TFG Ana Luna Hierro

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE
INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA

Titulación: GRADO EN INGENIERÍA
DE LA ENERGÍA
PROYECTO FIN DE GRADO
DEPARTAMENTO DE
ENERGÍA Y COMBUSTIBLES
DISEÑO DE TANQUES DE CONDENSADO

DE 10 000 m3 DE TECHO FIJO DE PLANTA
CANADA LNG
ANA LUNA HIERRO JULIO DE 2017

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA
Titulación: GRADO EN INGENIERÍA DE LA ENERGÍA
Intensificación: Gestión y Aprovechamiento Energético
Autorizo la presentación del proyecto
DISEÑO TANQUES DE CONDENSADO DE 10 000 m3 DE TECHO FIJO DE PLANTA

CANADA LNG
Realizado por
ANA LUNA HIERRO
Dirigido por
ENRIQUE QUEROL ARAGÓN
Firmado: Prof. ENRIQUE QUEROL ARAGÓN
Fecha:24 de julio de 2017

Agradecimientos
A mi profesor, Enrique Querol, por su constante apoyo y ayuda para conseguir la realización
de este proyecto.
A mis padres, por enseñarme todo lo que se, por tenderme siempre la mano y animarme a seguir,
por no dejar que me venga abajo cuando las cosas se complican y apoyarme en cada paso nuevo
que voy dando.
A mi hermano Alberto, por sus innumerables consejos y por hacerme entender que con trabajo
y confianza, todo se puede.
A Helena y Clara, fieles compañeras de fatigas, pero también de muchas más alegrías durante
este camino, por hacerme ver siempre el lado bueno de las cosas, a Paloma, que suma otra etapa
más, por todo lo que hemos compartido y, sobre todo, lo que aún nos espera.
ÍNDICE
RESUMEN ......................................................................................................................................................... VII
ABSTRACT ........................................................................................................................................................ VII
DOCUMENTO Nº1: MEMORIA ........................................................................................................................ I
1 OBJETIVO Y ALCANCE DEL PROYECTO .......................................................................................... 3
2 ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN ................................................................................................... 4
2.1 CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL ...................................................................................... 4
2.2 EVOLUCION DE LA TECNOLOGÍA ................................................................................................. 5
2.3 USOS DEL GAS NATURAL ................................................................................................................ 6
2.4 MODOS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL.............................................................................. 8
2.5 GAS NATURAL LICUADO................................................................................................................. 8
2.6 BALANCE DE GAS NATURAL EN 2015 ........................................................................................... 9
2.6.1 SITUACIÓN EN CANADÁ .............................................................................................................. 11
2.7 PREVISIONES DE FUTURO ............................................................................................................. 13
3 INTRODUCCIÓN AL PROYECTO CANADA LNG ............................................................................ 15
3.1 DESCRIPCIÓN ................................................................................................................................... 15
3.2 ELECCIÓN DEL EMPLAZAMIENTO .............................................................................................. 15
3.3 FASES Y TIEMPO DE CONSTRUCCION ........................................................................................ 16
3.4 EMPRESAS INVOLUCRADAS ........................................................................................................ 17
3.5 PARTES DE LA INSTALACION....................................................................................................... 18
3.5.1 UNIDAD DE CONDENSADO ........................................................................................................ 19
4 NORMATIVA ............................................................................................................................................ 21
4.1 API 650 ................................................................................................................................................ 21
4.2 UNE-EN-14015 ................................................................................................................................... 21
5 DISEÑO DE TANQUES DE CONDENSADO ........................................................................................ 22
5.1 TIPOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO ............................................................................ 22
5.2 DATOS INCIALES DE LOS TANQUES A DISEÑAR ..................................................................... 22
5.3 MATERIALES EMPLEADOS ........................................................................................................... 24
5.4 DISEÑO DEL CUERPO ..................................................................................................................... 25
5.4.1 CÁLCULO DEL ESPESOR DE LAS VIROLAS POR EL MÉTODO DE ONE-FOOT ................... 26
I
5.4.2 SOLDADURA VERTICAL ENTRE VIROLAS ................................................................................. 27
5.4.3 SOLDADURA HORIZONTAL ENTRE VIROLAS ........................................................................... 28
5.4.4 CÁLCULO DEL PESO DEL CUERPO DEL TANQUE ................................................................. 29
5.5 DISEÑO DEL FONDO ....................................................................................................................... 29
5.5.1 ESPESOR DE LAS PLACAS DEL FONDO .................................................................................... 30
5.5.2 SOLDADURA DE LAS PLACAS DE FONDO ................................................................................ 30
5.5.3 PLACAS ANULARES DE FONDO ................................................................................................. 31
5.5.4 CÁLCULO DEL PESO DEL FONDO ............................................................................................ 31
5.6 JUNTAS DE LAS PLACAS DE FONDO CON EL CUERPO DEL TANQUE .................................. 31
5.7 DISEÑO DEL TECHO ........................................................................................................................ 32
5.7.1 TECHO FIJO .................................................................................................................................. 32
5.7.2 CÁLCULO DEL ESPESOR DE LAS PLACAS DEL TECHO ......................................................... 34
5.7.3 CÁLCULO DEL PESO DEL TECHO DEL TANQUE .................................................................... 36
5.7.4 PANTALLA FLOTANTE ................................................................................................................. 37
5.7.5 REQUERIMIENTOS DE FLOTABILIDAD .................................................................................... 38
5.7.6 ANILLO DE CORONAMIENTO ..................................................................................................... 38
5.7.7 ANILLOS DE REFUERZOEN EL TANQUE .................................................................................. 40
5.8 ESTABILIDAD DEL TANQUE POR VIENTO ................................................................................. 40
5.9 PRODUCCIÓN Y EXPORTACIÓN DE CONDENSADOS .............................................................. 45
5.10 APERTURAS EN EL TANQUE ......................................................................................................... 46
5.10.1 BOCA DE HOMBRE ....................................................................................................................... 47
5.10.2 RESPIRADEROS............................................................................................................................. 48
5.10.3 DRENAJE ........................................................................................................................................ 49
5.10.4 TUBERÍAS DE ENTRADA Y SALIDA DE PRODUCTO ................................................................ 51
5.11 ACCESORIOS DEL TANQUE........................................................................................................... 56
5.11.1 CONEXIÓN A TIERRA ................................................................................................................... 56
5.11.2 PLATAFORMAS, ESCALERAS Y PASARELAS .............................................................................. 57
5.11.3 MEDIDA DE NIVEL ....................................................................................................................... 58
5.11.4 MEDIDA DE TEMPERATURA....................................................................................................... 60
5.12 PROTECCIÓN CONTRA LA CORROSIÓN ..................................................................................... 61
II
5.12.1 FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LA PROTECCIÓN CATÓDICA .............................................. 62
5.12.2 DISEÑO DE LA PROTECCION CATODICA MEDIANTE EL SISTEMA DE CORRIENTE

IMPRESA ..................................................................................................................................................... 65
6 BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................................ 67
DOCUMENTO Nº 2: ESTUDIO ECONÓMICO.............................................................................................. 68
1 ESTIMACIÓN DE LA INVERSIÓN ....................................................................................................... 69
2 CÁLCULO DE FLUJO DE CAJA ANUAL ............................................................................................ 72
3 VIABILIDAD DEL PROYECTO ............................................................................................................. 76
DOCUMENTO Nº 3: ANEXOS ....................................................................................................................... 77
ANEXO A: BROCHURE PANTALLA FLOTANTE ...................................................................................... 78
ANEXO B: PLANOS………………………………………………...…………………………………..…….……………………..86
PLANO 1: PLANO SITUACIÓN DE LA PLANTA……………………………...……………………………….……..…..87
PLANO 2: PLANO DESCRIPTIVO DE LOS COMPONENTES DE LA PLANTA………….………………….88
PLANO 3: PLANO EN PLANTA DE LOS TANQUES…………………………………………………………………….89
PLANO 4: PERFIL DEL TANQUE……………………………………………………………………………………………….90
III
ÍNDICE DE FIGURAS
Ilustración 1: Esquema de formación de petróleo y gas natural ............................................................................ 4
Ilustración 2: Producción de gas natural por región (bcm). .................................................................................. 9
Ilustración 3: Consumo de gas natural en tep per cápita. .................................................................................... 10
Ilustración 4: Transporte de GN. .......................................................................................................................... 11
Ilustración 5: Producción de energía primaria en Canadá durante el año 2014 ................................................. 12
Ilustración 6: Consumo de energía primaria por tecnologías. ............................................................................. 13
Ilustración 7: Localización prevista de la planta ................................................................................................. 16
Ilustración 8: Terminal marina ............................................................................................................................. 19
Ilustración 9: Soldadura a tope de las virolas del tanque .................................................................................... 28
Ilustración 10: Soldadura horizontal entre virolas ............................................................................................... 28
Ilustración 11: Soldadura con solape en placas de fondo .................................................................................... 30
Ilustración 12: Soldadura a tope con tira de respaldo en placas de fondo .......................................................... 31
Ilustración 13: Esquema del techo del tanque ...................................................................................................... 32
Ilustración 14: Unión de las placas del techo ....................................................................................................... 33
Ilustración 15: Diagrama de fuerzas debido a la nieve sobre el techo del tanque ............................................... 35
Ilustración 16: Pantalla flotante DeckMaster GRP .............................................................................................. 38
Ilustración 17: Anillo de esquina .......................................................................................................................... 39
Ilustración 18: Momentos de fuerzas generados sobre la junta de fondo con el cuerpo ...................................... 44
Ilustración 19: Anclaje del tanque ........................................................................................................................ 45
Ilustración 20: Diseño de aperturas y placas de refuerzo aceptadas por la norma en el cuerpo del tanque ....... 47
Ilustración 21: Drenaje con sumidero .................................................................................................................. 50
Ilustración 22: Detalles para las juntas del sumidero con el fondo del tanque .................................................... 51
Ilustración 23: Detalles para las juntas del sumidero con el fondo del tanque. (Continuación) .......................... 51
Ilustración 24: Partes de una escalera ................................................................................................................. 57
Ilustración 25: Medidor de nivel modelo Rosemount 5900S ................................................................................ 59
Ilustración 26: Modelo de registro de la señal microondas emitida y recibida ................................................... 60
Ilustración 27: Medidor de temperatura modelo Rosemount 2240S .................................................................... 60
Ilustración 28: Protección catódica con ánodos de sacrificio .............................................................................. 63
Ilustración 29: Protección catódica con corriente impresa.................................................................................. 64

IV
Ilustración 30: Depreciación de la instalación de tanques y equipos auxiliares .................................................. 73
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1: Aplicaciones del gas natural por sectores ................................................................................................ 7
Tabla 2: Cronograma del proyecto ....................................................................................................................... 17
Tabla 3: Orientación sobre dimensiones del tanque, número de virolas y espesores de las mismas ................... 23
Tabla 4: Dimensiones del tanque .......................................................................................................................... 24
Tabla 5: Tensiones permitidas para acero ASTM-283 grade C. .......................................................................... 25
Tabla 6: Espesores mínimos de virolas. ................................................................................................................ 26
Tabla 7: Espesor de cada una de las virolas del cuerpo del tanque ..................................................................... 27
Tabla 8: Cálculo del peso muerto del cuerpo del tanque ..................................................................................... 29
Tabla 9: Cálculo del peso del fondo ..................................................................................................................... 31
Tabla 10: Espesores de la tira de respaldo........................................................................................................... 32
Tabla 11: Dimensiones del techo .......................................................................................................................... 33
Tabla 12: Peso muerto del techo del tanque en primera aproximación ............................................................... 34
Tabla 13: Valores de T y U iniciales..................................................................................................................... 36
Tabla 14: Peso muerto del techo corregido .......................................................................................................... 36
Tabla 15: Cálculo del peso del techo en primera aproximación .......................................................................... 37
Tabla 16: Peso del techo del tanque corregido .................................................................................................... 37
Tabla 17: Tamaño mínimo de angulares de cabeza. ............................................................................................. 40
Tabla 18: Valores de la presión de diseño del viento en kPa ............................................................................... 41
Tabla 19: Distancias mínimas de la boca de hombre a las juntas soldadas en mm. ............................................ 48
Tabla 20: Espesor mínimo de placa de refuerzo para boca de hombre. ............................................................... 48
Tabla 21: Dimensiones del sumidero. ................................................................................................................... 50
Tabla 22: Resumen de la primera situación de llenado ........................................................................................ 52
Tabla 23: Resumen de la segunda situación de llenado ....................................................................................... 53
Tabla 24: Capacidades transportadas de cada uno de los trenes programados por semana .............................. 54
Tabla 25: Resumen de la primera situación de vaciado ....................................................................................... 55
Tabla 26: Dimensiones relevantes de la escalera ................................................................................................. 58
Tabla 27: Ventajas y desventajas de los dos sistemas de protección catódica ..................................................... 65
Tabla 28: Características del ánodo A76X1524 ................................................................................................... 66

V
Tabla 29: Estimación de la inversión común de la planta relativa a tanques ...................................................... 70
Tabla 30: Inversión inicial total para los tanques. ............................................................................................... 71
Tabla 31: Ingresos anuales derivados de los tanques .......................................................................................... 72
Tabla 32: Gastos anuales derivados de los tanques ............................................................................................. 73
Tabla 33: Resumen de los flujos de caja expresados en USD .............................................................................. 75
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación 1: Volumen de un cilindro ..................................................................................................................... 23
Ecuación 2: Cálculo del número de paneles por nivel.......................................................................................... 25
Ecuación 3: Espesor mínimo por condiciones de diseño ...................................................................................... 26
Ecuación 4: Espesor mínimo para prueba hidrostática........................................................................................ 26
Ecuación 5: Cálculo del peso del cuerpo.............................................................................................................. 29
Ecuación 6: Cálculo del peso del fondo................................................................................................................ 31
Ecuación 7: Altura del techo cónico ..................................................................................................................... 33
Ecuación 8: Longitud de la generatriz del techo cónico ....................................................................................... 33
Ecuación 9: Área lateral del cono ........................................................................................................................ 33
Ecuación 10: Cálculo del espesor mínimo de las placas de techo fijo ................................................................. 34
Ecuación 11: Cálculo del peso del techo .............................................................................................................. 36
Ecuación 12: Altura máxima del tanque sin requerir refuerzos ........................................................................... 41
Ecuación 13: Primera condición para no requerir anclaje .................................................................................. 42
Ecuación 14: Segunda condición para no requerir de anclaje ............................................................................. 42
Ecuación 15: Relación de caudal y velocidad de un fluido en una tubería .......................................................... 52
Ecuación 16: Cálculo del espesor de los tubos ..................................................................................................... 53
Ecuación 17: Número de Reynolds ....................................................................................................................... 55
Ecuación 18: Fórmula de Colebrook .................................................................................................................... 56
Ecuación 19: Fórmula de Darcy-Weisbach .......................................................................................................... 56
Ecuación 20: Fórmula de Callendar-Van Dusen.................................................................................................. 61
Ecuación 21: Cálculo de la corriente requerida ................................................................................................... 65
Ecuación 22: Cálculo del número de ánodos necesarios ..................................................................................... 66
VI
Resumen
La mayor parte de la producción de gas natural contiene, en diferentes grados, pequeñas
moléculas de hidrocarburos además del metano. Aunque a presiones subterráneas existen en
estado gaseoso, estas moléculas se condensan a presión atmosférica. Este condensado requiere,
para su refinamiento, procesos más sencillos que los necesarios para el crudo. Entre sus
aplicaciones finales se encuentran la producción de gasolina, diésel y combustibles de aviación
como keroseno.
El objetivo de este proyecto consiste en realizar el diseño de los tanques de almacenamiento de

condensado similares a los que tiene previsto fabricar la planta de licuefacción Canada LNG
siguiendo la norma API 650. Se diseña la estructura del fondo, cuerpo y techo así como los
accesorios, equipos de medida y las medidas de protección para evitar corrosión. Inicialmente
se realiza un breve estudio acerca de la evolución de la tecnología y en lo que se refiere a la
demanda y producción. Se completa con un estudio económico que tiene en cuenta la inversión
inicial para la construcción de estos tanques, gastos anuales e ingresos derivados de la venta del
condesado.
Abstract
Gas natural production may contain, to varying concentrations, small hydrocarbon molecules
in addition to methane. Despite existing in a gaseous state at underground pressures, these
molecules will become liquid at atmospheric pressure. This condensate needs to undergo fewer
refining processes, in comparison to normal crude oil. Among its applications are the
production of petrol, diesel or aviation fuels such as kerosene.
The aim of this project is to design two condensate storage tanks similar to those planned by
LNG Canada liquefaction plant, according to the API 650 standard. The structure of the bottom,
shell and roof are described, as well as appurtenances and corrosion prevention measures
adopted. In a previous step, a brief review about the demand and production of this technology
has been developed. The project is completed with an economic study on the tanks’ construction
costs, annual outlay and income derived from the condensate sale.
VII
DE LA ENERGÍA
DEPARTAMENTO DE

CANADA LNG
DOCUMENTO Nº1: MEMORIA

Diseño de tanques de condensado de 10 000 m3 de la planta CANADA LNG 3
1 Objetivo y alcance del proyecto

Este proyecto consiste en el diseño, conforme a norma API 650, de un tanque de condensado
de 10 000 m3 de techo fijo cónico, con pantalla flotante, similar a los dos que tiene previsto
construir la planta de licuación Canada LNG.
En primer lugar, se pretende analizar el desarrollo de la tecnología de gas natural, su conversión

a gas natural licuado (LNG corresponden a las siglas en inglés), las ventajas que presenta frente
a otras tecnologías, así como el papel que desempeña en el mercado actual.
A continuación, se realiza un estudio del proyecto de la planta de licuefacción Canada LNG,

analizando las dos fases en que se divide la construcción y prestando especial atención a los
tanques de condensado, objeto de este trabajo.
En cuanto a los tanques de condensado, se detalla el diseño del cuerpo, el fondo y el techo, así
como el dimensionamiento de los venteos, tuberías de entrada y salida de producto y otros
elementos de interés.
Además, se tratará de elaborar un estudio sobre la viabilidad económica de la construcción de

estos tanques, albergados dentro de la planta Canada LNG. Se han tenido en cuenta las
dificultades que se plantean al hacer el estudio relativo sólo de una parte de la planta y no de
ésta en su conjunto, además de las estimaciones y aproximaciones adoptadas para suplir la
ausencia de datos disponibles.
Ana Luna Hierro.

2 Antecedentes y justificación 4
2 Antecedentes y justificación
2.1 CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL
El gas natural (GN) es un combustible fósil que se genera a partir de la materia orgánica
depositada en las cuencas sedimentarias. Esta materia orgánica procede de organismos marinos
y/o terrestres que han quedado depositados en el terreno, fondo de los lagos, etc. Sobre ellos,
se asienta una capa de arcilla y limos que crean un ambiente carente de oxígeno. Esto propicia
una lenta descomposición de estos restos orgánicos que dará lugar, en muchos casos, a una
mezcla de petróleos, asfaltos, betunes y gas natural.
El gas natural es una mezcla de gases, principalmente metano (en una proporción superior al
70 % en volumen) acompañado de otros hidrocarburos saturados como etano, propano, butano
y pentano. En algunos casos pueden existir otros gases como dióxido de carbono, nitrógeno,
ácido sulfhídrico, oxígeno o hidrógeno. La composición varía según el origen del GN.
Tras su formación, el gas natural, al tener una densidad menor que el petróleo, queda atrapado
encima de éste. Por debajo quedan rocas impregnadas con agua salada, betunes o asfaltos. Esta
distribución queda reflejada en la Ilustración 1.
Ilustración 1: Esquema de formación de petróleo y gas natural
El gas natural puede encontrarse en los yacimientos en diferentes estados: libre o asociado. En
estado libre el gas natural se extrae de manera independiente a otros compuestos. Cuando está
asociado se extrae junto con otros componentes del yacimiento y se denomina gas natural
www.minasyenergia.upm.es Universidad Politécnica de Madrid.

húmedo. Para su extracción, generalmente se emplean pozos de perforación, reforzados con

una carcasa de hormigón y metal, que permiten alcanzar las bolsas de GN. Dichas perforaciones
pueden realizarse en tierra o mar. Lo más habitual es que el gas natural se encuentre bajo presión
y salga del pozo sin intervención externa.
Una vez extraído, es necesario procesarlo. El gas natural húmedo contiene grandes cantidades
de hidrocarburos más pesados que el metano y es necesario separarlos. Los principales
productos derivados son el etano, propano, butano y pentano, que forman parte de la familia de
los hidrocarburos saturados o parafinas. Estos gases tienen gran utilidad en la industria; por
ejemplo, el etano se emplea para la producción de etileno, que es el producto petroquímico más
importante en la actualidad.
En cuanto a sus propiedades, cabe destacar que el GN es incoloro e inodoro. El hecho de que
generalmente se le asocie un olor peculiar, se debe, únicamente, a que se le añade un producto
odorizante, generalmente THT (tetrahidrotiofeno), para poder detectar posibles fugas lo antes
posible. La importancia de detectar fugas de forma rápida reside en su carácter inflamable, que,
en caso de encontrarse en una proporción determinada, en presencia de aire y ante una fuente
de calor, puede dar lugar a explosiones. Estas tres condiciones forman el triángulo de fuego.
El límite inferior de inflamabilidad (L.I.I.) es aquel hasta el cual la mezcla es pobre en

combustible. Al gas natural le corresponde un valor ligeramente inferior al 5 %. Superado el
límite superior de inflamabilidad (L.S.I.) (aproximadamente un 15 % para el gas natural) la
mezcla pasa a tener un exceso de combustible. Entre ambos límites, se encuentra toda la mezcla
que inflamará cuando, además, coincida con la energía de activación apropiada.
2.2 EVOLUCION DE LA TECNOLOGÍA

El gas natural ha estado presente en la vida del ser humano desde hace miles de años. Su
descubrimiento data desde la antigüedad en el Medio Oriente, cuando algunas civilizaciones
descubrieron fugas de GN que provenían del interior de la tierra y que ardían al contacto con
alguna chispa. La primera extracción que se conoce se realizó en China entorno al año 210 a.C.
En Europa, el GN se descubrió en Gran Bretaña en 1659, pero su comercialización no se inició
hasta 1790. En Norteamérica llegó de la mano de William Hart quien realizó el primer pozo de
GN del país.
Ana Luna Hierro.

Durante el siglo XIX el GN se empleaba de forma local, en las mismas zonas donde se
encontraba el yacimiento, siendo su principal aplicación como fuente de luz. No fue hasta el
siglo XX, cuando las mejoras en tecnologías permitieron su transporte a largas distancias, con
la invención de las juntas anti fugas. Posteriormente, se desarrollaría el proceso de licuefacción,
dando lugar al Gas Natural Licuado (GNL).
Sin embargo, debido a la gran dependencia del petróleo a principios del siglo pasado, no fue
hasta la crisis de este combustible durante los años 70, cuando el GN adquirió la importancia
que tiene actualmente, convirtiéndose en una de las fuentes de energía más importantes del
mundo.
2.3 USOS DEL GAS NATURAL

Las numerosas aplicaciones del gas natural en la industria, comercio, generación eléctrica,
sector residencial y transporte de pasajeros, vienen recogidas en la Tabla 1.

Tabla 1: Aplicaciones del gas natural por sectores
SECTOR APLICACIONES Y PROCESOS
Generación de vapor
Industria de alimentación
Secado
Cocción de productos cerámicos
Fundición de metales
Industrial Tratamientos térmicos
Temple y recocido de materiales
Generación eléctrica
Producción de petroquímicos
Sistema de calefacción
Industria de cemento
Calefacción central
Aire acondicionado
Comercio y servicios
Cocción/preparación de alimentos
Agua caliente
Cogeneración eléctrica
Energía
Centrales térmicas
Cocina
Calefacción
Residencial
Agua caliente
Aire acondicionado
Taxis
Transporte de pasajeros
Autobuses
Ana Luna Hierro.

2.4 MODOS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL

Para llegar a todas las zonas de consumo, el gas natural necesita ser transportado. De los pozos
de extracción hasta las plantas de procesamiento, el transporte se puede realizar por mar o por
tierra, dependiendo de dónde se localice el yacimiento. Para el transporte terrestre se emplean
canalizaciones llamadas gasoductos, mientras que para el transporte por vía marítima se
emplean buques denominados metaneros.
Realizando una comparación entre los dos modos de transporte, el transporte por metaneros
presenta ventajas en cuanto a flexibilidad de rutas, y permite evitar el paso por zonas que puedan
presentar conflictos geopolíticos. Sin embargo, para distancias que no superan los 4 000 km,
suele elegirse el transporte por gasoductos por resultar más rentable económicamente. Aunque
esta distancia puede variar si a lo largo del trazado se atraviesan cruces de mares o se presenta
alguna otra dificultad técnica.
Desde las plantas de procesamiento hasta las plantas de abastecimiento y a su vez, hasta los
consumidores, el transporte se realiza generalmente a través de gasoductos. En ellos la presión
de las redes de transporte suele ser de 72 bar, y de 16 bar en las redes de distribución.
2.5 GAS NATURAL LICUADO

Las razones por las que se realiza la licuación del GN residen en su método de almacenamiento
y transporte hasta aquellos puntos donde no existe una red de gasoductos. El gas natural se licúa
a temperaturas próximas a -161 ºC y su volumen se reduce en, aproximadamente, 600 veces.
De esta forma, 1 m3 de GNL (a 1 atm y -161 ºC) ocupa 580 m3 en condiciones normales (25 ºC
y 1 atm). En forma líquida, el gas natural puede ser almacenado y transportado con seguridad
a mercados globales. Esta gran reducción de volumen, facilita y rentabiliza económicamente su
almacenamiento y transporte.
A diferencia del gas natural, que no requiere de transformación para su transporte, el GNL
necesita una infraestructura más compleja que incluye: producción y conducción del GN a la
planta de tratamiento, planta de tratamiento y proceso de licuefacción, transporte en barcos
metaneros, terminal de recepción, almacenamiento y regasificación.
Las plantas de almacenamiento de gas natural licuado surgieron como respuesta a la necesidad
de garantizar el abastecimiento de redes de gas natural. En el mundo existen 77 plantas que

aseguran el abastecimiento durante los períodos de máxima demanda y se conocen como

plantas de Peak Shaving.
2.6 BALANCE DE GAS NATURAL EN 2015

A falta de los datos de balance del año 2016, se tomarán los correspondientes al año anterior,
2015. El consumo de gas natural global creció en un 1,7 % durante 2015, que representa una
subida significativa en comparación con la débil crecida experimentada en 2014 (+0,6 %) pero
que aun así se sitúa por debajo de la tasa de crecimiento media de los últimos 10 años, que se
sitúa en 2,3 %. La producción de gas natural global creció en un 2,2 % durante ese año, lo hizo,
por tanto, más rápido que el consumo aunque también estuvo por debajo de la media de los 10
años anteriores que era de 2,4 %. En la Ilustración 2 se puede comprobar dicho crecimiento
diferenciado por zonas geográficas. Se observa que América del Norte fue la región que
experimentó el mayor crecimiento en producción en 2015 (+5,4 %). [1]
Figura tomada de BPa

Ilustración 2: Producción de gas natural por región (bcmb).
aBP Statistical Review of World Energy.
b Bcm. Billion cubic meter. 1 bcm=109 m3 (n)
Ana Luna Hierro.

En cuanto a consumo, Oriente Medio marcó el mayor crecimiento regional, haciéndolo a un

ritmo de 6,2 %, mientras que el consumo en Europa y Asia cayó en un 0,3 %. Algunos países
emergentes como Irán (+6,2 %) y China (+4,7 %) marcaron los mayores crecimientos, a pesar
de la ralentización de China, que venía creciendo a un ritmo medio de 15,1 % durante los
últimos 10 años. Por el contrario, Rusia registró la mayor caída en consumo (-5 %). En términos
generales, el gas natural representó el 23,8 % de consumo de energía primaria. En la Ilustración
3 se observa cómo fue el consumo de gas natural per cápita a nivel mundial, donde destacan las
zonas de América del Norte, Asia y Oriente Medio con consumos superiores a 2 tepc per cápita.
Figura tomada de BP
Ilustración 3: Consumo de gas natural en tep per cápita.
En lo que refiere al transporte de gas natural, el realizado por gasoducto creció en un 4 %,

y el transporte de GNL mediante metaneros lo hizo en un 1,8 %. En la Ilustración 4, se
pueden observar los principales flujos de GN y GNL alrededor del mundo.
ctep. Tonelada equivalente de petróleo (toe en inglés). 1 tep=41,68·109 J

Figura tomada de BP
Ilustración 4: Transporte de GN.
2.6.1 SITUACIÓN EN CANADÁ

Canadá es una de las economías más sólidas y estables del mundo. Según su Producto Interior
Bruto se sitúa en noveno lugar en la lista de las economías más grandes. El PIB per cápita de
Canadá en 2016, se calculó en 50 108 USDd.
Canadá exhibe un modelo productivo orientado al mercado, como su vecino del sur, pero con
un vigoroso sector primario. De hecho, gran parte de las exportaciones de Canadá, se derivan
de sus abundantes recursos naturales: minerales (hierro, níquel, zinc, cobre, oro, plomo),
energéticos (petróleo, gas natural y energía hidroeléctrica), forestales (madera) y la pesca.
Las industrias energética y mineral se concentran en el oeste del país, destacando la provincia
de Alberta por su industria petrolera. Canadá es el quinto país productor del mundo y el octavo
consumidor de energía. Cabe destacar que este país, posee en torno al 1 % de las reservas
mundiales de carbón y es el tercer mayor productor de gas natural a nivel mundial, con una
dFUENTE: Trading Economics. USD corresponde a dólares estadounidenses. 1 € = 1,12075 USD
Ana Luna Hierro.

producción de 188 bcm, situándose por delante de Irán con 111,9 bcm, y detrás de Rusia y
Estados Unidos, que producen 607,4 bcm y 546 bcm respectivamente.
En Canadá existen diversas y fiables fuentes de energía, tanto renovables como no renovables.
En la Ilustración 5, se observa la distribución, por producción primaria, de las diferentes fuentes
de energía presentes en Canadá. Destacan el petróleo y el gas natural, aunque también tienen
gran relevancia la hidráulica, nuclear y renovables.
Figura tomada de NRCAN

Ilustración 5: Producción de energía primaria en Canadá durante el año 2014
De hecho, Canadá tendrá un papel decisivo en el mundo en cuanto a la transición del futuro
bajo en carbón, especialmente ahora que entra el GNL en su mercado. Actualmente, 26
proyectos relativos a GNL han sido propuestos a lo largo y ancho del país: 20 en la Columbia
Británica, 2 en Quebec, 1 en New Brunswick y 3 en Nueva Escocia.
Canadá se está convirtiendo en un importante productor de shale y tight gas, tras haber
experimentado con perforaciones horizontales y fractura hidráulica. Canadá, que tiene una
fuerte y probada reputación como proveedor de energía, tecnología y servicios, guarda grandes
relaciones y forma un buen equipo con China como líder emergente en tecnología, tanto para
energía tradicional como energía limpia. [2]

2.7 PREVISIONES DE FUTURO

Las previsiones para el crecimiento de la economía mundial son que ésta se duplique durante
los próximos 20 años, debido, principalmente, a las economías de países emergentes con ratios
de crecimiento medios de 3,4 % cada año. El crecimiento en la economía requerirá de mayor
cantidad de energía, pero se espera que el consumo crezca más despacio que en el pasado, en
torno a 1,3 % en el período de 2015-2035 comparado con el 2,2 % que se llevó a cabo durante
los años 1995 y 2015. En la Ilustración 6 se puede observar cómo ha ido variando el consumo
de energía primaria y sus previsiones según las distintas formas de producción, debido
principalmente, a los avances en tecnología y a la conciencia medioambiental.
Figura tomada de BP
Ilustración 6: Consumo de energía primaria por tecnologías.
Así, la demanda desacelerará su crecimiento, ya que se espera que la intensidad energética

experimente un descenso. Se pueden comparar las previsiones de duplicar el producto interior
bruto de la economía global, con el crecimiento en un 30 % de la demanda energética.
En cuanto al aumento de la población durante los próximos 20 años, se prevé que la población
mundial crezca en torno a 1 500 millones de personas hasta alcanzar aproximadamente los
8 800 millones.
Ana Luna Hierro.

En lo que refiere al mix energético, se espera reducir las emisiones de CO2, debido al aumento
de la producción derivada de renovables, nuclear y energía hidráulica. A pesar de esto, el
petróleo, carbón y gas seguirán dominando las fuentes de energía, abarcando más del 75 % de
los suministros de energía en 2035.
En concreto, el consumo de GNL está creciendo a un ritmo 7 veces mayor que el gas procedente
de gasoducto, hasta el punto de que, para 2035, se estima que ocupará aproximadamente el
50 % del mercado de gas global, partiendo del 32 % en el que se encuentra hoy en día. El
crecimiento del mercado de GNL se debe a que, a diferencia del transporte por gasoducto, los
metaneros de GNL tienen la ventaja de poder cambiar sus rutas hacia otras partes del mundo
según dictaminen la oferta y la demanda. Como resultado, se prevé que los mercados de gas
lleguen a estar altamente integrados en el mercado global.
En cuanto al mercado mundial de GNL cabe destacar que las reservas australianas de este
producto son consumidas principalmente en Asia, mientras que las exportaciones de GNL
procedentes de Estados Unidos están más diversificadas entre los mercados de Europa, Asia,
América Central y América del Sur. Las previsiones afirman que Asia se mantendrá como el
principal destino de GNL: China, India y otros países asiáticos, incrementarán su demanda de
gas natural licuado, provocando que el crecimiento en la demanda de gas supere a la del carbón
y petróleo en dichos países.

3 Introducción al proyecto CANADA LNG

3.1 DESCRIPCIÓN
El objetivo principal del proyecto Canada LNG consiste en transformar el gas natural en gas
natural licuado y desarrollar la industria de exportaciones de la Columbia Británica. La
instalación permitirá conectar las abundantes reservas de gas natural de la Cuenca Sedimentaria
del Oeste de Canadá (WCSB son las siglas en inglés) con la creciente demanda alrededor del
mundo de GNL, incluyendo la región de Asia-Pacífico. Los datos generales del proyecto de la
planta se han obtenido del documento LNG Canada Export Terminal-Project Overview. [3]
3.2 ELECCIÓN DEL EMPLAZAMIENTO

La provincia de Columbia Británica (a partir de ahora, BC) es la segunda en producción de gas
natural de Canadá. Durante más de 50 años, el gas ha sido producido tanto para consumo
doméstico como para exportación. Descubrimientos recientes de gas natural en el noreste de la
provincia, han demostrado que las reservas de este combustible son mayores de las previamente
estimadas. De hecho, esta provincia cuenta con reservas de gas natural que exceden el consumo
doméstico.
La identificación de estas reservas fue clave para situar este proyecto en la provincia de BC,
más concretamente en la zona industrial de la localidad de Kitimat, al noroeste de BC, señalado
en la Ilustración 7, ocupando un área de aproximadamente 430 hae. La localización se
representa con más detalle en el Plano 1 del Anexo B.
eMedida de superficie. Hectárea. 1 ha= 0,01 km2.
Ana Luna Hierro.

Ilustración 7: Localización prevista de la planta
En concreto, la localización del proyecto dista 650 km al noroeste de Vancouver, 390 km al

oeste de la localidad de Prince George, 115 km al este de Prince Rupert y 60 km al sur de
Terrace.
La terminal marina de la instalación se localiza en el puerto privado de Kitimat. Su construcción

implica la modificación del embarcadero actual para permitir el atraque simultáneo de dos
metaneros en la fase de máxima actividad del proyecto. Un sistema de carga y circulación de
GNL conectará la zona de procesado del gas natural licuado con la terminal marina.
En cuanto a la elección del emplazamiento para esta planta se estudiaron más de 500 posibles
lugares en BC, desde el norte hasta el sur de la provincia. Uno de los hechos claves para la
elección de realizarlo en Kitimat, fue que se trata de un terreno llano cercano a la costa, lo que
permitía una reducción considerable en la cantidad de tuberías necesarias para conectar las
reservas de gas con las instalaciones de exportación. Además, es una zona próxima a un puerto
profundo, en torno a 300 m o 400 m, libre de hielo, lo que facilita el acceso de los metaneros y
se considera una zona industrializada, que ya cuenta con infraestructuras de carreteras,
ferrocarril y líneas eléctricas. Otro factor de gran importancia, es que cuenta con una fuente
natural de agua, el canal de Douglas. Y por último, se trata de una zona que cuenta con buenas
relaciones con el gobierno local, comunidad y las naciones originarias de Canadá.
3.3 FASES Y TIEMPO DE CONSTRUCCION

El diseño del proyecto se inició en 2011 y entre 2013 y 2014 se adquirió el terreno requerido.
Las actividades que requiere el proyecto para su construcción y duración vienen recogidas en
la Tabla 2. El proyecto se planteó para una vida útil de 25 años y su construcción completa se
divide en dos fases. El diseño completo del proyecto consta de 4 unidades de procesado o trenes,
dos por cada fase.
Tabla 2: Cronograma del proyecto
ACTIVIDADES DEL PROYECTO DURACIÓN APROXIMADA
Preparación del terreno 1-2 años
Construcción en tierra 4 años
Dragado y eliminación de residuos 3 años
Construcción marina 3 años
Puesta en marcha fase 1 1 año
Operación de fase 1 Mínimo 25 años
Construcción y puesta en marcha de fase 2 Según el impulso del mercado
FUENTE: LNG Canada Export Terminal-Project Overview
3.4 EMPRESAS INVOLUCRADAS

El proyecto de GNL Canadá es una operación conjunta, acordada entre cuatro grandes
compañías energéticas con importante experiencia en gas natural licuado. Estas empresas son
Shell, Phoenix (filial de PetroChina), KOGAS Canadá LNG Ltd. y Diamond LNG Canadá Ltd.
(filial de Mitsubishi Coporation). Cada uno de los participantes en este proyecto son líderes en
la industria global del GNL.
Shell ha sido líder global en la licuefacción de gas natural desde 1964 con 10 proyectos en
operación y 2 en construcción.
PetroChina es el mayor suministrador de petróleo y gas en China así como uno de los mayores
proveedores de servicios de petróleo y contratista en construcciones de ingeniería.
KOGAS es principal proveedor de GNL en Corea del Sur desde 1983. Es uno de los mayores
importadores de GNL, y actualmente opera 3 terminales y una red nacional de gasoductos.
Mitsubishi es una empresa integrada global, que desarrolla y opera en industria financiera,
metal, maquinaria, energía, alimentación y medioambiental. Mitsubishi maneja el 40 % de las
Ana Luna Hierro.

importaciones de gas natural licuado de Japón y ha elaborado un plan de inversión en
exportaciones para Australia, Indonesia, Malasia, Brunei, Omán, Rusia y América del Norte.
En conjunto, han propuesto el diseño, construcción y operación de la terminal exportadora de

gas natural licuado en Kitimat.
3.5 PARTES DE LA INSTALACION

Una vez completada la construcción de la planta en sus dos fases, ésta incluirá los siguientes
elementos.
Para la instalación de GNL:
 Estación de admisión de gas natural e instalación de producción de GNL que, una

vez completada su construcción, producirá aproximadamente 26 MPTAfde GNL.
 Trenes de licuación del gas natural, incluyendo las instalaciones necesarias para el
tratamiento.
 Tanques de almacenamiento de GNL.
 Sistema de carga y circulación de GNL conectando la zona de procesado y
almacenamiento con la terminal marina.
 Terminal marina con capacidad para albergar dos barcos de GNL simultáneamente
de hasta 345 m de largo que tendrán capacidades de entre 140 000 m3 y 265 000 m3.
 Sistemas necesarios para suministro de agua para refrigeración, tratamiento y
devolución y suministro eléctrico.
 Tanques de almacenamiento para componentes refrigerantes (etano, propano).
 Centro de procesado, almacenamiento y líneas de carga y de condensado.
 Edificios auxiliares como oficinas, talleres y almacenes.
 Carreteras requeridas para la fase de construcción y mantenimiento
Para actividades relativas al transporte marítimo
 Metaneros y remolcadores que sirven de apoyo en el atraque.
En el Plano 2 del Anexo B, se identifican en color amarillo los elementos pertenecientes a la

primera fase de construcción, y en color naranja los que se construirán en la segunda fase para
fMillion tonnes per annum. 1 MTPA = 106 t/año

completar la instalación. Se pueden observar los dos tanques cilíndrico-verticales de

almacenamiento de GNL, uno por cada fase, situados en la parte inferior izquierda de la planta.
A la derecha de estos tanques, se encuentran las antorchas que queman el gas y por detrás de
éstas, se sitúan los trenes de licuación con sus correspondientes torres de refrigeración. A la
derecha se sitúan los generadores diésel de emergencia y las zonas de tratamiento de agua
residual. En la esquina superior derecha, se encuentran los edificios auxiliares, centro de
control, taller, almacenes de elementos químicos y residuos, edificio de administración, parking
para empleados y una subestación que provee de electricidad a la planta. En la esquina superior
izquierda se sitúan los 2 tanques de condensado, cerca de los cuales se extiende la vía de
ferrocarril que transportará dicho producto para su comercialización.
La terminal marina aparece representada en la Ilustración 8 y se pueden contemplar las dos

zonas de atraque que permiten albergar dos metaneros simultáneamente.
Figura tomada de LNG CANADA

Ilustración 8: Terminal marina
3.5.1 UNIDAD DE CONDENSADO

El condensado de gas natural es una mezcla de hidrocarburos líquidos de alta gravedad API y
baja densidad que están presentes, por lo general, en fase gaseosa en el gas natural crudo de
algunos yacimientos. Estos hidrocarburos se condensan y pasan a estado líquido cuando el gas
natural crudo se enfría y alcanza temperaturas que se sitúan por debajo del punto del rocío de
cada hidrocarburo a una presión dada.
La unidad de condensado de la planta de Canada LNG estabiliza el condensado, formado

principalmente por pentanos y hexanos generados en la unidad de licuación.
Ana Luna Hierro.

La unidad de estabilización del condensado recibe líquidos, a bajas temperaturas y altas
presiones, desde la unidad de licuación. Los líquidos son estabilizados y separados en una
columna de fraccionamiento. El producto que queda al fondo de la columna se enfría en un
intercambiador de calor y se lleva a los tanques de almacenamiento de condensado mediante
un gradiente de presiones.
Estos productos condensados se almacenan en dos tanques, de techo cónico fijo con pantalla
flotante, que se localizan en la esquina noroeste de la instalación de procesado y
almacenamiento. Cada tanque tiene una capacidad de 10 000 m3.
4 Normativa
Antes de realizar cualquier diseño, es necesario establecer cuál es el código de aplicación para
dicho diseño. A continuación se describen los códigos que aplican para el diseño de tanques de
almacenamiento en superficie.
4.1 API 650

Esta norma, elaborada por el Instituto Americano del Petróleo, establece los requerimientos
mínimos de diseño y fabricación para cilindros superficiales verticales de techo abierto o
cerrado. Solo aplica a tanques cuyo fondo es firmemente soportado y tanques no refrigerados,
cuya temperatura máxima de diseño es de 93 ºC.
Dentro del alcance de este código están incluidos aquellos tanques en que se puede almacenar
combustibles líquidos y están diseñados para soportar una presión de operación atmosférica
menor a 18 kPa o presiones internas que no excedan el peso del techo por unidad de área con
temperaturas no mayores a 93 ºC. Este estándar cubre el diseño y cálculo de los elementos
constitutivos del tanque. [4]
Esta es la norma que se ha seguido para realizar el diseño de los tanques objeto de este proyecto.
4.2 UNE-EN-14015
Del mismo modo, la norma europea EN 14015, aprobada en noviembre de 2004, [5] especifica
los requisitos de materiales, diseño, fabricación, montaje, ensayo e inspección de tanques de
acero soldado construido en sus emplazamientos, vertical, cilíndrico, de fondo plano, no
enterrado, destinado para el almacenamiento de líquidos a temperatura ambiente y superior.
Ana Luna Hierro.

5 Diseño de tanques de condensado 22
5 Diseño de tanques de condensado

5.1 TIPOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Los tanques de almacenamiento se usan como depósitos para contener una reserva suficiente
de algún producto para su uso posterior y/o comercialización. Estos tanques pueden ser
horizontales o verticales de fondo plano. Los tanques horizontales generalmente se emplean
para almacenaje de volúmenes pequeños, mientras que los cilíndricos verticales de fondo plano
permiten almacenar grandes cantidades volumétricas con un coste bajo, con la única limitación
de que solo se pueden usar a presión atmosférica o presiones internas relativamente pequeñas.
Estos tanques cilíndrico-verticales pueden ser de techo fijo, de techo flotante o sin techo.
Los tanques de techo fijo se emplean para almacenar productos no volátiles como agua, diésel,
asfaltos… Sin embargo, se puede generar una cámara de aire cuando el tanque no está lleno
que facilita la evaporación del fluido y puede resultar peligroso en productos volátiles, como
alcohol o gasolinas, que lo hacen altamente peligroso. Por esta razón se emplean las pantallas
flotantes que se adaptan al nivel de líquido en el tanque, reduciendo el espacio libre entre el
espejo del líquido y el techo fijo, además de reducir transferencia de calor al producto cuando
la temperatura exterior es elevada, evitando así su evaporación y formación de gases. Los
tanques sin techo se emplean para almacenar productos para los que su evaporación no supone
un riesgo o que no importa que se evaporen a la atmósfera, como es el caso de aguas residuales.
5.2 DATOS INCIALES DE LOS TANQUES A DISEÑAR

Del proyecto Canada LNG se conoce que los tanques de condensado son cilíndricos verticales,
de capacidad aproximada de 10 000 m3, de techo fijo cónico y con pantalla flotante. La pantalla
flotante consiste en una membrana solidaria al espejo de producto que evita la formación del
espacio vapor, minimizando pérdidas por evaporación al exterior y reduciendo el riesgo de
formación de mezclas explosivas en las cercanías del tanque, que pudieran causar daños
ambientales. Entre la membrana y la envolvente del tanque, debe existir un sello.
El almacenamiento se produce a temperatura ambiente y presión atmosférica. El producto

almacenado es el resultante de mezcla de hidrocarburos, principalmente pentanos y hexanos
que contiene el gas natural antes de cualquier proceso de tratamiento.

Para el diseño del tanque, se toma un valor de diámetro de 30 m y sabiendo que la capacidad
de almacenamiento es próxima a los 10 000 m3, se despeja la altura h de la Ecuación 1. El valor
obtenido para la altura es de 14,15 m.
Ecuación 1: Volumen de un cilindro
𝑉 = 𝜋 · 𝑟2 · ℎ
La Tabla 3 sirve de orientación para conocer las dimensiones aproximadas del tanque, número
y espesor de las virolas, ya que todos estos factores dependen del tipo de acero empleado,
dimensiones y tipo de producto. Se busca el valor de altura más próximo al obtenido mediante
la Ecuación 1 y se obtiene un valor de altura del cilindro de 14,4 m a lo que corresponden 6
grupos de virolas de espesor entre 6 mm y 16 mm. Se toman estos valores como primera
aproximación antes de realizar el cálculo para hallar los espesores exactos en el apartado 5.4.
Teniendo en cuenta que la altura real del tanque es de 14,4 m, se obtiene que el volumen
nominal de los tanques es de 10 178,76 m3.
Tabla 3: Orientación sobre dimensiones del tanque, número de virolas y espesores de las mismas
La Tabla 4 recoge los valores que definen las dimensiones definitivas del tanque, sabiendo que
el grado máximo de llenado para un tanque de estas características es 95 % y el grado mínimo
de llenado es el 5 % de la capacidad total. Así el volumen útil se entiende como la cantidad de
líquido que puede extraerse del tanque.
Ana Luna Hierro.

𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 ú𝑡𝑖𝑙 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙 · (𝐺𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜 − 𝐺𝑟𝑎𝑑𝑜 𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑙𝑒𝑛𝑎𝑑𝑜)
Tabla 4: Dimensiones del tanque
Diámetro nominal (m) 30,0
Altura (m) 14,4
Volumen nominal (m3) 10 178,76
Grado máximo de llenado (%) 95
Grado mínimo de llenado (%) 5
Volumen útil (m3) 9 160,89
5.3 MATERIALES EMPLEADOS

Para los tanques de almacenamiento son dos los materiales que generalmente se emplean:
aceros al carbono y aceros inoxidables. La utilización del acero inoxidable presenta ventajas en
cuando a imprimación y, debido a sus características anti corrosivas, no es necesario considerar
un sobre-espesor. Por el contrario, requiere un mayor espesor de pared para soportar los mismos
esfuerzos que el acero al carbono. Además este último material es sensiblemente más barato.
En este diseño se va a emplear acero al carbono de tipo A-283 de Grado C. Este tipo de acero
permite fabricar placas de acero al carbono para espesores iguales o menores a 25 mm. Este
material es el más versátil, porque se puede emplear tanto para perfiles estructurales como para
la pared, techo, fondo y accesorios del tanque. Para conocer el valor de la tensión permisible
por el material tanto en diseño como en la prueba hidrostática se acude a la norma (Tabla 5).
Los valores correspondientes al material elegido son 20 000 psig y 22 500 psi, que equivalen a
137,89 MPa y 155,12 MPa respectivamente.
g Unidad de presión anglosajona cuyas siglas corresponden a Pounds-force per square inch (libras por pulgada cuadrada).
1 psi=0,00689476 MPa

Tabla 5: Tensiones permitidas para acero ASTM-283 grade C.
psi MPa
Minimum Yield
30 000 Límite elástico 206,84
Strength
Minimum Tensile
55 000 Coeficiente de rotura 379,21
Strength
Tensión de diseño por

Product Design Stress Sd 20 000 137,89
producto
Hydrostatics test stress Tensión de diseño por

22 500 155,12
St ensayo hidrostático
FUENTE: Standard API 650
5.4 DISEÑO DEL CUERPO

El cuerpo del tanque está constituido por 6 virolas, formadas por placas soldadas de 2,4 m de
altura, unas encima de otras, hasta lograr la altura completa del tanque de 14,4 m.
La longitud de cada placa está comprendida entre 6 m y 8 m. La prioridad es que las placas sean
lo más largas posibles con una longitud comercial, si fuera posible, para ahorrar costes. Para
obtener una aproximación del número de placas necesarias se realiza la operación de la
Ecuación 2.
Ecuación 2: Cálculo del número de paneles por nivel
𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜𝑠 2𝜋 · 15
𝑁º 𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎𝑠 · 8 = 2𝜋𝑟 → 𝑁º𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎𝑠 = ≈ 12 𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑛𝑖𝑣𝑒𝑙
𝑝𝑎𝑛𝑒𝑙 8
La dimensión de las placas es, por tanto, de 7,85 m x 2,4 m.
El número total de placas que constituyen el cuerpo del tanque es de:
𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎𝑠
12 · 6 𝑛𝑖𝑣𝑒𝑙𝑒𝑠 = 72 𝑝𝑙𝑎𝑐𝑎𝑠
𝑛𝑖𝑣𝑒𝑙
La Tabla 6 recoge los espesores mínimos de virolas según el diámetro nominal del tanque. Para
el caso de estudio, el espesor mínimo de virola es 6 mm.
Ana Luna Hierro.

Tabla 6: Espesores mínimos de virolas.
Diámetro nominal (m) Espesor mínimo (mm)
D<15 5
15≤D≤36 6
36<D<60 8
D≥60 10
5.4.1 CÁLCULO DEL ESPESOR DE LAS VIROLAS POR EL MÉTODO DE ONE-

FOOT
El cuerpo del tanque está constituido por virolas de 7,85 m de longitud y 2,4 m de altura. El
espesor de estas placas se calcula mediante el método de One-Foot según establece la norma
API y que a continuación se desarrolla. El espesor de las virolas depende de la altura a la que
se encuentren: siendo mayor el espesor para las placas más próximas al fondo, debido a que los
esfuerzos que deben soportar son mayores.
El método de One-Foot establece que el espesor mínimo requerido para las virolas será el mayor
valor de los obtenidos a través de la Ecuación 3 y la Ecuación 4, donde la primera ecuación se
corresponde con las condiciones de diseño y la segunda con las condiciones de prueba.
Ecuación 3: Espesor mínimo por condiciones de diseño
4,9 · 𝐷 · (𝐻 − 0,3) · 𝐺
𝑡𝑑 = + 𝐶𝐴
𝑆𝑑
Ecuación 4: Espesor mínimo para prueba hidrostática
4,9 · 𝐷 · (𝐻 − 0,3)
𝑡𝑡 =
𝑆𝑡
Siendo:
- D es el diámetro nominal del tanque en metros. Su valor es de 30 m.

- H es el nivel de diseño del líquido en metros. El llenado máximo permitido es del
95 % por lo que la capacidad de diseño máxima será de 9 669,82 m3 y la altura
máxima de diseño será de 13,68 m.
- G es la densidad relativa del líquido almacenado. Se tomará valor 1.

- CA es la permisibilidad de corrosión, en mm, especificada por el comprador. Se toma

1,5 mm.
- Sd tensión permisible de diseño. Su valor es 137,89 MPa.
- St tensión permisible para la prueba hidrostática. Su valor es 155,12 MPa.
En la Tabla 7 se recogen los valores obtenidos para los espesores correspondientes a cada grupo
de virolas según la altura (H) a la que se encuentran.
Tabla 7: Espesor de cada una de las virolas del cuerpo del tanque
Grupo de Altura H Max(td,tt) Espesor de

td (mm) tt (mm)
virolas (m) (mm) virola (mm)
1 2,40 3,54 1,99 3,54 6,00
2 4,80 6,10 4,26 6,10 6,10
3 7,20 8,66 6,54 8,66 8,66
4 9,60 11,21 8,81 11,21 11,21
5 12,00 13,77 11,09 13,77 13,77
6 13,68 15,56 12,68 15,56 15,56
Por este método de cálculo, cuyos resultados se recogen en la cuarta columna de la Tabla 7, la
virola de menor espesor, situada en la posición más próxima al techo, no cumple con el espesor
mínimo. Debe asignarse, en este caso, el mínimo espesor permitido según lo indicado en la
Tabla 6, que para un diámetro de 30 m corresponde un espesor de 6 mm.
El patrón que siguen las virolas se repite cada 3 placas para que las soldaduras queden
uniformemente repartidas alrededor del cuerpo y se eviten zonas que concentren esfuerzos. El
perfil del tanque diseñado se representa en el Plano 4 del Anexo B.
5.4.2 SOLDADURA VERTICAL ENTRE VIROLAS

Las soldaduras verticales que se realicen en el cuerpo serán soldaduras a tope. Con este tipo de
soldadura se consigue una penetración completa y una transición lo más perfecta posible entre
las partes soldadas. Las juntas verticales en los recorridos a través de las virolas adyacentes
están alineadas pero desfasadas una de otra, a una distancia mínima de 5·t donde t es el espesor
de la virola. Estudiándolo en el caso más desfavorable, aquellas placas que forman las virolas
de fondo y cuyo espesor es de 15,57 mm, el factor de 5·t equivale a 77,85 mm, que es
Ana Luna Hierro.

notablemente menor que la separación de las soldaduras verticales (2,8 m) según el patrón
empleado. Para la soldadura a tope vertical entre virolas se van a realizar juntas de soldadura
simple en forma de V según se muestra en la Ilustración 9.
Figura tomada de Standard API 650
Ilustración 9: Soldadura a tope de las virolas del tanque
5.4.3 SOLDADURA HORIZONTAL ENTRE VIROLAS

Las juntas horizontales han de tener, igualmente, completa penetración y fusión. Se realizarán
mediante soldadura a tope de bisel simple, según se indica en la Ilustración 10. En una soldadura
a tope de placas de distinta sección (como es el caso del tanque de estudio, en el que las virolas
de grupos de diferentes tienen distintos espesores), la placa de mayor sección se adelgazará en
la zona de contacto, con pendientes no mayores que el 25 %, para obtener una transición suave
de sección. La soldadura a tope no debe producir discontinuidad en la sección, y su sobreespesor
no será mayor que el 10 %del espesor de la placa más delgada.

Ilustración 10: Soldadura horizontal entre virolas

5.4.4 CÁLCULO DEL PESO DEL CUERPO DEL TANQUE

Una vez se ha diseñado el cuerpo del tanque, se procede a calcular su peso muerto a partir de
la expresión de la Ecuación 5.
Ecuación 5: Cálculo del peso del cuerpo
𝑒2 𝑒
𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑎𝑟𝑐𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑎𝑛𝑞𝑢𝑒 = 𝜌 · 𝜋 · 𝐻 · ∑ ( 6 + 2 · 𝑅 · )
10 1000
Donde:
kg
- 𝜌 es la densidad del acero. Se toma una densidad media del acero de 7 850 m3.
- H es la altura de cada virola en metros.
- e es el espesor de cada virola en mm.
El cálculo del peso del cuerpo viene resumido en la Tabla 8.
Tabla 8: Cálculo del peso muerto del cuerpo del tanque
Virolas H (m) Espesor (mm) Volumen (m3) Peso (kg)

1 2,40 6,00 1,36 10 653,77
2 2,40 6,10 1,38 10 826,54
3 2,40 8,66 1,96 15 369,59
4 2,40 11,21 2,54 19 912,65
5 2,40 13,77 3,12 24 455,70
6 2,40 15,56 3,52 27 635,84
PESO DEL
CUERPO (kg) 108 854,09
5.5 DISEÑO DEL FONDO

Los fondos de tanques de almacenamiento cilíndrico verticales se fabrican generalmente con
placas de acero. En este diseño se emplea, igualmente, acero de clase A-283 grado C. La función
del fondo es, exclusivamente, lograr la hermeticidad para que el producto no se filtre por la
base. Se permite que tengan un espesor menor al usado en el cuerpo, porque dicho fondo se
encuentra soportado por una base de hormigón, arena o asfalto, que soporta el peso de la
columna del producto más el peso del tanque y accesorios.
Ana Luna Hierro.

El diámetro del fondo del tanque debe ser ligeramente superior al diámetro exterior de la
envolvente. En este proyecto es 50 mm superior. Para la construcción del fondo se emplean
placas rectangulares de 8 m de longitud y 1,8 m de ancho que irán soldadas según se explica en
el apartado 5.5.2.
5.5.1 ESPESOR DE LAS PLACAS DEL FONDO

Todas las placas del fondo fabricadas en acero deben tener un espesor mínimo de 6 mm. A este
espesor hay que añadirle el margen por corrosión que es, también, de 6 mm. Las placas que
constituyen el fondo son de forma rectangular con las dimensiones especificadas en el
apartado 5.5. Aunque también podrían emplearse placas de corte cuadrado o tener bordes de
molienda. Sin embargo, dichos bordes debe ser relativamente lisos y uniformes, libres de
depósitos y tener una forma tal que permita la soldadura completa.
5.5.2 SOLDADURA DE LAS PLACAS DE FONDO

Las placas de fondo pueden soldarse con solape según la Ilustración 11 o soldarse a tope
teniendo sus bordes paralelos preparados para la soldadura con ranuras cuadradas o en V. En
este diseño se emplearán soldaduras a tope con una tira de respaldo de soldadura de, al menos,
3 mm de grosor en la parte inferior, tal y como se muestra la Ilustración 12.
Ilustración 11: Soldadura con solape en placas de fondo


Ilustración 12: Soldadura a tope con tira de respaldo en placas de fondo
5.5.3 PLACAS ANULARES DE FONDO

Al emplearse acero A-283 de grado C, que pertenece al grupo I de materiales según las
especificaciones ASTM, no se requieren placas anulares.
5.5.4 CÁLCULO DEL PESO DEL FONDO

A partir de la Ecuación 6 y los datos recogidos en la Tabla 9, se realiza el cálculo del peso del
fondo el tanque.
Ecuación 6: Cálculo del peso del fondo
𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑜𝑛𝑑𝑜 = 𝜋 · 𝑅 2 · 𝑒 · 𝜌

Tabla 9: Cálculo del peso del fondo
e. Espesor (mm) 12,00
𝜌. Densidad media del acero (kg/m3) 7 850,00
R. Radio del fondo (m) 15,03
PESO DEL FONDO (kg) 66 808,20
5.6 JUNTAS DE LAS PLACAS DE FONDO CON EL CUERPO DEL

TANQUE
Como el espesor nominal de las placas de fondo es menor de 13 mm, la soldadura entre el borde
inferior de la placa del cuerpo situada en la posición más baja y la placa de fondo deberá
realizarse por medio de cordones continuos, de soldadura en ángulo, en ambas caras de la placa
lateral. El tamaño de la soldadura no debe ser mayor de 13 mm y no debe ser menor que el
espesor nominal de la placa más delgada de la unión o inferior a los valores que se recogen en
Ana Luna Hierro.

la Tabla 10. El espesor de la placa de fondo es de 12 mm y, aunque según la Tabla 10 para

placas de este espesor le corresponden tiras de respaldo de 6 mm, para poder cumplir las
condiciones anteriormente explicadas, se determina que la soldadura ha de ser de 12 mm.
Tabla 10: Espesores de la tira de respaldo.
Espesor nominal de las placas del cuerpo Dimensiones mínimas de la tira de respaldo
(mm) (in.) (mm) (in.)
5 0,1875 5 3/16
> 5 a 20 0,1875 a 1,25 6 1/4
> 20 a 32 > 0,75 a 1,25 8 5/16
> 32 a 45 >1,25 a 1,75 10 3/8
5.7 DISEÑO DEL TECHO

El tanque cuenta con un techo fijo en forma cónica y una pantalla flotante. La Ilustración 13
muestra una representación del tanque objeto de este trabajo.
Ilustración 13: Esquema del techo del tanque
5.7.1 TECHO FIJO

El techo fijo tiene forma de cono y es autosoportado. Las placas que lo forman son trapezoidales
y han de tener un espesor mínimo de 5 mm y un espesor de corrosión de, al menos, 2,4 mm. En
el apartado 5.7.2 se procede al cálculo exacto del espesor de estas placas. La pendiente del techo
debe estar comprendida entre 9,5 º< θ < 37 º. Se va a toma un valor de θ=15 º.

La Ilustración 14 muestra cómo es la soldadura por solape de las placas que constituyen el
techo.

Ilustración 14: Unión de las placas del techo
Las dimensiones del techo cónico vienen recogidas en la Tabla 11, donde los valores de altura
y longitud de la generatriz se han calculado a partir de las expresiones de la Ecuación 7 y la
Ecuación 8, respectivamente. La expresión para hallar el área lateral del cono es la que se indica
en la Ecuación 9.
Tabla 11: Dimensiones del techo
R. Radio del cono (m) 15,00
H. Altura (m) 4,02
a. Longitud de la generatriz (m) 15,53
A. Área lateral del cono (m2) 731,79
Ecuación 7: Altura del techo cónico
𝐻 = 𝑅 · tan θ
Ecuación 8: Longitud de la generatriz del techo cónico
𝑎 = √𝑅 2 + 𝐻 2
Ecuación 9: Área lateral del cono
Á𝑟𝑒𝑎 𝑙𝑎𝑡𝑒𝑟𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑜 = 𝜋 · 𝑅 · 𝑎
Ana Luna Hierro.

5.7.2 CÁLCULO DEL ESPESOR DE LAS PLACAS DEL TECHO

El espesor nominal será menor o igual que el máximo valor obtenido a partir de las dos
expresiones que se indican en la Ecuación 10.
Ecuación 10: Cálculo del espesor mínimo de las placas de techo fijo
𝐷 𝑇
(1) ·√ + 𝐶𝐴
4,8 · 𝑠𝑖𝑛θ 2,2
𝐷 𝑈
(2) ·√ + 𝐶𝐴
5,5 · 𝑠𝑖𝑛θ 2,2
Siendo:
- D el diámetro nominal del tanque (30 m).

- T el mayor valor de las siguientes combinaciones de carga por gravedad.
 DL + Sb + 0,4Pe
 DL + Pe + 0,4Sb
Donde:
o DL (Dead Load). Peso muerto del techo tanque. El peso del techo del tanque se
calcula en el apartado 5.7.3 y viene resumido en la Tabla 12. Para obtener el valor
de DL se ha multiplicado el peso del techo del tanque por la constante de gravedad,
𝑚
de valor 9,8 , y se ha dividido por el área del fondo del tanque.
𝑠2
Tabla 12: Peso muerto del techo del tanque en primera aproximación
PESO DEL TECHO (kg) 30 612,33
Fuerza ejercida por el techo (kN) 300,00
DL. Presión del tanque ejercida sobre el fondo (kPa) 0,43
o Sb es la carga de nieve equilibrada (kPa).Sb = 0,84·St, siendo St la carga de nieve en

tierra. La norma indica que este valor debe consultarse en el código ASCE 7 [6]
Aunque este documento solo contiene datos referidos a terreno comprendido dentro
de las fronteras de los Estados Unidos, se toma como referencia para asignar un
valor de carga de nieve en tierra que corresponda a zonas de similares

características de terreno y elevación a la zona donde se ubica la planta. Este valor

es St =5 lb/sq fth. Así, se tiene que St =5 lb/sq ft = 0,24 kPaSb = 0,20 kPa.
o Pe es la presión externa al líquido, en la parte superior de la membrana. Su valor es
0 kPa para tanques con ventilación periférica.
- U el mayor valor de las siguientes combinaciones de carga por gravedad.
 DL + Su + 0,4Pe
 DL + Pe + 0,4Su
Donde:
 Su es la carga de nieve desequilibrada (kPa), que para tanques con pendiente de
techo mayor de 10 º, como en este caso que se trata de 15 º, el valor de Su=1,5·Sb.
Así, se tiene que Su =1,5·0,20=0,30 kPa.
- θ la pendiente del techo, 15 º.
- CA es la permisibilidad de corrosión, en mm, especificada por el comprador. Se toma
1,3 mm.
Para techos con ángulos de inclinación menores de 30 º, la distribución de las fuerzas ejercidas
por la nieve depositada en el techo del tanque se muestra en la Ilustración 15, tanto para carga
de nieve equilibrada como no equilibrada.
Figura tomada de ASCE 7. Chapter 7: Snow Loads
Ilustración 15: Diagrama de fuerzas debido a la nieve sobre el techo del tanque
Los valores resultantes para las variables T y U se recogen en la Tabla 13.
h Unidad de presión (pound per square feet en inglés) 1 lb/sqft=0,0478 kPa
Ana Luna Hierro.

Tabla 13: Valores de T y U iniciales
DL + Sb + 0,4·Pe DL + Pe + 0,4·Sb T
0,60 0,48 0,60
DL + Su + 0,4·Pe DL + Pe + 0,4·Su U
0,70 0,52 0,70
Una vez se conocen estos datos, se pueden introducir en la Ecuación 10. El valor mayor que se
obtenga de dichas expresiones será el valor máximo admisible para el espesor nominal. Los
valores que se obtienen son 9,02 mm y 13,19 mm respectivamente.
Ha de tenerse en cuenta que esta solución es el resultado de una primera aproximación ya que
en el cálculo del peso del techo del tanque realizado en el apartado 5.7.3se partió de un valor
de espesor de 5 mm. Haciendo un cálculo iterativo, variando el valor inicial de 5 mm de espesor,
la Ecuación 10 converge en un valor de 13 mm de espesor para las placas del techo (valor
aceptable, puesto que es mayor que el valor mínimo permitido para las placas de techo, 5 mm).
Con este valor de 13 mm de espesor, el peso del techo aumenta y por tanto, el peso muerto de
éste. Los nuevos valores, ya corregidos, de peso del techo se recogen en la Tabla 14.
Tabla 14: Peso muerto del techo corregido
Fuerza ejercida por el techo (kN) 780,00
DL. Presión del tanque ejercida sobre el fondo (kPa) 1,04
5.7.3 CÁLCULO DEL PESO DEL TECHO DEL TANQUE

El peso del techo del tanque puede calcularse mediante la expresión de la Ecuación 11 y los
resultados se recogen en la Tabla 15.
Ecuación 11: Cálculo del peso del techo
𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑒𝑐ℎ𝑜 = 𝜌 · 𝑒 · 𝜋 · 𝑅 · 𝑎
Donde:
- e es el espesor de las placas que forman en el tanque. Se toma un valor inicial de 5 mm.
Tabla 15: Cálculo del peso del techo en primera aproximación
e (mm) 5
Densidad acero (kg/m3) 7 850
Radio del techo (m) 15
Longitud de la generatriz (m) 15,53
Una vez hallado el espesor de las placas que forman el techo fijo en el apartado 5.7.2, el peso
del tanque viene recogido en la Tabla 16.
Tabla 16: Peso del techo del tanque corregido
e (mm) 13
Densidad acero (kg/m3) 7 850
Radio del techo (m) 15
Longitud de la generatriz (m) 15,53
5.7.4 PANTALLA FLOTANTE

La pantalla flotante es un techo plano, puesto que no necesita pendiente de drenaje, cuya
finalidad es minimizar la cámara de vapor comprendida entre el líquido y el techo, evitando así
que el fluido se evapore y las posibles consecuencias de la existencia de una atmósfera
explosiva y su inflamación. Esta pantalla está en contacto total con la superficie del líquido, es
resistente a la corrosión y tiene un espesor de 7,5 cm.
Todas las partes conductoras de la pantalla flotante están interconectadas eléctricamente y

unidas a la estructura exterior del tanque. Esto se realiza mediante shunts de unión eléctrica en
el área de sellado (al menos 4 distribuidos uniformemente).
La pantalla flotante que se ha seleccionado para este diseño de tanque se representa en la

Ilustración 16, y se corresponde con el modelo DeckMaster GRP del fabricante HMT. Los
Ana Luna Hierro.

detalles completos de este modelo se pueden consultar en el brochure del fabricante que se
incluye en el Anexo A.
Ilustración 16: Pantalla flotante DeckMaster GRP
5.7.5 REQUERIMIENTOS DE FLOTABILIDAD

La pantalla flotante tiene la flotabilidad necesaria para soportar un peso equivalente a la suma
del doble de su peso muerto y el peso de dos personas que puedan caminar sobre cualquier parte
de la pantalla, además de una flotabilidad añadida para soportar la fricción durante los procesos
de llenado.
La pantalla flotante está provista de soportes ajustables que permiten mantenerla en distintas
posiciones: posiciones bajas, cuando está en operación, y altas, para realizar trabajos de
mantenimiento. El nivel más bajo debe ser el menor permitido por los componentes internos
del tanque. Los soportes se fabrican a partir de tubos que se entallan en el fondo.
5.7.6 ANILLO DE CORONAMIENTO

Todos los tanques han de contar con un perfil o anillo de coronamiento ubicado en la parte
superior del cuerpo. Este anillo además de aportar rigidez al cuerpo, soportará el peso del techo
y logrará el sello del cuerpo con el techo, compensando así los esfuerzos horizontales que
transmite el techo al cuerpo.
Para los techos cónicos autosoportados, los bordes de las placas de techo se unen con bridas
horizontalmente para que el peso del techo descanse sobre el angular de cabeza para mejorar
las condiciones de soldadura. Los angulares de cabeza son vigas que forman un ángulo de 90 º,

también reciben el nombre de anillo de esquina. En la Ilustración 17 se observa la unión de este

anillo con el cuerpo y techo.
Ilustración 17: Anillo de esquina
Donde:
- e es el espesor del cuerpo.

- ea es el espesor del anillo de la esquina superior
- Ls es la longitud efectiva del cuerpo del tanque.
- Lr es la longitud efectiva del techo.
- R es el radio del tanque.
𝑅
- R1 es el radio de la curvatura del techo en m. Para techos cónicos 𝑅1 = 𝑠𝑒𝑛 𝜃
De la Tabla 3, se obtienen que los angulares de cabeza son 100x100x10 y se puede comprobar
que son superiores a los mínimos marcados por la norma, incluidos en la Tabla 17 para un
tanque de 30 m de diámetro.
Ana Luna Hierro.

Tabla 17: Tamaño mínimo de angulares de cabeza.
5.7.7 ANILLOS DE REFUERZOEN EL TANQUE

Los tanques abiertos por la parte superior deben estar provistos de un anillo de refuerzo
principal para mantener la redondez cuando el tanque está sometido a cargas por viento. El
anillo debe estar situado sobre la parte superior de la virola superior. Sin embargo, para los
tanques de techo fijo se considera que están adecuadamente reforzados en lo alto del cuerpo
por la estructura y no se considera necesario por tanto un anillo de refuerzo principal.
5.8 ESTABILIDAD DEL TANQUE POR VIENTO

En primer lugar, ha comprobarse que el tanque sea capaz de soportar los esfuerzos ejercidos
por la acción del viento gracias a su propia configuración o si, por el contrario, fuera necesario
instalar una viga o aumentar el espesor de las virolas para evitar que se deforme dicho tanque.
En segundo lugar, ha de comprobarse que el tanque sea estable y pueda soportar las cargas de
viento sin estar anclado o por el contrario, debe anclarse.
La zona de exposición al viento se considera de categoría C según el código ASCE-7 [7]. Esta
categoría se corresponde con zonas de terreno abierto con obstáculos dispersos. Esta norma
trabaja con una velocidad del viento de diseño de 120 mphi o su equivalente, 190 km/h, aunque
cabe destacar que dicho valor depende de la zona donde se sitúan los tanques. La altura máxima
permitida para el tanque sin requerir refuerzos de algún tipo en el cuerpo se calcula como indica
la Ecuación 12. Aparece un factor de corrección para zonas en las que la velocidad del viento
es distinta de 190 km/h.
i Unidad de velocidad: millas por hora. 1 mph = 1,6 km/h.

Ecuación 12: Altura máxima del tanque sin requerir refuerzos
𝐻𝑡 = 9,47 · 𝑡 · √(𝑡⁄𝐷)3 · (190⁄𝑉 )2 = 9,47 · 15 · √(15⁄30)3 · (190⁄136)2 = 25,43 𝑚
Donde:
- Ht es la distancia máxima vertical permitida sin refuerzo, en m.

- t es el espesor, en mm. Para obtener una buena aproximación se toma el valor de una
de las virolas centrales del tanque, siendo su espesor 8,66 mm (Tabla 7).
- D es el diámetro nominal, en m, 30 m.
- V es la velocidad del viento de diseño, en km/h. Para la zona de estudio se toman
136 km/h al considerarse de características similares a zonas de EEUU de las que se
tienen datos en el código ASCE-7.
De la Ecuación 12 se obtiene que la altura máxima permitida sin requerir refuerzos para el
tanque de estudio es de 25,4 m que excede ampliamente la altura del tanque de este proyecto
(14,4 m). Por lo tanto, gracias a su configuración, el tanque es capaz de soportar, sin sufrir
deformación, los esfuerzos por la acción del viento sin necesidad de incluir vigas de refuerzo o
aumentar el espesor de las virolas.
Para que el tanque pueda establecerse sin necesidad de anclaje deben cumplirse las condiciones
expresadas en la Ecuación 13 y Ecuación 14. Ambas ecuaciones hacen referencia a los
momentos creados por las fuerzas que actúan sobre el tanque y aparecen representados en la
Ilustración 18. En la Tabla 18 vienen recogidas las presiones de diseño del viento según su
proyección, a las que ya se ha aplicado el factor de corrección por velocidad de diseño del
viento en la zona.
Tabla 18: Valores de la presión de diseño del viento en kPa
Presión de diseño en
proyección vertical de 0,96 · (V/190)2·𝑃𝑖 0,49·𝑃𝑖
superficie cilíndricas (𝑊𝑣 )
Presión de diseño en
proyección horizontal de 1,44 (V/190)2·𝑃𝑖 0,73·𝑃𝑖
superficie cónica (𝑊ℎ )
Ana Luna Hierro.

Ecuación 13: Primera condición para no requerir anclaje
𝑀𝐷𝐿
0,6 · 𝑀𝑤 + 𝑀𝑃𝑖 < ⁄1,5 + 𝑀𝐷𝐿𝑅
Ecuación 14: Segunda condición para no requerir de anclaje
𝑀𝑤 + 𝐹𝑃 · (𝑀𝑃𝑖 ) < (𝑀𝐷𝐿 + 𝑀𝐹 )/2 + 𝑀𝐷𝐿𝑅
Donde:
- 𝐹𝑃 es el factor de presión combinada y se define como el ratio de presión de operación

normal. Su valores 0,4.
- 𝑀𝑃𝑖 es el momento ejercido sobre la unión cuerpo-fondo por la presión interna (Pi) de
diseño. Se toma 1 atm como presión interna de diseño, que equivale a 101,3 kPa. La
presión interna Pi es la fuerza que actúa sobre la perpendicular al fondo del tanque en el
centro de éste. Así, ha de multiplicarse por el área sobre el que se ejerce (fondo del
tanque) y por la distancia existente entre este punto hasta el punto de unión cuerpo-
𝐷
fondo, que coincide con el valor del radio del tanque (𝑅 = 2 ). De esta forma se tiene:
𝐷2 𝐷
𝑀𝑃𝑖 = 𝑃𝑖 · 𝜋 · · = 1 079 450,57 𝑘𝑁 · 𝑚
4 2
- 𝑀𝑤 es el momento de volteo ejercido sobre la unión cuerpo-fondo por la presión del
viento en sus dos componentes: horizontal (𝑀ℎ ) y vertical (𝑀𝑣 ). Como simplificación,
se toma que la componente horizontal del viento, representada en la parte izquierda de
la Ilustración 18, es una fuerza ejercida sobre la superficie lateral del cuerpo proyectado
𝐻
sobre un plano vertical (𝐷 · 𝐻) a una altura del suelo.
2
𝐷2 𝐷
𝑀𝑣 = 𝑊𝑣 · 𝜋 · · = 528 930,78 𝑘𝑁 · 𝑚
4 2
𝐻
𝑀ℎ = 𝑊ℎ · 𝐷 · 𝐻 · = 230 394,32 𝑘𝑁 · 𝑚
2
Donde Wv y Wh son el producto de la presión de diseño por los factores en proyección
vertical y horizontal respectivamente que vienen recogidos en la Tabla 18.
𝑀𝑤 = 𝑀𝑣 + 𝑀ℎ = 759 325,10 𝑘𝑁 · 𝑚
- 𝑀𝐷𝐿 es el momento ejercido sobre la unión cuerpo-fondo por el peso estructural del
cuerpo del tanque y el techo que sobre él apoya.

𝐷
𝑀𝐷𝐿 = (𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑐𝑢𝑒𝑟𝑝𝑜 + 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑒𝑐ℎ𝑜) · 𝑔 · = 27 024,41 𝑘𝑁 · 𝑚
2
Los valores del peso del cuerpo y el techo se han tomado de la Tabla 8 y Tabla 14,
respectivamente.
- 𝑀𝐹 es el momento ejercido sobre la unión cuerpo-fondo por el peso del líquido. El factor
𝑤𝐿 es el peso de la banda de líquido en el cuerpo del tanque usando una gravedad
específica de 0,7 y una altura de líquido la mitad de la altura de diseño. El peso del
líquido es una fuerza en la dirección perpendicular al plano que forma el fondo del
𝐷
tanque y se ejerce sobre su centro. Dista 2
del punto de unión cuerpo-fondo como se
observa en la Ilustración 18.
𝑤𝐿 = 59 · 𝑡𝑏 · √𝐹𝑏𝑦 · 𝐻 = 18 830,57 N/m
𝐻𝐷
𝑀𝐹 = 𝑤𝐿 · = 1 935,24 𝑘𝑁 · 𝑚
22
Siendo:
o 𝐹𝑏𝑦 el límite elástico del material de la placa de fondo, en MPa. Su valor es

206,84 MPa.
o 𝐻 la altura de diseño del líquido, en metros. Su valor es 13,68 m.
o 𝐷el diámetro del tanque, en metros. Su valor es 30 m.
o 𝑡𝑏 el espesor mínimo requerido por corrosión de la placa de fondo, en mm
(6 mm).
- 𝑀𝐷𝐿𝑅 es el momento ejercido sobre la unión cuerpo-fondo por el peso nominal de la
placa de techo más el peso de cualquier elemento estructural añadido. El peso del techo
es 74 679,54 kg (Tabla 16) y no se tiene en cuenta ningún otro elemento estructural. La
fuerza que ejerce el peso del tanque es perpendicular al plano del fondo del tanque y
𝐷
dista 2 del punto de unión cuerpo-fondo.
𝐷
𝑀𝐷𝐿𝑅 = 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑡𝑒𝑐ℎ𝑜 · 𝑔 · = 10 996,19 𝑘𝑁 · 𝑚
2
Ana Luna Hierro.

Ilustración 18: Momentos de fuerzas generados sobre la junta de fondo con el cuerpo
Una vez hallados los valores de las magnitudes que aparecen en la Ecuación 13 y Ecuación 14,
se comprueba que no se cumplen dichas condiciones, por lo que se determina que el tanque no
es capaz, por su propia estructura, de soportar los esfuerzos ejercidos por el viento. Será
necesario, por tanto, realizar un anclaje.
Los anclajes de un tanque consisten en barras o varillas de acero fijadas al suelo que, a su vez,
se encuentra unidas a las paredes del tanque como se indica en la Ilustración 19. Estos anclajes
tienen la finalidad de resistir las cargas que tienden a levantar el tanque como también las
fuerzas que pudieran deslizarlo lateralmente. Sin embargo, los puntos de anclaje, realizados
mediante pernos de anclaje no deben restringir los movimientos relativos causados por la
expansión del tanque.

Ilustración 19: Anclaje del tanque
La distancia máxima permitida entre los anclajes es de 3 m y se recomienda que estén

distribuidos regularmente por el perímetro de fondo y cuerpo del tanque. El perímetro del fondo
del tanque mide 94,4 m y se ha determinado que existan 34 puntos de anclaje, separados 2,78 m.
Cada perno que constituye el anclaje debe tener un área de sección transversal mínima de
500 mm2 y si se prevé corrosión se debe añadir un margen de corrosión mínimo de 2 mm sobre
el diámetro del perno.
5.9 PRODUCCIÓN Y EXPORTACIÓN DE CONDENSADOS

Se estima que la producción de condesados de la planta será de 400 m3/día cuando ésta esté
construida en su totalidad. La exportación de los condesados se realiza por tren.
Canadian National Railway, la empresa ferroviaria canadiense de transporte de mercancías
tiene actualmente programados 3 trenes por semana que operan en la zona de la planta de
Canada LNG transportando diferentes mercancías. El proyecto de construcción de la planta
prevé que la exportación de condensados no aumentará el número de trenes por semana, ya que
los vagones de condensado se unirán a los trenes existentes.
Se procede a calcular el número de vagones que sería necesario unir a cada tren. La producción
semanal de la planta será:
𝑚3 𝑑í𝑎𝑠 𝑚3
400 ·7 = 2800
𝑑í𝑎 𝑠𝑒𝑚𝑎𝑛𝑎 𝑠𝑒𝑚𝑎𝑛𝑎
Si cada vagón tiene capacidad de 80 m3 se requerirán:
Ana Luna Hierro.

𝑚3
2800
𝑠𝑒𝑚𝑎𝑛𝑎 = 35 𝑣𝑎𝑔𝑜𝑛𝑒𝑠 𝑐𝑎𝑑𝑎 𝑠𝑒𝑚𝑎𝑛𝑎.
⁄ 𝑚3
80 𝑣𝑎𝑔ó𝑛
Esto hace que sea necesario añadir 12 vagones a dos de los trenes programados para cada
semana y 11 vagones al tercero.
Los vagones requeridos estarán llenos a la espera de que llegue el tren para reducir el tiempo
de parada de éste. De esta forma, se agiliza el proceso de retirar los vagones que el tren traiga
vacíos para añadir los que van llenos y proceder a su comercialización. Además esto facilita la
operación de llenado de vagones, y que sólo sería necesario un puesto de llenado puesto que la
planta cuenta con gran margen de horas para proceder al llenado de vagones entre tren y tren.
5.10 APERTURAS EN EL TANQUE

Todos los tanques de almacenamiento deberán estar provistos de elementos secundarios o
accesorios que permiten un mejor mantenimiento del tanque. A continuación se indican las
boquillas mínimas requeridas que deberán ser instaladas en los tanques de almacenamiento.
a) Entrada de producto
b) Salida de producto
c) Drenaje con o sin sumidero
d) Venteos
e) Bocas de hombre
f) Conexiones para indicador y control de nivel
Es necesario tener en cuenta que las aberturas próximas a la parte inferior del cuerpo del tanque
tienden a girar con flexión vertical de éste debido a la carga hidrostática. Las aberturas en esta
zona que estén unidas a tuberías deben, por tanto, reforzarse.
Las aberturas en el cuerpo mayores de 76 mm de diámetro deben contar con una placa de
inserción que pueda absorber la concentración de esfuerzos debido a la perforación realizada
en el tanque. Una placa de inserción debe tener esquinas ranuradas (excepto los bordes que
estén en el fondo del tanque o en las juntas entre los recorridos de las virolas) con un radio que
sea mayor o igual de 150 mm o 6·t donde t es el espesor del recorrido de la envoltura que
contiene la placa insertada. Una misma placa de inserción puede albergar varias aberturas
próximas.

Las dimensiones de las placas de inserción en aberturas permitidas en el cuerpo del tanque son
las que se representan en la Ilustración 20.
Ilustración 20: Diseño de aperturas y placas de refuerzo aceptadas por la norma en el cuerpo del tanque
Donde:
- A: distancia mínima entre la placa de inserción y la junta soldada vertical de la placa

más próxima.
- B: distancia mínima entre la placa de inserción y la junta soldada horizontal superior
más próxima.
- C: distancia mínima entre la placa de inserción y la junta soldada horizontal inferior
más próxima.
5.10.1 BOCA DE HOMBRE

El tanque cuenta con una boca de hombre de 600 mm de diámetro en el techo fijo que permite
la entrada de una persona para realizar trabajos de limpieza, revisiones o reparaciones en el
interior del tanque. Dispone de una placa de cubierta atornillada de 762 mm de diámetro. Se
necesitan 20 tornillos que se distribuyen de forma concéntrica formando un círculo de 699 mm
de diámetro. Además, otra boca de hombre está presente en la pantalla flotante para permitir el
acceso para realizar trabajos de limpieza y mantenimiento cuando ésta descansa sobre sus
soportes y el tanque está vacío. La boca de hombre también tiene un diámetro de 600 mm y
también está provista de una tapa atornillada de características similares.
Además de éstas, el cuerpo del tanque cuenta con otra boca de hombre para facilitar la
inspección, así como la evacuación del operario si tuviera cualquier problema. La boca de
Ana Luna Hierro.

hombre del cuerpo y su placa de inserción pueden seguir cualquiera de los diseños que se
representa en la Ilustración 20. Para este trabajo se opta por el diseño en forma circular RTR de
600 mm. El cuerpo en esta zona debe ser reforzada mediante el uso de una placa de inserción
con las condiciones que se definen en el apartado 5.10. Los valores de magnitudes representadas
en la Ilustración 20 dependen del espesor de la virola en que se sitúe la boca de hombre y se
han calculado y reflejado en la Tabla 19. Para este caso de estudio, la boca de hombre se sitúa
en la virola más próxima al fondo del tanque, cuyo espesor es 15,56 mm según se halló en la
Tabla 7.
Tabla 19: Distancias mínimas de la boca de hombre a las juntas soldadas en mm.
A B C
250 250 250
La zona del cuerpo del tanque donde se sitúa la boca de hombre debe ser reforzada mediante
una placa de inserción. Los valores de interés vienen recogidos en la Tabla 20. El nivel máximo
de líquido permitido por diseño para este estudio es 13,86 m, por lo que ha de tomarse el valor
superior más próximo, en este caso es 16 m. Se deduce, por tanto, que para una boca de hombre
de 600 mm se necesita una placa de refuerzo de espesor de 16 mm.
Tabla 20: Espesor mínimo de placa de refuerzo para boca de hombre.
Espesor mínimo de la placa de refuerzo en mm

Máximo nivel
de líquido por
Boca de hombre Boca de hombre Boca de hombre
diseño (m)
de 500 mm de 600 mm de 750 mm
13,4 13 14 18
16,1 14 16 19
5.10.2 RESPIRADEROS
La pantalla flotante cuenta con respiraderos adecuados para evitar el exceso de tensión de la
cubierta del techo o de la membrana del sello. Estos respiraderos deberán ser adecuados para
evacuar el aire y los gases que se encuentren por debajo del techo, de modo que la pantalla no
se eleve y deje de reposar sobre sus soportes durante las operaciones de llenado. Los
respiraderos también deben ser adecuados para liberar cualquier vacío generado debajo del

techo después de que éste se asiente sobre sus soportes durante las operaciones de vaciado para
limitar la presión externa de la pantalla flotante a Pfej .
Por otro lado, los respiraderos de circulación periférica están ubicados en el techo fijo del
tanque, de tal manera que queden por encima del nivel del líquido cuando el tanque está lleno.
El máximo espacio entre los respiraderos es de 10 m y, por norma, deben existir al menos 4.La
ventilación se distribuirá de tal manera que la suma de las áreas abiertas de los respiraderos
ubicados dentro de cualquier intervalo de 10 m de al menos 0,2 m2.El área abierta neta total de
estos respiraderos debe ser, al menos, de 0,06 m2/m de diámetro del tanque. Lo que obliga a
tener un área abierta neta total de al menos 1,8 m2.
Para satisfacer estos requerimientos, se determina que serán necesarios 10 respiraderos

repartidos por todo el perímetro de la base del techo cónico, en los que el centro de cada uno
dista 9,46 m del siguiente. Los respiraderos son de sección cuadrada de lado 0,43 m, por lo que
constituyen un área abierta neta total de 1,85 m2, ligeramente mayor de la mínima requerida.
Estos respiraderos deben estar cubiertos con una rejilla de malla gruesa resistente a la corrosión,
con aberturas de 13 mm de lado que estará protegida contra la intemperie.
En el centro del techo fijo, que coincide con la elevación mayor al tratarse de un techo cónico,
se instala un respiradero de circulación central con una superficie neta mínima de 30 000 mm2.
La apertura circular del tanque de diseño tiene 100 mm de radio, con una cubierta protectora
contra la intemperie y está igualmente provista de una malla gruesa resistente a la corrosión. La
superficie de abertura total es de 31 415 mm2.
5.10.3 DRENAJE
El tanque debe contar con al menos una conexión de drenaje que permita realizar el vaciado
completo del tanque. Se instala en la parte más baja de la envolvente y la succión deberá ir
localizada por debajo de la conexión de salida de producto.
El drenaje cuenta con un sumidero como el que se representa en la Ilustración 21. Se toma un
tubo de drenaje de NPS (o diámetro nominal del tubo) 3” y las magnitudes que se indican vienen
definidas en la Tabla 21.
jPresión externa de diseño de la pantalla flotante. Su valor es de 0,24 kPa
Ana Luna Hierro.

En la Ilustración 22 y la Ilustración 23 se representan los tipos de juntas que son aceptables para
las uniones horizontales y verticales que forman dicho sumidero con el fondo del tanque.
Figura tomada de API 650

Ilustración 21: Drenaje con sumidero
Tabla 21: Dimensiones del sumidero.
Distancia C
Espesor t Espesor Espesor
NPS Diámetro Profundida desde el
de las mínimo del
(diámetro A de d B de centro del
placas del interno cuello
del tubo sumidero sumidero tubo a la
sumidero del tubo de
en “ k) (mm) (mm) pared del
(mm) (mm) boquilla
tanque (mm)
3 910 450 1,5 10 6,35 7,62
k Pulgada. Unidad de longitud anglosajona. Se puede representar mediante “ o por su abreviatura en inglés in (procedente de
inch). 1 in=25,4 mm

Ilustración 22: Detalles para las juntas del sumidero con el fondo del tanque

Ilustración 23: Detalles para las juntas del sumidero con el fondo del tanque. (Continuación)
5.10.4 TUBERÍAS DE ENTRADA Y SALIDA DE PRODUCTO
Para realizar el diseño de las tuberías de entrada y salida de producto, es necesario estudiar
todas las posibles condiciones de operación y sus requerimientos. Se van a analizar cuatro
posibles situaciones de operación: dos situaciones de llenado y dos situaciones de vaciado. El
diseño elegido para cada tipo de operación se realizará conforme a los mayores requisitos.
Ana Luna Hierro.

a) Llenado de un tanque con toda la producción de la planta

b) Llenado de un tanque por trasvase del otro tanque
c) Vaciado de un tanque para llenado de los trenes de exportación
d) Vaciado de un tanque para trasvase del producto al otro tanque
La velocidad de un fluido a través de una tubería debe analizarse cuidadosamente, pues si es

demasiado alta pueden presentarse problemas de desgaste de las paredes por fricción o incluso
abrasión, dejando la tubería expuesta a la corrosión. Por otra parte, si la velocidad es demasiado
baja pueden aparecer problemas de deposición de sólidos, que se traducen en una reducción
notable de la sección de tubería por la que puede circular el fluido.
En primer lugar, se estudia la situación a) que se trata del llenado de un tanque con toda la
producción de la planta. Del apartado 5.9 se conoce que la producción de condensados de la
planta es de 400 m3/día y suponiendo un funcionamiento continuo de la planta durante todo el
día se tiene un caudal de 16,67 m3/h. Debido a las características de densidad y viscosidad del
fluido se va a tomar una velocidad media de 2 m/s, que evite los problemas de abrasión y
deposición de sólidos comentados anteriormente. En la Tabla 22 se recogen los resultados
hallados para el diámetro requerido a partir del cálculo indicado en la Ecuación 15.
Tabla 22: Resumen de la primera situación de llenado
Producción diaria (m3/día) 400,00
Producción horaria (m3/h) 16,67
Velocidad (m/s) 2,00
Velocidad (m/h) 7 200
Superficie requerida (m2) 0,002
Diámetro interno requerido (mm) 54,29
Diámetro interno requerido (") 2,14
Ecuación 15: Relación de caudal y velocidad de un fluido en una tubería
3
𝑄 (𝑚 ⁄𝑠) = 𝑣 (𝑚⁄𝑠) · 𝑆 (𝑚2 )

La siguiente situación consiste en el llenado de un tanque por trasvase de producto desde el otro
tanque. Conociendo el volumen útil del tanque hallando en la Tabla 4 y suponiendo un tiempo
de trasvase de 10 h, se obtiene el diámetro recogido en la Tabla 23.
Tabla 23: Resumen de la segunda situación de llenado
Volumen útil de 1 tanque (m3) 9 160,88
Tiempo de trasvase (h) 10,00
Caudal trasvase (m3/h) 916,09
Comparando ambas situaciones de llenado se observa que la que presenta mayores

requerimientos es aquella en la que se realiza el trasvase de producto de un tanque a otro. Para
hallar el diámetro exterior se emplea la expresión De=Di+2e
Donde:
 De es el diámetro exterior, expresado en “.

 Di es el diámetro interior requerido calculado, expresado en “.
 e es el espesor del tubo, expresado en “.
El espesor de los tubos se halla mediante la fórmula de la Ecuación 16, suponiendo una presión
de diseño de 5 bar.
Ecuación 16: Cálculo del espesor de los tubos
𝑝 · 𝐷𝑖
𝑒=
2 · (𝜎 · 𝐹 · 𝐸 · 𝑇 − 𝑝)
Donde:
- p es la presión de trabajo, 5 kg/cm2l.
lUnidad de presión. 1MPa=10,1972 kg/cm2
Ana Luna Hierro.

- Di es el diámetro interno requerido (40,25 mm).

- 𝞂 es el límite elástico del material (kg/cm2)
- F es el coeficiente según el tipo de construcción. Se puede considerar que el
emplazamiento del tanque se asemeja a uno de categoría 2 por lo que le corresponde
un valor de 0,6.
- E es el factor de junta según el procedimiento de fabricación. Se toma valor 1.
- T es el factor de temperatura. Se toma valor 1.
Realizando el cálculo se obtiene un espesor necesario de 8,27 mm, que es superior al valor de
espesor mínimo (4,5 mm). La tubería de llenado debe satisfacer este requisito y se diseñará, por
tanto, con un diámetro exterior de 419, 04 mm, que equivale a 17”.
Una vez realizado el diseño de la tubería de llenado, se procede a estudiar los requisitos que
debe cumplir la tubería de vaciado. Están programados tres trenes que llegan a la planta cada
semana en días no consecutivos. Esto es, por ejemplo: lunes, miércoles y viernes. Para estudiar
la situación de vaciado de un tanque para llenar los trenes de exportación se toman los datos
obtenidos en el apartado 5.9, a partir de los cuales se puede elaborar la Tabla 24.
Los vagones están llenos a la espera de la llegada del tren por lo que se disponen de 48 horas
entre que se reciben los vagones vacíos de un tren y se entregan llenos al siguiente tren. Sin
embargo, el proceso de llenado de los trenes de exportación se va a realizar en tan solo 3 h. Los
resultados se recogen en la Tabla 25.
Tabla 24: Capacidades transportadas de cada uno de los trenes programados por semana
Capacidad de cada tren de condensado (m3)
Tren del lunes Tren del miércoles Tren del viernes

(12 vagones) (12 vagones) (11 vagones) Total (m3)
960 960 880 2 800

Tabla 25: Resumen de la primera situación de vaciado
Tiempo de llenado de los vagones (h) 3,00
Caudal (m3/h) 320,00
Diámetro interno requerido (”) 2,23
La segunda situación de vaciado, referida al vaciado de un tanque para realizar el trasvase de

producto al otro tanque, cuenta con los mismos parámetros que la segunda operación de llenado,
resumida en la Tabla 23, ya que se tratan de operaciones complementarias en tanques iguales.
Igualmente, esta es la operación que presenta mayores requerimientos, por lo que la tubería de
vaciado se diseñará también con un diámetro de 17“.
Una vez se conocen los diámetros de las tuberías de llenado y vaciado es necesario estudiar
cómo se comporta el fluido cuando la atraviesa. El rozamiento de un fluido con las paredes de
la tubería por la que circula provoca en el mismo una caída de presión. Conocer este valor de
caída de presión es necesario para comprobar que el diámetro elegido para la conducción es
adecuado, pues de ser éste muy pequeño, la pérdida de carga que se producirá será muy elevada.
El estudio del tipo régimen del fluido se realiza mediante el cálculo del número de Reynolds, a
partir de la Ecuación 17. Para realizar el estudio de la pérdida de carga en las tuberías se toma
una tubería rectilínea de sección constante sin elementos singulares como codos,
estrechamientos, válvulas, etc.
Ecuación 17: Número de Reynolds
𝑣·𝐷
𝑅𝑒 = = 160 997
𝜐
Donde:
- v es la velocidad del fluido (2 m/s).

- D es el diámetro del tubo (30 m).
- 𝜐 es la viscosidad del fluido (5 mm2/s)
Ana Luna Hierro.

Como el valor de Re es mayor que 5 000 se considera que el fluido se mueve en régimen
turbulento. Para hallar el factor de fricción f en régimen turbulento se emplea la fórmula de
Colebrook según se indica en la Ecuación 18.
Ecuación 18: Fórmula de Colebrook
1 𝜀 2,51
= −2 · log( + )
√𝑓 3,71 𝑅𝑒 · √𝑓
Donde:
k
- ε es la rugosidad relativa que se halla como ε = D
Siendo:
o k la rugosidad absoluta. Se toma k=0,00008 m.

o D el diámetro interno de la tubería D=0,40 m.
Mediante un cálculo iterativo se obtiene que el valor de f es 0,0176.
Una vez se conoce el factor de fricción se puede hallar el valor de la pérdida de carga por unidad
de longitud de la tubería según la fórmula de Darcy-Weisbach como se indica en la Ecuación
19.
Ecuación 19: Fórmula de Darcy-Weisbach
ℎ𝐿 𝑓 𝑣 2 𝑚
= · = 0,009
𝐿 𝐷 2·𝑔 𝑚 𝑑𝑒 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎
Es un valor aceptable para pérdida de carga, por lo que no es necesario aumentar el diámetro
de dicha tubería.
5.11 ACCESORIOS DEL TANQUE
5.11.1 CONEXIÓN A TIERRA

La conexión a tierra se efectúa para proteger al tanque de las descargas eléctricas originadas
por rayos y campos electrostáticos producidos por formaciones nubosas densamente cargadas,
evitando de esta forma potenciales eléctricos que ocasionen chispas y, por consiguiente,
posibles incendios del producto almacenado. Los componentes que forman una conexión a
tierra son la varilla de tierra, conectores, área de contacto y alambre conductor. La varilla de

tierra está fabricada en acero y revestida de cobre. Los conectores fijan la varilla al alambre
conductor, que es un cable de cobre sin aislar y trenzado. El área de contacto es una platina en
acero inoxidable que está fija al cuerpo del tanque donde se asegura con un tornillo de acero al
alambre conductor.
El diseño de un sistema de puesta a tierra está relacionado principalmente con la seguridad, lo

primero es establecer conexiones equipotenciales en todas las estructuras conductoras que
puedan ser tocadas por una persona, así si estas estructuras son accidentalmente energizadas,
se logra minimizar las diferencias de potencial entre las estructuras, formando una plataforma
equipotencial. La conexión a tierra será de impedancia lo suficientemente baja para que la
corriente pueda ser detectada por los sistemas de protección para provocar la actuación de los
interruptores o fusibles.
5.11.2 PLATAFORMAS, ESCALERAS Y PASARELAS

Las escaleras en el tanque permiten al personal de la instalación realizar labores de
mantenimiento o supervisión a cualquier altura del tanque, principalmente sobre el techo donde
se localizan diversas boquillas y la boca de hombre.
Las partes que definen una escalera vienen representadas en la Ilustración 24.
Ilustración 24: Partes de una escalera
Según la norma, todos los elementos que forman la escalera deben ser de metal. Los peldaños,
estarán fabricados en material antideslizante o estarán constituidos por una rejilla. La escalera
tendrá una anchura mínima de 710 mm. El ángulo máximo que puede formar la escalera con
una línea horizontal es de 50 º. En este proyecto se diseña una escalera circular pegada al cuerpo
del tanque, que se extiende a lo largo de la mitad de la circunferencia con una inclinación
aproximada de 25 º. Los peldaños que forman la escalera tienen una huella de 200 mm. La
Ana Luna Hierro.

suma de dos veces la contrahuella (la subida de los peldaños) más el “run” (definido como la
distancia horizontal entre los voladizos de dos peldaños sucesivos) no será inferior a 610 mm.
Las contrahuellas serán uniformes a lo largo de la altura de la escalera y tendrán un valor de
238,35 mm.
La escalera cuenta con barandillas a ambos lados. La altura de la barandilla medida

verticalmente desde el nivel del voladizo del escalón tendrá un valor comprendido entre
760 mm y 860 mm.
Las magnitudes relevantes de la escalera vienen recogidas en la Tabla 26.
Tabla 26: Dimensiones relevantes de la escalera
Dimensiones del escalón (a·b)
a (mm) 710,00
b (mm) Huella 200,00
Inclinación (º) 25,64
Contrahuella (mm) 238,35
Altura barandilla al voladizo (mm) 800,00
La estructura debe aguantar una carga móvil de 4 450 N y la estructura del pasamos será capaz
de mantener una carga de 900 N aplicada en cualquier punto y dirección de la parte superior.
5.11.3 MEDIDA DE NIVEL

Para realizar las mediciones de nivel se pueden emplear distintos métodos: ultrasonidos, radar,
radar de onda guiada, sensores gravimétricos o presión hidrostática. En este diseño se va a
emplear el método de medida por radar. Consiste en enviar una señal por medio de una antena,
que rebota sobre la superficie del líquido y regresa a la fuente emisora. Se ha seleccionado un
medidor de nivel sin piezas móviles, en el que solo la antena se encuentra en el interior del
tanque. El modelo seleccionado es Rosemount 5900S de Emerson que se representa en la
Ilustración 25. Mediante este dispositivo se consigue una medición de nivel de rendimiento
ultra alto, sin contacto, con una precisión de ±0,5 mm.

Figura tomada de Emerson Process Management [8]
Ilustración 25: Medidor de nivel modelo Rosemount 5900S
Para la medición de nivel por radar, existen principalmente dos técnicas de modulación:
 La onda continua de frecuencia modulada (FMCW): se usa en medidores de nivel

por radar de alto rendimiento. Rosemount 5900S usa FMCW, junto con tecnología
de filtro y referencia digital, que permite mayor precisión en la transferencia de
custodia.
 El método por pulsos: mide el tiempo que tarda un pulso ida y vuelta hasta la
superficie. La diferencia de tiempo se convierte a una distancia a partir de la cual,
se calcula el nivel.
El medidor por radar basado en el FMCW transmite microondas, de forma continua, hacia la
superficie del líquido. Este sistema es capaz de variar la frecuencia de operación durante la
medición. Cuando la señal viaja en dirección descendente hacia la superficie del líquido y de
regreso a la antena, se mezcla con la señal que se está transmitiendo en ese momento. El reflejo
de la superficie del líquido tiene una frecuencia ligeramente diferente en comparación con la
señal transmitida por la antena. La comparación entre esas frecuencias es directamente
proporcional a la distancia que separa la antena de la superficie del líquido. Un registro modelo
se representa en la Ilustración 26. Esta tecnología permite medir un valor con un alto nivel de
precisión.
Ana Luna Hierro.

Figura tomada de Emerson Process Management
Ilustración 26: Modelo de registro de la señal microondas emitida y recibida
5.11.4 MEDIDA DE TEMPERATURA
La medida de la temperatura del producto en cualquier tanque es importante para asegurar que
dicho producto no sufre alteraciones en sus propiedades. Además, constituye un método
indirecto para conocer el volumen neto almacenado, por medio de la densidad del producto.
Para la medición de temperatura, se van a utilizar sensores de temperatura de múltiples puntos
de tipo Rosemount 565de Emerson que se conectan a un transmisor de temperatura como el
modelo Rosemount 2240S, representado en la Ilustración 27.
Figura tomada de Emerson Process Management
Ilustración 27: Medidor de temperatura modelo Rosemount 2240S
El sensor mide la temperatura con hasta 16 elementos de Pt-100 situados en diferentes alturas
del tanque para proporcionar un perfil de temperatura del fluido que almacena y una
temperatura promedio. Los sensores de temperatura Pt-100 se caracterizan por tener, a 0 ºC,
una resistencia eléctrica equivalente a 100 Ω, que aumenta cuando lo hace la temperatura.

La precisión de operación es de 0,05 ºC sobre el rango de medición a una temperatura ambiente

de 20 ºC. El efecto de la temperatura ambiente se puede modelizar como ±0,05 ºC. El rango de
medición abarca desde los -200 ºC hasta los 250 ºC. La resolución es de ±0,1 °C con un tiempo
de actualización de 4 s.
Las desviaciones derivadas de los elementos Pt-100 son repetibles y pueden eliminarse con un
exclusivo procedimiento de calibración de fábrica en el que se utiliza la fórmula de Callendar-
Van Dusen (Ecuación 20). Dicha ecuación muestra la relación entre la resistencia R y la
temperatura t de termorresistencias de platino.
Ecuación 20: Fórmula de Callendar-Van Dusen
𝑅(𝑡) = 𝑅(0) · [1 + 𝐴 · 𝑡 + 𝐵 · 𝑡 2 + (𝑡 − 100) · 𝐶 · 𝑡 3 ]
Todo el proceso se controla por computadora y se calibran hasta un máximo de 16 elementos

en cada sensor de manera simultánea.
5.12 PROTECCIÓN CONTRA LA CORROSIÓN

La conservación de los tanques de almacenamiento de hidrocarburos es de gran importancia
debido a que existen muchas formas de corrosión que pueden dañarlos.
La corrosión es un proceso de destrucción de metales y aleaciones que ocurre, de forma

espontánea, sobre la superficie de los mismos. Exceptuando los procesos de corrosión a alta
temperatura, todos los demás se producen en presencia de agua, mediante un mecanismo
electroquímico de intercambio de electrones. Este mecanismo se puede explicar con la siguiente
expresión:
M = M+ + e-
Donde M representa el metal en estado inmune que, al perder uno o varios electrones, pasa a
ion metálico M+ capaz de reaccionar con el medio acuoso que le rodea.
La presencia de agua aparece alrededor de un metal sumergido, enterrado, a causa de la

humedad de la tierra, y en la superficie de los metales que se encuentran al aire, por
condensación y salpicaduras, como es el caso de estudio de este proyecto. Cualquiera de estos
medios que rodean a un metal, actuará como electrolito de las innumerables pilas que se forman
sobre la superficie del metal.
Ana Luna Hierro.

Los dos tipos de corrosión más comunes relacionados tanto con el exterior como al interior del
fondo de un tanque son la corrosión general y la puntual. En la corrosión general se forman
miles de celdas microscópicas sobre un área de la superficie del metal que provocan el
adelgazamiento y pérdida regular del metal superficial. Este tipo de corrosión es el que mayor
pérdida de material provoca, pero es relativamente fácil de predecir y controlar. La corrosión
localizada o puntual, por el contrario, presenta un alto riesgo potencial debido a que es difícil
de detectar. En este tipo de corrosión, las celdas individuales son más activas y se pueden
identificar distintas áreas anódicas y catódicas. La pérdida del metal en ese caso puede
concentrarse dentro de áreas relativamente pequeñas, sin que la corrosión afecte áreas
considerables de la superficie.
La composición del metal es importante para determinar qué áreas de la superficie se convierten
en ánodos o en cátodos. La protección contra la corrosión exterior de los tanques se lleva a cabo
mediante un sistema de protección catódica para mitigar los efectos más comunes relacionados
tanto al exterior, como al interior y fondo de un tanque.
5.12.1 FUNDAMENTOS TEÓRICOS DE LA PROTECCIÓN CATÓDICA

Teniendo en cuenta que la corrosión ocurre en las zonas anódicas, un método para evitar la
corrosión consistirá en hacer actuar a toda la superficie metálica que se pretende proteger como
cátodo, mediante la imposición al metal de una corriente eléctrica. Este método se conoce como
protección catódica y es un mecanismo de protección pasiva contra la corrosión.
La corrosión en tanques de almacenamiento de acero con fondo sobre el suelo, puede reducirse
o eliminarse mediante la aplicación apropiada de la protección catódica. La protección catódica
es una técnica que hace que toda la superficie del metal a proteger, actué como el cátodo de una
celda electroquímica. Existen dos sistemas de protección catódica:
a) Ánodos de sacrificio.
b) Corriente impresa
Los sistemas de ánodos de sacrificio para protección catódica, se aplican en tanques de pequeño
diámetro. Se utilizan ánodos galvánicos (de magnesio o zinc en forma de barras) que se pueden
instalar enterrados directamente o rodeados de una mezcla química y empacada en sacos
especiales, como se muestra en la Ilustración 28. Los ánodos pueden conectarse de forma
individual o en grupos. El metal que actúa como ánodo se "sacrifica" (se disuelve) en favor del
metal que actúa como cátodo; por esto el sistema se conoce como protección catódica con
ánodos de sacrificio. Los ánodos galvánicos están limitados en su corriente de salida por el
voltaje del sistema y la resistencia del circuito.
Un factor importante que se debe tener en cuenta es la duración o "vida" de los ánodos. La vida
para cada valor de intensidad de corriente es función del peso del ánodo (ley de Faraday) y no
del número de ánodos que se coloquen. Si se conoce la intensidad que es capaz de suministrar
un ánodo y su peso (kg), teniendo en cuenta su capacidad de corriente calculada teóricamente
así como su rendimiento y su factor de utilización, se puede calcular fácilmente su duración. El
factor de utilización puede ser de 85 %, ya que, cuando un ánodo se ha consumido en este
porcentaje debe sustituirse, pues el material que queda es insuficiente para mantener un
porcentaje adecuado de la intensidad de corriente que inicialmente era capaz de suministrar.
Este sistema utiliza como fuente de corriente, la originada por la diferencia de potencial entre
el material del ánodo y la estructura a proteger. En este tipo de instalación el material de los
ánodos se consume dependiendo de la demanda de corriente, de la resistividad del electrolito y
del material usado como ánodo, durante el proceso de descarga del mismo.
Figura tomada de PEMEX [9]
Ilustración 28: Protección catódica con ánodos de sacrificio
El método de corriente impresa se emplea para la protección catódica de estructuras de gran

tamaño, descubiertas o con recubrimiento deteriorado. Los ánodos de corriente impresa deben
ser de materiales como el grafito, hierro fundido con alto contenido en silicio, metales
platinizados, magnetita y mezcla de óxidos metálicos.
Ana Luna Hierro.

Estos ánodos se deben instalar desnudos con material de relleno especial (como el grafito
pulverizado). Este sistema de protección, representado en la Ilustración 29, consiste en conectar
eléctricamente la estructura a proteger con el polo negativo de un rectificador de corriente y el
positivo con un electro (o ánodo) auxiliar que cierra el circuito.
Figura tomada de PEMEX
Ilustración 29: Protección catódica con corriente impresa
En la Tabla 27 se hace una comparación de estos dos sistemas destacando sus ventajas y
desventajas. La elección entre uno de los dos métodos explicados dependerá de factores tales
como: tamaño de la estructura a proteger, forma de su superficie, naturaleza del medio,
disponibilidad de corriente eléctrica, proximidad de otras estructuras que puedan influir sobre
la que nos ocupa, o bien, que nuestro equipo pueda influir sobre estructuras ajenas próximas,
criterio económico, etc. Teniendo esto en cuenta, se ha seleccionado el método de corriente
impresa para la protección del tanque diseñado.

Tabla 27: Ventajas y desventajas de los dos sistemas de protección catódica
Corriente Impresa Ánodos de sacrificio
Ventajas Desventajas Ventajas Desventajas
Permite vencer Necesidad de una No se necesita de No permite vencer

caídas óhmicas fuente de corriente una fuente de fuertes caídas
altas externa corriente externa óhmicas
Su uso no es Fácil de instalar

restringido
Se necesitan pocos No necesita control Su uso es restringido

ánodos durante su a medios
funcionamiento conductores y a
estructuras
Permite proteger Peligro de No suelen existir recubiertas
estructuras de gran sobreprotección problemas de
tamaño sobreprotección
Coste elevado Bajo coste
5.12.2 DISEÑO DE LA PROTECCION CATODICA MEDIANTE EL SISTEMA DE

CORRIENTE IMPRESA
Para instalaciones en el suelo se debe usar grafio, hierro fundido con alto contenido de silicio o
mezcla de óxidos metálicos para el ánodo. Los ánodos deben ser localizados en camas o
distribuidos cerca, por debajo o alrededor de las estructuras que se van a proteger.
La corriente requerida para la correcta protección del tanque se calcula con la expresión de la
Ecuación 21.
Ecuación 21: Cálculo de la corriente requerida
𝑖·𝐴
𝐼=
𝑓𝑠
Donde:
 I es la corriente requerida para la protección catódica en A.

 A es el área del fondo del tanque 706,88 m2.
 i es la densidad de corriente seleccionada. Se toman 20 mA/m2.
Ana Luna Hierro.

 fs es el factor de seguridad. Se toma 0,7.
El resultado obtenido para la corriente requerida es de 20,20 A. El rectificador de corriente debe

tener una capacidad del 50 % mayor a la corriente de diseño, es decir, 30,30 A.
Se usará el ánodo de hierro-silicio A76X1524. En la Tabla 28 se recogen las características de

dicho ánodo. El número de ánodos se determina por el requerimiento total de corriente de la
estructura a proteger y por la densidad de corriente óptima del material seleccionado para el
ánodo. El número de ánodos requeridos se calcula mediante la expresión de la Ecuación 22.
Tabla 28: Características del ánodo A76X1524
Largo (mm) 1524
Diámetro máximo (mm) 112
Diámetro mínimo (mm) 76
Peso (kg) 50
Ecuación 22: Cálculo del número de ánodos necesarios
𝐼·𝑄·𝑌
𝑁𝐴 =
𝑓𝑢 · 𝑊
Donde:
 NA es el número de ánodos
 Q es el consumo promedio del ánodo en kg/(A·año). Se asumirá un valor de 0,3.
 Y es el tiempo de vida útil del sistema de protección catódica en años. Se toman
20 años.
 fu es el factor de utilización. Se asumirá un valor de 0,85.
 W es el peso del ánodo. Su valor es 50 kg.
Como resultado de cálculo se obtiene que serán necesarios 2 ánodos para obtener una protección
adecuada del tanque.

6 Bibliografía
A continuación se presenta la bibliografía utilizada para la realización del trabajo.
[1] BP, (2016). Statistical Review of World Energy
[2] NRCAN, (2016). Energy Fact Book
[3] LNG CANADA, (2014). Environmental Assessment Certificate Application. Project

Overview.
[4] AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE, (2007). API 650: Welded Steel Tanks for Oil
Storage.
[5] AENOR, (2005). UNE-EN-14015:2005:Especificación para el diseño y fabricación de

tanques de acero construidos en el lugar de emplazamiento, verticales, cilíndricos, de
fondo plano, no enterrados, soldados, para almacenamiento de líquidos a temperatura
ambiente y superior.
[6] AMERICAN SOCIETY OF CIVIL ENGINEERS, (2006). ASCE/CEI 7-05.Minimum

Design Loads for Buildings and Other Structures. Chapter 7: Snow Loads.
[7] AMERICAN SOCIETY OF CIVIL ENGINEERS, (2006). ASCE/CEI 7-05. Minimum

Design Loads for Buildings and Other Structures. Chapter 6: Wind Loads.
[8] EMERSON PROCESS MANAGEMENT, (2016). Sistemas de medición de tanques

Rosemount.
[9] PEMEX: COMITÉ DE NORMALIZACION DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y

ORGANISMOS SUBSIDIARIOS, (2007). Protección catódica en tanques de
almacenamiento.
Ana Luna Hierro.

DE LA ENERGÍA
DEPARTAMENTO DE

CANADA LNG
DOCUMENTO Nº 2: ESTUDIO
ECONÓMICO

1 Estimación de la inversión
En este apartado se realiza una estimación de la inversión necesaria que permita llevar a cabo
el proyecto.
Se conoce que el coste estimado del proyecto completo de la planta oscila entre 25 000 y
40 000 millones de dólares. Partiendo de los datos de inversión desglosados por conceptos
generales del proyecto: compra del terreno, servicios de construcción e ingeniería, transporte
de mercancía y adquisición de maquinaria, se pretende establecer una relación proporcional
para conocer qué cantidad de esta inversión se refiere a la construcción propia de los dos tanques
de este estudio.
La estimación se va hacer en relación a la extensión de terreno ocupada. La extensión total de

la planta es de 430 ha, sin embargo se estima que el mayor coste de inversión se produce en el
70 % de esta extensión puesto que es donde se encuentra la mayor ocupación de las
instalaciones. El 30 % del terreno restante se dedica exclusivamente a la conexión de la zona
de operación con el puerto, por lo que supone un gasto notablemente menor.
La extensión de la zona de tanques de condensado se estima que está en torno a un 10 % de la

zona de mayor ocupación de instalaciones. Supone, entonces, un espacio ocupado de
301 000 m2. En la Tabla 29 se muestran los costes generales del proyecto extrapolados a la zona
de tanques con la relación de extensión ocupada. El concepto de terreno hace referencia a la
compra y preparación, que incluye el desbroce de vegetación, compactación y nivelación y la
pavimentación de las zonas designadas. Dentro del concepto de construcción se incluye la
inversión realizada para montaje e instalación del tanque.
Ana Luna Hierro.

1 Estimación de la inversión 70
Tabla 29: Estimación de la inversión común de la planta relativa a tanques
Costes del proyecto
Planta Tanques
Coste
Cantidad Coste unitario Coste (millones Cantidad
(millones
(m2) (USD/m2) USD) (m2)
USD)
Terreno 3 010 000 229,24 690 301 000 69
Servicios de
3 010 000 398,67 1 200 301 000 120
Construcción
Servicios de
3 010 000 76,41 230 301.000 23
Ingeniería
Transporte de
3 010 000 139,53 500 301 000 42
mercancía
Adquisición de
3 010 000 215,95 800 301 000 65
maquinaria
Además de estos valores de inversión que se corresponden a la inversión general del proyecto
es necesario estudiar la inversión propia de los tanques, independiente del resto de la planta. En
la Tabla 30 se resumen los valores anteriores y se añaden los conceptos de gastos propios del
tanque como son compra de material, equipos auxiliares (donde se incluyen medidores,
escalera, plataformas y tuberías de conexión), pintura y sistemas de protección, así como plan
de seguridad y elementos de protección. Para realizar el cálculo de estas inversiones se ha
supuesto el coste de acero A-283 de clase C en 2 €/kg, el coste de la pintura en un 20 % del
coste del tanque sin pintar. El precio de los equipos auxiliares, entre los que se encuentra los
medidores de nivel y temperatura, la escalera y barandilla, se estima en un 30 % del precio del
acero de los tanques. Por último, el plan de seguridad y elementos de protección se ha estimado
en un 0,7 % del coste de los servicios de construcción.

Tabla 30: Inversión inicial total para los tanques.
Coste
Cantidad Coste (USD)
unitario
Terreno 301 000 m2 229,24 69 000 000
Servicios de
301 000 m2 398,67 120 000 000
Construcción
Servicios
301 000 m2 76,41 23 000 000
Ingeniería
Transporte de 42 000 000

301 000 m2 139,53
mercancías
Adquisición de 65 000 000

301 000 m2 215,95
maquinaria
Acero de los
468,19 t 2241,5 1 049 448
tanques
Equipos
- - 314 834
auxiliares
Pintura del
- - 209 890
tanque
Plan de
seguridad y
- - 840 000
elementos de
protección
Inversión Inicial (USD) 321 414 172
Ana Luna Hierro.

2 Cálculo de flujo de caja anual 72
2 Cálculo de flujo de caja anual

Una vez conocida la inversión inicial, se va a realizar un estudio de los ingresos percibidos y
los gastos derivados de los tanques para poder calcular el flujo de caja anual.
Como ingresos se consideran los percibidos por la venta del condensado en el mercado. El
precio de venta se ha estimado en un 80 % del precio medio de venta de la gasolina en Canadá.
Se ha considerado que el precio de venta de gasolina medio durante el año 2016 fue de
0,94 USD/l.mA pesar de que la producción máxima de condensado diaria de la planta es de
400 m3, el funcionamiento de esta no siempre es a pleno rendimiento, pues hay que tener en
cuenta los ciertos períodos de parada para limpieza, inspección, operaciones de mantenimiento
y reparación de posibles averías. Se ha estimado, por tanto, que la producción de condensado a
plena actividad se produce durante 310 días al año. En la Tabla 31 indican los ingresos previstos
anuales a partir de las consideraciones anteriormente mencionadas.
Tabla 31: Ingresos anuales derivados de los tanques
INGRESOS ANUALES
Precio medio gasolina 2016 0,94 USD/L
Condensado vendido al año 124 000 000 L
Ingresos por venta condensado 93 248 000 USD
En cuanto a gastos, se van a considerar los siguientes conceptos:
- Gastos de operación. Incluyen la compra del fluido de alimentación de la planta, y

costes variables asociados con el sistema de separación y estabilización de
condensados. Se estiman en un 40 % de los ingresos generados por venta del
condensado.
- Gastos de mantenimiento. Se estiman en un 2 % de la inversión inicial.
mFUENTE: Global Petro Prices

- Gastos por transporte del producto. En este concepto se consideran las pérdidas de
producto que se producen desde que se extrae de los tanques hasta que se produce su
venta. Se estima un 5 % de los ingresos percibidos por venta del condensado.
Tabla 32: Gastos anuales derivados de los tanques
GASTOS ANUALES (USD)
Costes de operación 37299 200
Gastos de mantenimiento 6 428 283
Gastos de transporte del producto 4 662 400
Gastos totales 48 389 883
El término de amortización se refiere a la depreciación que experimentan los activos fijos

durante su vida útil. Considerando que la vida útil de estos activos es de 25 años, y estableciendo
una amortización anual lineal, se obtiene que el valor de depreciación anual de estos elementos
es del 5 % de su valor inicial. En la Ilustración 30 se representa la evolución del valor de estos
elementos durante su vida útil.
1.600.000
1.400.000
1.200.000
1.000.000
800.000
600.000
400.000
200.000
0
Valor inicial
AÑO 16
AÑO 24
AÑO 8
AÑO 2
AÑO 4
AÑO 6
AÑO 10
AÑO 12
AÑO 14
AÑO 18
AÑO 20
AÑO 22
Ilustración 30: Depreciación de la instalación de tanques y equipos auxiliares
El flujo de caja es un balance que se establece entre los ingresos y los gastos que se producen
en una instalación durante un período de tiempo dado. En este caso se va a calcular el flujo de
caja anual. En primer lugar se procede a calcular el Beneficio Antes de Impuestos, BAI, para
cada año que resulta de la siguiente expresión:
Ana Luna Hierro.

2 Cálculo de flujo de caja anual 74
𝐵𝐴𝐼 = 𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠 − 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 − 𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠
Tras esto, se calcula el BDI, o Beneficio Después de Impuestos, como sigue:
𝐵𝐷𝐼 = 𝐵𝐴𝐼 · (1 − 𝐼𝑚𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑜𝑠)
El término de impuestos se refiere al impuesto de sociedades. En Canadá, la tasa estándar para

el impuesto federal de sociedades es del 15 %.n
A partir de los valores obtenidos, se puede obtener el flujo de caja anual o cash flow mediante
la siguiente expresión.
𝐹𝐶 = 𝐵𝐷𝐼 + 𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠 + 𝐷𝑒𝑠𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠
Sabiendo que:
𝐵𝐷𝐼 = (𝐼𝑛𝑔𝑟𝑒𝑠𝑜𝑠 − 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝑠 − 𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠) · (1 − 𝐼𝑚𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑜𝑠)
Se considera que no hay inversiones posteriores a la inversión inicial. Las desinversiones

constituyen un valor de 0 USD ya que se ha considerado que al final de su vida útil el valor de
los activos fijos es de 0 USD y por tanto su venta no generaría ingresos.
En la Tabla 33 se muestra un resumen de los flujos de caja durante los 25 años de la vida útil
de los tanques. Todos los valores están expresados en la unidad monetaria de USD.
nFuente: Santander Trade Portal.

Tabla 33: Resumen de los flujos de caja expresados en USD
AÑO 0 AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 … AÑO 25
Inversión inicial 321 414 172 0 0 0 … 0
Ingresos 0 93 248 000 93 248 000 93 248 000 … 93 248 000
Gastos 0 48 389 883 48 389 883 48 389 883 … 48 389 883
Amortización 0 54 571 54 571 54 571 … 54 571
BAI -321 414 172 44 803 532 44 803 532 44 803 532 … 44 803 532
Impuestos 0 6 720 532 6 720 532 6 720 532 … 6 720 532
BDI -321 414 172 38 083 013 38 083 013 38 083 013 … 38 083 013
FC -321 414 172 38 137 585 38 137 585 38 137 585 … 38 137 585
Ana Luna Hierro.

3 Viabilidad del proyecto 76
3 Viabilidad del proyecto

Para realizar el estudio de viabilidad y hallar si dicho proyecto es viable económicamente, es
necesario realizar un estudio previo sobre la rentabilidad de la inversión inicial. Los métodos
que se van a emplear son Tasa Interna de Retorno (TIR) y Valor Actual Neto (VAN). Para que
una inversión resulte rentable, los resultados que se buscan son que TIR > r y, así, VAN > 0.
Donde r es la rentabilidad de la inversión. Valores positivos de VAN indican que la rentabilidad
del proyecto (TIR) es superior al coste de inversión del proyecto.
El TIR y el VAN se calculan, respectivamente, a partir de las siguientes ecuaciones.
𝑛
𝐹𝑡
𝐼𝑜 = ∑
(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑡
𝑡=1
𝑛
𝐹𝑡
𝑉𝐴𝑁 = ∑ − 𝐼𝑜
(1 + 𝑟)𝑡
𝑡=1
Donde:
 Io es la inversión inicial en el año 0

 F es el flujo de caja en cada año
 r es la rentabilidad de la inversión. Se toma un 10 %,
 n es el año al que se refiere el cálculo. El cálculo se realiza para los 25 años de vida
útil de la instalación y por tanto, de sus activos.
Realizando estos cálculos se obtienen los siguientes resultados:
TIR (%) 11,02
VAN (USD) 319965 731,91
Al obtenerse un valor de TIR mayor del 10 %, que es el valor asignado a la rentabilidad, y un

valor de VAN positivo, se puede afirmar que el proyecto es rentable.
www.minasyenergia.upm.es
Universidad Politécnica de Madrid.
DE LA ENERGÍA
DEPARTAMENTO DE

CANADA LNG
DOCUMENTO Nº 3: ANEXOS

CANADA LNG
ANEXO A: BROCHURE PANTALLA

FLOTANTE
DECKMASTER ADVANCED COMPOSITE
FLOATING ROOF
The DeckMaster advanced composite floating roof is a seamless, non-metallic full-contact

floating roof. It’s gas-tight polypropylene honeycomb core is “sandwiched” between
multiple layers of fiberglass utilizing modern high-grade Vinyl Ester resins designed to
be resistant to most hydrocarbons in the petrochemical industry. The result is a smooth,
seamless and virtually indestructible full-contact floating roof that also is corrosion free, thus
necessitating little or no maintenance.
The DeckMaster remains in full contact with the stored product, preventing evaporative
losses. The low-profile cross section of the roof maximizes the storage capacity of the tank.
Designed to accommodate both a mechanical shoe primary seal and a secondary seal, the
DeckMaster is fully gas-tight, leak proof and unsinkable. The robust design also enables it to
withstand operational stresses such as pigging and butter washing.
Key user benefits: Key design features:

t .BJOUFOBODFGSFF— corrosion resistant, t 'VMMDPOUBDUEFTJHO— to eliminate vapors
requires no painting, coating or spare parts below the internal floating roof
t .JOJNBMDPOTUSVDUJPOUJNFEJTSVQUJPO— t (BTUJHIUEFTJHO— to accommodate both a
all materials fit through one 24” manway mechanical shoe primary & secondary seals
t 6OTJOLBCMF— due to its multi-cell, gas-tight, t )JHITUSFOHUI— to withstand pigging, light-
leak-proof honeycomb core and the cured- end slugs and turbulence from high fill rates
in-place multi-layered fiberglass construction
t 4FBNMFTT— single-piece construction
t 'VMMZFOHJOFFSFEBOEöFMEQSPWFO— 27+ qualifies for zero-deck-seam emissions per
years, hundreds of installations, internal and EPA air rules
external with dozens of major oil & gas end-
t $IFNJDBMMZSFTJTUBOU— to all products
users
typically stored in floating roof tanks
t .BYJNJ[FTUBOLDBQBDJUZ— low-profile
t 'JSFSFUBSEBOU— tested by certified
cross-section increases working capacity
third-party specialist (Last Fire Group) and
t 7JSUVBMMZJOEFTUSVDUJCMF— aerospace approved for perimeter-only fire protection
composite sandwich construction per NFPA 11, 2015 edition.
t Zero deck seam emissions— qualifies as t #PMUFE0QUJPO — available in pre-fabricated
welded construction per EPA air rules bolt-up panels for specific applications.
t Qualifies for perimeter-only fire t 4NPPUITVSGBDFFYDFMMFOUGPSDMFBOJOH
protection — per NFPA 11, 2015 edition
t $PNQMJFTXJUI"1*"OOFY)
Protecting your world, one tank at a time™ www.hmttank.com
ONE-PIECE AEROSPACE COMPOSITE CONSTRUCTION
The DeckMaster advanced composite floating roof is constructed from multiple layers of high-strength, corrosion-
resistant composite materials. Fully engineered and evolved over twenty-five years of history in demanding
environments, the DeckMaster is a complete system which performs exceptionally well in every area that most users
require, including corrosion resistance, emissions reduction, seal support, strength and durability, low maintenance,
working capacity, safety, fire retardancy, ease of construction and long life span.
Top Side Structural
Finish Coat Glass Layer
Fire-retardant, Multiple layers of
conductive top layer structural mat glass, laid
up with Vinyl Ester resin
Core Panels
Typical 590mm
x 2.3m laid in Bottom Side
soldier pattern Structural
Glass Layer
Multiple layers
of structural mat
glass, laid up with
Vinyl Ester resin
Conductive Veil
Base Layer To create a resin-rich
Bottom coat of corrosion barrier
resin with graphite
for conductivity
Temporary Base Mold
Laminate plywood assembled first provides
the base upon which all layers are assembled
TECHNICAL SPECIFICATIONS
t The DeckMaster advanced composite internal t Fire resistance tested to EN 13501-1, ASTM Test
floating roof’s design, material supply, installation, Method E-84 & NFPA 11 testing protocol
supervision and field testing are under the
t Both the top and bottom protective
guidelines of EN14015 and EEMUA 159
anti-static coating of the DeckMaster
t All fiberglass lamination conforms to ASTM C conforms to API 650 and EN14015, for
581-83/DIN 53393/DIN 18820 dissipation of static electricity
SealMaster™ Internal Primary Seal

The SealMaster™ liquid mounted primary seal features exceptional vapor sealing qualities,
approaching “zero” gap sealing ability. The SealMaster™ has been designed for compatibility
with any product normally stored in floating roof tanks.
If you are looking for a seal which combines the features of unsurpassed sealing capability,
effective operation, advanced materials of construction, long service life and product
compatibility that is competitively priced, choose the SealMaster™ internal primary seal for
your DeckMaster Advanced Composite floating roof.
ABOUT HMT
HMT is the global leader in aboveground storage tank solutions. HMT’s global team of engineers, project
managers and field personnel can assist with common challenges including ways to reduce emissions, optimize
tank capacity, reduce stranded inventory and engineer a tank system that exceeds safety standards and extends
maintenance intervals.
HMT’s full suite of tank products includes: External Seal Systems - Internal Seal Systems - Drain and Floating
Suction Systems - Geodesic Domes - Skin and Pontoon IFRs - Full Contact IFRs - Emissions Reduction Devices
HMT LLC | 24 Waterway Avenue, Suite 400, The Woodlands, Texas 77380
Ph: +1.281.681.7000 | Fax: +1.281.419.7689 | Locations worldwide
Visit us at www.hmttank.com
15/08 REV2 SealMaster™ is a trademark of HMT LLC

CANADA LNG
ANEXO B: PLANOS
E.T.S. DE INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA
Autor:
Ana Luna Hierro
Escala: Sin escala
CANADA LNG
Fecha: Junio 2017
Nº de plano: 1
PLANO SITUACIÓN DE LA PLANTA
Nº de orden:
3 6
2
1
1 4 5 7
8 9
26
16
15 14 13 12
25
17
11 10
19
1 Tanques de condensado
2 Conexión eléctrica alta tensión
3 Administración central 18
4 Centro de control
5 Laboratorio 21 19
6 Taller central
22
7 Almacén
8 Subestación eléctrica 24
9 Almacén de químicos
10 Tren de licuación 1 21 23
20 20
11 Tren de licuación 2
12 Admisión de gas natural 23
13 Utility 1
14 Tren de licuación 3
15 Tren de licuación 4 Fase 1
16 Utility 2 Fase 2
17 Generadores diesel de
emergencia y almacenamiento de
combustible
18 Tratamiento de agua residual Autor:
19 Torres de refrigeración de agua Ana Luna Hiero
20 Antorchas DISEÑO DE TANQUES DE CONDENSADO
Escala: 1: 6 000
21 Almacenamiento de GNL DE 10 000 m3 DE TECHO FIJO DE PLANTA
22 Retención de efluentes CANADA LNG
Fecha: Junio 2017
23 Retención de aguas pluviales
24 Tanques de refrigerantes
Nº de plano: 2
25 Acopio de materiales de
PLANO DESCRIPTIVO DE LOS
construcción
Nº de orden: COMPONENTES DE LA PLANTA
26 Oficina de construcción
de estabilización de condensados
Patio de bombas
Llenado
Vaciado
Zona de carga Ferrocarril
Ferrocarril

Autor:
Ana Luna Hiero
Escala: 1:1 200
CANADA LNG
Fecha: Junio 2017
Nº de plano: 3
PLANO EN PLANTA DE LOS TANQUES
Nº de orden:
Respirador superior
Boca de hombre
Entrada de producto Salida de producto

Boca de hombre

Autor:
Ana Luna Hierro
Escala: 1:200
CANADA LNG
Fecha: Junio 2017
Nº de plano: 4
PERFIL DEL TANQUE
Nº de orden:

TFG Ana Luna Hierro

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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE

INGENIEROS DE MINAS Y ENERGÍA

PROYECTO FIN DE GRADO

DISEÑO DE TANQUES DE CONDENSADO

ANA LUNA HIERRO JULIO DE 2017

Titulación: GRADO EN INGENIERÍA DE LA ENERGÍA

Intensificación: Gestión y Aprovechamiento Energético

Autorizo la presentación del proyecto

DISEÑO TANQUES DE CONDENSADO DE 10 000 m3 DE TECHO FIJO DE PLANTA

ANA LUNA HIERRO

ENRIQUE QUEROL ARAGÓN

Firmado: Prof. ENRIQUE QUEROL ARAGÓN

Fecha:24 de julio de 2017

ABSTRACT ........................................................................................................................................................ VII

DOCUMENTO Nº1: MEMORIA ........................................................................................................................ I

1 OBJETIVO Y ALCANCE DEL PROYECTO .......................................................................................... 3

2 ANTECEDENTES Y JUSTIFICACIÓN ................................................................................................... 4

2.1 CARACTERÍSTICAS DEL GAS NATURAL ...................................................................................... 4

2.2 EVOLUCION DE LA TECNOLOGÍA ................................................................................................. 5

2.3 USOS DEL GAS NATURAL ................................................................................................................ 6

2.4 MODOS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL.............................................................................. 8

2.5 GAS NATURAL LICUADO................................................................................................................. 8

2.6 BALANCE DE GAS NATURAL EN 2015 ........................................................................................... 9

2.6.1 SITUACIÓN EN CANADÁ .............................................................................................................. 11

2.7 PREVISIONES DE FUTURO ............................................................................................................. 13

3 INTRODUCCIÓN AL PROYECTO CANADA LNG ............................................................................ 15

3.1 DESCRIPCIÓN ................................................................................................................................... 15

3.2 ELECCIÓN DEL EMPLAZAMIENTO .............................................................................................. 15

3.3 FASES Y TIEMPO DE CONSTRUCCION ........................................................................................ 16

3.4 EMPRESAS INVOLUCRADAS ........................................................................................................ 17

3.5 PARTES DE LA INSTALACION....................................................................................................... 18

3.5.1 UNIDAD DE CONDENSADO ........................................................................................................ 19

4.1 API 650 ................................................................................................................................................ 21

4.2 UNE-EN-14015 ................................................................................................................................... 21

5 DISEÑO DE TANQUES DE CONDENSADO ........................................................................................ 22

5.1 TIPOS DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO ............................................................................ 22

5.2 DATOS INCIALES DE LOS TANQUES A DISEÑAR ..................................................................... 22

5.3 MATERIALES EMPLEADOS ........................................................................................................... 24

5.4 DISEÑO DEL CUERPO ..................................................................................................................... 25

5.4.3 SOLDADURA HORIZONTAL ENTRE VIROLAS ........................................................................... 28

5.4.4 CÁLCULO DEL PESO DEL CUERPO DEL TANQUE ................................................................. 29

5.5 DISEÑO DEL FONDO ....................................................................................................................... 29

5.5.1 ESPESOR DE LAS PLACAS DEL FONDO .................................................................................... 30

5.5.2 SOLDADURA DE LAS PLACAS DE FONDO ................................................................................ 30

5.5.3 PLACAS ANULARES DE FONDO ................................................................................................. 31

5.5.4 CÁLCULO DEL PESO DEL FONDO ............................................................................................ 31

5.7 DISEÑO DEL TECHO ........................................................................................................................ 32

5.7.1 TECHO FIJO .................................................................................................................................. 32

5.7.2 CÁLCULO DEL ESPESOR DE LAS PLACAS DEL TECHO ......................................................... 34

5.7.3 CÁLCULO DEL PESO DEL TECHO DEL TANQUE .................................................................... 36

5.7.4 PANTALLA FLOTANTE ................................................................................................................. 37

5.7.5 REQUERIMIENTOS DE FLOTABILIDAD .................................................................................... 38

5.7.6 ANILLO DE CORONAMIENTO ..................................................................................................... 38

5.7.7 ANILLOS DE REFUERZOEN EL TANQUE .................................................................................. 40

5.8 ESTABILIDAD DEL TANQUE POR VIENTO ................................................................................. 40

5.9 PRODUCCIÓN Y EXPORTACIÓN DE CONDENSADOS .............................................................. 45

5.10 APERTURAS EN EL TANQUE ......................................................................................................... 46

5.10.1 BOCA DE HOMBRE ....................................................................................................................... 47

5.10.3 DRENAJE ........................................................................................................................................ 49