UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA MECÁNICA
MANUAL DE DISEÑO PARA SISTEMAS DE TUBERÍAS Y TANQUES
ATMOSFÉRICOS DE TECHO FIJO
Por:
Br. Miguel Alejandro Guzmán Acosta
INFORME DE PASANTÍA
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Mecánico
Sartenejas, Diciembre de 2012
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES
COORDINACIÓN DE INGENIERÍA MECÁNICA
MANUAL DE DISEÑO PARA SISTEMAS DE TUBERÍAS Y TANQUES
ATMOSFÉRICOS DE TECHO FIJO
Por:
Br. Miguel Alejandro Guzmán Acosta
Realizado con la asesoría de:
Tutor Académico: Ing. Milton López Barbella
Tutor Industrial: Ing. Rodolfo E. Arrieta B.
INFORME DE PASANTÍA
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Mecánico
Sartenejas, Diciembre de 2012
iv
Resumen
Los sistemas de tuberías y los tanques atmosféricos de techo fijo, son elementos ampliamente
utilizados a nivel industrial en la actualidad, por esta razón en gran cantidad de proyectos
ingenieriles se debe desarrollar el diseño de cada uno de los mismos. Partiendo de esa necesidad,
y usando normas internaciones como la ASME (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos),
API (Instituto Americano del Petróleo), normas nacionales como la COVENIN (Comisión
Venezolana de Normas Industriales), PDVSA (Petróleos de Venezuela, S.A.), documentos de
referencia, y buenas prácticas de la ingeniería, se establecieron ciertos criterios para el cálculo,
dimensionamiento y especificaciones de sistemas de tuberías y de tanques atmosféricos de techo
fijo. Esas bases y premisas fueron el fundamento para generar un manual de diseño para sistemas
de tuberías y tanques atmosféricos de techo fijo, que será tomado como una guía de diseño por la
empresa SVINCA (Servicios Venezolanos de Ing, C.A.). En el manual se reflejan de una forma
amigable y paso a paso los procedimientos a seguir para asegurar un resultado válido y eficaz.
Referente a los sistemas de tuberías el manual abarca las tuberías de procesos, los oleoductos y
los gasoductos, de acero sometidas a presión interna, a ser instalados en tierra firme; y en lo que
corresponde a los tanques, aplicará para tanques de acero para almacenamiento, soldados de
diversos tamaños y capacidades, sometidos a presiones internas que se aproximen a la presión
atmosférica. El manual permitirá que el proceso de diseño sea realizado con mayor rapidez y de
forma cómoda.
v
Dedicatoria
Este trabajo lo dedico primeramente a Dios, porque cada cosa que hago es para su gloria y
honra. También quiero dedicarlo a mi familia (José Guzmán, Idilia de Guzmán, Daniel Guzmán y
Celina Guzmán) para que esto sea un motivo de alegría y gozo para ellos, y espero poder seguir
regalándole razones para estar contentos.
vi
Agradecimientos y reconocimientos
Agradezco a Dios el Padre, al Señor Jesucristo y al Espíritu Santo por darme la vida, por
enseñarme el verdadero motivo de mi existencia, y por todo su amor, esta meta sólo la pude
lograr gracias a Él. Mis padres y mis hermanos han sido un apoyo extraordinario para mí,
independientemente de lo que suceda siempre están conmigo, y son mi motivación para
continuar, les doy muchas gracias por su cariño.
Le doy muchas gracias a toda mi familia de la Iglesia Adventista del Séptimo Día, del Hatillo,
de Baruta y de los Puertos de Altagracia, han sido muy especiales para mí y los llevo en mi
corazón, gracias porque durante el tiempo que estuve estudiando mi carrera me hicieron sentir
querido y muy apreciado.
También me gustaría mencionar de forma particular a la familia Martínez Bravo, han cambiado
mi vida, y son una de las mayores bendiciones que el Señor me ha regalo, es un privilegio
tenerlos, muchas gracias por cada detalle donde he visto su amor hacia mí.
Agradezco al equipo de SVINCA por su colaboración durante todo el tiempo que estuve de
pasantía y por haberme recibido con tanta fraternidad. Le doy gracias al Ing. Edixio Urdaneta por
su asesoría continua para realizar este trabajo, al Ing. Rodolfo Arrieta por sus revisiones y
continuo interés, y al Ing. Orlando Inciarte por tomarse la molestia de examinar los documentos y
realizar sus importantes comentarios.
Finalmente agradezco a la Universidad Simón Bolívar por todos los conocimientos que he
logrado adquirir en esa casa de estudios, y por impulsar en mí un espíritu de excelencia y de
esfuerzo para conseguir las metas.
vii
Índice general
Índice de tablas ........................................................................................................................................ xi
Índice de figuras .................................................................................................................................... xiii
Lista de símbolos ................................................................................................................................... xiv
Lista de abreviaturas ............................................................................................................................ xviii
Introducción ............................................................................................................................................ 1
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA ........................................................................................................ 2
1.1. Objeto ............................................................................................................................................... 2
1.2. Información general .......................................................................................................................... 2
1.3. Logo ................................................................................................................................................. 3
1.4. Estructura organizativa ...................................................................................................................... 3
1.5. Misión .............................................................................................................................................. 3
1.6. Visión ............................................................................................................................................... 5
1.7. Valores ............................................................................................................................................. 5
1.8. Política de la calidad ......................................................................................................................... 6
1.9. Objetivos de la calidad ...................................................................................................................... 6
1.10. Áreas de negocio ............................................................................................................................. 6
1.10.1. Servicios profesionales y asesorías ............................................................................................... 6
1.10.2. Gerencia de proyectos .................................................................................................................. 7
1.10.3. Asesorías en áreas específicas....................................................................................................... 7
MARCO TEÓRICO ................................................................................................................................ 8
2.1. Sistemas de tuberías .......................................................................................................................... 8
2.1.1. Normas aplicables en el diseño de tuberías ..................................................................................... 9
2.1.2. Cargas en tuberías ........................................................................................................................ 10
2.1.3. Criterios de diseño de tuberías de procesos, oleoductos y gasoductos ............................................ 12
2.1.4. Esfuerzos admisibles .................................................................................................................... 13
2.1.5. Esfuerzos por presión ................................................................................................................... 13
2.1.6. Esfuerzos por cargas sostenidas .................................................................................................... 15
2.1.7. Esfuerzos de expansión ................................................................................................................ 17
2.1.8. Consideraciones sobre esfuerzos permisibles en oleoductos .......................................................... 19
2.1.9. Consideraciones sobre esfuerzos permisibles en gasoductos.......................................................... 19
2.2. Tanques de almacenamiento ............................................................................................................ 20
viii
2.2.1. Normas aplicables en el diseño de tanques de almacenamiento ..................................................... 22
CÁLCULO, DISEÑO Y ESPECIFICACIONES DE SISTEMAS DE TUBERÍAS ................................. 25
3.1. Propósito......................................................................................................................................... 25
3.2. Alcance ........................................................................................................................................... 25
3.3. Responsabilidad .............................................................................................................................. 25
3.4. Metodología empleada .................................................................................................................... 26
3.5. Bases y criterios de diseño para el cálculo de espesores de pared ..................................................... 26
3.5.1. Presión y temperatura de diseño ................................................................................................... 26
3.5.1.1. Presión de operación (PO) ......................................................................................................... 26
3.5.1.2. Presión máxima de operación (PMO) ........................................................................................ 27
3.5.1.3. Presión de diseño (PD) .............................................................................................................. 27
3.5.1.4. Temperatura de diseño (TD) ...................................................................................................... 28
3.5.2. Selección y especificación de materiales ....................................................................................... 30
3.5.2.1. Tuberías .................................................................................................................................... 30
3.5.2.2. Accesorios................................................................................................................................. 30
3.5.2.3. Bridas........................................................................................................................................ 31
3.5.2.4. Empacaduras ............................................................................................................................. 32
3.5.2.5. Pernos y tuercas......................................................................................................................... 32
3.5.3. Diámetro nominal......................................................................................................................... 36
3.5.4. Sobreespesor por corrosión........................................................................................................... 38
3.5.5. Factor de calidad (E) .................................................................................................................... 39
3.5.6. Coeficiente (Y)............................................................................................................................. 43
3.5.7. Factor de reducción de esfuerzo de junta soldada (W) ................................................................... 43
3.5.8. Factor de diseño de la clase de localización (F) ............................................................................. 44
3.6. Cálculo de espesor de pared en tuberías ........................................................................................... 45
3.6.1. Tuberías de proceso...................................................................................................................... 46
3.6.2. Oleoductos ................................................................................................................................... 46
3.6.3. Gasoductos................................................................................................................................... 47
3.7. Arreglo de sistemas de tuberías (lay-out) ......................................................................................... 47
3.8. Conexión de ramales ....................................................................................................................... 49
3.8.1. Consideraciones generales ............................................................................................................ 49
3.8.2. Tuberías de proceso...................................................................................................................... 49
3.8.3. Oleoductos y gasoductos .............................................................................................................. 50
ix
3.8.4. Cálculo de refuerzo ...................................................................................................................... 51
3.8.4.1. Tuberías de proceso ................................................................................................................... 51
3.8.4.2. Oleoductos y gasoductos ........................................................................................................... 52
3.9. Soporte de tuberías .......................................................................................................................... 53
3.9.1. Consideraciones generales ............................................................................................................ 53
3.9.2. Selección de soportes ................................................................................................................... 55
3.9.3. Recomendación de soportes según el tipo de tubería ..................................................................... 56
3.10. Estudio de flexibilidad................................................................................................................... 59
3.10.1. Consideraciones en el diseño del sistema por flexibilidad ........................................................... 59
3.10.2. Métodos regularmente utilizados en el estudio de flexibilidad de tuberías ................................... 60
3.10.3. Aspectos importantes de oleoductos y gasoductos ....................................................................... 61
3.11. Válvulas ........................................................................................................................................ 61
3.12. Prueba hidrostática ........................................................................................................................ 61
3.12.1. Tuberías de proceso .................................................................................................................... 62
3.12.2. Oleoductos ................................................................................................................................. 62
3.12.3. Gasoductos ................................................................................................................................. 63
DISEÑO DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO ATMOSFÉRICO DE TECHO FIJO ................... 64
4.1. Propósito......................................................................................................................................... 64
4.2. Alcance ........................................................................................................................................... 64
4.3. Responsabilidad .............................................................................................................................. 64
4.4. Metodología empleada .................................................................................................................... 65
4.5. Bases y criterios de diseño............................................................................................................... 65
4.6. Dimensionamiento .......................................................................................................................... 65
4.6.1. Diámetro nominal y altura del tanque ........................................................................................... 65
4.6.2. Altura de los anillos del cuerpo del tanque .................................................................................... 68
4.7. Especificación de materiales............................................................................................................ 68
4.8. Diseño del cuerpo del tanque ........................................................................................................... 69
4.8.1. Cálculo del espesor del cuerpo por el método de un pie (one-foot) ................................................ 69
4.8.2. Cálculo del espesor del cuerpo por otros métodos ......................................................................... 70
4.9. Diseño del fondo ............................................................................................................................. 71
4.10. Diseño del techo ............................................................................................................................ 72
4.10.1. Techos cónicos autosoportados ................................................................................................... 73
4.10.2. Techos tipo domo y sombrilla autosoportados............................................................................. 74
x
4.10.3. Techos cónicos soportados ......................................................................................................... 75
4.10.3.1. Columnas de soporte del techo................................................................................................. 76
4.11. Diseño por sismo........................................................................................................................... 77
4.11.1. Estudio de estabilidad ................................................................................................................. 79
4.11.2. Altura libre (FB)......................................................................................................................... 79
4.12. Diseño por viento .......................................................................................................................... 80
4.13. Escaleras y plataformas ................................................................................................................. 82
4.14. Boquillas ....................................................................................................................................... 82
4.14.1. Consideraciones generales .......................................................................................................... 82
4.14.1.1. Boquillas y manholes (bocas de visita) en el cuerpo del tanque ................................................ 82
4.14.1.2. Boquillas y manholes (bocas de visita) en el techo del tanque .................................................. 83
4.14.1.3. Puertas de limpieza .................................................................................................................. 83
4.14.2. Limitaciones de las aberturas en el cuerpo del tanque ................................................................. 84
4.15. Anillos de refuerzo ........................................................................................................................ 84
4.15.1. Atiesador intermedio de viento (wind girders) ............................................................................ 84
4.15.2. Consideraciones generales .......................................................................................................... 85
4.16. Uniones típicas .............................................................................................................................. 85
4.17. Venteo .......................................................................................................................................... 86
4.17.1. Método Alternativo para calcular los requerimientos de venteo normales .................................... 86
4.17.1.1. Restricciones y limitaciones..................................................................................................... 86
4.17.1.2. “Out-breathing” ....................................................................................................................... 86
4.17.1.3. “Inbreathing”........................................................................................................................... 87
4.17.2. Capacidad de venteo de emergencia para tanques sujetos a exposición al fuego .......................... 87
RESULTADOS Y DISCUSIÓN ............................................................................................................ 89
Conclusiones y recomendaciones ........................................................................................................... 91
Referencias ............................................................................................................................................ 93
xi
Índice de tablas
Tabla 2.1 Factor f. (FIME-UNPRG, 2009) ............................................................................................. 18
Tabla 2.2 Producto, presión y norma aplicable ....................................................................................... 23
Tabla 3.1 Temperatura de diseño de componentes sin aislamiento. (FIME-UNPRG, 2009)..................... 29
Tabla 3.2 Factor de reducción por temperatura T. (ASME B31.8, 2010) ................................................. 29
Tabla 3.3 Materiales de uso frecuente para pernos y tuercas. (SILOG, 2010) .......................................... 33
Tabla 3.4 Materiales de uso frecuente para tuberías, bridas y accesorios. (PDVSA, 2000) ...................... 34
Tabla 3.5 Velocidades recomendadas para tuberías de acero. (PDVSA, 1994) ........................................ 36
Tabla 3.6 Base de diseño – tuberías de acero al carbono. (PDVSA, 1994)............................................... 37
Tabla 3.7 Rata de corrosión anual (RC) dependiendo del tipo de servicio. (Inemaka, 2007) .................... 38
Tabla 3.8 Sobreespesor por profundidad de la rosca. (SILOG, 2010) ...................................................... 39
Tabla 3.9 Factor de calidad de fundición básico Ec. (ASME B31.3, 2008) .............................................. 39
Tabla 3.10 Factor de calidad básico para juntas soldadas Ej. (ASME B31.3, 2008) ................................. 40
Tabla 3.11 Factor de junta longitudinal E. (ASME B31.8, 2010) ............................................................ 43
Tabla 3.12 Valores del coeficiente Y. (ASME B31.3, 2008) ................................................................... 44
Tabla 3. 13 Factor de reducción de esfuerzo de junta soldada W. (ASME B31.3, 2008) .......................... 44
Tabla 3.14 Factor de diseño básico F. (ASME B31.8, 2010) ................................................................... 45
Tabla 3.15 Espacios libres. (SILOG, 2010) ............................................................................................ 48
Tabla 3.16 Espacio máximo entre los soportes de tubería. (PDVSA, 1993) ............................................. 54
Tabla 3.17 Soportes recomendados. (MSS SP-58, 2002) ........................................................................ 56
Tabla 3.18 Equipos sensibles a cargas. (SILOG, 2010) ........................................................................... 60
Tabla 4.1 Dimensiones de tanques de almacenamiento atmosféricos. (PEMEX, 2005) ........................... 66
Tabla 4.2 Mínimo espesor de las placas del cuerpo del tanque. (API 650, 2007) ..................................... 69
Tabla 4.3 Espesores de la placa anular, tb. (API 650, 2007) .................................................................... 71
Tabla 4.4 Combinaciones de carga. (API 650, 2007) .............................................................................. 76
Tabla 4. 5 Coeficiente de aceleración máxima A0. (COVENIN 1756, 2001) .......................................... 77
Tabla 4.6 Criterio de la relación de anclaje. (API 650, 2007) .................................................................. 79
Tabla 4.7 Altura libre mínima recomendada en función del grupo sísmico. (API 650, 2007) ................... 79
xii
Tabla 4.8 Justificación de los grupos sísmicos. (API 650, 2007) ............................................................. 80
Tabla 4.9 Velocidad básica del viento en algunas zonas de Venezuela. (COVENIN 2003, 1989) ............ 81
Tabla 4.10 Capacidad de venteo normal para efectos térmicos. (API 2000, 2009) ................................... 88
xiii
Índice de figuras
Figura 1.1 Logo de SVINCA.................................................................................................................... 3
Figura 1.2 Estructura organizativa de SVINCA ........................................................................................ 4
Figura 2.1 Esfuerzo tangencial en tuberías ............................................................................................. 14
Figura 2.2 Codos mitrados y sus dimensiones principales ....................................................................... 15
Figura 2.3 Esfuerzos longitudinales en un tramo de tubería .................................................................... 16
Figura 2.4 Momentos presentes en una conexión “T” ............................................................................. 16
Figura 2.5 Acción del efecto térmico en un sistema de tuberías .............................................................. 17
Figura 2.6 Incendios y explosiones en tanques de almacenamiento ......................................................... 22
Figura 3.1 Nomenclatura de conexión de ramales. (PEMEX, 2000) ........................................................ 51
Figura 3.2 Detalles para soldaduras de ramales. (ASME B31.3, 2008) .................................................... 52
Figura 3.3 Diferentes tipos de soportes. (MSS SP-58, 2002) ................................................................... 57
Figura 4.1 Volúmenes y niveles en tanques de almacenamiento. (API 650, 2007) ................................... 68
Figura 4.2 Referencia de los anillos. ....................................................................................................... 70
Figura 4.3 Referencia de las dimensiones consideradas. ......................................................................... 70
Figura 4.4 Referencia de las dimensiones en la unión cuerpo-fondo........................................................ 72
Figura 4.5 Techo cónico soportado......................................................................................................... 73
Figura 4.6 Techos de domo y sombrilla autosoportado. .......................................................................... 73
Figura 4.7 Techo cónico autosoportado. ................................................................................................. 73
Figura 4.8 Referencias de dimensiones en techos tipo domo y sombrilla................................................. 74
Figura 4.9 Elementos de la estructura de tanques con techo cónico soportado. ........................................ 75
Figura 4.10 Esquema de la ubicación de masas y distancias. ................................................................... 77
Figura 4.11 Zonificación sísmica de Venezuela. (COVENIN 1756, 2001) .............................................. 78
Figura 4.12 Ola de líquido que se genera dentro del tanque por un sismo. ............................................... 80
Figura 4.13 Momento de volteo para tanques no anclados. (API 650, 2007) ........................................... 82
Figura 4.14 Uniones típicas verticales en el cuerpo del tanque. (API 650, 2007) ..................................... 85
xiv
Lista de símbolos
Simbología para el diseño de tuberías
β
Ángulo menor entre ejes de ramal y la tubería principal [°]
θ
Ángulo de corte [°]
∞
Coeficiente de expansión térmica [pulg/pulg/ºF, mm/mm/ ºC]
A
A
A
A
c
Área requerida para el refuerzo en conexiones [Pulg2, mm2]
Área disponible para el refuerzo en conexiones en la tubería principal [Pulg2,
mm2]
Área disponible para el refuerzo en conexiones en el ramal [Pulg2, mm2]
Área disponible para el refuerzo en el labio externo del cuello extruido [Pulg2,
mm2]
Suma de sobreespesor por corrosión, erosión, ranuras y roscas [Pulg, mm]
d
D
Diámetro exterior [Pulg, mm]
Db
Diámetro exterior del ramal [Pulg, mm]
Dh
Diámetro exterior de la tubería principal [Pulg, mm]
F
Factor de calidad [adimensional]
E
K
Diámetro interior [Pulg, mm]
Factor de diseño de la clase de localización [adimensional]
L
0,03 (Sistema Inglés) o 208,3 (Sistema Internacional)
P
oleoductos: Psig, bar]
RC
Rata de corrosión [Pulg/años, mm/años]
R
Radio medio de la tubería basado en el espesor nominal [Pulg, mm]
S
proceso: Ksi, Mpa; oleoductos: Psi, Mpa]
P
r
S
S
Longitud desarrollada de la tubería entre los dos anclajes [ft, m]
Presión interna de diseño [Tuberías de proceso y gasoductos: Psig, Kpa;
Presión de prueba [Psig, Kpa]
Radio efectivo del codo [Pulg, mm]
Esfuerzo permisible a la temperatura de diseño según el material [Tuberías de
Esfuerzo permisible en caliente (máxima temperatura) [Ksi, Mpa]
Esfuerzo permisible a la temperatura de prueba [Ksi, Mpa]
xv
t
t
t
Espesor por presión de diseño [Pulg, mm]
Espesor por presión de diseño del ramal [Pulg, mm]
t
Tolerancia de corrosión [Pulg, mm]
t
Espesor mínimo requerido [Pulg, mm]
t
Tolerancia de fabricación [Pulg, mm]
T
Espesor nominal [Pulg, mm]
Espesor real del ramal [Pulg, mm]
Th
Espesor real de la tubería principal [Pulg, mm]
t
T
T
Espesor por presión de diseño de la tubería principal [Pulg, mm]
Factor de reducción por temperatura [adimensional]
Espesor mínimo del anillo de refuerzo o silleta, echa de tubo (usar espesor nominal
T
si se hace de placa) [Pulg, mm]
T
Espesor del codo [Pulg, mm]
T
T
T
Temperatura cuando se instaló la tubería [°F, °C]
Máxima o mínima temperatura de operación [°F, °C]
Espesor nominal del ramal [Pulg, mm]
U
Espesor nominal de la tubería principal [Pulg, mm]
VU
Vida útil de la tubería [años]
y
Factor de reducción de esfuerzo de junta soldada [adimensional]
Y
el sistema [Pulg, mm]
v
W
y
Distancia en línea recta entre los anclajes [ft, m]
Relación de Poisson. 0,30 para acero [adimensional]
Mínimo límite de fluencia [Psig, Mpa]
Resultante del total de los desplazamientos térmicos que deben ser absorbidos por
Coeficiente que depende del material y la temperatura [adimensional]
Simbología para el diseño de tanques
θ
Ángulo entre la horizontal y el techo cónico [°]
A
Ancho radial de la placa anular [mm]
Ac
Coeficiente de aceleración espectral convectivo [%g]
A
Coeficiente de aceleración debido al cálculo de la altura de la ola [%g]
xvi
Ai
Coeficiente de aceleración espectral impulsivo [%g]
b
Máximo
espaciamiento
permitido
de
la
placa
del
techo,
medido
circunferencialmente de centro a centro de las vigas [mm]
CA
Corrosión permisible [mm]
D
Diámetro nominal del tanque [m]
DL
Carga muerta, el peso del tanque o de sus componentes, incluyendo la corrosión
permisible [Kpa]
Dmax
Diámetro máximo del tanque [m]
FB
Altura libre [m]
Fy
Mínimo esfuerzo de fluencia de la placa del techo [Mpa]
G
Gravedad específica del fluido a almacenar [adimensional]
ha
Altura del anillo [m]
hf
Altura del anillo superior del cuerpo del tanque [m]
H
Altura del cuerpo del tanque [m]
Hmax
Altura máxima del tanque [mm]
Hn
Altura de diseño [m]
MOV
Mínimo volumen de operación [m]
MDL
Momento por el peso del cuerpo y el techo soportado por el cuerpo, con respecto a
la junta cuerpo-fondo [N.m]
MF
Momento por el peso del fluido con respecto a la junta cuerpo-fondo [N.m]
Mpi
Momento por presión interna con respecto a la junta cuerpo-fondo [N.m]
Mrw
Momento en el anillo del cuerpo [N.m]
Ms
Momento en la losa [N.m]
Mw
Momento de volteo por la presión del viento con respecto a la junta cuerpo-fondo
[N.m]
n
Número de anillos que conformará el cuerpo del tanque, debe ser entero
[adimensional]
p
Presión uniforme [Mpa]
Pe
Presión externa de diseño. Debe ser considera nula para tanques con capacidad de
venteo [Kpa]
Ps
Resistencia mínima del suelo [Kg/cm2]
rr
Radio de abombado del techo [m]
xvii
Rs
Relación diámetro nominal-altura de diseño [adimensional]
Sb
Carga por nieve, balanceada [Kpa]
Sd
Esfuerzo permisible por condiciones de diseño [Mpa]
St
Esfuerzo permisible por condiciones de prueba hidrostática [Mpa]
S!
Carga por nieve, desbalanceada [Kpa]
tb
Espesor de la placa anular [mm]
td
Espesor por condiciones de diseño [mm]
tt
Espesor por prueba hidrostática [mm]
V
Capacidad nominal [m3]
Wc
Peso efectivo convectivo [N]
Wi
Peso efectivo impulsivo [N]
W
Peso total del techo del tanque [N]
W"
Peso total del cuerpo del tanque y accesorios [N]
Xc
Altura desde el fondo del cuerpo del tanque hasta el centro de acción lateral de Wc
para afectar Mrw [m]
Xcs
Altura desde el fondo del cuerpo del tanque hasta el centro de acción lateral de Wc
para afectar Ms [m]
Xi
Altura desde el fondo del cuerpo del tanque hasta el centro de acción lateral de Wi
para afectar Mrw [m]
Xis
Altura desde el fondo del cuerpo del tanque hasta el centro de acción lateral de Wi
para afectar Ms [m]
Xr
Altura desde el fondo del cuerpo del tanque hasta el centro de gravedad del techo
del tanque [m]
xviii
Lista de abreviaturas
SVINCA
Servicios Venezolanos de Ing, C.A.
API
Instituto Americano del Petróleo
ASME
Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos
ASTM
Sociedad Americana para Pruebas y Materiales
CSA
Asociación Canadiense de Estándares
ISO
Organización Internacional de Normalización
PDVSA
Petróleos de Venezuela, S.A.
COVENIN
Comisión Venezolana de Normas Industriales
SILOG
Sistemas Lógicos, C.A
PO
Presión de Operación
PMO
Presión Máxima de Operación
PD
Presión de Diseño
PSV
Válvula de Alivio de Seguridad
TD
Temperatura de Diseño
TMO
Temperatura Máxima del fluido
1
Introducción
Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en la industria nacional, se
encuentran el diseño, construcción, operación y mantenimiento de las instalaciones para
extracción, recolección, procesamiento primario, almacenamiento, medición y transporte de
hidrocarburos, así como la adquisición de materiales y equipos requeridos para cumplir con
eficiencia y eficacia los proyectos que se generan en las diversas empresas. En vista de la gran
variedad de tópicos que se presentan en ámbito profesional, es común que se requiera la
intervención de empresas consultoras con el fin de desarrollar proyectos en un área específica o
bien sea realizar una asesoría.
Para que una empresa consultara pueda tener éxito en el mercado y mejorar su calidad es
necesario tener una buena organización y desarrollar procedimientos que le permitan obtener una
certificación. Este es el caso de SVINCA (Servicios Venezolanos de Ing, C.A.); esta empresa
decidió certificarse bajo estándares internacionales y por ello comenzó a efectuar sus propios
procedimientos. Bajo dicha iniciativa se propuso la elaboración del presente trabajo, con el fin de
establecer manuales de procedimientos para el diseño de sistemas de tuberías y para tanques
atmosféricos de techo fijo.
En el estudio de sistemas de tuberías y de tanques atmosféricos de techo fijo, es necesaria la
participación de las diversas disciplinas de la ingeniería, lo que involucra diferencia de criterios.
Este documento además de cumplir con un requerimiento necesario para la certificación, se
desarrolló con el objeto de unificar criterios, aprovechar las experiencias dispersas, y conjuntar
resultados de las investigaciones nacionales e internacionales, para dar así como resultado
procedimientos de diseño completos, actuales y cómodos.
En la investigación se presentan gran cantidad de recomendaciones y consideraciones que
deben ser tomadas en cuenta, ya que aunque las normas internacionales dictan una serie de
parámetros concernientes al diseño, hay aspectos en los cuales no se brinda información, y esos
detalles son de gran importancia a nivel práctico en el diseño.
En este documento no se incluyen todos los puntos que se encuentran en los manuales de
diseño entregados a SVINCA, es por ello que si se desea ampliar la información o aclarar algún
punto se acuda directamente a los manuales.
CAPÍTULO 1
DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA
1.1. Objeto
SVINCA (Servicios Venezolanos de Ing, C.A.), es un equipo multidisciplinario de
profesionales con experiencia en ingeniería, gerencia y ejecución de mantenimiento y proyectos,
orientado a proporcionarles a sus clientes:
•
Servicios profesionales y asesoría.
•
Desarrollo de ingeniería conceptual, básica y de detalle.
•
Desarrollo integral de proyectos.
•
Planificación y control de la ejecución física y financiera de proyectos y/u obras.
•
Gerencia de proyectos.
•
Gerencia de construcción.
•
Gerencia de paradas de plantas.
1.2. Información general
Nombres o Razón Social:
Servicios Venezolanos de Ing, C.A.
Dirección:
Oficina Occidental:
Av. 15 Fuerzas Armadas, con calle 41, Centro Comercial
Viento Norte, Ofic. 09.
Maracaibo Edo. Zulia
Oficina Oriente:
C.C. Coconut Center, Piso 2 Oficina 2-01 Lechería Edo.
Anzoátegui
Teléfonos:
3
Oficina Occidente (0261)-2113928-7925603
Fax:(0261)-7927815
Oficina Oriente:(0281)2822042
Personas de Contacto:
Ing. Rodolfo Arrieta B. (0414) 6130202
RIF:
J-31318791-7
SNC/RNC:
1202017313187917
REC: (SENCAMER):
J-582
Fecha inicio de actividades:
15 de abril del 2005.
1.3. Logo
El logo de la empresa SVINCA se puede observar en la Figura 1.1.
Figura 1.1 Logo de SVINCA
1.4. Estructura organizativa
La estructura organizativa de SVINCA está representada según la Figura 1.2.
1.5. Misión
Trabajar con criterio de excelencia en las áreas de ingeniería, gestión de proyectos y de
negocios, empleando sistemas avanzados y tecnologías de punta, para lograr los estándares de la
calidad, eficiencia y competitividad, de manera oportuna, con un efectivo sentido de
compromiso; fomentando el trabajo seguro, la calidad de vida del personal, el compromiso social
y bajo una estrategia que garantice la mejor relación precio-valor, para los clientes y la
organización; en un marco global de gestión que beneficie a los accionistas, a nuestro personal y
al país.
4
Figura 1.2 Estructura organizativa de SVINCA
5
1.6. Visión
Ser reconocidos como una de las empresas venezolanas en el área de ingeniería, consultoría y
gerencia de proyectos, por la excelencia y calidad de nuestros productos y servicios, por aplicar
una política de captación y permanencia del recurso humano de alta calidad, usando tecnología de
avanzada y alianzas estratégicas con empresas de clase mundial, que aseguren la valorización de
la compañía y fomenten una ventaja competitiva en el mercado nacional, con una clara
proyección a nivel internacional.
1.7. Valores
Orientación a la excelencia: Trabajar con pasión, dedicación y empeño para satisfacer las
necesidades de nuestros clientes de una manera consistente. Desempeño comprobado.
Garantía de resultados: La garantía de nuestros productos o servicios se basa principalmente en
suministro de los detalles, cálculos validos y probados que fundamentan todas nuestras
actividades. Somos consistentes en el cumplimiento de nuestros objetivos con excelencias,
apuntando siempre al producto al costo justo y en el menor tiempo posible.
Sentido de compromiso con el cliente: Fomentamos el dialogo, la comunicación y acuerdos con
el cliente, trabajamos con sentido de urgencia y cumplimos con eficacia los compromisos
adquiridos.
Motivación por satisfacción al cliente: Nuestra motivación se basa en lograr altos niveles de
satisfacción por parte de nuestros clientes, cumplir con las metas de los accionistas y lograr los
mejores beneficios para la sociedad y el país. Aplicación de mejoras productivas.
Integridad y civismo: Exhibimos una actitud consistente, ética, honesta, responsable, equitativa
y proactiva hacia nuestro trabajo y hacia la sociedad en la cual nos desenvolvemos.
Relaciones de mutuo beneficio con las partes interesadas: Promovemos la integración de
equipos con el propósito de alcanzar el beneficio común en nuestras relaciones con las partes
interesadas en el negocio. Ganar-Ganar.
Innovación: Tenemos una actitud proactiva antes la generación e incorporación de nuevas
tecnología, nuevos productos y servicios. Fomentamos la actualización constante de nuestros
recursos humanos.
Ofrecemos: Soluciones a largo plazo, no reparaciones.
6
1.8. Política de la calidad
Es política de SVINCA, garantizar la calidad, confiabilidad y seguridad de sus servicios en las
diferentes etapas de desarrollo de proyectos de ingeniería, procura de materiales y gerencia e
inspección de proyectos u obras, para satisfacer los requerimientos y expectativas de sus clientes,
mediante la aplicación de los más eficaces procesos de gestión de la calidad, basándonos en el
trabajo profesional, en el mejoramiento continuo de los procesos y en la actualización integral de
nuestro personal.
Esta política es revisada de forma continua para su actualización y adecuación, dependiendo de
los objetivos o metas planteadas y es comunicada, entendida e implantada en toda la
organización.
1.9. Objetivos de la calidad
•
Mantener un alto nivel de satisfacción de los clientes, mediante la ejecución de los
proyectos con los estándares de calidad, tiempo y costos establecidos.
•
Mejorar continuamente los procesos de la organización.
•
Lograr la eficacia del sistema de gestión de la calidad.
•
Cumplir con todas las leyes, regulaciones y normas vigentes aplicables a los procesos de
la organización.
1.10. Áreas de negocio
1.10.1. Servicios profesionales y asesorías
•
Desarrollo de proyectos de ingeniería en las fases de estudios de factibilidad, conceptual,
básica y de detalles.
•
Suministro y adiestramiento de personal.
•
Sistema de recursos humanos.
•
Conformación de equipos de alto desempeño.
•
Organización y/o realización de eventos técnicos académicos.
•
Conformación de asociaciones y alianzas estratégicas.
•
Sistemas financieros.
7
1.10.2. Gerencia de proyectos
•
Planificación y control de proyectos.
•
Planificación y control de paradas de planta.
•
Estudio de factibilidad.
•
Elaboración de alcance.
•
Estimación de costos.
•
Administración de contratos.
1.10.3. Asesorías en áreas específicas
•
Electricidad, electrónica, mecánica, civil.
•
Instrumentación y control, ingeniería económica, mantenimiento.
•
Procesos, producción, confiabilidad, SIAHO (Seguridad Industrial, Ambiente e Higiene
Ocupacional), metalurgia.
•
Corrosión, arquitectura, urbanismo.
CAPÍTULO 2
MARCO TEÓRICO
2.1. Sistemas de tuberías
El diseño de un sistema de tuberías consiste en el diseño de sus tuberías, bridas, pernos,
empacaduras, válvulas y diversos accesorios; adicionalmente incluye el diseño o selección de los
elementos de soporte, consideraciones sobre el arreglo de las tuberías, verificación de estabilidad
y posibles conexiones de ramales. Sin embargo no incluye el diseño de estructuras para fijar los
soportes, tales como fundaciones, armaduras o pórticos de acero.
Con el fin de identificar las características de los sistemas de tuberías, es necesario conocer la
clasificación de tuberías en la industria petrolera, como se presenta a continuación:
Tuberías de recolección: Es el arreglo de cabezales y tuberías para recolectar aceite y/o gas de
los pozos productores para su envío a una batería o estación de separación.
Tuberías de transporte: Tubería que conduce hidrocarburos en una fase o multifases, entre
estaciones y/o plantas para su proceso, bombeo, compresión, almacenamiento y distribución. En
lo que se refiere a las tuberías que transportan gas natural (usualmente deshidratado) estas llevan
el gas natural hasta la central de procesamiento o puntos de venta. Los diámetros de tubería más
usados son: 12 a 48 pulgadas, con presiones que van desde los 70 a 1200 psia, pero también
podrían tenerse presiones altas de hasta 2500 psia, para éste caso, la tubería deberá ser de acero al
carbón, y en las tuberías con diámetros pequeños se tendrán bajos costos por material, pero la
desventaja son los costos de compresión debido a que se generan grandes caídas de presión. En
cuanto a las tuberías que transportan hidrocarburos (oleoducto) desde los cabezales de
recolección hasta una plataforma de procesamiento o planta de proceso en tierra, éstas tuberías
tienen diámetros grandes y son de gran longitud, generalmente son de acero al carbón recubiertas
de cemento (lastre de concreto) para protegerlas de las fuerzas hidrodinámicas y la fuerza de
flotación a las que están expuestas.
Tuberías de descarga: Tubería que transporta fluidos desde el cabezal del pozo hasta el cabezal
9
de recolección de la batería de separadores o la planta de tratamiento.
Tuberías de almacenamiento: Tubería que se utiliza para almacenar hidrocarburos líquidos
(condensados) en operaciones de corridas de limpieza en gasoductos.
Tuberías de procesos: Son tuberías cortas para el manejo de fluidos (líquidos y gases) en
plantas de proceso que se encuentran en tierra o en plataformas costa afuera, éstas tuberías están
en función del número de fases presentes y de las condiciones de presión y temperatura, en tanto
el material utilizado para este tipo de tuberías podría ser acero al carbón o plástico pero en
realidad las condiciones de operación son las que realmente influyen en la elección del material.
2.1.1. Normas aplicables en el diseño de tuberías
Las normas más utilizadas en el análisis de sistemas de tuberías son las normas conjuntas del
“American National Standard Institute” (Instituto Nacional Americano de Estándares) y la
“American Society of Mechanical Engineers” (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos)
(ANSI/ASME B31), cuyo propósito es presentar los requerimientos de ingeniería considerados
como necesarios para un diseño y una construcción segura.
La filosofía del código está centrada en el concepto de “diseño por reglas”, es decir, que si se
siguen las reglas, entonces se tendrá un sistema de tuberías que operará con seguridad. Pero, sin
embargo, el código no pretende ser un manual de diseño, ni sustituir a la educación, a la
experiencia o al buen juicio, además de que pretende establecer criterios de diseño en exceso
conservadores.
Cada una de estas normas recoge la experiencia de numerosas empresas especializadas,
investigadores, ingenieros de proyectos e ingenieros de campo, en áreas de aplicación específicas,
a saber:
•
B31.1 “Power Piping”.
•
B31.3 “Chemical Plants and Petroleum Refinery Piping”.
•
B31.4 “Liquid Transportation Systems for Hydrocarbons, Petroleum Gas, Anhydrous
Amonia and Alcohols”.
•
B31.5 “Refrigeration Piping”.
•
B31.8 “Gas Transmission and Distribution Piping Systems”.
10
•
B31.9 “Builiding Services Piping”.
•
B31.11 “Slurry Transportation Piping Systems”.
En lo relativo al diseño, todas estas normas son muy parecidas, existiendo algunas
discrepancias en relación a las condiciones de diseño, al cálculo de los esfuerzos y a los factores
de seguridad que se establecen para definir la tabla de esfuerzos básicos admisibles. En este
documento se implementará fundamentalmente el código B31.3, que es uno de los más amplios
en su campo de aplicación, y que además posee normativas más rigurosas en cuanto a seguridad
debido a que se refiere a sistemas de tuberías ubicados en plantas de procesos. También se harán
menciones de los códigos B31.4 y B31.8 para el estudio de oleoductos y gasoductos
respectivamente, en los casos donde se presenten consideraciones específicas de dichos sistemas
y que no pueden tomarse únicamente las restricciones del código B31.3.
Estableciendo en esencia el aspecto del diseño de sistemas de tuberías, estas normas establecen
básicamente criterios en relación a lo siguiente:
•
Tipos de cargas a considerar.
•
Cálculos de los esfuerzos generados por los distintos tipos de cargas.
•
Evaluación de los esfuerzos admisibles.
2.1.2. Cargas en tuberías
Un sistema de tuberías constituye una estructura especial irregular y ciertos esfuerzos pueden
ser introducidos inicialmente durante la fase de construcción y montaje. También ocurren
esfuerzos debido a circunstancias operacionales. A continuación se resumen las posibles cargas
típicas que deben considerarse en el diseño de tuberías:
Cargas por la presión y temperatura de diseño: Es la carga debido a la presión en la condición
más severa, interna o externa a la temperatura coincidente con esa condición durante la operación
normal.
Cargas por peso: Se refiere a los esfuerzos generados debido al peso muerto de la tubería,
accesorios, aislamiento, etc. Además incluye las cargas vivas impuestas por el flujo de prueba o
de proceso, y toma en cuenta los efectos locales debido a las reacciones en los soportes.
Cargas dinámicas: Cargas por efecto del viento, ejercidas sobre el sistema de tuberías expuesto
al viento.
11
•
Cargas sísmicas que deberán ser consideradas para aquellos sistemas ubicados en áreas
con probabilidad de movimientos sísmicos.
•
Cargas por impacto u ondas de presión, tales como los efectos del golpe de ariete, caídas
bruscas de presión o descarga de fluidos.
•
Vibraciones excesivas inducidas por pulsaciones de presión, por variaciones en las
características del fluido, por resonancia causada por excitaciones de maquinarias o del
viento.
Cargas debido a la expansión y/o contracción térmica: Cargas térmicas y de fricción inducidas
por la restricción al movimiento de expansión térmica de la tubería.
•
Cargas inducidas por un gradiente térmico severo o diferencia en las características de
expansión (diferentes materiales).
Cargas por movimientos de los soportes, anclajes y equipos: Expansión térmica de los equipos.
•
Asentamiento de las fundaciones de los equipos y/o soportes de las tuberías.
Todos estos estados de carga deben considerarse en el análisis de un sistema de tuberías. Como
regla general, el efecto más limitante y de mayor relevancia es el de expansión térmica. Las
etapas que usualmente se siguen y los pasos que deben completarse en el diseño mecánico de
cualquier sistema de tuberías son los siguientes:
1) Establecimiento de las condiciones de diseño incluyendo presión, temperaturas y otras
condiciones, tales como la velocidad del viento, movimientos sísmicos, choques de fluido,
gradientes térmicos y número de ciclos de varias cargas.
2) Determinación del diámetro de la tubería, el cual depende fundamentalmente de las
condiciones del proceso, es decir, del caudal, la velocidad y la presión del fluido.
3) Selección de los materiales de la tubería con base en corrosión, fragilización y resistencia.
4) Selección de las clases de bridas y válvulas.
5) Cálculo del espesor mínimo de pared (Schedule) para las temperaturas y presiones de
diseño, de manera que la tubería sea capaz de soportar los esfuerzos tangenciales
producidos por la presión del fluido.
6) Dependiendo de la ubicación física de los diversos equipos que conforman el sistema, el
proyectista prepara, utilizando criterios de diseño de naturaleza cualitativa, una versión
12
preliminar del recorrido de las diversas líneas en la forma de un plano isométrico. Lo cual
lleva además al establecimiento de una configuración aceptable de soportes para el
sistema de tuberías.
7) Análisis de esfuerzos por flexibilidad para verificar que los esfuerzos producidos en la
tubería por los distintos tipos de carga estén dentro de los valores admisibles, a objeto de
comprobar que las cargas sobre los equipos no sobrepasen los valores límites,
satisfaciendo así los criterios del código a emplear.
8) Si el sistema no posee suficiente flexibilidad y/o no es capaz de resistir las cargas
sostenidas (efectos de la gravedad) o las cargas ocasionales (sismos y vientos), el
ingeniero tiene a su disposición los siguientes recursos:
•
Reubicación de soportes.
•
Modificación del tipo de soporte en puntos específicos.
•
Utilización de soportes flexibles.
•
Modificación parcial del recorrido de la línea en zonas específicas.
•
Utilización de lazos de expansión.
•
Pretensado en frío.
•
Utilización de juntas de expansión y barras tensoras.
En términos generales, estos recursos deben probarse en el orden descrito hasta lograr la
flexibilidad requerida. Evidentemente, deben descartarse modificaciones en el diámetro o en el
espesor de la tubería, o en la ubicación de los equipos conectados en el sistema. En el caso de que
el sistema en si mismo posea suficiente flexibilidad, pero la cargas sobre algún equipo
estacionario (recipientes a presión, intercambiadores de calor, torre, etc.) sea excesivo, podrá
considerarse como alternativa una modificación del refuerzo de la boquilla.
El análisis de flexibilidad tiene por objeto verificar que los esfuerzos en la tubería, los esfuerzos
en componentes locales del sistema y las fuerzas y momentos en los puntos terminales, estén
dentro de límites aceptables, en todas las fases de operación normal y anormal, durante toda la
vida de la planta.
2.1.3. Criterios de diseño de tuberías de procesos, oleoductos y gasoductos
Esfuerzos primarios: Pueden causar deformaciones o fallas, si exceden el límite de fluencia de
13
la tubería.
Esfuerzo de membrana circunferencial debido a la presión interna.
Esfuerzo de membrana longitudinal debido a la presión y peso muerto.
Esfuerzos primarios de flexión debido al peso muerto, cargas de viento y sísmicas.
Esfuerzos secundarios: No causan fallas en materiales dúctiles cuando las cargas son estáticas,
pero pueden causar fallas por fatiga cuando las cargas son cíclicas.
Cuando los esfuerzos secundarios exceden el límite de fluencia de la tubería, pueden producir
deformaciones locales con lo cual se redistribuyen las cargas y se reducen los esfuerzos.
Esfuerzos secundarios de flexión y torsión debido a restricciones en la expansión o contracción
térmica.
Esfuerzos secundarios de membrana, flexión y torsión se pueden producir debido a distribución
de temperatura no uniforme en la tubería.
Esfuerzos localizados: Disminuyen rápidamente a corta distancia de su origen, sus efectos son
similares a los esfuerzos secundarios, se producen cerca de codos, codos segmentados o mitrados,
juntas en “T” y soportes.
2.1.4. Esfuerzos admisibles
Los esfuerzos admisibles básicos se definen en términos de las propiedades de resistencia
mecánica del material, obtenidas en ensayos de tracción para diferentes niveles de temperatura y
de un factor de seguridad global. Estos esfuerzos admisibles básicos, así como el límite de
fluencia y la resistencia a la tracción, están listados en el Apéndice A, Tabla A-1, del código
B31.3 en función de la temperatura.
2.1.5. Esfuerzos por presión
La presión del fluido dentro de la tubería produce un esfuerzo tangencial o circunferencial (σp)
que ocasiona un aumento en el diámetro de la tubería, y un esfuerzo longitudinal (σLp) que
produce un aumento en la longitud de la misma.
Si el espesor de la tubería es pequeño comparado con el diámetro exterior (D/t > 6), puede
suponerse que estos esfuerzos se distribuyen uniformemente a lo largo del espesor.
14
En la Figura 2.1 se puede observar la acción del esfuerzo circunferencial en un tramo de
tubería.
Figura 2.1 Esfuerzo tangencial en tuberías
Para que la tubería no falle por presión se debe cumplir la siguiente desigualdad:
Donde
σp ≤ S*E
(2.1)
Sp = S*E
(2.2)
Es el esfuerzo admisible por presión, “S” es el esfuerzo admisible básico a la temperatura de
diseño y “E” es el factor llamado factor de calidad. Este factor “E” se interpreta, según sea el
caso, como un factor de calidad de la fundición “Ec” para tuberías de hierro fundido, o como un
factor de calidad de la soldadura “Ej” para tuberías de acero con costura. Estos factores están
tabulados en los códigos para diferentes casos, y se muestran en el presente documento en el
desarrollo del diseño de los sistemas de tuberías.
Además
P∗D
σp = (
− Y ∗ P,
2∗t
(2.3)
Cuando se cumple que D/t > 6 se utiliza la Tabla 3.12 para obtener los valores de “Y”, en caso
contrario (D/t ≤ 6) debe ser hallado por medio de la ecuación 2.4.
Y=
d + 2 ∗ (t + t )
D + d + 2 ∗ (t + t )
(2.4)
15
El análisis descrito es aplicable en tramos rectos de tuberías y para codos estándar. En el caso
de codos mitrados, como se muestra en la Figura 2.2, el código ASME B31.3 establece que σp
será el valor máximo entre σp1 y σp2.
Figura 2.2 Codos mitrados y sus dimensiones principales
P∗r
r
σp1 = (
, ∗ .1 + 0,643 ∗ 5
∗ tan θ8
t−t −t
t−t −t
σp2 = (
R − 0,5 ∗ r
P∗r
,∗(
,
R −r
t−t −t
(2.5)
(2.6)
La ecuación 2.5 es válida siempre y cuando se cumpla que θ ≤ 22,5°, para el caso contrario
(θ > 22.5°) el esfuerzo por presión se calcula utilizando la ecuación 2.7.
P∗r
r
σp1 = (
, ∗ .1 + 1,25 ∗ 5
∗ tan θ8
t−t −t
t−t −t
(2.7)
2.1.6. Esfuerzos por cargas sostenidas
Los esfuerzos por cargas sostenidas son aquellos esfuerzos longitudinales producidos por la
presión, el peso de la tubería, su contenido, el aislante y otras cargas de gravedad tales como el
peso de las válvulas, bridas, filtros, etc. En la Figura 2.3 se observa la acción de este tipo de carga
sobre la tubería.
16
Figura 2.3 Esfuerzos longitudinales en un tramo de tubería
Adicionalmente es conocido que el peso de la tubería y de otras cargas concentradas genera en
cada sección transversal de la tubería momentos flectores Mi y Mo como se muestra en la Figura
2.4.
Figura 2.4 Momentos presentes en una conexión “T”
Para que la tubería no falle debido al efecto de las cargas sostenidas, se debe cumplir la
siguiente desigualdad:
Donde
σL ≤ S
<(i> ∗ M> ) + (i@ ∗ M@ )
P∗D
,+;
B
σL = (
Z
4 ∗ (t − t )
(2.8)
(2.9)
Los factores de intensificación de esfuerzo vienen dados por las expresiones de la ecuación
2.10 y 2.11.
i> =
0,9
h /
(2.10)
17
i@ =
0,75
h /
(2.11)
Si uno o ambos extremos del codo están unidos a la tubería por bridas, los factores de
intensificación de esfuerzo deben corregirse multiplicándolos por uno de los factores siguientes
según sea el caso:
En el caso de una sola brida:
En el caso de dos bridas:
Donde
Z =
C =h
/H
(2.12)
C =h
/
(2.13)
T∗R
r
(2.14)
h=
π
*JD − (D − 2 ∗ t − 2 ∗ t ) K
32 ∗ D
(2.15)
2.1.7. Esfuerzos de expansión
Cuando la temperatura del sistema se eleva desde la temperatura ambiente hasta la temperatura
de operación, la tubería trata de expandirse, y ya que no pude hacerlo libremente por las
restricciones impuestas por los equipos y por los soportes, la tubería se dobla y se tuerce como se
muestra en la Figura 2.5, generándose momentos flectores, así como un momento torsor en cada
sección transversal de la tubería.
Figura 2.5 Acción del efecto térmico en un sistema de tuberías
Los momentos flectores producen un esfuerzo máximo longitudinal que se observa en la
ecuación 2.16, mientras que el momento torsor genera un esfuerzo máximo de corte que se
describe a través de la ecuación 2.17.
σb =
<(i> ∗ M> ) + (i@ ∗ M@ )
Z
(2.16)
18
τt =
M
2∗Z
(2.17)
Ambos esfuerzos se calculan utilizando el espesor nominal. Para analizar la resistencia de la
tubería sujeta a este estado de cargas debe utilizarse una teoría de fallas. El código ASME B31.3
utiliza la teoría del esfuerzo cortante máximo (teoría de Tresca), la cual establece que, para que
no se produzca falla, el esfuerzo de corte máximo real debe ser menor que el esfuerzo de corte
máximo en el ensayo de tracción para un nivel determinado de carga.
Para establecer el esfuerzo de corte máximo en la tubería primero se deben evaluar los
esfuerzos principales.
σ1,2 =
σb
σ
±5N P + τ
2
2
(2.18)
Por lo tanto
τmax =
σ
σ −σ
=5N P + τ
2
2
(2.19)
Para que el material no falle debido a los efectos de la expansión térmica se debe cumplir la
desigualdad de la ecuación 2.20.
σE = <σ
+ 4 ∗ τ ≤ SR
(2.20)
SR = f *(1,25*S +0,25*S )
(2.21)
Donde σE se denomina esfuerzo de expansión y SA es el esfuerzo admisible de expansión, el
cual viene dado por la ecuación 2.21.
El factor de reducción por cargas cíclicas depende del número de ciclos y se obtiene de la Tabla
2.1.
Tabla 2.1 Factor f. (FIME-UNPRG, 2009)
Número de ciclos N
N ≤ 7000
7000 < N ≤ 14000
14000 < N ≤ 22000
22000 < N ≤ 45000
45000 < N ≤ 100000
N > 100000
f
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
19
Los códigos establecen que si el esfuerzo longitudinal por cargas sostenidas es inferior al
esfuerzo admisible básico a la temperatura máxima, es decir, si σL < Sh entonces la diferencia
(Sh − σL) puede agregarse al esfuerzo admisible SA. Y resultaría como resultado la ecuación 2.22.
SR = f *J1,25 ∗ (S + S ) − σT K
(2.22)
2.1.8. Consideraciones sobre esfuerzos permisibles en oleoductos
El esfuerzo de diseño básico permisible para cargas prolongadas está dado por la ecuación 2.23.
S = 0,72 * E * y
(2.23)
En la ecuación anterior el valor “E” representa el factor de junta de soldadura, y el valor “y” es
el límite de fluencia mínimo especificado.
El esfuerzo está limitado a 0,75*S para tuberías trabajadas en frío.
El esfuerzo permitido en corte es 0,45*y.
El esfuerzo permisible en soporte es 0,90*y.
El esfuerzo permisible por expansión (SA) para líneas restringidas (líneas enterradas por
ejemplo) es 0,90*y, y para líneas sin restricciones es 0,72*y.
La suma de los esfuerzos longitudinales debido a la presión, peso y otras cargas externas
prolongadas está limitada a 0,72*y.
La suma de los esfuerzos circunferenciales debido a la presión interna y a las cargas externas en
tuberías instaladas debajo de vías férreas o carreteras, sin uso de camisas, no debe exceder el
esfuerzo permisible (S).
2.1.9. Consideraciones sobre esfuerzos permisibles en gasoductos
El esfuerzo permisible para cargas prolongadas en gasoductos se define como y*F*E*T. Cada
uno de estos términos se desarrolla en el presente documento en la sección de procedimiento de
diseño de tuberías (capítulo 3).
Para tuberías trabajadas en frío, el esfuerzo está limitado al 75% del valor anterior.
El rango de esfuerzo por expansión térmica no debe exceder 0,72*S.
La suma de los esfuerzos por expansión térmica y los esfuerzos longitudinales por presión y por
flexión debido a cargas externas no debe exceder el límite de fluencia mínimo especificado (S).
20
La suma de los esfuerzos longitudinales por presión y por flexión debido a cargas externas no
debe exceder el 75% del esfuerzo permisible.
2.2. Tanques de almacenamiento
En la industria petrolera, petroquímica y otras industrias son utilizados distintos tipos de
recipientes para almacenar una gran variedad de productos como lo son: crudo y sus derivados,
butano, propano, solventes, agua, etc.
Los tanques de almacenamiento tienen un gran rango de tamaños, desde pequeños hasta
verdaderamente gigantescos, y forman parte de distintas operaciones en la industria, tales como:
•
Producción.
•
Tratamiento.
•
Transporte.
•
Refinación.
•
Distribución.
•
Inventarios/reservas.
•
Servicios.
Existe una amplia variedad de tanques para almacenamiento, los cuales pueden ser construidos
por encima de la superficie, en el suelo y por debajo de la superficie. En cuanto a la forma,
pueden ser cilíndricos verticales, cilíndricos horizontales, esféricos o con forma rectangular, pero
los tanques cilíndricos verticales generalmente son los más usados.
Los tanques cilíndricos horizontales, usualmente son de volúmenes relativamente bajos, debido
a que presentan problemas por fallas de corte y flexión. Por lo general, se usan para almacenar
volúmenes pequeños.
Los tanques cilíndricos verticales de fondo plano permiten almacenar grandes cantidades
volumétricas con un costo bajo. Con la limitante que sólo pueden ser usados a presión
atmosférica o presiones internas relativamente pequeñas. Estos tipos de tanques, se clasifican
según el tipo de techo en:
•
Techo fijo.
•
Techo flotante.
21
•
Tanques sin techo.
Los tanques con techo fijo se emplean para contener productos no volátiles o no inflamables
como son: agua, diesel, asfalto, petróleo crudo, etc. Debido a que al disminuir la columna del
fluido, se va generando una cámara de aire que facilita la evaporación del fluido, lo que es
altamente peligroso. Los techos fijos se clasifican en:
•
Techos auto soportados.
•
Techos soportados
Los tanques con techo flotante se emplean para almacenar productos volátiles como son:
alcohol, gasolinas y combustibles en general. Este tipo de techo fue desarrollado para reducir o
anular la cámara de aire, o espacio libre entre el espejo del líquido y el techo, además de
proporcionar un medio aislante para la superficie del líquido, reducir la velocidad de
transferencia de calor al producto almacenado durante los periodos en que la temperatura
ambiental es alta, evitando así la formación de gases, y consecuentemente, la contaminación del
ambiente y, al mismo tiempo se reducen los riesgos al almacenar productos inflamables. En la
actualidad los sistemas de flotación de los techos flotantes están patentados y solamente los
titulares de esas patentes pueden divulgar información al respecto.
Los tanques sin techo se usan para almacenar productos en los cuales no es importante que éste
se contamine o que se evapore a la atmósfera como el caso del agua cruda, residual, contra
incendios, etc. El diseño de este tipo de tanques requiere de un cálculo especial del anillo de
coronamiento.
En este documento sólo se tratarán los tanques de techo fijo (autosoportado y soportado por
estructura).
El tipo de tanque de almacenamiento usado para algún producto en específico se establece
principalmente por requerimientos de seguridad y por requerimientos ambientales. Además de
esto, los costos de operación y los costos de eficiencia son un factor determinante en la selección
del tipo de tanque de almacenamiento.
El diseño y las consideraciones de seguridad han llegado a ser uno de los asuntos más delicados
debido al incremento de casos de incendios y explosiones, relacionados con tanques de
almacenamiento, que se han presentado en los últimos tiempos, y dichos accidentes han
ocasionado muchas lesiones y muertes. Los derrames e incendios de tanques no sólo ocasionan
22
contaminación ambiental, sino que también pueden tener severas consecuencias a nivel
financiero y un impacto significativo sobre futuros negocios ya que la reputación de la industria o
empresa se ve afectada. En la Figura 2.6 se pueden observar cómo los tanques se incendian y
explotan. Este tipo de accidentes se han producido en gran cantidad y es probable que continúen a
menos que se aprendan las lecciones del pasado y se tomen las medidas adecuadas.
Figura 2.6 Incendios y explosiones en tanques de almacenamiento
2.2.1. Normas aplicables en el diseño de tanques de almacenamiento
De acuerdo con el tipo de producto y la presión a la que este es almacenado se aplica un código
de construcción. (Ver Tabla 2.2).
El código de construcción establece las reglas que intervienen en todos los aspectos que éste
considere necesario tratar (diseño de elementos, selección de materiales, tipo de juntas, pruebas y
ensayos, inspecciones, etc.), los cuales pueden tener otros documentos de referencia para su
aplicación o guía en temas específicos.
Estos códigos de construcción son desarrollados, revisados y editados por instituciones u
organismos como ASME (Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos), AWS (Sociedad
Americana de Soldadura), API (Instituto Americano del Petróleo), NFPA (Asociación Nacional
23
de Protección contra el Fuego), AISC (Instituto Americano de Construcción en Acero) entre
otros, que combinan el conocimiento teórico con la experiencia lo que con el tiempo ha permitido
mejorar los diseños y métodos de construcción.
Tabla 2.2 Producto, presión y norma aplicable
Tipos
Atmosférico
Baja presión
(0 a 2.5 psi)
Media
presión
(2.5 a 15 psi)
Alta
presión
(P > 15 psi)
Crudo
AP
AP
AP
NA
Aceites
AP
AP
NA
NA
Gasolina
natural
Butano
AP
AP
AP
NA
NA
APR
APR
AP
Propano
NA
APR
APR
AP
Gas natural
NA
NA
NA
AP
Deshidratantes
AP
AP
NA
NA
Sólidos
AP
NA
NA
NA
Agua
AP
NA
NA
NA
Código
aplicable
API 650
API 620
API 650
API 620
ASME VIII
Producto
AP: Aplicable. NA: No aplicable. APR: Aplicable refrigerado.
Como, en este caso particular, el desarrollo del procedimiento de diseño será para tanques
atmosféricos, el código a aplicar es el API 650. Este estándar cubre requerimientos para
materiales, diseño, fabricación, montaje y pruebas de tanques soldados verticales cilíndricos, no
enterrados con extremo superior abierto o cerrado en varios tamaños y capacidades para
presiones internas aproximadas a la atmosférica (no deben exceder el peso de las láminas del
techo), pero se permiten presiones internas más altas cuando se cumplen requerimientos
adicionales.
Este estándar aplica para tanques en los cuales la totalidad del fondo del tanque está soportado
uniformemente y para tanques en servicio no refrigerado que tienen una temperatura máxima de
diseño de 90°C o menos. El API 650 está diseñado para construir tanques con seguridad
adecuada y costos razonables para almacenamiento de petróleo y sus derivados y otros productos
24
líquidos comúnmente usados y almacenados por la industria. El código no establece tamaños
específicos de tanques, por el contrario, se puede escoger cualquier tamaño que sea necesario.
Su intención es ayudar a los clientes y a los fabricantes a comprar, fabricar y montar los tanques
y no pretende prohibir la compra o fabricación de tanques que cumplan con otras
especificaciones.
Las reglas del código API 650 no son aplicables más allá de los siguientes límites en las
tuberías conectadas interna o externamente al techo, cuerpo o fondo del tanque:
•
La cara de la primera brida en conexiones bridadas, excepto cuando se suministren tapas o
bridas ciegas.
•
La primera superficie de sello en accesorios o instrumentos.
•
La primera junta roscada en conexiones roscadas.
•
La primera junta circunferencial en conexiones soldadas, si no están soldadas a una brida.
Debe quedar claro que el fabricante es el responsable del cumplimiento de todos los
requerimientos del código. La inspección por el inspector del comprador no le quita al fabricante
la obligación de suministrar el control de calidad y la inspección necesarias para garantizar tal
cumplimiento. Los estándares, códigos, especificaciones y publicaciones citados en el código
API 650, se deben utilizar en su última edición publicada a menos que se indique otra cosa en el
código.
CAPÍTULO 3
PROCEDIMIENTO DE PRODUCCIÓN:
CÁLCULO, DISEÑO Y ESPECIFICACIONES DE SISTEMAS DE TUBERÍAS
3.1. Propósito
El objetivo de este procedimiento es establecer los criterios a considerar durante el cálculo,
diseño, y especificaciones de sistemas de tuberías de acero sometidas a presión interna, a ser
instalados en tierra firme.
3.2. Alcance
El procedimiento constituye una guía de diseño para los sistemas de tuberías.
El alcance del procedimiento es definir los criterios de diseño que aplicarán durante el cálculo
de espesores de pared, dimensionamiento y especificaciones de materiales, de sistemas de
tuberías de acero, tanto para el transporte de líquidos como gases, sometidos a presión interna, en
tierra, enmarcado por las especificaciones de diseño que se encuentran en las normas ASME
(Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos) (B.31.3, B.31.4 y B.31.8) y PDVSA (Petróleos
de Venezuela, S.A.), así como las buenas prácticas de ingeniería, y a su vez, indicar
recomendaciones para selección y especificación de accesorios de tuberías, pernos y
empacaduras, bridas, válvulas, y consideraciones para el arreglo de tuberías (lay-out) y soportes
de tuberías.
3.3. Responsabilidad
•
Es responsabilidad del ingeniero del proyecto, establecer las bases y premisas de diseño,
tomando como referencia la información indicada en este documento.
•
Es responsabilidad del ingeniero del proyecto, desarrollar el cálculo, diseño y
especificaciones del sistema de tuberías, según el alcance indicado en este documento.
•
Es responsabilidad del líder de disciplina y el coordinador de la calidad proporcionar este
procedimiento para el desarrollo de productos de ingeniería relacionados al cálculo,
diseño y especificaciones de sistemas de tuberías de acero sometidas a presión interna.
26
•
Es responsabilidad del líder de disciplina comprobar la correcta utilización de este
procedimiento.
3.4. Metodología empleada
Para el establecimiento de este procedimiento se realizaron los siguientes pasos en orden:
•
Recopilar y revisar los códigos y normas requeridos para el desarrollo del procedimiento.
•
Recopilar y revisar la documentación existente y/o generada en la ejecución de diseños.
•
Recopilar y revisar las bases y criterios de diseño para sistemas de tuberías.
•
Establecer las premisas, bases, criterios y fundamentos de diseño de sistemas de tuberías.
•
Desarrollar el procedimiento de cálculo para el diseño de sistemas de tuberías en función
de toda la información analizada y estudiada.
•
Validación del procedimiento por medio de revisiones y comentarios de ingenieros con
años de experiencia en el área y expertos en la materia.
3.5. Bases y criterios de diseño para el cálculo de espesores de pared
3.5.1. Presión y temperatura de diseño
En este punto se establecen lineamientos para fijar la presión de diseño a utilizar en el cálculo
de espesores de pared de tuberías de acero al carbono, acero inoxidable y aceros aleados,
sometidas a presión interna.
La presión de diseño debe ser establecida de forma tal que cubra todas las condiciones de
operación previsibles, incluyendo arranque, parada, perturbaciones del proceso, incrementos
planificados en la severidad de operación, diferentes alimentaciones y productos, y ciclos de
regeneración, cuando aplica.
En general, las condiciones generales de diseño para tubería se establecen durante el desarrollo
de la ingeniería básica, por ingeniería de procesos, mientras que la selección del tipo específico
de tubería a utilizar se establece de acuerdo a las especificaciones de materiales de tubería que
rigen el proyecto, las cuales se basan en la clasificación de presión de las bridas según el tipo de
material seleccionado para el manejo de un determinado fluido.
3.5.1.1. Presión de operación (PO)
Se debe definir la presión de operación (PO), en caso de que no sea dada como dato del
proceso, considerando las variaciones de presión originadas por cambios en la presión de vapor,
27
densidad, cambio en la alimentación, cambios en los puntos de corte de los productos, cabezal
estático debido al nivel de líquido, caída de presión en el sistema, presión de bloqueo de bombas
o compresores y cualquier otra variación indicada en la descripción del proceso y/o filosofía de
control y operación que puedan generar distintos valores de presión en un mismo sistema.
3.5.1.2. Presión máxima de operación (PMO)
La presión máxima de operación (PMO) debe ser al menos 5% mayor que la presión de
operación (PO).
3.5.1.3. Presión de diseño (PD)
•
PMO ≥ 1,05 * PO
(3.1)
Para tuberías cuya presión máxima de operación (PMO) es menor o igual a 15 Psig, la
presión de diseño (PD) debe ser por lo menos igual a la presión máxima de operación
(PMO) más 2 Psig, pero no menor de 16 Psig.
•
17 Psig ≥ PD ≥ 16 Psig
(3.2)
Para tuberías cuya PMO > 15 Psig, la presión de diseño (PD) es el mayor valor numérico
entre el 110% de la presión máxima de operación (PMO) y la presión máxima de
operación (PMO) más 25 Psig.
PD = PMO + 25 Psig
(3.3)
PD = 1,1 * PMO
(3.4)
Es posible llegar a la siguiente conclusión: para todo PMO ≤ 250 Psig, se utiliza la ecuación 3.3
y para todo PMO > 250 Psig, se utiliza la ecuación 3.4.
Esta regla se aplica cuando se utiliza una válvula de alivio (PSV) de seguridad convencional,
donde la presión de ajuste fijada para este dispositivo no debe exceder la presión de diseño
establecido y para lapsos de tiempo de operación largos.
•
Para lapsos de tiempos cortos, se permite incrementar el límite de presión de diseño (PD)
o el esfuerzo permisible a la temperatura escogida, en un 33%, siempre y cuando las
variaciones no excedan las 10 horas en cualquier lapso de tiempo o el total de 100 horas
por año.
•
Para lapsos de tiempos intermedios, se permite incrementar el límite de presión de diseño
(PD) o el esfuerzo permisible a la temperatura escogida, en un 20%, siempre y cuando las
28
variaciones no excedan las 50 horas en cualquier lapso de tiempo o el total de 500 horas
por año.
•
Existen varias restricciones respecto a lapsos de tiempos cortos y lapsos de tiempos
intermedios:
1) Estas bases no se pueden usar para servicio de fluidos de categoría M o para tuberías de
hierro colado.
2) Si una válvula de alivio (PSV) protege la tubería, la presión de ajuste fijada para la
válvula no debe exceder la de diseño de la tubería para lapsos de tiempos largos.
3) Las presiones que exceden los niveles normales de limitaciones de presión–temperatura
para las válvulas, a veces causan pérdidas de la hermeticidad en los asientos de las
mismas, o una operación difícil, por lo cual se debe revisar este aspecto del diseño.
•
La presión de diseño (PD) para tuberías sujetas a presión por bloqueo de bombas y no
protegidas por una válvula de alivio (PSV), viene dada por el mayor valor numérico entre
los siguientes:
a. Presión de succión normal de la bomba más 120% del diferencial de presión normal de la
bomba.
b. Presión de succión máxima de la bomba más el diferencial de presión normal de la
bomba.
•
La presión de diseño para tuberías debe ser consistente con la presión de diseño para los
recipientes y equipos a los cuales se conectan.
3.5.1.4. Temperatura de diseño (TD)
•
Para componentes de tuberías de proceso con aislante externo, la temperatura de diseño
(TD) del metal debe ser la temperatura máxima (TMO) del fluido contenido en la tubería.
•
Para componentes de tuberías de proceso sin aislante externo y sin recubrimiento interno,
con fluidos a temperaturas mayores a 32ºF (0ºC), la temperatura de diseño (TD) del metal
debe ser la temperatura máxima (TMO) del fluido contenido en la tubería, reducida en los
porcentajes mostrados en la Tabla 3.1.
•
Para componentes de tuberías de proceso sin aislante externo y sin recubrimiento interno,
con fluidos a temperaturas menores a 32ºF (0ºC), la temperatura de diseño (TD) del metal,
29
será la temperatura máxima (TMO) del fluido contenido.
Tabla 3.1 Temperatura de diseño de componentes sin aislamiento. (FIME-UNPRG, 2009)
•
Componente
σT%
Válvulas, tubería, uniones solapadas y accesorios soldados.
5
Accesorios bridados.
10
Bridas (en línea).
10
Bridas de uniones solapadas.
15
Empacaduras (en uniones en línea).
10
Pernos (en uniones en línea).
20
Empacaduras (en casquetes de válvulas).
15
Pernos (en casquete de válvulas).
30
Si las reducciones se toman para los fluidos de categoría M, las reducciones requieren ser
avaladas por cálculos de transferencia de calor confirmados por pruebas o por medidas
experimentales.
•
Para tuberías de proceso con recubrimiento y aislamiento interno, la temperatura de
diseño (TD) del metal para cada componente se debe basar en la experiencia de diseños
anteriores o en temperaturas calculadas teóricamente.
•
Para oleoductos, la temperatura de diseño (TD) es la temperatura que representa la
condición más severa de presión y temperatura coincidentes, no requiere variación en los
esfuerzos de diseño para temperaturas entre -20ºF (-29ºC) y 250ºF (121ºC.).
•
Para gasoductos, la temperatura de diseño (TD) es la temperatura que representa la
condición más severa de presión y temperatura coincidentes. Aplica un factor de
reducción por temperaturas entre 250ºF (121ºC) y 450ºF (232ºC.) que se presenta en la
Tabla 3.2.
Tabla 3.2 Factor de reducción por temperatura T. (ASME B31.8, 2010)
Temperatura ºF (ºC)
≤ 250 (121)
300 (149)
350 (177)
400 (204)
450 (232)
T
1,000.
0,967.
0,933.
0,900.
0,867.
30
3.5.2. Selección y especificación de materiales
La correcta selección del material o los materiales a utilizar en un sistema de tuberías
representa un elemento fundamental del diseño debido al alto costo que significa para el sistema
y para garantizar la integridad mecánica del mismo.
Siempre que sea posible se deben evitar variaciones en el material a lo largo de un mismo
sistema de tuberías, debido principalmente a corrosión galvánica que pudiera presentarse entre
los materiales.
Todas las recomendaciones y premisas que se presentan a continuación se hacen partiendo de
análisis sobre trabajos que se realizan en campo, facilidades de adquisición y mejoramiento en la
eficiencia de los procesos.
3.5.2.1. Tuberías
•
Tuberías con diámetros mayores o iguales a 2 pulg, serán con extremos biselados.
•
Tuberías con diámetros menores a 2 pulg, serán con extremos planos.
•
La tubería fabricada según API–5L Gr.B., debe ser considerada como un sustituto
aceptable para las tuberías ASTM A–53, Gr.B.
•
Se recomienda utilizar tuberías sin costura para líneas con diámetros menores o igual a 24
pulg.
3.5.2.2. Accesorios
•
Se recomienda especificar los codos de 90° como radio largo, a menos que lo impida el
espacio para la instalación.
•
Los accesorios de tuberías para diámetros mayores o iguales a 2 pulg, serán del tipo
BUTT WELD (BW).
•
Los accesorios para diámetros menores de 2 pulg, serán del tipo SOCKET WELD (SW).
•
Todos los accesorios soldables serán del tipo sin costura.
•
Las dimensiones de los accesorios bridados deben estar de acuerdo al ASME B.16.5 (Pipe
flanges and flanged fittings NPS 1/2 through NPS 24) hasta 24 pulg.
•
Todos los niples roscados tendrán una longitud mínima de 4 pulg.
•
Para reducciones a diámetros de 2 pulg en adelante se deberá utilizar reducción soldada a
tope. Para diámetros menores se utilizarán niples reductores roscados o enchufes para
soldar (swage niples).
31
3.5.2.3. Bridas
•
Clase (Rating) de bridas.
1) Para establecer presión de diseño y temperatura de diseño, ver punto 3.5.1. de este
documento.
2) Para selección de materiales para bridas, ver Tabla 3.4 de este documento.
3) Utilizar la Tabla 2 de la norma ASME B.16.5 (tablas “Presión–Temperatura Ratings para
Materiales de Grupo 1.1 – 3.9”), para determinar el rating de la brida, en función de la
presión de diseño y temperatura de diseño, y el grupo al cual corresponda el material
seleccionado.
•
Para temperaturas menores o iguales a 1.000 ºF (538ºC) se recomienda especificar bridas
RAISED FACE (RF).
•
Para temperaturas mayores a 1.000 ºF (538ºC) se recomienda especificar bridas RING
JOINT (RJ), excepto para manejo de vapor y agua (incluyendo agua para alimentación de
calderas.)
•
Para rating 900 se recomienda especificar bridas RING JOINT (RJ), excepto para manejo
de vapor y agua (incluyendo agua para alimentación de calderas.)
•
Cuando el fluido de servicio es vapor y para rating 1500 se recomienda especificar bridas
RING JOINT (RJ).
•
Cuando el fluido de servicio es agua (incluyendo agua para alimentación de calderas) a
cualquier temperatura y rating 1500 se recomienda especificar bridas RING JOINT, (RJ).
•
El tipo de brida RAISED FACE (RF), es recomendada para tuberías de acero y la tipo
RING JOINT (RJ), para tuberías de acero en servicio critico.
•
En cuanto al tipo de unión, las bridas WELD NECK (WN), no tienen limitaciones de uso,
y son recomendables para tuberías de diámetro 2 pulg y mayor.
•
Para tuberías de diámetro menor de 2 pulg se deben utilizar bridas de tipo SOCKET
WELD (SW).
•
Se podrán usar bridas de tipo SLIP ON (SO) en lugar de WELD NECK (WN) cuando se
requiera por motivos de espacio. La temperatura máxima para las bridas de tipo SLIP ON
(SO) es de 400 ºF (204ºC). Cuando la temperatura exceda de 400 ºF (204ºC) se usarán
bridas WELD NECK (WN), en lugar de SLIP ON (SO).
•
No se recomienda utilizar bridas roscadas debido a que son propensas a fugas. Pueden
emplearse en servicios no críticos de aire y agua, temperaturas menores a 250 ºF (121 ºC)
32
y diámetros hasta 6 pulg.
•
Las bridas clase 150 a 1500 de tamaño hasta 24 pulg y clase 2500 hasta 12 pulg se
someten a la especificación ASME B.16.5 (Pipe flanges and flanged fittings NPS 1/2
through NPS 24).
•
Las bridas Clase 150 a Clase 900, con tamaños de 26 pulg a 60 pulg deben cumplir con
las especificaciones MSS SP–44 (Steel pipeline flanges), ASME B.16.47 (Large diameter
steel flanges NPS 26 through NPS 60) y API 605 (Large-diameter carbon steel flanges
“nominal pipe sizes 26 through 60, classes 75, 150, 300, 400, 600, and 900”).
•
Cuando los tipos de líneas especifiquen empacaduras devanadas en espiral, el acabado de
la superficie de la cara saliente de la brida debe tener una rugosidad de 125 a 200 AARH.
•
El acabado de las caras de contacto de las bridas de tuberías, bridas de orificios, extremos
soldables, bridas deslizantes y bridas para válvulas y accesorios se ajustarán a los
requerimientos establecidos en ASME B.16.5 (Pipe flanges and flanged fittings NPS 1/2
through NPS 24).
•
Las medidas de las bridas de reducción o ciegas serán indicadas según el diámetro
nominal del tubo.
•
Para bridas tipo RAISED FACE (RF), se recomienda utilizar empacaduras devanadas en
espiral o doble encamisado, y para bridas tipo RING JOINT (RJ), anillo octogonal. No
debe emplearse empacaduras de asbesto comprimido ya que están prohibidas a nivel
nacional.
3.5.2.4. Empacaduras
•
Las empaquetaduras no metálicas para acoples de tuberías bridadas deben cumplir la
norma ASME B.16.21 (Nonmetallic flat gaskets for pipe flanges).
•
Las empaquetaduras deben ser impregnadas con grafito por ambos lados, no puede
utilizarse asbesto como relleno.
3.5.2.5. Pernos y tuercas
•
Los pernos y tuercas para bridas deben cumplir la norma ASME B.18.2.1 (Hex cap screw)
y B.18.2.2 (Finished hex nut), respectivamente.
•
Las tuercas para pernos y espárragos deben ser de la serie pesada hexagonal americana.
•
Cuando se especifiquen espárragos ASTM A-193 Gr. B7, deben ajustarse a las
condiciones de temperatura del líquido.
33
•
Los pernos para servicios de hidrocarburo e hidrógeno rating 900 y mayores, deben ser
revisados para comprobar que la tensión de los pernos es la requerida para que la brida
quede herméticamente sellada.
•
A continuación en la Tabla 3.3 se indican los materiales de uso más frecuente para pernos
y tuercas.
Tabla 3.3 Materiales de uso frecuente para pernos y tuercas. (SILOG, 2010)
Temperatura
ºF
Rating
(ASME)
Espárragos
Tuercas
ASTM
GRADO
ASTM
GRADO
-20 A 350.
150-300.
A-307.
B.
A-307.
B.
-20 A 800.
TODOS.
A-193.
B7.
A-194.
2.
800 A 1.100.
TODOS.
A-193.
B16.
A-194.
2H.
1.000 A 1.500.
TODOS.
A-193.
B8M.
A-194.
8M.
-425 A -151.
TODOS.
A-320.
B8.
A-194.
8.
-325 A -151.
TODOS.
A-193.
B8.
A-194.
8.
-150 A -20.
TODOS.
A-320.
L7.
A-194.
4.
34
Tabla 3.4 Materiales de uso frecuente para tuberías, bridas y accesorios. (PDVSA, 2000)
LÍMITES DE PRESIÓN
Y TEMPERATURA
SERVICIOS
MATERIALES
TUBERIAS
(ASTM)
3.000 Psig.
850 ºF.
2.700 Psig.
1.100 ºF.
Hidrocarburos Generales.
Aceite Combustible.
Gas Combustible/Ácido/Natural/Proceso,
Dulce/Reciclado.
Extracción de Gas/Purga de Gas.
Gas Oil.
Carbonato.
Hidrógeno.
Agua de Lavado/Aceitosa/Ácida/Servicio,
Sulfurosa/Enfriamiento/Tratada.
Agua de Alimentación para Caldera.
Agua Contra Incendio.
DEA Pobre/DEA Enriquecido.
Condensado (Destilado y Fraccionador).
Vapor Baja Presión/
Saturado/Sobrecalentado,
Condensado de Alta Presión.
Soda Caústica/Etanolamine.
Azufre Fundido.
Nitrógeno/Amoniaco.
Nafta.
Aire de Servicio.
Hidrocarburos Generales.
Vapor.
Sulfuro de Hidrógeno.
Suministro a Torre de Crudo.
Gas Sulfuroso.
Fondos de Fraccionadores.
Gas Oil P/A.
Crudo Reducido.
Alimentación del Reactor/Gas Oil.
BRIDAS
(ASTM)
A-106 Gr. B.
A-53 Gr. B.
A-105.
A-335 Gr. P5.
A-335 Gr. P11.
A-691 Gr. 1 ¼ Cr.
A-691 Gr. 5 Cr CL12.
A -182 Gr. F1.
A -182 Gr. F2.
A -182 Gr. F5.
A -182 Gr. F11.
A -350 Gr. LF2.
A -350 Gr. LF3.
A -350 Gr. LF6 CL1.
A -350 Gr. LF6 CL2.
ACCESORIOS DE
TUBERIAS
(ASTM)
A-105.
A-216 Gr. WCB.
A-216 Gr. WCC.
A-216 Gr. WC6.
A-234 Gr. WPB.
A-182 Gr. F5.
A-182 Gr. F11.
A-217 Gr. WC1.
A-217 Gr. WC4.
A-217 Gr. WC5.
A-217 Gr. WC6.
A-234 Gr. WP5.
A-234 Gr. WP11.
A-352 Gr. LCC.
A-352 Gr. LC2.
A-352 Gr. LC3.
35
LÍMITES DE PRESIÓN
Y TEMPERATURA
SERVICIOS
MATERIALES
TUBERIAS
(ASTM)
2.680 Psig.
950 ºF.
Hidrocarburos Generales.
DEA Enriquecido.
Agua Desmineralizada/Lavado/Ácida
Condensado.
Regenerado.
Carbonato de Potasio enriquecido.
Inyección Química de Caldera.
Gas Ácido/LNG/Proceso/Reciclado.
Aceite Lubricante/Sellador.
Alimentación del Reactor.
Efluente.
Aire de Regeneración.
A -312 Gr. TP 304.
A -312 Gr. TP 316
A -312 Gr. TP 321.
A -358 Gr. 304 Cr.
A -358 Gr. 321.
BRIDAS
(ASTM)
A -182 Gr. F304.
A -182 Gr. F316.
A -182 Gr. F321.
ACCESORIOS DE
TUBERIAS
(ASTM)
A -182 Gr. F304.
A -182 Gr. WP304.
A -182 Gr. F316.
A -182 Gr. F321.
A -351 Gr. CF3.
A -351 Gr. CF8.
A -351 Gr. CF3M.
A -351 Gr. CF8C.
A -351 Gr. CF8M.
A -403 Gr. WP304.
A -403 Gr. WP316.
A -403 Gr. WP321.
36
3.5.3. Diámetro nominal
•
Por definición (Caudal (Q) = Velocidad (V) x Área (A)), se calcula el diámetro nominal
de la tubería, considerando los límites de velocidades recomendadas para líquido, gases y
vapor en tuberías de acero presentadas en la Tabla 3.5.
•
No se recomiendan diámetros tales como 2 ½, 3 ½, 5, 7, 9, 14, 18, 22, 26 y 34 pulg, ya
que son poco usados y por lo tanto no se tiene fácil acceso a los mismos.
•
Para tuberías mayores de 12 pulg se deben usar 16, 20, 24, 30 y 36 pulg, excepto cuando
se requiera un diámetro distinto para realizar conexiones a equipos.
•
El diámetro mínimo de tubería de proceso a conectar será de ¾ pulg.
Tabla 3.5 Velocidades recomendadas para tuberías de acero. (PDVSA, 1994)
Estado del
fluido
Líquido
Tipo de
aplicación
Servicio de proceso y
Servicio de equipo.
Tipo de Servicio
* Recomendación general.
* Flujo laminar.
* Flujo turbulento.
Densidad del líquido, lb/ft3:
100.
50.
20.
* Succión de la bomba (1)
Líquido hirviente.
Líquido no hirviente.
* Descarga de bomba (1)
0 – 250 GPM.
250 – 700 GPM.
> 700 GPM.
* Salida de fondos de recipientes.
* Trampa de salida de rehervidor.
* Líquido del condensador.
* Líquido para enfriadores.
* Tuberías refrigerantes.
* Circulación por gravedad (1)
* Suministro de líquido para torres.
* Tuberías de agua:
Servicio general (1)
Diámetro, (Pulg):
1.
2.
4.
6.
8.
10.
12.
16.
20 y mayores.
Drenaje y succión de bomba.
Descarga de bomba.
Suministro de hervidor.
Tuberías para aguas para refinerías.
Agua de enfriamiento.
Del condensador.
Velocidad
(ft/seg)
05 – 15.
04 – 05.
∆Pmáx
(Psig/100ft)
04.
-
05 – 08.
06 – 10.
10 – 15.
-
02 – 06.
04 – 08.
0,40.
0,40.
06 – 08.
08 – 10.
10 – 15.
04 – 06.
01 – 04.
03 – 06.
04 – 06.
02 – 04.
03 – 08.
04 – 06.
04.
04.
02.
0,60.
0,15.
0,50.
0,40.
0,40.
-
02 – 16.
01,50.
02 – 03.
03 – 04,50.
05 – 07.
07 – 09.
08 – 10.
10 – 12.
10 – 14.
10 – 15.
10 – 16.
05 – 10.
05 – 10.
08 – 15.
02 – 05.
12 – 16.
03 – 05.
02,50.
02.
-
37
Estado del
fluido
Tipo de
aplicación
Servicio de proceso y
Servicio de equipo.
Vapor
Tuberías de
Vapor de Agua
Líquidos
Especiales
-
Tipo de Servicio
Velocidad
(ft/seg)
-
* Recomendación general:
Nivel de presión (Psig),
P > 500.
200 < P ≤ 500.
150 < P ≤ 200.
50 < P ≤ 150.
0 < P ≤ 50.
Subatmosférica.
* Tuberías de gas dentro de los límites
de baterías.
* Tubería de succión del compresor. (1)
* Tubería de descarga del compresor.(1)
* Tuberías de succión de refrigerante.
* Tuberías de descargas de
refrigerantes.
* Sobrecabeza de torre:
P > 50 psia.
Atmosférica.
P < 10 psia.
* Recomendación general:
Saturado.
Sobrecalentado.
Presión de vapor (Psig),
0 – 50.
50 – 150.
150 – 300.
> 300.
* Tuberías de vapor de alta presión:
Corta (L < 600 ft) (1)
Larga (L > 600 ft) (1)
Conexiones cortas.
* Líneas de escape (P > 1 atm) (1)
Conexión a cabezal de escape.
* Tuberías de suministro a bombas y
motores reciprocantes.
* Equipo de central eléctrica y tubería
de proceso (Saturada a P ≥ 25 Psig.)
* Conexiones de turbina y hervidor
(Sobrecalentado a P ≥ 200 Psig.)
*En tubería de acero al carbono:
Agua fenólica.
Ácido sulfúrico concentrado.
Agua salada.
Solución caústica.
* En tubería de acero inoxidable:
CO2 Líquido rico en amina.
∆Pmáx
(Psig/100ft)
02.
01,5.
0,60.
0,30.
0,15.
0,10.
0,50.
15 – 35.
35 – 60.
0,30.
0,50.
-
40 – 50.
60 – 100.
125 – 200.
0,20-0,50.
0,20-0,50.
0,05-0,10.
200.
250.
-
-
0,25.
0,50.
01.
01,5.
12,50-15.
01.
0,40.
02,5.
01.
01,5.
-
100-170.
-
115-330.
03.
03.
04.
06.
04.
-
10.
-
Notas:
(1) Refiérase a la Tabla 3.6 para criterios adicionales.
Tabla 3.6 Base de diseño – tuberías de acero al carbono. (PDVSA, 1994)
Tipo de Línea
Líneas de succión de bomba y de
descarga por gravedad.
Líneas de descarga de bomba
(Excepto alta presión.)
Caída promedio
de presión
Psi/100 ft
0,25.
Caída máxima
de presión
Psi/100 ft
0,40.
Caída máxima
total de presión
Psi (aprox.)
–
1,25.
02.
–
38
Caída promedio
de presión
Psi/100 ft
03.
Caída máxima
de presión
Psi/100 ft
04.
Caída máxima
total de presión
Psi (aprox.)
–
0,20.
0,50.
0,50 – 01.
0,20.
0,50.
4,50.
–
–
Líneas de succión del compresor.
0,10.
0,30.
de 5 a 10% de
la presión
disponible.
0,50 – 01.
Líneas de descarga del compresor.
0,20.
0,50.
4,50.
Líneas de vapor de agua de alta
presión (Corta.)
0,50.
01.
02.
Líneas de vapor de agua de alta
presión (Larga.)
Líneas de descarga de vapor de
agua (Corta.)
Líneas de descarga de vapor de
agua (Larga.)
Líneas de agua (Larga.)
0,10.
0,40.
05.
0,20.
0,40.
01.
0,05.
0,10.
1,50 – 02.
0,25.
0,50.
05.
Líneas de transferencia de
líquidos y líneas de empalmes.
–
–
25.
Tipo de Línea
Líneas de descarga de bomba de
alta presión (700 psig y mayores.)
Líneas de vapor (Líneas aéreas de
torres, atmosférica y de presión.)
Líneas de gas (Dentro de los
límites de batería.)
Líneas de gas (En puntos de
conexión a líneas de empalmes.)
3.5.4. Sobreespesor por corrosión
Para el cálculo del sobreespesor por corrosión es necesario fijar el tiempo de vida útil (VU) que
se desea para la tubería, y conocer el nivel de corrosión del servicio al que está siendo sometida.
La mayor parte de las ocasiones, el sobreespesor de corrosión es dado por el cliente, y su valor
oscila entre 1/8 pulg y 1/16 pulg.
En la Tabla 3.7 se presenta un rango de velocidad de corrosión relacionado al tipo de servicio
que se maneje, establecido en un estudio de selección óptima de materiales de tuberías.
Tabla 3.7 Rata de corrosión anual (RC) dependiendo del tipo de servicio. (Inemaka, 2007)
Nivel de corrosión
No corrosivo
Rata de corrosión
mm/año
0,00 – 0,10.
Corrosión baja
0,11 – 0,30.
Corrosión media
0,31 – 0,40.
Corrosión alta
0,41 – 0,60.
39
El sobreespesor por corrosión vendrá dado por la siguiente ecuación que depende de la vida útil
de la tubería en años y la rata de corrosión anual.
t = VU * RC
(3.5)
No se requiere considerar un espesor por corrosión cuando se utilicen aleaciones resistentes a
la corrosión como aceros inoxidables austeníticos o dúplex, o aceros al carbono recubiertos con
estas aleaciones. Tampoco se considerará en los casos en que la tubería posea algún sistema de
protección contra la corrosión.
Para tuberías roscadas de 2 pulg y menores, el sobreespesor por profundidad de la rosca debe
sumarse al sobreespesor por corrosión. En la Tabla 3.8 se observan los valores de sobreespesor
por profundidad de la rosca.
Tabla 3.8 Sobreespesor por profundidad de la rosca. (SILOG, 2010)
Tubería
Diámetro nominal
Tubería roscada
½ pulg - ¾ pulg
1 pulg – 2 pulg
Sobreespesor por
profundidad de la rosca
0,062 pulg
0,075 pulg
3.5.5. Factor de calidad (E)
•
Para el cálculo de espesores de pared de tuberías de proceso sometidas a presión interna,
se debe calcular dicho espesor utilizando ambos valores de factor de calidad (Ec y Ej)
mostrados en la Tabla 3.9 y en la Tabla 3.10, y seleccionar el mayor valor obtenido.
Tabla 3.9 Factor de calidad de fundición básico Ec. (ASME B31.3, 2008)
Material
Especificación
Descripción
Ec
ASTM A-216
Fundiciones de acero al carbono.
0,80
ASTM A-352
Fundiciones de acero ferrítico.
0,80
ASTM A-217
Fundiciones de aleación y acero inoxidable martensitíco.
0,80
ASTM A-352
Fundiciones de acero ferrítico.
0,80
ASTM A-426
Tubo vaciado centrifugamente.
1,00
ASTM A-351
Fundiciones de acero austenítico.
0,80
ASTM A-451
Tubo vaciado centrifugamente.
0,90
ASTM A-487
Fundiciones de acero.
0,80
Acero al carbono.
Aceros de aleación baja o
intermedia.
Acero inoxidable.
40
Tabla 3.10 Factor de calidad básico para juntas soldadas Ej. (ASME B31.3, 2008)
Material
Especificación
API 5L
Clase o tipo
Descripción
Ej
-
Tubo sin costura.
1,00
-
Tubo con soldadura de resistencia eléctrica.
0,85
-
Tubo con soldadura de fusión eléctrica, a doble tope, con
costura recta o en espiral.
Soldadura a tope en horno.
0,95
Tipo S
Tubo sin costura.
1,00
Tipo E
Tubo con soldadura de resistencia eléctrica.
0,85
Tipo F
Soldadura a tope en horno.
0,60
-
0,60
ASTM A-53
Acero al
carbono
ASTM A-105
-
Forjas y accesorios.
1,00
ASTM A-106
-
Tubo sin costura.
1,00
ASTM A-134
-
0,80
ASTM A-135
-
Tubo con soldadura de fusión eléctrica, a tope, con costura
recta o en espiral.
Tubo con soldadura de resistencia eléctrica.
ASTM A-139
-
0,80
ASTM A-179
-
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con costura recta o
en espiral.
Tubo rígido sin costura.
ASTM A-181
-
Forjas y accesorios.
1,00
ASTM A-234
-
Accesorios con y sin costura.
1,00
-
Tubo sin costura.
1,00
-
Tubo con soldadura de resistencia eléctrica.
0,85
ASTM A-334
-
Tubo rígido sin costura.
1,00
ASTM A-350
-
Forjas y accesorios.
1,00
ASTM A-369
-
Tubo sin costura.
1,00
-
Tubo con soldadura de fusión eléctrica 100% radiografiado.
1,00
-
0,90
0,85
1,00
ASTM A-333
ASTM A-381
ASTM A-381
-
ASTM A-420
-
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con radiografiado
por punto.
Tubo con soldadura de fusión eléctrica, como sale de
fábrica.
Accesorios soldables, 100% radiografiados.
ASTM A-524
-
Tubo sin costura.
1,00
ASTM A-587
-
Tubo con soldadura de resistencia eléctrica.
0,85
12, 22, 32,
42, 52
Tubo con soldadura de fusión eléctrica 100% radiografiado.
1,00
ASTM A-671
0,85
1,00
41
Material
Especificación
Clase o tipo
Descripción
Ej
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con costura a doble
tope.
Tubo con soldadura de fusión eléctrica 100% radiografiado.
0,85
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con costura a doble
tope.
Tubo con soldadura de fusión eléctrica 100% radiografiado.
0,85
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con costura a doble
tope.
Forjas y accesorios.
0,85
ASTM A-182
13, 23, 33,
43, 53
12, 22, 32,
42, 52
13, 23, 33,
43, 53
12, 22, 32,
42, 52
13, 23, 33,
43, 53
-
ASTM A-234
-
Accesorios con y sin costura.
1,00
-
Tubo sin costura.
1,00
-
Tubo con soldadura de resistencia eléctrica.
0,85
ASTM A-334
-
Tubo rígido sin costura.
1,00
ASTM A-335
-
Tubo sin costura.
1,00
ASTM A-350
-
Forjas y accesorios.
1,00
ASTM A-369
-
Tubo sin costura.
1,00
ASTM A-420
-
Accesorios con costura 100% radiografiados.
1,00
Tubo con soldadura de fusión eléctrica 100% radiografiado.
1,00
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con costura a doble
tope.
Tubo con soldadura de fusión eléctrica 100% radiografiado.
0,85
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con costura a doble
tope.
Tubo con soldadura de fusión eléctrica 100% radiografiado.
0,85
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con costura a doble
tope.
Forjas y accesorios.
0,85
ASTM A-671
Acero al
carbono
ASTM A-672
ASTM A-691
1,00
1,00
1,00
ASTM A-333
Acero de
aleación baja
e intermedia
ASTM A-182
12, 22, 32,
42, 52
13, 23, 33,
43, 53
12, 22, 32,
42, 52
13, 23, 33,
43, 53
12, 22, 32,
42, 52
13, 23, 33,
43, 53
-
ASTM A-268
-
Tubo rígido sin costura.
1,00
-
Tubo rígido con soldadura de fusión eléctrica con costura a
doble tope.
Tubo rígido con soldadura de fusión eléctrica con costura a
doble tope.
Tubo rígido sin costura.
0,85
Tubo rígido con soldadura de fusión eléctrica con costura a
doble tope.
Tubo rígido con soldadura de fusión eléctrica con costura a
tope.
Tubo sin costura.
0,85
ASTM A-671
ASTM A-672
ASTM A-691
ASTM A-268
Acero
inoxidable
-
ASTM A-269
ASTM A-312
-
1,00
1,00
1,00
0,80
1,00
0,80
1,00
42
Material
Especificación
Clase o tipo
-
0,85
1, 3, 4
Tubo con soldadura de fusión eléctrica 100% radiografiado.
1,00
5
0,90
-
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con radiografiado
por punto.
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con costura a doble
tope.
Tubo sin costura.
-
Tubería sin costura.
100
-
Accesorios soldables, 100% radiografiados.
1,00
-
Accesorio soldable con costura a doble tope.
0,85
-
Accesorio soldable con costura a tope.
0,80
-
0,85
-
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con costura a doble
tope.
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con costura a tope.
-
Fundiciones de acero.
0,80
-
Tubo sin costura.
1,00
-
Tubo con soldadura de fusión eléctrica 100% radiografiado.
1,00
-
0,85
-
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con costura a doble
tope.
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con costura a tope.
-
Tubería sin costura.
1,00
-
Tubo con soldadura de fusión eléctrica 100% radiografiado.
1,00
-
0,85
-
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con costura a doble
tope.
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con costura a tope.
-
Accesorios sin costura.
1,00
-
Accesorios soldables, 100% radiografiados.
1,00
-
Accesorio soldable con costura a doble tope.
0,85
-
Accesorio soldable con costura a tope.
0,80
ASTM A-358
2
ASTM A-403
Acero
inoxidable
ASTM A-409
ASTM A-487
ASTM A-789
ASTM A-790
ASTM A-815
ASTM A-815
•
Ej
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con costura a doble
tope.
Tubo con soldadura de fusión eléctrica con costura a tope.
ASTM A-312
ASTM A-376
Descripción
0,80
0,85
1,00
0,80
0,80
0,80
Para el cálculo de espesores de pared de tuberías de gas sometidas a presión interna y
oleoductos, se selecciona el valor de factor de junta longitudinal (E) de la Tabla 3.11.
43
Tabla 3.11 Factor de junta longitudinal E. (ASME B31.8, 2010)
Especificación
Clase de tubería
E
Tubo sin costura.
1.00
Resistencia eléctrica soldada.
1.00
Soldadura a tope continua.
0.60
ASTM A-106
Tubo sin costura.
1.00
ASTM A-134
Soldadura con arco de fusión eléctrica.
0.80
ASTM A-135
Soldadura con resistencia eléctrica.
1.00
ASTM A-139
Soldadura con fusión eléctrica.
0.80
ASTM A-211
Tubería de acero soldada en espiral.
0.80
Tubo sin costura.
1.00
Soldadura con resistencia eléctrica.
1.00
Soldadura doble con arco sumergido.
1.00
ASTM A-53
ASTM A-333
ASTM A-381
Soldadura con fusión eléctrica.
ASTM A-671
Clases 13, 23, 33, 43, 53.
0.80
Clases 12, 22, 32, 42, 52.
1.00
Soldadura con fusión eléctrica.
ASTM A-672
API 5L
Clases 13, 23, 33, 43, 53.
0.80
Clases 12, 22, 32, 42, 52.
1.00
Tubo sin costura.
1.00
Soldadura con resistencia eléctrica.
1.00
Soldadura con destello eléctrico.
1.00
Soldadura con arco sumergido.
1.00
Soldadura de horno a tope.
0.60
3.5.6. Coeficiente (Y)
Cuando se cumple que D/t > 6 este coeficiente depende del material seleccionado y la
temperatura de diseño definida en la Tabla 3.12, en caso contrario (D/t ≤ 6) debe ser hallado por
medio de la ecuación 2.4.
3.5.7. Factor de reducción de esfuerzo de junta soldada (W)
Este factor se debe obtener a partir de la Tabla 3.13.
44
Tabla 3.12 Valores del coeficiente Y. (ASME B31.3, 2008)
Material
Aceros
ferríticos
Aceros
austeníticos
Otros metales
dúctiles
≤ 482
(900)
Temperatura, °C (°F)
510
538
566
(950)
(1000)
(1050)
593
(1100)
≥ 621
(1150)
0,4
0,5
0,7
0,7
0,7
0,7
0,4
0,4
0,4
0,4
0,5
0,7
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
Tabla 3. 13 Factor de reducción de esfuerzo de junta soldada W. (ASME B31.3, 2008)
Temperatura
W
T ≤ 510°C (950°F)
1,0
T = 815°C (1500°F)
0,5
510°C (950°F) < T < 815°C (1500°F)
Se debe interpolar para hallar el valor de W
T > 815°C (1500°F)
El diseñador es responsable de determinar el valor de W
3.5.8. Factor de diseño de la clase de localización (F)
Las clases de localidad para el diseño y construcción se muestran a continuación, y el factor de
diseño básico (F) se obtiene por medio de la Tabla 3.14.
Localidad Clase 1: Es cualquier sección de 1,6 Km de longitud que tiene 10 o menos
edificios/viviendas destinados a la ocupación humana. Se tiene la intención de que una localidad
clase 1, refleje áreas tales como: tierras estériles, desiertos, montañas, tierra de pastoreo, tierras
agrícolas, y áreas escasamente pobladas.
Clase 1, División 1: Esta división es una clase de localidad 1 donde el factor de diseño de la
tubería es mayor a 0,72 aunque igual o menor a 0,80 y el ducto ha sido probado hidrostáticamente
a 1,25 veces la máxima presión de operación.
Clase 1, División 2: Esta división es una clase de localidad 1 donde el factor de diseño de la
tubería es igual o menor a 0,72 y el ducto ha sido probado a 1,11 veces la máxima presión de
operación.
Localidad Clase 2: Es cualquier sección de 1,6 Km que tiene más de 10 pero menos de 46
45
edificios/viviendas destinados a la ocupación humana. Con una localidad de clase 2 se tiene la
intención de reflejar áreas donde el grado de población es intermedio entre la localidad de clase 1
y la localidad de clase 3, tales como: zonas periféricas de las ciudades y pueblos, zonas
industriales, ranchos o quintas campestres, etc.
Localidad Clase 3: Es cualquier sección de 1,6 Km que tiene 46 o más edificios/viviendas
destinados a la ocupación humana, excepto cuando prevalece una localidad de clase 4. Se tiene
la intención de que una localidad clase 3 refleje áreas tales como: desarrollos de viviendas
suburbanas, centros de compras, áreas residenciales, áreas industriales y otras áreas pobladas que
no cumplen con los requerimientos de una localidad de clase 4.
Localidad Clase 4: Una localidad clase 4 incluye áreas donde prevalecen los edificios de varios
pisos, donde el tráfico es pesado o denso, y donde pudiera haber numerosas otras construcciones
o servicios subterráneos.
Tabla 3.14 Factor de diseño básico F. (ASME B31.8, 2010)
Localidad
F
Clase 1, División 1
0,80
Clase 1, División 2
0,72
Clase 2
0,60
Clase 3
0,50
Clase 4
0,40
3.6. Cálculo de espesor de pared en tuberías
El cálculo del espesor de pared de la tubería se realiza en función de la resistencia que ofrezca
el material a las condiciones a las que será sometido durante su operación, tomando en cuenta los
factores de seguridad y las tolerancias determinadas por las características del sistema.
Existen casos particulares en los que se puede utilizar tuberías de distintos espesores a lo largo
del sistema, donde el espesor de pared disminuya progresivamente a lo largo del mismo, lo cual
representa una reducción considerable en los gastos. Para que se pueda aplicar este sistema en un
proyecto determinado se debe analizar cuidadosamente las condiciones de operación y las
posibles sobrepresiones que pudieran presentarse en el sistema, como consecuencia de cierre de
válvulas, detención del sistema o fallas en equipos, y garantizar la inexistencia del golpe de
ariete.
46
Sin embargo, lo más común es que para el diseño de la tubería se utilice un espesor de pared
constante capaz de soportar la presión de diseño de todo el sistema.
Algunas consideraciones generales para el cálculo de espesor de pared en tuberías son:
•
El espesor de pared contemplará la corrosión permisible y la tolerancia de fabricación,
además del espesor requerido para las condiciones de diseño.
•
Espesor de corrosión de 1/16 pulg como mínimo para la selección del espesor de pared en
tuberías.
•
No se usarán espesores de pared no comerciales como SCH 30. Se normalizarán a SCH
20, 40, 80, 120, 160, XS y XXS, que son los más comerciales.
3.6.1. Tuberías de proceso
El espesor de pared para tuberías de proceso sometidas a presión interna, debe calcularse por la
siguiente ecuación:
t=
P∗D
2 ∗ (S ∗ E ∗ W + P ∗ Y)
(3.6)
Luego se adiciona el sobreespesor por corrosión y profundidad de rosca.
t =t+c
(3.7)
Y finalmente se determina el espesor nominal de pared tomando en cuenta las tolerancias que
afectan el espesor de la tubería, debidas a su proceso de fabricación. En el caso de tuberías sin
costura longitudinal se utilizará la ecuación 3.8a, donde la tolerancia corresponde a más o menos
12,5% del espesor final. Y en el caso de tuberías con costura longitudinal se implementará la
ecuación 3.8b, donde la tolerancia corresponderá a 0,3mm (0,01pulg).
t = t *(
3.6.2. Oleoductos
1
,
1 − 0,125
t = t + 0,3 (mm)
(3.8a)
(3.8b)
El espesor de pared para oleoductos sometidos a presión interna, debe calcularse por la
siguiente ecuación:
(Sistema Ingles)
t=
P∗D
2 ∗ 0,72 ∗ E ∗ y
(3.9a)
47
(Sistema Internacional)
t=
P∗D
20 ∗ 0,72 ∗ E ∗ y
(3.9b)
Luego se adiciona el sobreespesor por corrosión, erosión, ranuras y roscas empleando la
ecuación 3.7 mostrada anteriormente, y para el espesor nominal se calcula de la misma manera
que para tuberías de procesos, dependiendo del caso se usa la ecuación 3.8a o la ecuación 3.8b.
3.6.3. Gasoductos
El espesor de pared para gasoductos sometidos a presión interna, debe calcularse por la
siguiente ecuación:
(Sistema Ingles)
(Sistema Internacional)
t=
t=
P∗D
2∗y∗F∗E∗T
P∗D
2000 ∗ y ∗ F ∗ E ∗ T
(3.10a)
(3.10b)
Luego se adiciona el sobreespesor por corrosión, erosión, ranuras y roscas empleando la
ecuación 3.7 mostrada anteriormente, y para el espesor nominal se calcula de la misma manera
que para tuberías de procesos, dependiendo del caso se usa la ecuación 3.8a o la ecuación 3.8b.
3.7. Arreglo de sistemas de tuberías (lay-out)
En el arreglo de sistemas de tubería deberán tomarse en consideración las siguientes exigencias:
•
Procurar que los puntos de operación y control tales como aquellos donde están instalados
válvulas, bridas, instrumentos, toma-muestras y drenajes, estén ubicados de modo que se
pueda garantizar una operación fácil y segura de los mismos.
•
Proyectar el sistema de tubería de forma que se asegure el acceso para el mantenimiento,
reparación o reemplazo en cualquier porción del sistema con mínima dificultad; para esto
deben proveerse los espacios libres necesarios.
•
Realizar un estudio sobre las diferentes posibilidades de ruta de las tuberías, para
determinar el trazado del sistema que resulte más económico.
•
Para algunos sistemas de tubería, la presión disponible es crítica, de modo que las
pérdidas de presión por flujo debido a codos y otros accesorios en la línea deben ser
minimizadas.
•
Prever la posibilidad de que se presenten futuras ampliaciones en el sistema, por ello debe
existir facilidades de conexión.
48
•
El sistema de tubería nuevo deberá armonizar físicamente con los sistemas de tuberías
existentes, con los equipos y los elementos de infraestructura de la refinería, tales como
calles, edificios, etc.
•
Evitar la presencia de extremos muertos, puntos bajos y puntos altos, y en el caso de
existir deben ser provistos de conexiones de drenaje y venteo adecuados.
•
En los espacios donde sea posible, se recomienda tender la tubería sobre soportes
existentes o extendidos de soportes existentes, esto con la finalidad de reducir costos. Sin
embargo se debe evaluar la capacidad de carga de los soportes existentes antes de tomar
esta decisión, ya que es necesario asegurar que pueden resistir la carga adicional de las
tuberías nuevas.
•
Permitir la libre expansión térmica de la tubería, por esta razón se debe disponer la
separación suficiente entre la nueva tubería y las tuberías y estructuras adyacentes.
•
Estudiar las separaciones verticales mínimas entre el terreno o placa del piso y la parte
inferior de la tubería, aislamiento o viga de apoyo. A continuación en la Tabla 3.15 se
presenta la recomendación de distancias mínimas.
Tabla 3.15 Espacios libres. (SILOG, 2010)
Ubicación de la tubería
Sobre vías principales abiertas al tránsito libre (tales como la periferia de los
límites del área de unidades de proceso).
Dentro de las áreas de unidades de proceso: encima de vías internas provistas
para el acceso de equipo de mantenimiento y contra incendio.
Debajo de puentes de tubería donde el acceso es:
• Requerido para equipos vehiculares.
• Requerido solamente para equipo de servicio portátil (temporal).
Encima de pasarelas y plataformas elevadas.
Debajo de cualquier tubería a bajo nivel y sobre áreas pavimentadas o sin
pavimentar.
•
Separación
Mínima
ft
mm
20
6100
16
4880
12
10
6,75
1
3650
3050
2050
300
En la medida de las posibilidades se debe buscar que el sistema de tuberías sea auto
soportable y consistente con los requerimientos de flexibilidad.
•
Tuberías propensas a vibrar se les debe diseñar soportes independientes para prevenir
vibraciones de las otras líneas o estructuras. En este caso los soportes deben resistir el
movimiento y tener amortiguación. No se deben utilizar soportes colgantes.
49
•
Se requiere una separación mínima de 12 pulg entre oleoductos enterrados y cualquier
estructura subterránea.
•
Se requiere una separación mínima de 6 pulg entre gasoductos enterrados y cualquier
estructura subterránea.
3.8. Conexión de ramales
3.8.1. Consideraciones generales
•
Para realizar conexiones de ramales a una tubería principal, pueden utilizarse accesorios
para soldar o ramales fabricados.
•
Para conexiones entre cabezales y ramales de igual diámetro, se recomienda utilizar Te
recta de extremos biselados o roscados.
•
Para cabezales con diámetro igual o menor a 2 pulg, se recomienda utilizar Te reductora
de extremos roscados o tipo enchufe para conexión con ramales de diámetros menores a 2
pulg.
•
Para cabezales con diámetro mayor a 2 pulg se recomienda soldar el ramal directamente
al mismo (ramales fabricados) y verificar la necesidad de utilizar una placa de refuerzo.
Cuando se realiza una conexión a la tubería esta se ve debilitada debido al agujero que
debe hacerse para introducir el ramal, es por ello que es necesario tomar en consideración
la posibilidad de colocar un refuerzo en la unión que permita soportar la presión a la que
se ve sometido el sistema.
•
Existen accesorios integralmente reforzados que pueden sustituir los ramales fabricados,
dependiendo de factores constructivos y económicos, así como disponibilidad en el
mercado, entre los cuales se encuentran: SOCKOLET - THREDOLET – WELDOLET LATROLET – NIPOLET.
3.8.2. Tuberías de proceso
Te, puntos de extrusión, accesorios de salida del ramal por MSS SP-97 (Integrally reinforced
forged branch outlet fittings - socket welding, threaded and butt welding ends), laterales y cruces.
Los requerimientos que se encuentran en los párrafos 304.3.2 hasta el 304.3.4 de la norma
ASME B31.3-2008 son aplicables a las conexiones de ramales en tuberías de procesos hechos de
acuerdo a los siguientes métodos:
50
•
Accesorios de conexión al ramal fundidos o forjados que no se encuentren listados, y
acoplamientos, no más de DN 80 (NPS 3), adjuntados a la tubería principal por medio de
soldadura.
•
Soldar el tubo de derivación directamente a la tubería principal, con o sin refuerzo
añadido.
•
Además deben cumplirse las siguientes condiciones:
1) La relación de diámetro - espesor de la tubería principal (Dh/Th) es menor que 100 y la
relación diámetro del ramal - diámetro de la tubería principal (Db/Dh) no es mayor que 1.
2) Para la tubería principal con Dh/Th ≥ 100, se debe cumplir que Db < Dh / 2.
3) El ángulo β es por lo menos 45°.
4) El eje del ramal intersecta el eje de la tubería principal.
Cuando no se cumplan las disposiciones antes descritas, la presión de diseño debe ser calificada
como exige el párrafo 304.7.2 de la norma ASME B31.3-2008.
A nivel de accesorios reforzados integralmente para ramales, no se recomiendan utilizar en
tuberías de diámetros mayores o igual a 4 pulg bajo cualquiera de las condiciones siguientes:
a. Db / Dh > 0,8.
b. Th < SCH 40.
c. Th < 0,75 pulg, para tuberías mayores de 36 pulg.
En la Figura 3.1 se observan las dimensiones a las cuales se ha hecho referencia. Otras
consideraciones referentes al estudio de conexiones de ramales en tuberías de procesos se
encuentran en el párrafo 304.3.5 de la norma ASME B31.3-2008.
3.8.3. Oleoductos y gasoductos
Se permite usar accesorios bridados o roscados, a los “ratings” de presión-temperatura de las
normas aplicables.
Los accesorios para soldar deben ser de acuerdo al ASME B16.9 (Factory-made wrought butt
welding fittings), ASME B16.28 (Carbon steel 180º elbow, long radius) o MSS SP-75
(Specification for high test wrought butt welding fittings), los “ratings” de presión-temperatura
deben estar basados en el mismo valor de esfuerzo de tuberías del mismo material o equivalente.
51
Figura 3.1 Nomenclatura de conexión de ramales. (PEMEX, 2000)
3.8.4. Cálculo de refuerzo
3.8.4.1. Tuberías de proceso
Para calcular los espesores reales de la tubería principal y del ramal se hace de la siguiente
manera:
T = T * 0,875
T = T * 0,875
(3.11)
(3.12)
La manera de conocer si es necesario aplicar un refuerzo es con la desigualdad presentada en la
ecuación 3.13, si se cumple dicha desigualdad indica que no se necesita refuerzo en la tubería, en
caso contrario, el área requerida para hacer el refuerzo viene dado por el valor de A1.
A ≤ A +A +A
(3.13)
Y cada uno de estos valores de obtiene de la siguiente manera:
A = t *d *(2 − sen β)
d =
D − 2*(T − c)
sen β
(3.14)
(3.15)
52
A = (2 ∗ d − d )*(T − t − c)
d
d = máx^ d ; (T − c) +`(T − c)+ ` a ≤ D
2
A =
2 ∗ L ∗ (T − t − c)
sen β
L = min^ 2,5 ∗ (T − c) ;` 2,5 ∗ (T − c)`+T a
(3.16)
(3.17)
(3.18)
(3.19)
El área A4 es la de todos los demás metales, suministrada por el metal de soldadura y por
refuerzos de metal, apropiadamente unidos a la tubería o al ramal. En el cálculo de áreas de
depósitos de metal de soldadura, deben utilizarse las dimensiones mínimas presentadas en la
Figura 3.2, a menos que se instruya al soldador para que brinde mayores dimensiones
especificadas en cuyo caso, estas dimensiones deben usarse en el cálculo. El cálculo de A4
depende del detalle de soldadura seleccionado.
Figura 3.2 Detalles para soldaduras de ramales. (ASME B31.3, 2008)
Para el caso de la Figura 3.2 el símbolo tc representa el menor valor de 0,7*T o 6 mm (1/4
pulg).
3.8.4.2. Oleoductos y gasoductos
Referente a oleoductos el diseño de los ramales y la verificación de refuerzos se hacen
conforme a los párrafos 404.3.3 y 404.3.4 de la norma ASME B.31.4-2.009; y cuando se trata de
gasoductos las especificaciones se encuentran en los párrafos 831.4 hasta el 831.6 de la norma
ASME B.31.8-2.010. Sin embargo, utilizar el procedimiento descrito en el párrafo 3.8.4.1 de este
53
documento (ASME B.31.3-2.008) es válido para oleoductos y gasoductos.
3.9. Soporte de tuberías
3.9.1. Consideraciones generales
•
El criterio general de selección y diseño de soportes es:
a. Usar lo más simple posible.
b. Usar criterios de proporción y estética.
•
Los soportes deben ser proporcionales a la tubería y de estética conveniente. Inclusive,
para el personal y el cliente no entendido en la materia, los soportes deben inspirarles
seguridad y confianza a la vista. Esto posiblemente evite dos problemas en el futuro:
a. La selección y diseño de soportes en los límites de la seguridad, promoviendo la
posibilidad de errores y fallas en los soportes.
b. Justificar dicha selección y diseño del soporte al cliente (con la consiguiente pérdida de
tiempo).
•
Para tuberías de 24 pulg de diámetro o menores, los espacios seleccionados entre soportes
no debe permitir una deflexión superior a 15 mm.
•
En caso que se presenten cargas concentradas, los soportes deberían estar puestos tan
cerca como sea posible a la carga, con la intención de mantener el esfuerzo al mínimo.
•
En la práctica, un soporte debería ser colocado inmediatamente después de cualquier
cambio de dirección en la tubería.
•
Se debe dar especial atención a la base del soporte de las tuberías de entrada y salida del
equipo rotativo.
•
Las tuberías horizontales o verticales serán preferiblemente soportadas en el punto de
menor movimiento vertical.
•
Cuando el movimiento axial horizontal de la tubería exceda de 125 mm, se sugiere una
revisión de la longitud de la zapata de tubería que está en uso.
•
Es obligatorio el uso de zapatas tan largas como sea necesario para que éstas permanezcan
sobre el acero de soporte aún cuando ocurra el movimiento máximo anticipado de la línea.
•
El diseño de las tuberías de compresores reciprocantes propensos a vibraciones, deben
permitir soportes de durmientes a nivel del suelo, cuando sea más práctico.
54
•
Cuando sea práctico, la tubería vertical será soportada independientemente de la tubería
horizontal conectada.
•
El espacio entre los soportes será como se especifica en la Tabla 3.16.
Tabla 3.16 Espacio máximo entre los soportes de tubería. (PDVSA, 1993)
Diámetro de la tubería (pulg)
1a2
3
4 a 12
Mayor a 12
•
Espacio entre soportes (m)
4,5
7,6
9,0
Se considera espacio aumentado
La ubicación apropiada de soportes colgantes o soportes fijos involucra consideraciones
de la propia tubería, de la estructura a la cual se transmite la carga y de las limitaciones de
espacio. Los puntos preferidos de fijación de la tubería son:
a. Sobre tubería propiamente y no sobre componentes tales como: válvulas, accesorios o
juntas de expansión. Bajo cargas concentradas (puntuales), las bridas y juntas roscadas
pueden gotear y los cuerpos de válvulas pueden deformarse produciendo goteo, trabazón
del vástago o goteo a través del asiento.
b. Sobre tramos rectos de tuberías en lugar de sobre codos de radios agudos, juntas angulares
o conexiones de ramales prefabricados, puesto que en estos sitios se encuentra la tubería
ya sometida a esfuerzos altamente localizados, a los cuales se agregarían los efectos
locales de la fijación.
c. Sobre tramos de tuberías que no requieran remoción frecuente para limpieza o
mantenimiento.
d. La localización de soportes no debe interferir con los requerimientos de mantenimiento.
Desde el punto de vista de esfuerzos en tuberías y por economía, el mejor lugar para
colocar un soporte es instalándolo directamente en el equipo; sin embargo esta
localización puede ofrecer dificultades, por las restricciones causadas a los componentes
del equipo, restricciones en su configuración, los requerimientos del fabricante del equipo
o necesidades de espacio para su operación o mantenimiento.
e. Tan cerca como sea posible de concentraciones grandes de carga, tales como: tramos
verticales, ramales de tubería, válvulas motorizadas o bien válvulas pesadas y recipientes
menores, tales como separadores, colabores.
55
f. Los soportes deben ser localizados cerca de estructuras existentes de acero para
maximizar la facilidad de diseño y construcción, y minimizar las cantidades
suplementarias de acero, necesario para transmitir las cargas a las estructuras metálicas
nuevas y al piso. En el ruteo de la tubería se debe considerar este punto.
3.9.2. Selección de soportes
La selección del tipo de soporte apropiado para cualquier aplicación dada, es gobernada por la
configuración en particular de la tubería y las condiciones de operación. Si se encuentran
colocados por encima de la tubería se denominan colgadores y, si están por debajo se denominan
soportes. Los tipos de soportes utilizados son clasificados generalmente de la siguiente manera:
Soportes flexibles: Cuando una tubería lineal se deflecta verticalmente como resultado de la
expansión térmica, es necesario proveer soportes flexibles. Estos aplican la fuerza soportante
aunque la expansión y contracción ciclen al sistema. Los soportes flexibles se subdividen en dos
tipos: de carga constante y de carga variable.
Soportes rígidos: Los soportes rígidos son normalmente usados en puntos donde no ocurren
movimientos verticales de la tubería. Las consideraciones de diseño para un soporte rígido son: la
temperatura de la tubería (para seleccionar el material de la abrazadera) y la carga para
seleccionar los componentes adecuados para el peso de la tubería implicada.
En algunas instancias, el soporte rígido además de ser usado como soporte del peso de la
tubería, es también adecuado como una restricción del movimiento vertical de la tubería. En estos
casos el ingeniero debe ejecutar con sumo cuidado la localización de los soportes rígidos y la
carga de diseño que se use para seleccionar los componentes adecuados.
La instalación indiscriminada de un artefacto restrintor sobre un sistema de tubería, podría
alterar los esfuerzos y reacciones en la tubería de manera severa, cambiando el diseño del sistema
a uno en el cual se exceden los límites de un buen diseño. Es por ello que se deben revisar los
valores generados por la instalación de estos soportes durante el cálculo de los esfuerzos y
reacciones, para que no sobrepasen los permisibles recomendados por los códigos ASME para el
diseño de tuberías.
Las restricciones se clasifican en:
Anclajes: Para fijar completamente la tubería en ciertos puntos.
Topes: Para prevenir el movimiento longitudinal de la tubería permitiéndole rotar.
56
Guías: Para permitir desplazamientos en una dirección específica.
Amortiguadores: Para limitar el movimiento de la tubería debido a fuerzas diferentes al peso y
a la expansión térmica.
3.9.3. Recomendación de soportes según el tipo de tubería
A continuación se listan los tipos de tuberías, y en la Tabla 3.17 se dan las recomendaciones de
soportes según el tipo de tubería. Luego, en la Figura 3.3 se muestran los tipos de soportes.
1) Sistemas Calientes T > 49 °C.
a. 49 < T ≤ 232 °C, agua caliente, vapor a baja presión y ciertos procesos.
b. 232 < T ≤ 343 °C, vapor industrial y sistemas de tuberías de agua caliente.
c. T > 400 °C, Planta de vapor a alta presión.
2) A temperatura ambiente, 21 ≤ T ≤ 49 °C.
a. Tuberías de aire y agua.
3) Sistemas fríos, T < 21 °C.
a. 0 < T < 21 °C, agua de refrigeración.
b. -11< T ≤ 0 °C, Salmuera.
c. T ≤ -11 °C, Sistemas criogénicos.
Tabla 3.17 Soportes recomendados. (MSS SP-58, 2002)
Tipo de tubería
1.a
Tipo de soporte MSS-SP-58
Observaciones
1.b
1 y 3 – 12.
45 y 43 – 46.
35 – 38.
1, 3, 4, 42,41 y 43 – 46.
Suspendidos.
Inferior con rodillos.
Deslizantes.
Rodillos.
1.c
2, 3, 39,41, 42– 47.
Por la alta temperatura deben estar hechos
de materiales resistentes a la temperatura.
2
1,3 – 12, 35 – 38.
3
40.
1, 4, 6, 7, 9, 10, 11.
Se debe tener el soporte fuera del aislante.
57
Figura 3.3 Diferentes tipos de soportes. (MSS SP-58, 2002)
58
Figura 3.3 Diferentes tipos de soportes (continuación). (MSS SP-58, 2002)
59
3.10. Estudio de flexibilidad
El código ASME B31.3-2.008, identifica ciertas condiciones, para las cuales no se requiere el
análisis formal para confirmar la aceptabilidad de la tubería, desde el punto de vista de su
flexibilidad. Estas condiciones son:
•
El sistema es similar a otro que ha funcionado con récord exitoso de servicio productivo.
•
El sistema puede ser juzgado rápidamente por comparación con otros sistemas similares
analizados previamente.
•
El sistema es de tamaño uniforme, no tiene más de dos puntos de fijación sin apoyos ni
restricciones intermedias y cumple con la ecuación empírica:
D∗y
≤ K
(L − U)
(3.20)
La fórmula anterior no debe ser utilizada en sistemas que se encuentren bajo condiciones
cíclicas severas. En caso de no cumplir con lo antes mencionado, se requiere realizar un análisis
de flexibilidad.
3.10.1. Consideraciones en el diseño del sistema por flexibilidad
Los sistemas de tuberías deben ser lo suficientemente flexibles para evitar esfuerzos mayores
que los permisibles y cargas excesivas derivadas de la expansión térmica. Se deben evitar fallas
por fatiga en tuberías y soportes debido a deformaciones muy elevadas. Para sistemas de tuberías
en el área de la planta de proceso y fuera de ella debe cumplirse que:
Sb ≤ SR
(3.21)
Sb ≤ 2 ∗ SR
(3.22)
Para sistemas de tuberías externos a las unidades de proceso cuando el diseño es gobernado por
condiciones anormales de temperatura:
Sin embargo, esto está limitado a las siguientes condiciones:
a. Cuando la temperatura anormal del fluido está por debajo de su punto de auto ignición y
de 500 ºF (260ºC).
b. Cuando estas condiciones no ocurren más de 5 veces al año.
SA se calcula para la condición normal y no se hace reducción en el cálculo del rango admisible
de esfuerzos por el esfuerzo longitudinal que soporta la tubería cuando es menor que el esfuerzo
60
admisible en caliente.
Otro aspecto importante que debe tomarse en cuenta es que los equipos más sensibles a cargas
y para los que se recomienda generalmente realizar un estudio de flexibilidad son los presentados
en la Tabla 3.18.
Tabla 3.18 Equipos sensibles a cargas. (SILOG, 2010)
Equipo
Criterio Aplicado
Turbinas de vapor
NEMA SM-23
Compresores centrífugos
API 617
Bombas centrífugas
API 610
Enfriadores de calor por aire
API 661
Tanques mayores de 200 pulg
ASME PAPER Nº 77-PVP-19
3.10.2. Métodos regularmente utilizados en el estudio de flexibilidad de tuberías
El método de “Tube Turns” y el método de voladizo guiado de “Kellogg” no deben ser usados
en casos donde se trabaje con sistemas de tuberías sensibles a muchas cargas y que sean de gran
importancia, ya que estos son métodos simplificados. Sin embargo se pueden aplicar para los
siguientes propósitos:
a. Evaluar la flexibilidad de sistemas de tuberías típicos (promedios).
b. En sistemas críticos, para ayudar en la determinación de un arreglo satisfactorio para
someterlo a análisis detallado.
c. En sistemas no críticos, para determinar la ubicación de restricciones sin disminuir
excesivamente la flexibilidad del sistema.
Existen métodos computarizados por medio de los cuales se pueden realizar estudios de
flexibilidad detallados, un ejemplo de los programas hoy en día utilizados con gran aceptación
es el CAESAR II, donde es posible evaluar aspectos fundamentales del análisis de tuberías
como:
a. Esfuerzos por carga sostenida, expansión térmica y operacional en la tubería.
b. Esfuerzos y reacciones en boquillas de equipos rotativos y recipientes a presión, según las
normas API.
c. Modelaje y selección de soportes.
61
d. Cálculo de desplazamientos y deflexiones en las tuberías
e. Análisis y resultados por medio de normas estándar de diseño.
A diferencia de los métodos simplificados, este programa de computación puede ejecutar el
análisis de esfuerzos y cargas aplicadas en la tubería de una forma precisa, siendo la única
limitación, el espacio para almacenamiento disponible en el computador.
3.10.3. Aspectos importantes de oleoductos y gasoductos
Se deben realizar cálculos de expansión para líneas enterradas cuando se esperan cambios de
temperatura grandes. Cuando se estudian tuberías sin restricciones, el esfuerzo de flexibilidad
(SE), se calcula igual que para plantas de proceso; y el esfuerzo admisible (SA) es el 72% del
límite de fluencia mínimo especificado. Para tuberías con restricciones el esfuerzo longitudinal
neto debido al aumento de temperatura y presión (SL) se calcula de la siguiente forma:
ST = E ∗ ∞ ∗ (T − T )-(v ∗ S )
3.11. Válvulas
(3.23)
Las válvulas se pueden clasificar de la siguiente manera:
•
Válvulas de compuerta.
•
Válvulas de macho.
•
Válvulas de globo.
•
Válvulas de bola.
•
Válvulas de mariposa.
•
Válvulas de diafragma.
•
Válvulas de apriete.
•
Válvulas de retención (check).
En el manual de diseño de sistemas de tuberías, entregado a la empresa SVINCA, se pueden
observar las recomendaciones dadas para el uso de cada tipo de válvula, tomando en cuenta sus
aplicaciones,
ventajas,
desventajas,
variaciones, consideraciones
sobre
mantenimiento,
dimensiones, etc.
3.12. Prueba hidrostática
La prueba hidrostática se realiza con la finalidad de comprobar que la tubería posee la
resistencia necesaria para soportar los esfuerzos producidos por la presión de diseño y para
62
verificar que la línea esté libre de fugas.
3.12.1. Tuberías de proceso
El fluido será el agua a menos que exista la posibilidad de daños debido a la congelación o de
los efectos adversos de agua en la tubería o el proceso. En ese caso otro líquido no tóxico
adecuado puede ser utilizado. Si el líquido es inflamable, su punto de inflamación será de al
menos 49 ° C (120 ° F), y se tendrá en cuenta el entorno de prueba.
Las siguientes consideraciones deben ser tomadas en cuenta para la presión hidrostática de
prueba:
a. Cuando la presión de prueba de la tubería conectada a un recipiente sea igual o menor que
la presión de prueba del recipiente, la tubería debe ser probada juntamente con el
recipiente a la presión de prueba de la tubería.
b. Cuando la presión de prueba de la tubería exceda la presión de prueba del recipiente, y no
se considere factible separar la tubería del recipiente, entonces la tubería y el recipiente
deben ser probados juntos a la presión de prueba del recipiente, sólo si el propietario está
de acuerdo y la presión de prueba del recipiente no es menor que el 77% de la presión de
prueba calculada para la tubería.
Para cualquier otro caso fuera del descrito anteriormente la presión de prueba hidrostática en
cualquier punto de un sistema de tubería metálica será como sigue:
a. No menos de 1,5 veces la presión de diseño.
b. Para los sistemas diseñados con una temperatura mayor que la de prueba, la presión
mínima de prueba está dada por la siguiente ecuación:
P =
1,5 ∗ P ∗ S
S
(3.24)
La relación St / S no debe ser mayor de 6,5.
La presión de prueba en cualquier sección de una línea no deberá exceder la máxima presión
permitida en cualquier componente instalado en la línea e incluido en la sección a probar.
3.12.2. Oleoductos
La prueba hidrostática se llevará a cabo con agua, excepto cuando pueda ser utilizado petróleo
licuado que no se evapore rápidamente y cumpla con la norma ASME B31.4-2.009.
63
La tubería será sometida a no menos de 1,25 veces la presión de diseño, por no menos de cuatro
(04) horas a partir del momento de estabilización de la presión de prueba.
La norma API RP 1110 puede ser utilizada como una guía para la realización de la prueba
hidrostática.
3.12.3. Gasoductos
El tiempo mínimo de duración de la prueba será de dos (02) horas a partir del momento de
estabilización de la presión de prueba. La presión mínima de prueba depende de la clasificación
del área donde esté ubicada la línea a ser probada y de la máxima presión de operación (PMO):
a. Clase 1, división 1: 1,25*PMO.
b. Clase 1, división 2: 1,10*PMO.
c. Clase 2: 1,25*PMO.
d. Clase 3 y 4: 1,40*PMO.
CAPÍTULO 4
PROCEDIMIENTO DE PRODUCCIÓN:
DISEÑO DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO ATMOSFÉRICO DE TECHO FIJO
4.1. Propósito
El objetivo de este procedimiento es establecer los criterios a considerar durante el diseño de
tanques de almacenamiento atmosférico de techo fijo, bajo la norma API 650.
4.2. Alcance
El alcance del procedimiento es definir los criterios de diseño que aplicarán para tanques de
acero para almacenamiento, soldados de diversos tamaños y capacidades, sometidos a presiones
internas que se aproximen a la presión atmosférica, basados en la norma API 650.
Aplica únicamente para tanques cuyo fondo sea soportado uniformemente y para tanques en
servicio sin refrigeración que posean una temperatura máxima de diseño de 93°C (200°F) o
menor.
4.3. Responsabilidad
•
Es responsabilidad del ingeniero del proyecto, establecer las bases y premisas de diseño,
tomando como referencia la información indicada en este documento.
•
Es responsabilidad del ingeniero del proyecto, desarrollar el cálculo, diseño y
especificaciones del sistema de tuberías, según el alcance indicado en este documento.
•
Es responsabilidad del líder de disciplina y el coordinador de la calidad proporcionar este
procedimiento para el desarrollo de productos de ingeniería relacionados al diseño de
tanques de acero para almacenamiento, soldados de diversos tamaños y capacidades,
sometidos a presiones internas que se aproximen a la presión atmosférica, basados en la
norma API 650 .
•
Es responsabilidad del líder de disciplina comprobar la correcta utilización de este
procedimiento.
65
4.4. Metodología empleada
Para el establecimiento de este procedimiento se realizaron los siguientes pasos en orden:
•
Recopilar y revisar los códigos y normas requeridos para el desarrollo del procedimiento.
•
Recopilar y revisar la documentación existente y/o generada en la ejecución de diseños.
•
Recopilar y revisar las bases y criterios de diseño para tanques atmosféricos de techo fijo.
•
Establecer las premisas, bases, criterios y fundamentos de diseño de tanques atmosféricos
de techo fijo.
•
Desarrollar el procedimiento de cálculo para el diseño de tanques atmosféricos de techo
fijo en función de toda la información analizada y estudiada.
•
Validación del procedimiento por medio de revisiones y comentarios de ingenieros con
años de experiencia en el área y expertos en la materia.
4.5. Bases y criterios de diseño
•
No abarca el diseño de tanques con presión interna mayor a 2,5 Psig.
•
Cuando existe presión interna en el tanque, tal que, 0 Psig ≤ P.Interna ≤ 2,5 Psig, el peso
del techo debe ser mayor a esta.
•
No se permite el diseño de tanques con presión externa o presión de vacío (presión
máxima permisible de vacío = 1 pulg de H2O).
•
Tanques no refrigerados con temperatura máxima de 93ºC (200ºF).
•
“Radiografía spot” como método de inspección, para la mayor parte de juntas horizontales
y verticales, en consecuencia la eficiencia de la junta E = 1 para cálculos de esfuerzos
circunferenciales y E = 0,85 para longitudinales.
•
Diseño sísmico basado en el apéndice E de la norma API 650 año 2007.
•
Abarca los tanques cuyo fondo esta uniformemente soportado.
•
Se recomienda junta frágil en la unión techo-cuerpo para tanques de techo cónico fijo.
•
Capacidad de venteo de vapor normal y de emergencia.
•
Si el tanque es diseñado con junta frágil, no requiere de venteo de emergencia.
•
Se considera una buena práctica en la ingeniería utilizar una relación diámetro nominal –
altura de diseño (Rs), Rs ≥ 1.
4.6. Dimensionamiento
4.6.1. Diámetro nominal y altura del tanque
66
Para determinar la altura y el diámetro nominal del tanque, debe ser especificada la capacidad
nominal del tanque y las limitaciones de espacio. Utilizando las ecuaciones 4.1 y 4.2, fijando el
valor de diámetro nominal o el de altura, y utilizando el criterio de Rs ≥ 1, se pueden definir las
dimensiones del tanque.
A continuación, en la Tabla 4.1, se presenta una lista con valores referenciales, dados por la
experiencia práctica, para diámetro y altura de tanques, en función de la capacidad nominal del
tanque.
Tabla 4.1 Dimensiones de tanques de almacenamiento atmosféricos. (PEMEX, 2005)
Capacidad Nominal (V)
bls (m3)
1.000 (159)
Diámetro Nominal (D)
m (ft)
6,096 (20)
Altura de diseño (Hn)
m (ft)
5,486 (18)
2.000 (318)
7,468 (24,5)
7,315( 24)
3.000 (477)
9,144 (30)
7,315 (24)
5.000 (795)
9,652 (31,66)
10,973 (36)
10.000 (1.590)
12,954 (42,50)
12,192 (40)
15.000 (2.385)
17,678 (58)
9,754 (32)
20.000 (3.180)
18,288 (60)
12,192 (40)
30.000 (4.770)
22,352 (73,33)
12,192 (40)
40.000 (6.360)
25,908 (85)
12,192 (40)
55.000 (8.745)
30,480 (100)
12,192 (40)
80.000 (12.720)
36,576 (120)
12,192 (40)
100.000(15,900)
40,843 (134)
12,192 (40)
150.000 (23.850)
45,720 (150)
14,630 (48)
200.000 (31.800)
54,864 (180)
14,630 (48)
500.000 (79.500)
85,344 (280)
14,630 (48)
V=
π * D2 * Hn
4
(4.1)
D
Hn
(4.2)
Rs =
La altura total del cuerpo del tanque se obtiene aplicando la ecuación 4.3.
67
H = MOV + Hn + FB
(4.3)
El MOV (mínimo volumen de operación) debe ser provisto por la ingeniería de procesos. En
caso de no ser especificado, se puede considerar MOV = 3 ft (1 m) como valor para evitar la
pérdida de succión en las bombas.
La altura libre (FB) se establece en aproximadamente 10% de H, y luego es verificado en el
análisis sísmico. Por lo tanto, la ecuación 4.3 queda definida como:
H=
MOV + Hn
0,9
(4.4)
Por otro lado, se debe tomar en cuenta si existen restricciones con respecto al espacio que
ocupará el tanque, es posible que el área disponible para la ubicación del tanque esté delimitada.
En este tipo de situaciones se tomará esa distancia como Dmax (diámetro máximo) o Hmax
(altura máxima) según sea el caso. Es indispensable el cumplimiento de las siguientes
condiciones:
a. Dmax ≥ D.
b. Hmax ≥ H.
La altura que puede alcanzar un tanque viene limitada además por la resistencia mínima del
suelo donde será instalado, considerando el asentamiento asociado a la carga. Esto se expresa en
la ecuación 4.5.
Hmax =
1000 * Ps
G
(4.5)
En la Figura 4.1 se pueden observar los distintos niveles del fluido para el diseño del tanque.
Es importante recordar que por encima del mínimo nivel de llenado debe existir un cabezal para
evitar la presencia del fenómeno de cavitación en las bombas que retiran el líquido del tanque. El
valor de dicho cabezal depende de la bomba y corresponde a la ingeniería de procesos reportarlo.
68
Figura 4.1 Volúmenes y niveles en tanques de almacenamiento. (API 650, 2007)
4.6.2. Altura de los anillos del cuerpo del tanque
•
Se selecciona la altura del anillo (ha), entre los valores estandarizados: 1,8 m y 2,4 m.
•
Se determina el número de anillos que conformará el cuerpo del tanque (n) usando la
ecuación 4.6.
n=
H
ha
(4.6)
•
El valor obtenido se aproxima al valor entero mayor más cercano y ese será “n”.
•
La altura del último anillo del cuerpo (hf) es menor al resto de los anillos, y se obtiene
mediante la ecuación 4.7.
hf = H – J(n-1) * haK
(4.7)
4.7. Especificación de materiales
Para hacer recomendaciones sobre el uso de materiales se utilizan los estándares aplicables de
organizaciones como ASTM (Sociedad Americana para Pruebas y Materiales), CSA (Asociación
Canadiense de Estándares), ISO (Organización Internacional de Normalización), para el diseño
de placas, láminas, figuras estructurales, tuberías, bridas y pernos. Todas estas recomendaciones
69
se encuentran en el manual de diseño de tanques de almacenamiento atmosférico de techo fijo,
entregado a la empresa SVINCA.
Las especificaciones del material para placa anulares será la misma de las placas del cuerpo.
Los materiales usados para los refuerzos, deben tener la misma composición de los
especificados para el cuerpo y el techo el tanque.
Con relación a los esfuerzos admisibles de los diferentes materiales usados comúnmente en el
diseño de tanques, se pueden encontrar en la Tabla Nro.8 del manual antes mencionado, o en la
Tabla 5-2a de la norma API 650-2007.
4.8. Diseño del cuerpo del tanque
El espesor de la pared del cuerpo del tanque requerido para resistir la carga hidrostática será
mayor que el calculado por condiciones de diseño, incluyendo la tolerancia por corrosión, o por
condiciones de prueba hidrostática, pero en ningún caso deberá ser menor a lo que se muestra en
la Tabla 4.2.
Tabla 4.2 Mínimo espesor de las placas del cuerpo del tanque. (API 650, 2007)
Diámetro Nominal (m)
D < 15
15 ≤ D < 36
36 ≤ D ≤ 60
D > 60
Espesor Nominal (mm)
5
6
8
10
El espesor de la pared por condición de diseño, se calcula con base al nivel del líquido,
tomando la densidad relativa del fluido establecido por el usuario.
El espesor por condiciones de prueba hidrostática se obtiene considerando el mismo nivel de
diseño, pero ahora utilizando la densidad relativa del agua.
4.8.1. Cálculo del espesor del cuerpo por el método de un pie (one-foot)
Con este método se calcula el espesor requerido de la pared del tanque, por condiciones de
diseño y de prueba hidrostática, considerando una sección transversal ubicada a 0,3 m (1 ft) por
encima de la unión de cada anillo.
Este método sólo es aplicable en tanques con un diámetro igual o menor a 61 m (200 ft). El
procedimiento se explica a continuación:
•
Se calculan los espesores por condiciones de diseño y por prueba hidrostática del primer
70
anillo del cuerpo, utilizando las ecuaciones 4.8 y 4.9 respectivamente.
td =
4,9 * D * (H - 0,3) *G
+ CA
Sd
tt =
•
(4.8)
4,9 * D * (H - 0,3)
St
(4.9)
Se comparan los valores obtenidos de td y tt , y se selecciona el mayor valor, que será
denominado “t”.
•
Se verifica que se cumpla la condición establecida en la Tabla 4.2.
•
Se hace la especificación del espesor nominal, el cual vendrá dado por el valor comercial
mayor más cercano a “t”.
•
Luego se determina el espesor del siguiente anillo (anillo Nro.2) empleando las
ecuaciones 4.8 y 4.9, con la diferencia que el valor “H” utilizado en el cálculo del anillo
anterior se le restará “ha”.
•
Finalmente el proceso se repite hasta obtener el espesor de todos los anillos del cuerpo del
tanque.
En la Figura 4.2 y Figura 4.3 se pueden observar las dimensiones consideradas en este
procedimiento.
H
H
ha
D
D
Figura 4.2 Referencia de los anillos. Figura 4.3 Referencia de las dimensiones consideradas.
4.8.2. Cálculo del espesor del cuerpo por otros métodos
En el manual de diseño de tanques de almacenamiento atmosférico de techo fijo, entregado a la
empresa SVINCA, en la sección 6.5.2 y 6.5.3, se explica el cálculo del espesor del cuerpo del
tanque por el método de punto de diseño variable y por análisis elástico respectivamente. En
dichas secciones también se presentan los casos para los que son recomendados estos métodos.
71
4.9. Diseño del fondo
Los fondos de tanques de almacenamiento cilíndricos verticales son generalmente fabricados de
placas de acero con un espesor menor al usado en el cuerpo; esto es posible para el fondo, porque
se encuentra soportado por una base de concreto, arena o asfalto, los cuales resistirán el peso de
la columna del producto; además, la función del fondo es lograr la hermeticidad para que el
producto no se filtre por la base. Por otra parte, el fondo de los tanques usualmente se forma con
placas traslapadas, esto se hace con el fin de absorber las deformaciones sufridas por el fondo si
las placas fueran soldadas al tope.
Para el diseño del fondo todas las placas tendrán un espesor mínimo nominal de 6 mm, sin
incluir la corrosión permisible, y deberán tener de preferencia un ancho mínimo de 1.800 mm.
El fondo tendrá que ser de un diámetro mayor que el diámetro exterior del tanque, por lo
menos, 50 mm más en el ancho del filete de soldadura de la unión entre el cuerpo y el fondo.
El cuerpo del tanque puede estar soportado directamente por el fondo o por una placa anular.
Cuando se requiere el uso de la placa anular, ésta deberá tener un ancho radial de acuerdo a lo
que indique la ecuacion 4.10, pero no menor de 600 mm entre el interior del tanque y cualquier
cordón de soldadura, dejando de proyección exterior 50 mm como se mencionó anteriormente.
A=
215 * tb
(H * G)0,5
(4.10)
El espesor de la placa anular no será menor al listado en la Tabla 4.3 más la corrosión
permisible especificada.
La forma exterior de la placa anular debe ser circular y por el interior tendrá la forma de un
polígono regular con el número de lados igual a la cantidad de segmentos que conforman el
anillo.
Tabla 4.3 Espesores de la placa anular, tb. (API 650, 2007)
Espesor del primer
anillo del cuerpo del
tanque (mm)
c ≤ 19
19 < c ≤ 25
25 < c ≤ 32
32 < c ≤ 40
40 < c ≤ 45
Esfuerzo calculado para prueba hidrostática en el primer anillo
del cuerpo del tanque (Mpa)
≤ 190
≤ 210
≤ 220
≤ 250
6
6
7
9
6
7
10
11
6
9
12
14
8
11
14
17
9
13
16
19
72
Los espesores especificados en la Tabla 4.3 son los indicados y están basados en una
cimentación que proporcione un soporte uniforme debajo de toda la placa anular. La cimentación
debe estar bien compactada para evitar esfuerzos adicionales en la placa anular. Los valores de la
Tabla 4.3 son válidos siempre que se cumpla la relación: H * G ≤ 23 m.
En la Figura 4.4 es posible observar claramente las dimensiones en la unión cuerpo-fondo del
tanque.
Diámetro exterior del fondo
Diámetro exterior del tanque
Proyección exterior
Diámetro nominal del tanque
Diámetro interior del tanque
Espesor del cuerpo
Fondo
R
Figura 4.4 Referencia de las dimensiones en la unión cuerpo-fondo.
4.10. Diseño del techo
Los tanques de almacenamiento pueden clasificarse según el tipo de cubierta en: techo fijo,
techo flotante y sin techo. En este documento, como ya se especificó, sólo se estudiarán los
tanques de almacenamiento atmosférico de techo fijo, entre los cuales se encuentran:
•
Cónico.
•
Domo.
•
Sombrilla.
Estos pueden ser autosoportados o soportados por estructura (para el caso de techos cónicos de
tanques de gran diámetro).
El techo cónico es una cubierta con la forma y superficie de un cono recto. El tipo domo es un
casquete esférico, y el de tipo sombrilla, es un polígono regular curvado por el eje vertical. Las
Figuras 4.5, 4.6 y 4.7 muestran un esquema de los diferentes tanques de techo fijo.
73
Figura 4.7 Techo cónico autosoportado.
Figura 4.5 Techo cónico soportado.
Figura 4.6 Techos de domo y sombrilla autosoportado.
Las placas del techo tendrán un espesor mínimo nominal de 5 mm o lámina calibre 7, a menos
que se indique algún otro espesor mínimo en el diseño del techo. Un espesor mayor puede ser
requerido para el caso de techos autosoportados; la corrosión permisible puede ser incluida al
espesor calculado a menos que el usuario especifique su exclusión, lo que es válido también a los
techos soportados.
Todos los miembros estructurales internos y externos tendrán un espesor mínimo nominal de
4,3 mm en cualquier componente de estos. La inclusión de corrosión permisible será acordada
entre el usuario y el fabricante.
Las placas del techo se sujetarán al ángulo superior del tanque (anillo de coronamiento), con un
cordón de soldadura continuo en la parte superior.
Las placas de techos cónicos soportados no deberán ser fijadas a los miembros de soporte.
4.10.1. Techos cónicos autosoportados
•
El ángulo, θ, formado entre la horizontal y el techo cónico debe cumplir con lo siguiente:
9,5º≤ θ ≤ 37º.
•
El mínimo espesor del techo vendrá dado por el mayor valor entre a, b y c:
74
a. (
b. (
*d , + CA
T
D
4,8*sen(θ)
D
2,2
*d , + CA
U
5,5*sen(θ)
2,2
c. 5 mm.
Donde:
T: Mayor valor entre 1 y 2, (Kpa):
1) DL + Sb + 0,4 * Pe
2) DL + Pe + 0,4 * Sb
U: Mayor valor entre 3 y 4, (Kpa):
3) DL + Su + 0,4 * Pe
4) DL + Pe + 0,4 * Su
•
El máximo espesor del techo será de 13 mm, sin incluir la corrosión permisible.
4.10.2. Techos tipo domo y sombrilla autosoportados
•
Los techos de tipo sombrilla son una variedad del tipo domo, el cual sólo conserva el
abombado sobre el eje vertical ya que sobre el eje circunferencial tiene semejanza con el
tipo cónico.
•
Este tipo de techos debe cumplir con lo siguiente: 0,8*D ≤ rr ≤ 1,2*D. En la Figura 4.8 se
ilustran las dimensiones sobre las cuales se hace el estudio.
Tanque, vista lateral.
Circunferencia de referencia
de radio rr.
D
Figura 4.8 Referencias de dimensiones en techos tipo domo y sombrilla.
75
•
El mínimo espesor del techo vendrá dado por el mayor valor entre a, b y c:
a. (
e
2,4
b. (
e
2,7
*d , + CA
T
2,2
*d , + CA
U
2,2
c. 5 mm.
•
El máximo espesor del techo será de 13 mm, sin incluir la corrosión permisible.
4.10.3. Techos cónicos soportados
Los techos cónicos soportados se usan generalmente para tanques de gran diámetro, los cuales
consisten en un cono formado a partir de placas soldadas a traslape, soportadas por una
estructura, compuesta de columnas, trabes y largueros. Las trabes forman polígonos regulares y
en cada arista de estos se coloca una columna. Los polígonos compuestos por trabes se encargan
de soportar los largueros. En la Figura 4.9 se pueden observar estos elementos.
La pendiente del techo debería ser 1:16 o mayor si el usuario lo especifica.
Figura 4.9 Elementos de la estructura de tanques con techo cónico soportado.
Las vigas estarán espaciadas según la siguiente expresión:
1
1,5 * Fy 2
g ≤ 2100 mm
b = tc * f
p
(4.11)
Las combinaciones de carga descritas en la Tabla 4.4 permiten determinar el valor de “p”
(presión uniforme).
76
Tabla 4.4 Combinaciones de carga. (API 650, 2007)
Combinación de cargas
Presión interna y fluido
Prueba hidrostática
Presión interna y viento
Presión externa y viento
Cargas gravitacionales
Sismo
Expresión matemática
D L + F + Pi
DL + (Ht + Pt)
DL + W + (0,4*Pi)
DL + W + (0,4*Pe)
DL + (Lr o Su o Sb) + (0,4*Pe)
DL + Pe + 0,4*(Lr o Su o Sb)
DL + F + E + (0,1*Sb) + (0,4*Pi)
4.10.3.1. Columnas de soporte del techo
Algunas provisiones que se deben cumplir en las columnas son las siguientes:
•
Distribución de carga: Las cargas de las columnas se distribuyen en un área de apoyo
basada en la capacidad de carga del suelo especificada o diseño de la fundación. Donde
una placa horizontal no rigidizada sea diseñada para distribuir la carga, la placa debe tener
un espesor mínimo de 12mm. Como otra alternativa, la carga de la columna puede ser
distribuida por un conjunto de vigas estructurales. La placa o los miembros estructurales
deberán estar diseñados para distribuir la carga, sin sobrepasar los esfuerzos admisibles.
•
Protección contra la corrosión y la abrasión: En cada columna se debe soldar al fondo una
placa protectora con espesor mínimo de 6mm, y el mínimo filete de soldadura será 6mm.
Una sola placa con un espesor adecuado puede ser diseñado para realizar la doble función
(distribuir la carga y la protección contra la corrosión y la abrasión).
•
Movimiento vertical: El diseño debe permitir que las columnas se muevan verticalmente
con respecto al fondo del tanque, sin restringir situaciones de sobrepresión o asentamiento
del fondo.
•
Movimiento lateral: Las columnas deben estar adecuadamente guiadas para prevenir el
movimiento lateral. Las guías deberán seguir siendo eficaces aun en caso de movimiento
vertical de las columnas en relación con el fondo del tanque de hasta 75mm. Las guías
deberán estar situadas de tal manera que no se suelden directamente a las placas del fondo
del tanque.
En el manual de diseño de tanques de almacenamiento atmosférico de techo fijo, sección 6.7.3,
se presentan los arreglos aceptables para la base de las columnas, las máximas relaciones de
esbeltez, y los esfuerzos de compresión permisibles en las columnas.
77
4.11. Diseño por sismo
Básicamente en este punto se estudia la estabilidad del tanque debido a los posibles
movimientos sísmicos, y para ello es necesario obtener el momento de volteo sísmico.
Utilizando las expresiones 4.12 y 4.13 es posible determinar dicho momento.
Mrw = <JAi *(Wi *Xi +Ws *Xs +Wr *Xr )K2 +JAc *(Wc *Xc )K2
Ms = <JAi *(Wi *Xis +Ws *Xs +Wr *Xr )K2 +JAc *(Wc *Xcs )K2
(4.12)
(4.13)
El cálculo de cada uno de los elementos involucrados en las ecuaciones 4.12 y 4.13 se
desarrollan en la sección 6.8.1 del manual de diseño de tanques de almacenamiento atmosférico
de techo fijo, entregado a la empresa SVINCA. Al observar la Figura 4.10 es posible tener una
idea física del lugar donde se encuentran algunos de estos factores.
h
Figura 4.10 Esquema de la ubicación de masas y distancias.
En todo este análisis uno de los valores más relevantes es el coeficiente de aceleración, ya que
depende del lugar donde va a ser ubicado el tanque, y puede ser de gran influencia sobre todo el
estudio de estabilidad sísmico del mismo. A0 es el coeficiente de aceleración máxima en
Venezuela, y se presenta en la Tabla 4.5, y además se utiliza la Figura 4.11.
Tabla 4. 5 Coeficiente de aceleración máxima A0. (COVENIN 1756, 2001)
Zonas sísmicas
7
6
5
4
3
2
1
0
Peligro sísmico
Elevado
Intermedio
Bajo
A0
0,40
0,35
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
--
78
Figura 4.11 Zonificación sísmica de Venezuela. (COVENIN 1756, 2001)
79
4.11.1. Estudio de estabilidad
La resistencia al momento de volteo en la base del cuerpo es generada por:
•
El peso del cuerpo del tanque, el peso del techo y una porción del peso de la sustancia
contenida en el tanque, esto es para tanques no anclados.
•
Dispositivos de anclaje mecánico.
Un tanque es estable sin anclajes dependiendo del valor de la relación de anclaje (J), usando el
siguiente criterio de la Tabla 4.6.
Tabla 4.6 Criterio de la relación de anclaje. (API 650, 2007)
Relación de anclaje (J)
J ≤ 0,785
0,785 < J ≤ 1,54
J > 1,54
Criterio
No se calcula la elevación del tanque producido por el momento de
volteo sísmico. El tanque es estable sin anclajes.
El tanque es estable ante las cargas de diseño y satisface los
requerimientos de compresión del cuerpo. No es necesario colocar
anclajes.
El tanque no es estable, por lo cual se debe colocar anclaje mecánico, o
modificar la placa anular si L< 0,035*D.
Para calcular J se utiliza la ecuación 4.14.
J=
Mrw
D * JWt * (1- 0,4 * Av ) + Wa – 0,4 * Wint K
2
(4.14)
En el apartado 6.8.2 del manual de diseño de tanques de almacenamiento atmosférico de techo
fijo, entregado a la empresa SVINCA, se presenta el cálculo detallado de cada coeficiente que se
encuentra en la expresión 4.14. Adicionalmente se analizan los requerimientos de la placa anular
respecto a la estabilidad, se muestran las ecuaciones correspondientes para estudiar el anclaje
mecánico de tanques, se desarrolla el cálculo de los esfuerzos longitudinales de compresión en el
cuerpo del tanque y se establecen las fuerzas originadas en las fundaciones.
4.11.2. Altura libre (FB)
Es importante saber la altura que puede llegar a tener la ola que se genera en el interior del
tanque cuando ocurre un sismo, pues al momento de realizar el diseño debe ser considerado. Los
mínimos valores de altura libre recomendados son los entregados en la Tabla 4.7.
Tabla 4.7 Altura libre mínima recomendada en función del grupo sísmico. (API 650, 2007)
Grupo sísmico
FB
SUG I
0,7*δs
SUG II
0,7*δs
SUG III
δs
80
La clasificación por grupo sísmico necesaria para conocer la mínima altura libre se encuentra
en la Tabla 4.8.
Tabla 4.8 Justificación de los grupos sísmicos. (API 650, 2007)
Grupo sísmico
SUG I
SUG II
SUG III
Justificación
Tanques que no están contenidos en los grupos SUG II y
SUG III.
Tanques que almacenan sustancias que pueden
representar un peligro para la población, o bien tanques
que entregan un suministro directo a instalaciones
principales.
Tanques que proporcionan un servicio necesario a
instalaciones que son esenciales para la vida y la salud
pública, y aquellos que además son indispensables para
la recuperación luego de un sismo. O tanques que
contienen sustancias peligrosas en las cuales un control
inadecuado pone en peligro a la población.
La altura de la ola producto de un sismo (δs), por encima de la altura del nivel de diseño del
líquido puede ser estimada mediante la ecuación 4.15.
δs = 0,5 * D * Af
(4.15)
En la Figura 4.12 se aprecia el movimiento que ocurre dentro de un tanque producto de un
sismo.
Figura 4.12 Ola de líquido que se genera dentro del tanque por un sismo.
4.12. Diseño por viento
Para que un tanque sin anclajes sea estable deben satisfacerse los siguientes criterios de
levantamiento:
h0,6 * Mw + Mpi i <
hMw + 0,4 * Mpi i <
MDL
1,5
(MDL + MF )
2
(4.16)
(4.17)
81
En este cálculo existen varios elementos presentes, como lo son diferentes pesos, del líquido
contenido en el tanque, del cuerpo del tanque, del techo, etc. Pero hay un elemento externo que
depende de la ubicación del tanque propiamente, y es el momento generado debido a las fuerzas
del viento. La norma API 650 año 2007 recomienda utilizar V = 190 Km/hr, sin embargo en la
Tabla 4.9 se presentan valores de velocidades promedios en diferentes zonas de Venezuela, para
ser más precisos. Y con la ayuda de la Figura 4.13 es posible observar de forma sencilla las
cargas presentadas en esta sección sobre el tanque.
Tabla 4.9 Velocidad básica del viento en algunas zonas de Venezuela. (COVENIN 2003, 1989)
Localidad
ANZOÁTEGUI
Barcelona
V (km/hr)
Localidad
V (km/hr)
95
LARA
Barquisimeto
100
APURE
Guasdualito
87
MÉRIDA
Mérida
70
San Fernando
85
MONAGAS
Maturín
102
ARAGUA
Colonia Tovar
70
Maracay
72
NUEVA ESPARTA
Porlamar
70
BOLÍVAR
Ciudad Bolívar
77
PORTUGUESA
Acarigua
70
Sta. Elena de Uairén
74
Guanare
70
Tumeremo
80
SUCRE
Cumaná
79
CARABOBO
Morón
70
Güiria
83
Puerto Cabello
70
TÁCHIRA
Colón
70
DISTRITO FEDERAL
Caracas
78
La Grita
70
La Orchila
Maiquetía
76
93
San Antonio
83
TERRITORIO FEDERAL
AMAZONAS
Puerto Ayacucho
83
ZULIA
La Cañada
Maracaibo
103
96
Mene Grande
81
FALCÓN
Coro
GUÁRICO
Carrizal
75
73
82
Figura 4.13 Momento de volteo para tanques no anclados. (API 650, 2007)
4.13. Escaleras y plataformas
Las escaleras, plataformas y barandales tienen la finalidad de situar al personal que así lo
requiera en una zona del tanque que necesite de constante mantenimiento o supervisión,
generalmente sobre el techo donde se localizan diversas boquillas y manholes (bocas de visita),
además de brindar protección y seguridad al personal. En las Tablas 27, 28 y 29 del manual de
diseño de tanques de almacenamiento atmosférico de techo fijo, entregado a la empresa
SVINCA, se presentan los requerimientos mínimos que se deben cumplir al momento de realizar
el diseño de escaleras y plataformas.
4.14. Boquillas
4.14.1. Consideraciones generales
4.14.1.1. Boquillas y manholes (bocas de visita) en el cuerpo del tanque
•
Las boquillas (nozzles) deben ser de forma circular o elíptica.
•
Todo orificio cerca del fondo del tanque, debe ser reforzado.
•
Boquillas con NPS mayor a 2 pulg, deben ser reforzadas.
•
Los detalles y dimensiones especificados en el manual entregado a SVINCA, son para
boquillas instalados con su eje perpendicular al cuerpo a menos de que se indique alguna
otra descripción, y para esos casos puntuales se podrán instalar boquillas con otros
83
ángulos que no sean 90° con respecto a la plancha, pero aumentando el tamaño de la placa
de refuerzo.
•
El tipo de refuerzo debe ser circular.
•
La Tabla 30 del manual entregado a SVINCA, especifica los valores (D0), (DR), para el
dimensionamiento del refuerzo de boquillas y manholes, en función del diámetro nominal
(NPS).
•
El tipo de boquilla se recomienda de brida simple.
•
La Tabla 30 del manual entregado a SVINCA, específica el valor (HN), (C), distancia
mínima del centro de la boquilla o manhole al fondo del tanque para refuerzo del tipo
regular, en función del diámetro nominal (NPS).
4.14.1.2. Boquillas y manholes (bocas de visita) en el techo del tanque
•
Las boquillas (nozzles) deben ser de forma circular o elíptica, a menos de que se indique
otra especificación, por ejemplo, aberturas rectangulares.
•
Boquillas con diámetro nominal (NPS) menores o igual a 6 pulg, no requieren refuerzo,
sin embargo, pueden ser usados si se desea.
•
El tipo de refuerzo debe ser circular.
•
La Tabla 36 del manual entregado a SVINCA, especifica los valores (DP), (DR), para el
dimensionamiento del refuerzo del manhole.
•
El tipo de boquilla se recomienda de brida simple.
•
Las tapas de los manholes no deben ser menores a ½ pulg de espesor.
•
Los manholes deben resistir el peso de una persona de 250 lb parada en el centro de la
tapa.
4.14.1.3. Puertas de limpieza
•
Las puertas de limpieza deben ubicarse en zonas adecuadas y accesibles para la función
que tendrán.
•
Deben tener acceso para retirar los materiales que se saquen a través de ella, y no deben
tener interferencias con tuberías de proceso.
•
La abertura debe ser rectangular pero con los filos redondeados con un radio igual a la
mitad de la altura mayor de la abertura.
•
La abertura reforzada debe ser completamente preensamblada y tratada térmicamente
antes de instalarse en el tanque.
84
4.14.2. Limitaciones de las aberturas en el cuerpo del tanque
En la Figura 18 del manual entregado a SVINCA, se pueden observar algunas restricciones que
se deben cumplir al momento de diseñar las aberturas en el cuerpo del tanque para que se pueden
colocar las boquillas, todos los límites de distancias allí descritos obligatoriamente deberán ser
acatados para que los cordones de soldadura no se vean afectados y el tanque pueda funcionar
adecuadamente para las condiciones de diseño especificadas. El dimensionamiento de todas las
boquillas y manholes que se deseen colocar en cualquier lugar del tanque se encuentra
especificado en el manual de diseño de tanques de almacenamiento atmosférico de techo fijo, por
medio de tablas y figuras donde se aclaran las limitaciones en el diseño.
4.15. Anillos de refuerzo
4.15.1. Atiesador intermedio de viento (wind girders)
La máxima altura del cuerpo del tanque que puede sostenerse adecuadamente sin necesidad de
colocar anillos de refuerzo se calcula utilizando la ecuación 4.18.
t 3 190 2
H1 = 9,47 * t *5( , * ( ,
V
D
(4.18)
V es la velocidad del viento, y en este caso en particular “t” representa el espesor calculador, a
menos que se indique lo contrario, del anillo superior del cuerpo del tanque en milímetros.
Después de calcular la altura máxima del cuerpo del tanque no atiesada, H1, es necesario
determinar la altura transformada del cuerpo del tanque, y eso se realiza aplicando los pasos
descritos a continuación:
1) Con la ecuación 4.19 se calcula la altura transpuesta de cada anillo que compone el cuerpo
del tanque, teniendo como referencia el espesor del anillo superior.
htra = hanillo * 5(
tuniforme 5
,
treal
(4.19)
2) Se suman las alturas transpuestas de los anillos, con lo que se obtiene el valor de la altura
transpuesta del cuerpo del tanque, de acuerdo a la expresión 4.20.
Htra = j htra
(4.20)
85
3) Si la altura transpuesta del cuerpo del tanque, Htra, es mayor que la altura máxima del
cuerpo del tanque sin necesidad de anillos de refuerzo, H1, entonces se debe colocar un
atiesador intermedio.
4) Si la mitad de la altura del cuerpo transformado excede la máxima altura H1, un segundo
atiesador intermedio debe ser usado para reducir la altura del cuerpo sin rigidizadores a
una altura menor que la máxima.
4.15.2. Consideraciones generales
En la sección 6.13 del manual de diseño de tanques de almacenamiento atmosférico de techo
fijo, entregado a la empresa SVINCA, se establecen lineamientos sobre uso de atiesador
intermedio de viento, se calcula el módulo de sección mínima requerido para los atiesadores, y se
presentan los diferentes tipos de anillos rigidizadores y su uso común.
4.16. Uniones típicas
El tamaño mínimo de las soldaduras a filete deberá ser: Para planchas de 5 mm de espesor, la
soldadura será una soldadura de filete completa, y para planchas con más de 5 mm de espesor, el
espesor de la soldadura no deberá ser menor a un tercio del espesor de la placa más delgada en la
junta y deberá ser por lo menos de 5 mm. En la Figura 4.14 se observan uniones verticales
típicas en tanques. Y en el manual se presentan el resto de uniones en tanques.
Unión a tope solo - V
Unión a tope solo - U
Unión a tope doble - V
Unión a tope doble ranura
Unión a tope doble - U
Figura 4.14 Uniones típicas verticales en el cuerpo del tanque. (API 650, 2007)
86
4.17. Venteo
La boquilla exclusiva para venteo, tiene que ser diseñada y calculada con la finalidad de que
dentro del tanque no se generen grandes variaciones en su presión interna al ser llenado o
vaciado. Los venteos deben dimensionarse de acuerdo a la norma API 2000 (Venteo de Tanques de
Almacenamiento Atmosféricos y de Baja presión – Refrigerados y No Refrigerados), o bien
deben de ser al menos igual a las conexiones de llenado o vaciado (o con un área equivalente a la
suma de las conexiones de llenado o vaciado simultaneo) la que resulte mayor, pero en ningún
caso menor a un diámetro nominal de 45 mm en el caso de que el fluido no presente muchos
vapores en su almacenamiento normal.
En el manual de diseño de tanques de almacenamiento atmosférico de techo fijo, párrafo 6.15,
se presentan dos métodos para calcular los requerimientos de venteo, en este documento se
describirá uno de ellos.
4.17.1. Método Alternativo para calcular los requerimientos de venteo normales
4.17.1.1. Restricciones y limitaciones
Para calcular los requerimientos de venteo a través de este método deben cumplirse los
siguientes aspectos:
•
El tanque no debe poseer aislamiento.
•
Para tanques que contengan líquidos volátiles, las características de volatilidad deben ser
similares a las del petróleo (gasolina), y la temperatura del líquido con que se alimenta el
tanque debe ser menor que la temperatura del punto de ebullición a la máxima presión de
operación del tanque.
•
La máxima temperatura de operación del espacio de vapor del tanque debe ser
aproximadamente 48,9°C.
•
El efecto del enfriamiento en el espacio de vapor debe ser la contracción de los vapores
dentro del espacio de vapor.
•
El volumen del tanque debe ser menor de 30.000 m3 (180.000 bls).
4.17.1.2. “Out-breathing”
Los requerimientos de venteo normal para entrada de líquido del tanque, y la vaporización
resultante del líquido, debe ser:
87
•
6 SCFH de aire por cada barril, o 1,01 Nm3/hr de aire por m3, por hora de la máxima rata
de entrada del fluido al tanque. Para líquidos con “flash point” ≥ 100ºF o punto de
ebullición ≥ 300ºF. Para efectos térmicos se utiliza la Tabla 4.10 para una capacidad
nominal del tanque dada.
•
12 SCFH de aire por cada barril, o 2,02 Nm3/hr de aire por m3, por hora de la máxima rata
de entrada del fluido al tanque. Para líquidos con “flash point” < 100ºF o punto de
ebullición < 300ºF. Para efectos térmicos se utiliza la Tabla 4.10 para una capacidad
nominal del tanque dada.
4.17.1.3. “Inbreathing”
Los requerimientos de venteo normal para máxima salida de líquido del tanque, debe ser 5,6
SCFH de aire por cada barril, o 0,94 Nm3/hr de aire por m3, por hora de la máxima rata de
vaciado del líquido. Para líquidos de cualquier “flash point”.
Para efectos térmicos se utiliza la Tabla 4.10 para una capacidad nominal del tanque dada.
4.17.2. Capacidad de venteo de emergencia para tanques sujetos a exposición al fuego
Cuando los tanques de almacenamiento son expuesto al fuego, la tasa de venteo puede ser
superior a la que se obtuvo para un “Out-breathing” normal. También es cierto que en los tanques
de techo fijo frágiles (con unión débil entre el cuerpo y el techo), lo primero que debería fallar
cuando existe un aumento de presión es precisamente la junta cuerpo - techo, sin embargo, es
posible evitar este incidente si se realiza el cálculo adecuado de los requerimientos de venteo
cuando el tanque pueda ser expuesto al fuego. Además cuando un tanque no posee techo frágil, es
indispensable determinar la capacidad de venteo de emergencia en caso de que el tanque pueda
ser expuesto al fuego, y comparar este valor con el obtenido para el caso normal; finalmente el
mayor valor de ellos será el utilizado para diseñar y seleccionar el apropiado sistema de venteo.
En el manual de diseño de tanques de almacenamiento atmosférico de techo fijo, entregado a la
empresa SVINCA, se realiza el cálculo de la capacidad de venteo requerida para tanques sujetos
a la exposición al fuego.
88
Tabla 4.10 Capacidad de venteo normal para efectos térmicos. (API 2000, 2009)
Barriles
(Bls)
Inbreathing
(SCFH Aire)
Inbreathing
(Nm3/hr)
60,00
100,00
500,00
1.000,00
2.000,00
3.000,00
4.000,00
5.000,00
10.000,00
15.000,00
20.000,00
25.000,00
30.000,00
35.000,00
40.000,00
45.000,00
50.000,00
60.000,00
70.000,00
80.000,00
90.000,00
100.000,00
120.000,00
140.000,00
160.000,00
180.000,00
60,00
100,00
500,00
1.000,00
2.000,00
3.000,00
4.000,00
5.000,00
10.000,00
15.000,00
20.000,00
24.000,00
28.000,00
31.000,00
34.000,00
37.000,00
40.000,00
44.000,00
48.000,00
52.000,00
56.000,00
60.000,00
68.000,00
75.000,00
82.000,00
90.000,00
1,69
3,37
16,90
33,70
50,60
84,30
118,00
169,00
253,00
337,00
506,00
536,00
647,00
787,00
896,00
1.003,00
1.077,00
1.136,00
1.210,00
1.345,00
1.480,00
1.615,00
1.745,00
1.877,00
2.179,00
2.495,00
Outbreathing
(SCFH Aire)
(SCFH Aire)
Flah Point ≥ 100 °F
Flah Point < 100 °F
Pto. Ebullición ≥ 300 °F
Pto. Ebullición < 300 °F
40,00
60,00
60,00
100,00
300,00
500,00
600,00
1.000,00
1.200,00
2.000,00
1.800,00
3.000,00
2.400,00
4.000,00
3.000,00
5.000,00
6.000,00
10.000,00
9.000,00
15.000,00
12.000,00
20.000,00
15.000,00
24.000,00
17.000,00
28.000,00
19.000,00
31.000,00
21.000,00
34.000,00
23.000,00
37.000,00
24.000,00
40.000,00
27.000,00
44.000,00
29.000,00
48.000,00
31.000,00
52.000,00
34.000,00
56.000,00
36.000,00
60.000,00
41.000,00
68.000,00
45.000,00
75.000,00
50.000,00
82.000,00
54.000,00
90.000,00
Outbreathing
(Nm3/hr)
(Nm3/hr)
Flah Point ≥ 100 °F
Flah Point < 100 °F
Pto. Ebullición ≥ 300 °F
Pto. Ebullición < 300 °F
1,01
1,69
2,02
3,37
10,10
16,90
20,20
33,70
30,30
50,60
50,60
84,30
70,80
118,00
101,00
169,00
152,00
253,00
202,00
337,00
303,00
506,00
388,00
536,00
472,00
647,00
537,00
787,00
602,00
896,00
646,00
1.003,00
682,00
1.077,00
726,00
1.136,00
807,00
1.210,00
888,00
1.345,00
969,00
1.480,00
1.047,00
1.615,00
1.126,00
1.745,00
1.307,00
1.877,00
1.378,00
2.179,00
1.497,00
2.495,00
CAPÍTULO 5
RESULTADOS Y DISCUSIÓN
Luego de recopilar información e investigar los aspectos involucrados en el diseño de sistemas
de tuberías y de tanques de almacenamiento atmosférico de techo fijo, se pudieron establecer
criterios sólidos y premisas que conducen a procedimientos válidos, que brindan una alta
confiabilidad en su uso y son de manejo sencillo. Esto es posible mencionarlo ya que cada etapa
del manual de procedimientos fue revisado por ingenieros expertos en el área, que aprobaron su
implementación sobre futuros proyectos que se ejecuten en la empresa SVINCA (Servicios
Venezolanos de Ing, C.A.).
Básicamente lo que se obtuvo tanto para sistemas de tuberías como para tanques de
almacenamiento atmosférico de techo fijo fue una guía paso a paso que permite ir definiendo los
requerimientos que conformarán el diseño en su totalidad, en cada sección de los manuales se
brindó información sobre recomendaciones que se sugieren dependiendo del caso con el que se
esté trabajando.
Un aspecto relevante en la investigación fue que el diseño para oleoductos y gasoductos resultó
ser similar en algunos tópicos al de tuberías de procesos; ciertas consideraciones adicionales
deben ser tomadas en cuenta debido a las grandes dimensiones y largos tramos que generalmente
representan los oleoductos y gasoductos, sin embargo es apreciable que el diseño de tuberías de
procesos es más conservador. Esto se debe principalmente por la ubicación de las tuberías, ya que
las tuberías de procesos están situadas, en la mayoría de los casos, en refinerías, en lugares donde
se encuentran otros equipos sensibles a cualquier variación, y donde hay personal operativo
constantemente; en forma general se pueden ubicar en grandes plantas y una pequeña falla podría
generar una catástrofe. Por otro lado los oleoductos y gasoductos se encuentran situados en su
mayoría en lugares de menor riesgo, hay ocasiones donde se localizan por debajo de la superficie,
en lugares desérticos. Este análisis permite comprender el uso de algunas consideraciones de
tuberías de procesos sobre oleoductos y gasoductos, ya que son más conservadoras.
90
Por medio de la elaboración de los procedimientos se pudo observar que el diseño no se realiza
únicamente para condiciones normales de operación sino que se busca asemejar lo más posible a
la realidad, y por lo tanto se estudian los escenarios más críticos que se puedan presentan en el
sistema para asegurar que el diseño será capaz de soportar dichas condiciones severas y no fallar,
como lo son por ejemplo sismos, vientos, presiones máximas de operación, etc.
Resultó interesante observar que los manuales de diseño dejan un amplio espacio para la
selección. No hay sólo una solución a un problema, sino que se pueden presentar muchas, lo que
resulta vital es poder evaluar y discernir cuál es el mejor diseño, porque ya no sólo sería tomando
en cuenta que funcione, sino que se ven inmersos otros elementos como lo son los costos, la
disponibilidad de los materiales en el país, etc.
Se pudo observar que hay diversos métodos para la obtención de posibles resultados, como por
ejemplo, para calcular el espesor de pared en el cuerpo del tanque existen el método de un pie, el
método de punto variable y el análisis elástico. Al momento de seleccionar el tipo de soporte para
tuberías también hay diversidad de criterios o métodos por los cuales se puede hacer. Sin
embargo, algo que deja claro la práctica y que se presentó en este documento es que siempre que
sea posible se debe buscar la simplicidad y la practicidad. Las soluciones, diseños o respuestas
dadas deben ser lo más simple posibles con la finalidad de que sea posible realizarlo con un costo
o esfuerzo menor.
91
Conclusiones y recomendaciones
La utilización de un manual de procedimientos para el desarrollo de un diseño facilita
ampliamente el trabajo del ingeniero, ya que no será necesario buscar en todas las normas y los
documentos relacionados con el tema la información que necesita para avanzar en el trabajo, sino
todo lo contrario, ya tiene un plan de acción y una serie de recomendaciones a seguir para realizar
un buen diseño.
Los manuales de procedimientos aunque representan una guía para el diseño no le quitan el
poder de elección al ingeniero, porque aunque se presentan recomendaciones, la decisión final
queda a criterio del ingeniero, y por ello es que se debe buscar que los manuales para el diseño no
encierren o limiten las posibilidades del diseñador, sino que le permitan utilizar su capacidad de
razonamiento y de mejorar los procesos.
Cuando una empresa posee manuales de procedimientos para llevar a cabo sus procesos eso
disminuye el tiempo de ejecución de los mismos, porque previamente se realizó una
investigación de toda la información relacionada con el proceso y se organizó de tal manera que
al momento de realizar un proyecto en determinada área se agilice el proceso.
Aunque los manuales de procedimientos sean de gran utilidad es necesario reconocer las
limitaciones que poseen, debido a que las situaciones que se pueden presentar en el campo de
trabajo son variables, y es allí donde resulta fundamental el criterio del ingeniero, ya que no todo
lo que en algún momento pueda ocurrir estará plasmado en manuales o procedimientos.
Los procedimientos deben ser utilizados por personas que posean conocimiento en el área. No
deben ser tomados simplemente como una receta para obtener ciertos resultados y soluciones a
problemas, sino que es necesario que el ingeniero tenga noción de las magnitudes y cantidades
físicas que se manejan en la realidad, para tener seguridad de que se está aplicando correctamente
el procedimiento.
El diseño de sistemas de tuberías y de tanques de almacenamiento atmosférico de techo fijo es
bastante amplio, no se limita únicamente al cálculo del espesor de pared, sino que tiene que ver
con todo el funcionamiento del equipo, con los elementos que van asociados a los mismos y es
necesario un estudio detallado y preciso al momento de diseñar estos sistemas.
Tuberías y tanques son equipos ampliamente utilizados a nivel industrial y aunque la tecnología
cada día avanza más y más aún continúan ocurriendo accidentes fatales donde están involucrados
92
este tipo de equipos. Es un error pensar que hacer el diseño de tuberías o de tanques es de poca
importancia y que no requiere mucho esfuerzo; para poder evitar en un futuro accidentes es
necesario implementar los procedimientos establecidos de la manera correcta y realizar el
mantenimiento adecuado.
Se recomienda ampliar la información de los manuales de procedimiento, incluir un estudio
profundo de flexibilidad en tuberías, además también se recomienda ampliar el procedimiento de
tanques para que incluya tanques con techo flotante que son muy utilizados, y sería de gran
beneficio hacer los manuales para tanques con presión intermedia y para tanques a alta presión.
93
Referencias
•
SILOG, Sistemas Lógicos, C.A., “Diseño de tuberías aplicando las normas ASME”,
Venezuela, (2010).
•
FIME-UNPRG. DISEÑO MECÁNICO II, “Guía para el diseño de tuberías”, (2009).
•
Petróleos de Venezuela, S.A., MDP-01-DP-01, “Temperatura y presión de diseño”,
(1995).
•
Petróleos de Venezuela, S.A., H-221, “Especificación de ingeniería y materiales de
tuberías’’, (2000).
•
Petróleos de Venezuela, S.A., L-TP 1.5, “Cálculo hidráulico de tuberías”, (1994).
•
Petróleos de Venezuela, S.A., 90616.1.024, “Dimensionamiento de tuberías de proceso”,
(1993).
•
Petróleos de Venezuela, S.A., HG-251, “Criterios de diseño de soportes de tuberías”,
(1993).
•
Petróleos Mexicanos, P.2.0371.01, “Sistemas de tuberías en plantas industriales”, (2000).
•
Inemaka, “Selección óptima de materiales de tuberías”, (2007).
•
American Society of Mechanical Engineers, ASME B.31.3, “Process piping”, (2008).
•
American Society of Mechanical Engineers, ASME B.31.4, “Pipeline transportation
systems for liquid hydrocarbons and other liquids”, (2009).
•
American Society of Mechanical Engineers, ASME B.31.8, “Gas transmission and
distribution piping systems”, (2010).
•
American Society of Mechanical Engineers, ASME B.16.5, “Pipe flanges and flanged
fittings NPS 1/2 through NPS 24”, (2003).
•
Manufacturers Standardization Society, MSS SP-44, “Steel pipeline flanges”, (2006).
•
Manufacturers Standardization Society, MSS SP-58, “Pipe hangers and supports
materials, design, and manufacture”, (2002).
•
American Petroleum Institute, API 650, “Welded Tanks for Oil Storage”, (2007).
•
American Petroleum Institute, API 2000, “Venting Atmospheric and Low-pressure
Storage Tanks”, (2009).
•
American Society of Civil Engineers, ASCE 7, “Minimum design loads for buildings and
other structures”, (2005).
•
Petróleos de Venezuela, S.A., F-201, “Atmospheric storage tanks”, (2000).
•
Petróleos de Venezuela, S.A., FJ-251, “Diseño sismorresistente de tanques metálicos’,
(1999).
•
Comisión Venezolana de Normas Industriales, COVENIN 1756, “Edificaciones
sismorresistente”, (2001).
94
•
Comisión Venezolana de Normas Industriales, COVENIN 2003, “Acciones del viento
sobre las construcciones”, (1989).
•
Comisión Venezolana de Normas Industriales, COVENIN 3623, “Diseño sismorresistente
de tanques metálicos”, (2000).
•
INGLESA, “Diseño y cálculo de tanques de almacenamiento”, México, (1994).
•
Díaz, J., “Diseño de tanques de almacenamiento atmosférico API 650”.
•
Petróleos Mexicanos, GNT-SSNP-M001-2005, “Tanques atmosféricos”, (2005).