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MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS

CAPITULO 19 - PÉRDIDAS POR EVAPORACIÓN EN TANQUES DE

ALMACENAMIENTO

VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO

GERENCIA DE PLANEACION Y SUMINISTRO

ECP-VSM-M-001-19 Fecha aprobación:

01/04/2010 Versión: 01

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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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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



ALMACENAMIENTO




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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:



ALMACENAMIENTO




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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:



ALMACENAMIENTO




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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



ALMACENAMIENTO




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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



ALMACENAMIENTO




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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.



ALMACENAMIENTO




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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



ALMACENAMIENTO




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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