así:
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Donde:
Promedio de temperatura del remanente del taque en °F, en el sitio y es función del color de la
pintura del tanque Tabla 16 Capítulo 19.2 del API MPMS.
Las constantes A y B son diferentes para crudo y refinados se calculan así:
4.2.3.1 Refinados
Presión de vapor Reid, en psi
Destilación al 10% de volumen evaporado en °F, ASTM D86
4.2.3.2 Crudos
promedio del peso molecular del vapor del remanente del producto, libras/libras mol.
64 para gasolinas
50 para crudos
Tablas 13 y 14 para otros productos
factor del producto
1,0 para refinados
0,4 para crudos
1,0 para mezcla
: densidad del vapor del producto. Libras por galón
Tabla 14, Capítulo 19.2 API MPMS para petroquímicos.
V, es el promedio de la velocidad del viento en el sitio en millas/hora
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4.2.3.3 Pérdidas por el sello
es el factor de pérdidas totales por sello.
es el factor de pérdidas por sello y se calcula así:
Estos valores se leen de la tabla de sellos, suministrada por el fabricante, usando el código de sello del
tanque específico.
4.2.3.4 Pérdidas por accesorios del techo
: es factor de pérdidas totales por accesorios del techo.
Se calculan así:
El factor de pérdidas para cada tipo de accesorios se calcula así:
Donde:
Numero de accesorios de cada tipo.
Factor de pérdida para tipo de accesorio.
Factor de pérdida para cada accesorio con velocidad de viento igual a cero.
Factor de pérdida para cada accesorio dependiendo de la velocidad del viento.
Factor de corrección para cada accesorio por la velocidad del viento.
Exponente para cada tipo de accesorio tabla 6 del Capítulo 19.2 del API MPMS
Consecutivo de cada accesorio por tipo.
k Número total de los tipos de accesorios.
Se buscan los accesorios que un tanque en particular tiene. Cada accesorio es un código.
es un factor de corrección por venteo y depende de la velocidad del aire. Si el tipo de techo es
flotante interno, el valor , y si es flotante externo, el valor de .
En el API MPMS Capítulo 19.2 Tablas 7, 8 y 9 se muestra un número típico o aproximado de accesorios
que utilizan los tanques dependiendo del diámetro del mismo.
4.2.3.5 Pérdidas por juntas del techo
Las pérdidas totales por las juntas del techo, se expresan en libras-mol por año y se calculan así:
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es un factor de pérdidas por la costura de la cubierta por unidad de longitud Lb-mol/Pie-mes, y se
calcula si:
Si la cubierta flotante es atornillada, =0,34
Si la cubierta es soldada, =0
es un factor de pérdidas por la longitud de la costura (Lb-mol/Periodo). Su valor es:
Total de la longitud de las costuras del techo en pies.
Total del área de la cubierta (techo) pies cuadrados.
4.2.3.6 Pérdidas por almacenamiento
Se calculan en libras para el por año, con la siguiente ecuación:
Se pueden convertir a barriles año así:
4.2.3.7 Pérdidas por trabajo
Pérdidas por trabajo, en libras por año y se calcula sí:
Para techo flotante interno:
Para techo flotante externo:
Según API MPMS Capítulo 19.2
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Donde:
Q = Volumen neto despachado en el periodo.
C = Factor de rugosidad (incrustación) de la lámina del tanque. Se expresa como barriles por 1000 y se obtiene en la tabla 17 del Capítulo 19.2 del API MPMS.
= Promedio de densidad del producto al promedio de temperatura almacenado.
= Número de columnas que soportan el techo. Tabla 7, API 19-2 2003, así:
Si D 85, = 1
Si D 100, = 6
Si D 120, = 7
Si D 135, = 8
Si D 150, = 9
Si D 170, = 16
Si D 190, =19
Si D 220, = 22
Si D 235, = 31
Si D 270, = 37
Si D 275, = 43
Si D 290, = 49
Si D 330, =61
Si D 360, = 71
Si D 400, = 81
Las pérdidas por trabajo en libras/año; se pueden representar en barriles/año así:
Densidad del líquido almacenado a 60°F
4.2.3.8 Pérdidas totales
Se calculan en libras por año y se pueden convertir a barriles por año.
4.3 REGISTROS
Registro del cálculo de pérdidas por evaporación para cada tanque.
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4.4 ANEXO- GUIA DE DATOS BASE PARA CALCULO DE PÉRDIDAS POR EVAPORACION
(Fuente: API MPMS Capítulo 19.2)
5 CONTINGENCIAS
No aplica
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Para mayor información sobre este Capítulo y en general del Manual de Medición de Hidrocarburos de
Ecopetrol S.A, dirigirse a:
Rodrigo Satizábal Ramírez
Jefe del Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos (PMC), GPS-VSM
Ext. 43390
Mario Alberto Granada Cañas
Profesional I Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos, GPS-VSM
Ext. 50057
Penélope Galeno Sáez
Profesional III Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos, GPS-VSM
Ext. 42080