trabajo fin de máster operaciones en asfalteros
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ESCUELA SUPERIOR DE LA MARINA CIVIL DE GIJÓN
Trabajo Fin de Máster
OPERACIONES EN ASFALTEROS
Para acceder al Título de Máster Universitario en
NÁUTICA Y GESTIÓN DEL TRANSPORTE MARÍTIMO
Autor: Antonio Guzmán Rodríguez.
Tutor: Roberto Álvarez Bucetas.
Mes –Julio-2020
ÍNDICE GENRAL
1. INDICE DE ILUSTRACIONES .............................................................................................................. 1
2. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................... 3
3. DERIVADOS DEL CRUDO .................................................................................................................. 5
3.1 INTRODUCCIÓN ....................................................................................................................... 5
3.2 TRATAMIENTO DEL CRUDO ..................................................................................................... 5
3.2.1 Destilación inicial, atmosférica ........................................................................................ 6
3.2.2 Destilación al vacío .......................................................................................................... 9
3.3 CARACTERÍSTICAS DE LOS HIDROCARBUROS .......................................................................... 9
3.3.1 Flash-point-temperatura de inflamación ...................................................................... 10
3.3.2 Punto de fluidez – pour point........................................................................................ 10
3.3.3 Punto de ebullición........................................................................................................ 11
3.3.4 Acidez ............................................................................................................................ 11
3.3.5 Contenido en azufre ...................................................................................................... 11
3.3.6 Viscosidad ...................................................................................................................... 13
3.3.6.1 Viscosidad absoluta ................................................................................................... 13
3.3.6.2 Viscosidad cinemática ............................................................................................... 13
3.4 PRODUCTOS TRANSPORTADOS ............................................................................................. 14
3.4.1 Residuo atmosférico ...................................................................................................... 14
3.4.1.1 Origen ........................................................................................................................ 14
3.4.1.2 Tráfico ........................................................................................................................ 15
3.4.2 Residuo de vacío y gasoil de vacío (VGO) ...................................................................... 16
3.4.3 Bitumen ......................................................................................................................... 17
3.4.3.1 Origen ........................................................................................................................ 17
3.4.3.2 Clasificación ............................................................................................................... 17
3.4.3.3 Empleo del bitumen .................................................................................................. 18
3.4.4 Productos derivados del asfalto (PDA) .......................................................................... 19
3.4.5 Intermediate fuel oil. IFO-380 ....................................................................................... 19
3.4.5.1 Origen ........................................................................................................................ 19
3.4.5.2 Clasificación ............................................................................................................... 19
3.4.6 Cycle oil-aceites clarificados .......................................................................................... 20
4. BUQUE ASFALTERO ....................................................................................................................... 21
4.1 INTRODUCION ....................................................................................................................... 21
4.2 TANQUES DE CARGA ............................................................................................................. 21
4.2.1 Tanques de estructura integral ..................................................................................... 22
4.2.2 Tanques soportados ...................................................................................................... 22
4.3 RECUBIMIENTO DE SILICATO DE ZINC ................................................................................... 24
4.3.1 Introducción .................................................................................................................. 24
4.3.2 Categorías ...................................................................................................................... 25
4.3.3 Inconvenientes .............................................................................................................. 25
5. SITEMA DE CALEFACCIÓN. ............................................................................................................ 27
5.1 CALDERAS .............................................................................................................................. 27
5.1.1 Normativa ...................................................................................................................... 27
5.1.2 Transferencia de calor ................................................................................................... 28
5.1.3 Superficie de calefacción ............................................................................................... 28
5.1.3.1 Superficie de radiación. ............................................................................................. 29
5.1.3.2 Superficie de convección. .......................................................................................... 30
5.1.4 Transmisión de calor en calderas .................................................................................. 30
5.1.4.1 Superficie de calefacción directa .............................................................................. 30
5.1.4.2 Superficie de calefacción indirecta ........................................................................... 31
5.1.5 Tipos de Hogares ........................................................................................................... 32
5.1.5.1 Hogares en sobrepresión .......................................................................................... 32
5.1.5.2 Hogares en depresión ............................................................................................... 32
5.1.5.3 Hogares equilibrados................................................................................................. 32
5.1.6 Quemadores .................................................................................................................. 32
5.1.6.1 Funciones del quemador ........................................................................................... 32
5.1.6.2 Requerimientos mínimos del quemador .................................................................. 33
5.1.6.3 Quemadores y su control .......................................................................................... 33
5.2 CALDERAS DE VAPOR ............................................................................................................ 34
5.2.1.1 Calderas pirotubulares .............................................................................................. 34
5.2.1.2 Caldera acuotubulares .............................................................................................. 36
5.2.1.3 Características ........................................................................................................... 39
5.2.2 Problemas más típicos en las calderas de vapor ........................................................... 40
5.2.2.1 Corrosión ................................................................................................................... 40
5.2.2.2 Erosión ....................................................................................................................... 40
5.2.2.3 Sobrecalentamiento .................................................................................................. 40
5.2.2.4 Fatiga de materiales .................................................................................................. 40
5.2.2.5 Daños mecánicos ....................................................................................................... 41
5.3 CALDERAS DE AGUA CALIENTE Y SOBRECALENTADA ........................................................... 41
5.3.1.1 Ventajas ..................................................................................................................... 41
5.3.1.2 Inconvenientes .......................................................................................................... 41
5.4 CALDERAS ELÉCTRICAS .......................................................................................................... 42
5.5 MATERIALES REFRACTARIOS ................................................................................................. 42
6. CALDERAS DE ACEITE TERMICO .................................................................................................... 44
6.1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................... 44
6.2 ACEITE TÉRMICO ................................................................................................................... 45
6.2.1 Estructura química ........................................................................................................ 45
6.2.1.1 Aceites sintéticos ....................................................................................................... 45
6.2.1.2 Aceites minerales ...................................................................................................... 45
6.2.1.3 Otros, incluidas las siliconas ...................................................................................... 45
6.2.2 Uso de aceite ................................................................................................................. 46
6.2.2.1 Aceites térmicos de grado medicinal ........................................................................ 46
6.2.2.2 Aceites térmicos de limpieza ..................................................................................... 46
6.2.2.3 Aceites térmicos de calentamiento ........................................................................... 46
6.2.3 Sistema de trabajo ........................................................................................................ 46
6.2.3.1 Sistemas de fase líquida no presurizados ................................................................. 46
6.2.3.2 Sistemas de fase líquida presurizada ........................................................................ 46
6.2.3.3 Sistemas de fase de vapor ......................................................................................... 46
6.2.4 Propiedades de los aceites térmicos ............................................................................. 47
6.2.4.1 Estabilidad térmica .................................................................................................... 47
6.2.4.2 Resistencia a la oxidación .......................................................................................... 47
6.2.4.3 Eficiencia de transferencia de calor .......................................................................... 48
6.2.5 Temperaturas del aceite térmico .................................................................................. 48
6.2.5.1 Temperatura de salida .............................................................................................. 48
6.2.5.2 Temperatura de retorno ........................................................................................... 48
6.2.5.3 Temperatura del aceite o de masa............................................................................ 48
6.2.5.4 Temperatura de película ........................................................................................... 49
6.2.5.5 Temperatura mínima de bombeo ............................................................................. 49
6.2.5.6 Máxima temperatura de servicio .............................................................................. 49
6.2.5.7 Punto de congelación (Pour Point) ........................................................................... 49
6.2.5.8 Punto de inflamación (Flash Point) ........................................................................... 50
6.2.5.9 Punto de combustión (FirePoint) .............................................................................. 50
6.2.5.10 Diferencial térmico ................................................................................................ 50
6.3 TANQUE DE EXPANSION........................................................................................................ 51
6.3.1 Funciones ...................................................................................................................... 51
6.3.2 Diseño ............................................................................................................................ 52
6.3.3 Oxidación ....................................................................................................................... 54
6.4 CALDERA ................................................................................................................................ 55
6.4.1 Elementos de seguridad ................................................................................................ 57
6.5 CRAQUEO DEL ACEITE TÉRMICO ........................................................................................... 58
6.6 DILATACIONES TÉRMICAS ..................................................................................................... 58
6.7 BOMBAS DE ACEITE TÉRMICO ............................................................................................... 60
6.7.1 Introducción .................................................................................................................. 60
6.7.2 Flujo del aceite térmico ................................................................................................. 60
6.7.2.1 Capa límite ................................................................................................................. 61
6.7.2.2 Instalación ................................................................................................................. 62
6.8 ECONOMIZADOR ................................................................................................................... 63
6.8.1 Introducción .................................................................................................................. 63
6.8.2 Clasificación ................................................................................................................... 63
6.8.2.1 Tipo de material ........................................................................................................ 63
6.8.2.2 Localización ............................................................................................................... 63
6.9 SERPENTINES ......................................................................................................................... 65
6.9.1 ACOMPAÑAMIENTO ...................................................................................................... 68
6.10 CALORIFUGADO..................................................................................................................... 69
7. BOMBAS DE TORNILLO. ................................................................................................................. 69
7.1 BOMBAS DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO ............................................................................ 70
7.1.1 De pistón o reciprocantes ............................................................................................. 70
7.1.2 Rotatorias ...................................................................................................................... 70
7.1.2.1 Características ........................................................................................................... 70
7.2 VÁLVULAS .............................................................................................................................. 73
7.2.1 Partes de la válvula ........................................................................................................ 73
7.2.1.1 Cuerpo de acero inoxidable. ..................................................................................... 74
7.2.1.2 Tajadera de acero inoxidable .................................................................................... 74
7.2.1.3 Asiento ...................................................................................................................... 74
7.2.1.4 Empaquetadura. ........................................................................................................ 74
8. OPERATIVAS .................................................................................................................................. 76
8.1 FLUSHING. ............................................................................................................................. 76
8.1.1 Introducción .................................................................................................................. 76
8.1.2 Operativa de Flushing a bordo. ..................................................................................... 77
8.1.2.1 Buque tipo ................................................................................................................. 77
8.1.2.2 Producto. ................................................................................................................... 79
8.1.2.3 Cantidad .................................................................................................................... 80
8.1.2.4 Tiempo ....................................................................................................................... 80
8.1.2.5 Temperatura .............................................................................................................. 81
8.1.2.6 Toma de muestras ..................................................................................................... 82
8.1.2.7 Secuencia ................................................................................................................... 82
8.2 DESPLAZAMIENTO DE LINEAS ............................................................................................... 84
8.2.1 Introducción .................................................................................................................. 84
8.2.2 Buque ............................................................................................................................ 84
8.2.3 Terminal ........................................................................................................................ 84
8.3 LIQUIDACION ......................................................................................................................... 85
8.3.1 Corrección por dilatación .............................................................................................. 86
9. SEGURIDAD EN EL TRANSPORTE ................................................................................................... 88
9.1 ALTAS TEMPERATURAS ......................................................................................................... 88
9.2 CONTENIDOS DE H2S ............................................................................................................. 88
9.2.1 Consideraciones sobre el H2S ........................................................................................ 89
10. MEDIOAMBIENTE ...................................................................................................................... 91
10.1 CLASIFICACIÓN ...................................................................................................................... 91
10.1.1 Propiedades ................................................................................................................... 91
10.1.2 PAHs y VOCs .................................................................................................................. 92
10.1.3 ITOPF ............................................................................................................................. 93
10.2 METEORIZACION EN HIDROCARBUROS PERSISTENTES ........................................................ 95
10.2.1 Vertidos en superficie ................................................................................................... 96
10.2.1.1 Cinta absorbente. .................................................................................................. 96
10.2.1.2 Skimmer de agua a presión. .................................................................................. 97
10.2.1.3 Cepillo .................................................................................................................... 97
10.2.1.4 Cinta de palas ........................................................................................................ 97
10.2.2 Vertidos sumergidos ..................................................................................................... 97
10.2.2.1 Guías operacionales .............................................................................................. 97
10.2.3 Circunstancias clave para que el producto se hunda tras el derrame .......................... 98
10.2.4 Circunstancias que harán que el hidrocarburo se hunda con el tiempo ...................... 98
10.2.5 Técnicas de detección de vertidos sumergidos............................................................. 99
10.2.5.1 Sistemas de sonar .................................................................................................. 99
10.2.5.2 Cámaras acústicas y de video ................................................................................ 99
10.2.5.3 Buzos ................................................................................................................... 100
10.2.5.4 Remolque de material absorbente ..................................................................... 100
10.2.5.5 Absorbentes fijos al fondo .................................................................................. 100
10.2.5.6 Observación visual ............................................................................................... 100
10.2.5.7 Toma de muestras del fondo .............................................................................. 101
10.2.5.8 Muestras de agua ................................................................................................ 101
10.2.5.9 Detección por laser ............................................................................................. 101
10.2.6 MÉTODOS DE RECUPERACIÓN .................................................................................... 101
10.2.6.1 Dragas de succión ................................................................................................ 101
10.2.6.2 Recuperación mecánica ...................................................................................... 101
10.2.6.3 Buzos con bomba ................................................................................................ 102
10.2.6.4 Material absorbente ............................................................................................ 102
10.2.6.5 Recuperación manual .......................................................................................... 102
10.2.6.6 Agitación/Reflote ................................................................................................ 102
10.2.7 Vertido de bitumen ..................................................................................................... 102
10.2.7.1 Incidente .............................................................................................................. 103
10.2.7.2 Derrame............................................................................................................... 103
11. CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 107
12. BIBLIOGRAFIA .......................................................................................................................... 108
Título: Operaciones en Asfalteros
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Autor: Antonio Guzmán Rodríguez
Tutor: Roberto Álvarez Bucetas
1. INDICE DE ILUSTRACIONES
Ilustración 1 Torre de destilación atmosférica. ....................................................................................... 8
Ilustración 2 Torre de destilación al vacío ............................................................................................... 9
Ilustración 3 Resumen de productos con temperaturas de transporte y tablas de liquidación. .......... 10
Ilustración 4 Límites de contenido en azufre para bunker marino. ...................................................... 12
Ilustración 5 Densidad y contenidos de sulfuro de los crudos. ............................................................. 14
Ilustración 6 Fracciones destiladas según sus características. .............................................................. 16
Ilustración 7 Grados de bitumen más comunes en España .................................................................. 18
Ilustración 8 Esquema de procesos en una refinería. Los productos resaltados en rojo son objeto de
transporte en asfalteros. ....................................................................................................................... 20
Ilustración 9Corte transversal de un tanque de carga suspendido. ..................................................... 23
Ilustración 10Corte transversal tanque de carga integral. Astilleros ARMON ...................................... 23
Ilustración 11Interior de un tanque de lastre con recubrimiento de silicato de zinc ........................... 26
Ilustración 12 Caldera pirotubular ........................................................................................................ 36
Ilustración 13 Caldera acuotubular ....................................................................................................... 39
Ilustración 14 Sistema de calefacción de aceite térmico ...................................................................... 44
Ilustración 15 Características de los fluidos térmicos en el mercado ................................................... 51
Ilustración 16 Aumentos de volumen debido al incremento en la temperatura para un aceite térmico
de coeficiente de dilatación 0.00075 .................................................................................................... 53
Ilustración 17 Tanque de expansión con instalación adosada de un desaireador y enfriador ............. 55
Ilustración 18 Caldera de aceite térmico .............................................................................................. 56
Ilustración 19 Haz tubular de la caldera. ............................................................................................... 56
Ilustración 20 Serpentines de calefacción. ............................................................................................ 59
Ilustración 21 Serpentines de calefacción. Soportes y abarcones. ....................................................... 59
Ilustración 22 Compensador de dilatación tipo fuelle de acero inoxidable.......................................... 59
Ilustración 23 Esquema velocidad/flujo del fluido ................................................................................ 61
Ilustración 24 Esquema velocidad/temperatura del fluido .................................................................. 62
Ilustración 25 Vista desde el costado de estribor. Plano calderas, economizador y tanque de
expansión a bordo. Astilleros ARMON .................................................................................................. 64
Ilustración 26 Vista en planta de sala de máquinas. Bombas de aceite y calderas. Astilleros ARMON 65
Ilustración 27 Vista en planta de los serpentines de calefacción a bordo. Astilleros ARMON ............. 66
Ilustración 28 Corte transversal del tanque de babor. Vista de los serpentines en dos alturas.
Astilleros ARMON .................................................................................................................................. 66
Ilustración 29 Piano de válvulas de aceite en el interior de la cámara de bombas. ............................. 67
Ilustración 30 Interior del tanque de un buque quimiquero. Serpentines y bomba de pozo profundo
............................................................................................................................................................... 67
Ilustración 31 Parrilla de serpentines en el interior de un buque asfaltero. ........................................ 68
Ilustración 32 Esquema línea de carga con acompañamientos ............................................................ 68
Ilustración 33 Calorifugado entorno a una válvula de aceite térmico. ................................................. 69
Ilustración 34 Eficiencia de las bombas centrifugas frente a las bombas de tornillo en base a la
viscosidad. Chemical Tanker Notes ....................................................................................................... 71
Ilustración 35 Despiece de una bomba de dos tornillos. ...................................................................... 72
Ilustración 36 Bombas de tornillo a bordo de una gabarra. Posición vertical ...................................... 72
Ilustración 37 Esquema de bomba de tornillo de pozo profundo. ....................................................... 72
Ilustración 38 Despiece de una bomba de tornillo. Husillos durante el mantenimiento. .................... 73
Ilustración 39 Válvula del manifold de un asfaltero.............................................................................. 73
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Autor: Antonio Guzmán Rodríguez
Tutor: Roberto Álvarez Bucetas
Ilustración 40 Válvula de corte de las líneas de carga a bordo de un asfaltero. www.orbinox.com .. 73
Ilustración 41 Esquema de asiento de válvula de mariposa. Asiento metálico. ................................... 75
Ilustración 42 Asiento metálico. ............................................................................................................ 75
Ilustración 43 Dilatación de la válvula. .................................................................................................. 75
Ilustración 44 MSDS IFO HS de CEPSA ................................................................................................... 78
Ilustración 45 MSDS IFO HS de CEPSA ................................................................................................... 78
Ilustración 46 MSDS Asfalto de CEPSA .................................................................................................. 78
Ilustración 47 MSDS Asfalto de CEPSA ................................................................................................. 79
Ilustración 48 MSDS de VGO de CEPSA ................................................................................................ 80
Ilustración 49 Secuencia de lavado con 300 m3 de asfalto ................................................................... 83
Ilustración 50 Secuencia de lavado con 150 m3 de asfalto .................................................................. 83
Ilustración 51 Descarga de asfalto a camiones. Puerto de Oran, Argelia ............................................. 85
Ilustración 52 Tablas de conversión de hidrocarburos. ........................................................................ 85
Ilustración 53 Tablas FCV D4311/D4311M ........................................................................................... 86
Ilustración 54 Soporte de tanque de carga de asfalto. ......................................................................... 87
Ilustración 55 TLV del benceno, sulfuro de hidrogeno y la gasolina ..................................................... 89
Ilustración 56 Efectos del ácido sulfúrico según sus concentraciones.................................................. 90
Ilustración 57 Hidrocarburo persistente (izquierda) y no persistente (derecha). ITOPF ...................... 91
Ilustración 58 Categorías según clasificación de la ITOPF. Grupo 1 ...................................................... 93
Ilustración 59 Categorías según clasificación de la ITOPF. Grupo 2 ...................................................... 93
Ilustración 60 Categorías según clasificación de la ITOPF. Grupo 3 ...................................................... 94
Ilustración 61 Categorías según clasificación de la ITOPF. Grupo 4 ...................................................... 94
Ilustración 62 La siguiente grafía nos da una idea sobre la persistencia de los hidrocarburos en base a
grado API. ITOPF .................................................................................................................................... 94
Ilustración 63 Relación entre densidad, grado API, salinidad y comportamiento del crudo. API
TECHNICAL REPORT 1154-2 .................................................................................................................. 99
Ilustración 64 Remolque de material absorbente. A Response Guide for Sunken Oil Mats (SOMs) .. 100
Ilustración 65 Absorbentes fijos al fondo. A Response Guide for Sunken Oil Mats (SOMs) ............... 100
Ilustración 66 Toma de muestras del fondo marino. A Response Guide for Sunken Oil Mats (SOMs)
............................................................................................................................................................. 101
Ilustración 67 Draga de succión subacuática con cabezal dentado. A Response Guide for Sunken Oil
Mats (SOMs) ........................................................................................................................................ 101
Ilustración 68 Succión de bomba dirigida por un buzo. A Response Guide for Sunken Oil Mats (SOMs)
............................................................................................................................................................. 102
Ilustración 69 Situación de la gabarra tras escorarse 90º sobre el costado de babor. ....................... 104
Ilustración 70 Derrame de bitumen y contención con barreras. Mientras se mantiene fluido es una
sustancia pegajosa que facilita su contención. ................................................................................... 104
Ilustración 71 Salida de producto por las escotillas y P/V de la gabarra ............................................ 104
Ilustración 72 Bitumen solidificado sobre la propia cubierta de la gabarra y barreras de contención.
............................................................................................................................................................. 105
Ilustración 73 Análisis del fondo del rio en busca del derrame. Acumulación del bitumen justo bajo la
gabarra. ............................................................................................................................................... 105
Ilustración 74 Draga sobre pontón recuperando el vertido solidificado del fondo del rio. ................ 106
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2. INTRODUCCIÓN
En el presente trabajo se describen las operativas de transporte de bitumen por vía marítima.
El entendimiento de esta cuestión hace necesario el análisis del buque y los productos a
transportar.
Los asfalteros son capaces de transportar distintos tipos de productos, hecho poco conocido
incluso por personal del sector. El estudio de los procesos de refinado del crudo aporta luz a
esta cuestión. Además, permite conocer los parámetros necesarios para la operativa a bordo:
viscosidad, acidez, contenido en azufre, punto de ebullición, punto de fluidez y temperatura
de inflación.
El segmento que nos ocupa es el de los crudos reducidos y fueles pesados, siendo los
productos más típicos: bitumen, residuo atmosférico, VGO e IFO – 380. Caracterizados por la
presencia de las partes más pesadas del crudo, resultado de la destilación, con altos pesos
moleculares, aromáticos y concentraciones de azufre elevadas. Altas densidades y
viscosidades a temperatura ambiente y altas temperaturas de fluidez definen a los productos
transportados por asfalteros.
El parámetro clave es la temperatura. Este valor marca todos los conceptos tratados en el
presente trabajo. Es la medida que hace posible la operativa de carga, transporte y descarga
de bitumen. Las instalaciones y los procedimientos están enfocados hacia el mantenimiento
e incremento de la temperatura del producto. El personal del buque controla este parámetro
cada cuatro horas, anotando los datos en la hoja de registro de temperaturas.
Se describen las características de los tanques de carga. En la actualidad, los modelos que
se imponen son de tipo tanque flotante o soportado. Los recubrimientos de silicato de zinc
garantizan la durabilidad de los tanques de lastre y cofferdams del buque. Se revisan los tipos
y características principales de estos recubrimientos.
Si el parámetro clave es la temperatura, el sistema de calefacción es, por tanto, el principal
elemento del buque. Se analizan los distintos tipos de calderas, sus diseños y formas de
trabajo para finalmente centrarnos en las calderas utilizadas a bordo.
Las calderas de aceite térmico son las que mejores características presentan. Sus diseños
compactos, sencillos de operar y sin cambios de fase en el fluido caloportador las hacen
idóneas para trabajar con productos bituminosos.
Título: Operaciones en Asfalteros
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Autor: Antonio Guzmán Rodríguez
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Otro de los elementos que definen a este tipo de buques son las bombas de tornillo. Las
bombas de desplazamiento positivo rotatorias, de dos o más husillos, permiten la descarga y
limpieza de los tanques del buque. Capaces de trabajar con un amplio rango de viscosidades,
a altas temperaturas y presiones y su preciso control de los rate de descarga las hacen aptas
para prestar servicio a bordo.
Habiendo analizado los productos, el buque y sus sistemas de carga/descarga estamos en
condiciones de comprender las operativas de: flushing y desplazamiento de líneas.
Por último, se considera la posibilidad de vertido de estos productos al mar siguiendo lo
dispuesto por las guías técnicas sobre recuperación de vertidos sumergidos.
La singularidad de este segmento del transporte marítimo y la experiencia profesional a bordo
han sido los motivos para elegir el tema que pone fin a los estudios de Máster.
Me pareció importante dar a conocer esta clase de buques tanque, tremendamente
desconocida y con un alto grado de especialización. El presente trabajo es de crucial
importancia para comprender las formas de operar a bordo de uno de estos buques.
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3. DERIVADOS DEL CRUDO
3.1 INTRODUCCIÓN
El nombre atribuido a esta clase de buques tanque no deja lugar a dudas acerca del producto
objeto de su tráfico. Sin embargo, en la práctica, existe una serie de hidrocarburos que por
sus características son transportados con regularidad a bordo de buques asfalteros.
Los productos transportados suelen recibir el nombre de la unidad de producción de la
refinería, de modo que debemos realizar un análisis de los distintos procesos de tratamiento
del crudo y las propiedades que presentan sus derivados.
La mayor parte de los productos de origen petrolífero son mezclas más o menos sencillas en
el caso de los gases, pero muy complejas al tratarse de fracciones líquidas. Además, los
productos comerciales, los cuales deben responder a determinadas especificaciones, son
generalmente mezclas de fracciones complejas: naftas, carburantes para reactores, fueles y
aceites.
3.2 TRATAMIENTO DEL CRUDO
La industria de refinación del petróleo transforma los crudos de petróleo en numerosos
productos destilados, incluyendo gases licuados del petróleo, nafta, kerosene, combustible
para aviación, gasoil, fueloil, lubricantes, asfaltos y productos básicos para la industria
petroquímica.
La industria de refinación del petróleo cuenta con una amplia variedad de procesos, los cuales
varían de unas refinerías a otras en función de su estructura, materias primas utilizadas,
productos finales que se desea obtener y especificaciones de los productos.
Los procesos de refinación y las operaciones auxiliares pueden ser clasificadas en cinco
categorías:
1.Procesos de separación: destilación atmosférica, destilación al vacío, procesado de gases
(recuperación de los gases de refinería, metano y etano) y desalado de los crudos.
2.Procesos de conversión: craqueo (térmico y catalítico), reformado catalítico, alquilación,
polimerización, isomerización, coquización y reducción de viscosidad (visbreaking)
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Autor: Antonio Guzmán Rodríguez
Tutor: Roberto Álvarez Bucetas
3.Procesos de tratamiento: hidrotratamiento (tratamiento con hidrógeno), hidrodesulfuración,
tratamiento químico (endulzamiento), extracción de gas ácido y tratamiento, desasfaltado,
asfaltos, lubricantes, parafinas y grasas.
4.Mezclas y manejo de productos: almacenamiento, cargas, descargas, mezclas de crudos y
productos intermedios, mezclas de productos
5.Operaciones auxiliares: unidad de producción de hidrógeno, unidad de recuperación de
azufre, sistema de generación de vapor, generación de energía eléctrica o cogeneración de
calor, vapor y electricidad, sistema de refrigeración de aguas, sistema de purgas, compresores
y plantas de tratamiento de aguas.
Además, las Refinerías integradas poseen diversas unidades petroquímicas
El petróleo crudo, transportado desde los yacimientos a la refinería por petroleros u
oleoductos, es almacenado en grandes depósitos cuya capacidad media es de 30.000 m3
aproximadamente. Previamente a un eventual desalado, el crudo sufre una primera operación
de fraccionamiento por destilación (destilación atmosférica); posteriormente, los cortes
obtenidos son sometidos a operaciones de transformación molecular o a nuevas separaciones
físicas.
3.2.1 Destilación inicial, atmosférica
La unidad de destilación inicial o topping atmosférica, tiene por finalidad separar el petróleo
crudo en un determinado número de cortes o fracciones clasificadas según las temperaturas
de ebullición de los hidrocarburos. Estos cortes de destilación directa son regulados para
hacerlos corresponder en forma aproximada con las especificaciones de destilación A.S.T.M,
que condiciona su rendimiento respecto al crudo.
Previa vaporización en los hornos, los hidrocarburos se clasifican verticalmente de acuerdo a
su volatilidad, es decir, según su peso molecular. Al concluir esta primera etapa, la situación
evaluada desde el punto de vista cualitativo y cuantitativo va a condicionar el resto del
programa.
Las fracciones que se obtienen en el procesamiento del crudo están dadas por el rango de
ebullición y la presión de vapor del producto dando como resultado la siguiente clasificación:
• Gases ligeros: metano y etano, los cuales son utilizados como combustible en las
refinerías o como materia prima en la industria petroquímica.
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• Propano: el cual es vendido directamente como tal o se utiliza en la alimentación de las
instalaciones petroquímicas.
• Butanos: El butano normal se mezcla con la nafta para aumentar su volatilidad o bien
es vendido directamente como GLP. El isobutano se emplea como materia prima en la
unidad de alquilación.
• Nafta: incluye los productos de punto de ebullición entre 36°C y 140°C. Por regla
general la fracción entre 36°C y 71°C se mezcla directamente con la nafta, mientras
que la comprendida entre 71°C y 140°C se alimenta a una unidad de reformado
catalítico para mejorar su índice de octano o para producir benceno, tolueno y xilenos.
• Nafta pesada: con un intervalo de destilación entre 140°C y 204°C. Se utiliza como
carga de alimentación del reformado catalítico o se mezcla con el queroseno y el
combustible de reactores.
• Queroseno: destila entre 204 y 275°C, y es utilizado fundamentalmente como
combustible de reactores.
• Gas-oil liviano: destila entre 275 y 343°C. Suele ser mezclado directamente con el fuel-
oil N°2 y el dieselfuel, que son empleados como combustibles domésticos. El gas-oíl
liviano suele ser utilizado también como materia prima en los procesos de craqueo
catalítico o hidro craqueo si la demanda de productos ligeros de la refinería así lo
determina.
• Gas-oil pesado: con un intervalo de destilación entre 343 y 538°C puede incorporarse
directamente a la mezcla de fracciones pesadas que constituyen el fuel-oil pesado.
Además, puede utilizarse en la fabricación de asfaltos y en los procesos de conversión,
como el craqueo térmico e hidrocraqueo. El gas-oil pesado se utiliza como combustible
industrial.
La fracción restante del petróleo (> 350°C) es denominada residuo “largo” y puede ser:
• Parafínico: si predomina en su composición este tipo de hidrocarburos,
• Asfáltico: si predominan los nafténicoso aromáticos.
• Otros de los derivados son: Fuel-oil liviano, aceites ligeros: lubricantes para mecánica
ligera, aceites pesados para la obtención de lubricantes para motores, aceites de
cilindros: para máquinas de vapor y engrase general, parafinas y ceras, fueloil pesado,
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asfalto y materiales asfálticos, sólidos y semisólidos, coque, aromáticos, olefinas y
diolefinas, aceites bituminosos, disolventes y alquitrán o residuo.
Ningún producto de la unidad de destilación atmosférica admite ser considerado, de manera
usual, como producto acabado, a excepción del residuo atmosférico, vendido como fuel
pesado.
Las cantidades de las diversas fracciones de base no se corresponden a la demanda del
mercado, determinando un excedente de productos pesados y un déficit de ligeros; excepto
para ciertos crudos, tales como los del Sahara que presentan una situación inversa. Por ello
resulta necesario utilizar los procesos de transformación y de separación (procesos de
conversión) con la finalidad de mejorar la calidad y eliminar el exceso de pesados con aumento
de los gases y de la nafta.
Ilustración 1 Torre de destilación atmosférica.
https://www.google.com/search?q=distillation-tower-illustration&client=firefox-b-
d&source=lnms&tbm=isch&sa=X&ved=2ahUKEwilvo_HrqnqAhXJ3YUKHcbMC64Q_AUoAXoECAsQAw#imgrc=_
pn3ur4Xgik0HM
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3.2.2 Destilación al vacío
Se trata del segundo paso dentro de la destilación del crudo. En las unidades de destilación
al vacío el proceso de evaporación del residuo largo se realiza a una presión inferior a la
atmosférica.
El incremento de la demanda de productos ligeros, la disminución en el consumo de fuel oil,
el incremento en el diferencial de precios entre crudo livianos, pesados y las mayores reservas
de crudos pesados en el mundo, han obligado a las refinerías a modificar su estructura
productiva a fin de adaptarse a esta situación.
Los procesos de conversión se utilizan desde hace muchos años. La destilación al vacío y la
reducción de viscosidad desde el siglo XIX, la coquización de residuos desde 1928, el craqueo
catalítico desde 1936 y el hidrotratamiento de residuos desde 1965. No obstante, la utilización
de estas tecnologías se ha generalizado a partir de 1973 y 1979, en los cuales se
desencadenan las crisis de los precios del petróleo.
Ilustración 2 Torre de destilación al vacío
https://www.slideshare.net/OctovianCletus/petroleum-introrev-4
.
3.3 CARACTERÍSTICAS DE LOS HIDROCARBUROS
Desde el punto de vista del transporte marítimo merecen especial atención las siguientes
propiedades: flashpoint, punto de ebullición, acidez, contenido en azufre, viscosidad, punto de
solidificación y penetración y resbalamiento de los productos asfalticos. Estas características
nos ayudarán a clasificar los distintos productos a transportar a bordo del buque y
establecerán las pautas a seguir durante las operaciones.
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3.3.1 Flash-point-temperatura de inflamación
Es definida como la temperatura más baja a la que un líquido emite suficientes gases
inflamables que en presencia de una llama cauda la ignición del líquido. Esta prueba puede
realizarse según el método de vaso cerrado o vaso abierto. Debido a la perdida de gases en
el método de vaso abierto esta temperatura es siempre un poco mayor que la obtenida por el
método del vaso cerrado (unos 6º C de diferencia)
PRODUCTO FLASH-POINT (ºC) Tª media de transporte(ºC) TABLAS
IFO-380/ IFO HS >60 50-55 54-B
IFO BIA (combustible de calefacción) >70 50-55 54-B
RESIDUO ATMOSFÉRICO >90 65-75 D-4311
GASOIL DE VACIO (VGO) 167,5 40-45 54-B
FONDO DE VACIO (Producto Intermedio) 250 140-160 D-4311
ASFALTO >230 150-160 D-4311
PDA >130 145 D-4311
CYCLE OIL >60 30 54-B
Ilustración 3 Resumen de productos con temperaturas de transporte y tablas de liquidación.
3.3.2 Punto de fluidez – pour point.
El punto de escurrimiento de un líquido es la temperatura por debajo de la cual el líquido
pierde sus características de flujo. La temperatura más baja a la que un hidrocarburo
permanecerá fluido.
Existen varios métodos para su obtención: ASTM D97 y ASTM D5949. Según la norma ASTM
D5949, la muestra de ensayo se calienta y se enfría mediante un dispositivo Peltier a una
velocidad de 1,5±0,1 °C/min. A intervalos de 1 °C o 3 °C, se imparte un pulso presurizado de
gas comprimido sobre la superficie de la muestra. Múltiples detectores ópticos observan
continuamente la muestra en busca de movimiento. Se determina que el punto de
escurrimiento es la temperatura más baja a la que se detecta movimiento en la superficie de
la muestra.
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Los crudos reducidos y los fueles pesados se caracterizan por sus altas temperaturas de
fluidez. Los compuestos bituminosos comenzaran a fluir a partir de los 50ºC.
3.3.3 Punto de ebullición
Este se define como la temperatura a la cual un líquido puro, pasa al estado de vapor a una
presión preestablecida en cualquier punto de su masa líquida. Para todas las series de
hidrocarburos homólogos, el punto de ebullición se incrementa con el número de átomos de
carbono que conforman la molécula. Generalmente, los aromáticos poseen puntos de
ebullición más altos que los correspondientes nafténicos o parafínicos.
3.3.4 Acidez
Los ácidos se acumulan en los crudos como resultado de la biodegradación del crudo en el
yacimiento. Las bacterias metabolizan las moléculas ligeras de forma sencilla, los crudos
ácidos tienden a estar formados por las partes no metabolizadas, las moléculas más pesadas
que las bacterias no son capaces de digerir.
El contenido en ácidos del crudo se mide según el TAN (Total Acid Number), referido al NN
(Neutralization number), miligramos de hidróxido de potasio necesarios para neutralizar un
gramo de crudo. La mayor parte de las refinerías están diseñadas para trabajar con un TAN
menor a 0.5. Crudos agrios son aquellos con un TAN > 0.7.
3.3.5 Contenido en azufre
Este parámetro clasifica los crudos en agrios y dulces en función del contenido de azufre.
Los crudos que poseen contenidos de azufre superiores al 1%, son llamados agrios (son
corrosivos), mientras que los que se encuentran por debajo de dicho valor, dulces. Los
productos transportados a bordo presentan concentraciones entre 1% a 3.5 % en azufre.
El azufre debe ser eliminado de los productos destilados debido a:
• problemas de contaminación atmosférica que genera.
• el azufre es un veneno de los catalizadores utilizados en la refinación, disminuye la
calidad de las naftas.
• se transforma en anhídrido sulfuroso por combustión, que en presencia de agua
produce ácido sulfúrico.
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La proporción de crudos agrios en la producción mundial ha ido en aumento. Los países con
refinerías adaptadas a estos crudos son receptores de este tráfico. Debido a las restricciones
medioambientales, las refinerías deben eliminar los contenidos en azufre de los productos
finales.
La normativa internacional muestra especial interés por la reducción del azufre en el crudo.
La Organización Marítima Internacional así nos aclara su postura frente a la cuestión:
“El principal tipo de hidrocarburos usado como combustible en los buques es el fueloil pesado,
derivado del residuo de la destilación del petróleo crudo. El petróleo crudo contiene azufre
que, tras la combustión en el motor, es liberado en la atmósfera junto con el resto de emisiones
del buque. Los óxidos de azufre (SOx) son conocidos por ser perjudiciales para la salud
humana, causando síntomas respiratorios y enfermedades de los pulmones. En la atmósfera,
los Sox pueden producir lluvia ácida, que puede a su vez provocar daños en los cultivos,
bosques y especies acuáticas, y contribuye además a la acidificación de los océanos.”
“Desde el 1 de enero de 2020, el límite de contenido de azufre en el combustible usado a
bordo de los buques que operen fuera de las zonas de control de emisiones designadas será
de 0.50 % masa/masa. De esta forma, se reducirá significativamente la cantidad de óxidos de
azufre que emanan de los buques, lo que debería tener grandes beneficios tanto para la salud
como para el medio ambiente mundiales, especialmente, para las poblaciones que viven cerca
de los puertos y costas.”
Ilustración 4 Límites de contenido en azufre para bunker marino.
https://www.eia.gov/petroleum/
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3.3.6 Viscosidad
Es una magnitud física que mide la resistencia interna al flujo de un fluido, resistencia producto
del frotamiento de las moléculas que se deslizan unas contra otras. La inversa de la viscosidad
es la fluidez.
La viscosidad es un parámetro que influye en la potencial emisión de contaminantes dado que
es una determinante en las condiciones de la combustión.
Además, resulta importante para definir las posibilidades de bombeo de los productos y el tipo
de régimen de los caños. La viscosidad es una especificación de primer orden en los aceites
lubricantes, ya que condiciona las cualidades requeridas para la lubricación.
La magnitud de la viscosidad depende de la conformación química del crudo, de manera que,
a mayor proporción de fracciones ligeras, menor es la viscosidad. Este valor depende además
de la temperatura ambiente, de forma que cuanto menor resulta ésta, más viscoso es un
crudo. Existen diversas unidades para definir la viscosidad, siendo las más utilizadas las
descriptas a continuación:
3.3.6.1 Viscosidad absoluta
Representa la viscosidad dinámica del líquido y es medida por el tiempo en que tarda en fluir
a través de un tubo capilar a una determinada temperatura. Sus unidades son el poise o
centipoise (gr/SegCm), siendo muy utilizada a fines prácticos.
3.3.6.2 Viscosidad cinemática
Representa la característica propia del líquido desechando las fuerzas que genera su
movimiento, obteniéndose a través del cociente entre la viscosidad absoluta y la densidad del
producto en cuestión. Su unidad es el stoke o centistoke (cm2/seg). Esta nos la encontraremos
como parámetros de funcionamiento de las bombas de carga.
Viscosidad Cinemática (CSt) = Viscosidad Absoluta / Densidad
La unidad de la viscosidad absoluta es el Ps.m llamado Pascal. Segundo. las unidades del
pascal segundo son: Kg/m.seg. Las unidades de la viscosidad cinemática son los St. Las
unidades del St son cm2/seg. Las equivalencias son las siguientes.
1 St = 1 cm2/seg=100 cSt 1sSt= 1 mm2/seg
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Ilustración 5 Densidad y contenidos de sulfuro de los crudos.
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3.4 PRODUCTOS TRANSPORTADOS
Una vez definido el proceso de tratamiento del crudo y las características principales de los
hidrocarburos, podemos centrarnos en aquellos transportados por los buques asfalteros.
Los productos transportados que se han tenido en cuenta para la elaboración del presente
trabajo son: residuo atmosférico, residuo de vacío, gasoil de vacío y asfaltos (en sus distintos
grados). Además de un quinto producto, denominado: IFO-380HS o LSFO dependiendo de
su concentración de sulfuro.
3.4.1 Residuo atmosférico
3.4.1.1 Origen
El residuo atmosférico tratado en la unidad de vacío, visbreaking o mediante craqueo es
destinado como combustible marino o para la generación eléctrica. Las refinerías venden este
producto a un precio menor que el han pagado por el crudo. El margen de beneficio para la
refinería es casi siempre negativo. En algunos casos, se decide utilizar como combustible
dentro de la propia refinería que lo produce.
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En la torre de destilación atmosférica, presión de trabajo cercana a una atmosfera, se recibe
el crudo proveniente de la unidad flash. Mientras la parte de gas comienza a ascender por la
torre y a condensar a distintas alturas en base al gradiente de presión y temperatura, la parte
líquida no destilada se acumula en la base de la torre, es decir, la menos volátil, llamada
residuo atmosférico, crudo reducido o residuo largo.
Como producto no destilado, contiene los componentes menos volátiles de alto peso
molecular, ricos en azufre, nitrógeno, oxígeno y metales, con elevada proporción de carbono
sobre hidrógeno (asfaltenos); junto con otros de mayor volatilidad y exentos de metales y
compuestos nitrogenados y oxigenados, formando una emulsión estable.
3.4.1.2 Tráfico
En los últimos años, los márgenes de beneficio sobre el residuo atmosférico se han reducido
debido a varios factores. En primer lugar, la mayor parte de las refinerías de Asia no disponen
de medios para el craqueo del residuo atmosférico en derivados más ligeros. Se da un exceso
de oferta en la producción de residuo. En segundo lugar, Arabia Saudí incremento su
producción de crudos pesados. Estos tienen menos partes volátiles. Esto mismo ocurre con
los productores fuera de la OPEC. A estos dos factores se les suma las restricciones
medioambientales, la demanda de crudos reducidos y derivados no es tan alta como la
demanda de los productos más ligeros como las gasolinas
La salida inmediata de este producto es la composición de fuelóleos, bien sea mediante la
mezcla con gasoil atmosférico y/u dieseloil pesado.
La cantidad de residuo atmosférico resultante varía entre el 30% de la cantidad inicial de
producto para crudos ligeros y hasta el 70 % para crudos pesados.
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Ilustración 6 Fracciones destiladas según sus características.
https://www.google.com/search?q=valero-energy-basics-of-refining-presentation-january-13-2009-6-
728&client=firefox-b-d&biw=1366&bih=635&tbm=isch&source=lnms&sa=X&ved=0ahUKEwj6---
cr6nqAhXJy4UKHREoBgkQ_AUIDygC#imgrc=UhZHMpc6ZTLmLM
3.4.2 Residuo de vacío y gasoil de vacío (VGO)
La temperatura máxima que se alcanza en la torre atmosférica es de 365ºC. Por encima de
esa temperatura es muy difícil evitar el craking térmico de sus componentes, comenzando el
proceso de coquización. Para librar el límite de temperatura se recurre a la torre de destilación
al vacío. La reducción de la presión dentro de la torre, de entre 65 a 135 mmHg, permite
reducir unos 150ºC la temperatura a la que destilar el residuo atmosférico.
Como resultado del tratamiento del crudo reducido en la torre de vacío obtenemos el gasoil
de vacío (VGO) ligero y pesado. Suele destinarse, junto con el gasoil atmosférico previamente
desulfurado o sin ningún tratamiento, para alimentar las unidades de conversión catalítica
(FCC) que los convertirán en productos más ligeros, y/o como elementos de mezcla (cutter
stocks) para la preparación de fueloil.
La parte no destilada es denominada residuo de vacío. El residuo de vacío puede destinarse
a la preparación de asfaltos (separándose los aceites más pesados contenidos mediante
extracción con disolventes), a la producción de coque, o a la preparación de fuelóleos,
debiéndose reducir entonces su viscosidad, bien por tratamientos térmicos (visbreaking), o
bien mezclándolo con residuo atmosférico.
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3.4.3 Bitumen
3.4.3.1 Origen
El bitumen está formado por moléculas asfálticas pesadas y por ello es comúnmente conocido
como asfalto. El alquitrán también se suele confundir con el bitumen. El alquitrán es un
producto del carbón no del crudo.
El bitumen se produce extrayendo las moléculas de asfaltenos de cada molécula aromática
pesada de hidrocarburo. Existen tres métodos para su producción: destilación, desasfaltado
y soplado. Mediante el proceso de desasfaltado con propano del residuo de vacío se obtiene
un asfalto de excelente calidad y destilado pesado más duro, no contaminado por trazas de
materias asfálticas. La acción disolvente, muy selectiva, del propano admite una separación
entre dichos destilados pesados y el residuo, resultando mejor que por destilación.
La destilación se obtiene mediante las unidades de vacío y el soplado mediante la aplicación
de aire caliente a los residuos del crudo. El bitumen producido según este último método es
llamado bitumen marrón.
3.4.3.2 Clasificación
El bitumen es la parte más pesada y viscosa de la refinería. Es utilizado principalmente para
pavimentar suelos (asfalto) y como emulsiones de fuel. El 80% del bitumen es utilizado como
asfalto en la pavimentación de carreteras, principalmente en los meses de verano.
El bitumen se clasifica según su grado de penetración (PEN). Se calienta una muestra de
bitumen hasta los 25ºC y una aguja estandarizada de 100g de peso se sitúa sobre la muestra
durante 5 segundos. El número de decimas de milímetro que la aguja penetra en el bitumen
nos da una idea sobre sus características, viscosidad y dureza. Normalmente el PEN de un
bitumen viene expresado como un rango del tipo 80/100 PEN.
Algunos de los grados típicos son: 50 (significa que la aguja penetro 5 milímetros), 100, 200,
300 y 450 PEN. Cuanto menor sea el PEN más viscoso será el bitumen, pero más duradero
y resistente será como asfaltó en carretera. Los distintos grados de bitumen se seleccionan
según la densidad del tráfico que la carretera vaya a soportar
El asfalto es una mezcla que contiene aproximadamente el 5% de bitumen y un 95% de arena,
piedra triturada y grava.
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También se denominan betunes de penetración debido a que es esta propiedad la que sirve
para su clasificación. El betún es el componente que aglomera y da cohesión en las mezclas
bituminosas y es el principal responsable de las propiedades de estas. Su consistencia puede
modificarse con la temperatura lo que permite su fácil manipulación, la envuelta de los áridos,
la compactación de las mezclas y su adecuado comportamiento a temperaturas de servicio.
3.4.3.3 Empleo del bitumen
Los betunes asfalticos se emplean en:
Carreteras: mezclas bituminosas en caliente convencionales, betunes modificados con
polímeros, betunes modificados con polvo de neumáticos, betunes anti carburantes, betunes
multigrado, emulsiones (convencionales y modificadas).
Aplicaciones industriales: emulsiones y másticos para impermeabilización y pavimentación
industrial, telas asfálticas, revestimiento de tuberías, obras hidráulicas, sellado de juntas,
pinturas asfálticas, etc.
Los betunes convencionales más empleados en nuestro país, principalmente por razones
climáticas, son los betunes de penetración 35/50 y 50/70, usados para la fabricación de
mezclas bituminosas convencionales. En la siguiente tabla se muestran las características de
los betunes asfalticos para carretera que se comercializan en España:
Ilustración 7 Grados de bitumen más comunes en España
https://www.cepsa.es/es/particular
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3.4.4 Productos derivados del asfalto (PDA)
Una combinación muy compleja de compuestos orgánicos de alto peso molecular que
contiene una proporción relativamente alta de hidrocarburos. También contiene pequeñas
cantidades de diversos metales como el níquel, hierro o vanadio. Se obtiene como residuo no
volátil de la destilación de petróleo crudo o por separación como el refinado del aceite residual
en un proceso de desasfaltado o descarbonización
3.4.5 Intermediate fuel oil. IFO-380
3.4.5.1 Origen
El IFO-380 es el resultado de la mezcla de distintos componentes (blending) clasificables en:
residuos (residuo atmosférico, residuo de vacío y residuo visbreaking) y productos más ligeros
(keroseno o gasóleo).
Los contenidos de sulfuro para cada producto se indican tras el nombre del producto con las
siglas HS, para altas concentraciones de sulfuro y LS par bajas concentraciones.
Si el residuo atmosférico tiene una alta viscosidad se mezcla con partes más volátiles como:
fuel ligero o keroseno. Las diferencias en el precio dependerán de la cantidad de partes
volátiles que se hayan incluido al residuo para hacerlo un producto apto para la venta. Otra
forma de reducir la viscosidad sin necesidad de mezclas es la unidad de visbreaking
3.4.5.2 Clasificación
La ISO ha tratado de uniformar la codificación de los fueles marinos. Para los fueles marinos
destilados: DMA (MGO), DMB (MDO), DMC y DMX donde D indica que es un destilado y M
que es marino. Para fuel residual la ISO utiliza 15 especificaciones distintas: RMA, RMB,
RMC… hasta RML. La R indica que es residuo y la M, marino. Además de esta división
también se establecen límites de viscosidad. Por ejemplo, RME-25 es un fuel residual marino
del tipo E con una viscosidad máxima a 100ºC de 25 centistokes.
A pesar de que la mayoría de las partes implicadas en el comercio del crudo utilizan la
codificación de la ISO, en el comercio de fueles marinos se utiliza la categoría de Intermediate
Fuel Oil, o IFO.
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Se le denomina intermedio pues contiene partes de productos destilados para reducir su
viscosidad. Los IFO son nombrados según su viscosidad a 50ºC (temperatura de uso a bordo
de los buques) en cambio, la ISO enuncia su viscosidad a 100ºC.
Los IFO más comúnmente utilizados son: IFO-180, IFO-380 e IFO-460. El más utilizado como
bunker marino es el IFO-380, llamado también Bunker C. El IFO-380 contiene
aproximadamente 3% de productos destilados (gasolina o keroseno)
3.4.6 Cycle oil-aceites clarificados
Se trata de un aceite lubricante ligero. Es un residuo líquido producido en la industria del
petróleo cuando se emplea el craqueo catalítico para convertir las fracciones de hidrocarburos
pesados que quedan de las etapas anteriores del refinado del petróleo crudo en productos
más ligeros y valiosos
En la práctica, otros factores como los recubrimientos de los tanques, la capacidad de lavado
y las limitaciones de las bombas, hacen que la principal diferencia al contar con IGS sea la
posibilidad de transportar productos derivados del asfalto, conocidos por sus siglas PDA.
Estos pueden contener trazas de sustancias volátiles.
En el siguiente esquema se muestra los distintos niveles de las torres de destilación
atmosféricas y de vacío los tratamientos a los crudos y procesos derivados.
Ilustración 8 Esquema de procesos en una refinería. Los productos resaltados en rojo son objeto de transporte en asfalteros.
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4. BUQUE ASFALTERO
4.1 INTRODUCION
Los buques tanque representan aproximadamente el 30% de la flota mercante mundial
Existen dos categorías de buques tanque: los destinados al transporte de productos destilados
o limpios (nafta, gasolina, keroseno…) y los destinados al transporte de productos crudos o
sucios (crudo pesado, fuel, bitumen…) Aproximadamente la mitad de la producción mundial
de crudo es transportada por estos últimos en varias etapas de su camino entre los pozos
petrolíferos y las refinerías.
Los buques asfalteros están clasificados como buques sucios. Son buques dedicados al
tráfico de corta o media distancia y su tamaño varía principalmente desde los 1000 a 6000
DWT.
Si bien es cierto que existen buques asfalteros de mayor tamaño estos no son la norma en la
construcción y tráfico. Algunos ejemplos son: el BITU EXPRESS, uno de los mayores de su
categoría, construido en el año 2003, con un GRT de 28.323Tm, una eslora de 179,88 m y
una capacidad máxima de carga de 50.590,08 Tm o el MARONI, con GRT de 25.738 Tm y
capacidad máxima de carga de 40.535,20 Tm y el ASFALT STAR con GRT de 28.559 Tm y
capacidad máxima de carga de 52.543,60 Tm
Estos grandes asfalteros han realizado operativas de carga en España, en concreto en la
terminal de carga de ASESA, en Tarragona, que tiene capacidad de almacenaje de más de
100.000 Tm de betún asfáltico con posibilidades de suministrar en un solo embarque 40.000
Tm de una misma especificación de producto. La refinería de Asfaltos Españoles, S.A.
produce anualmente cerca de un millón de toneladas de betún asfáltico del cual el 75 % se
exporta principalmente a países del Magreb y África meridional.
4.2 TANQUES DE CARGA
El diseño de los tanques de carga nos permitirá diferenciar en dos grandes grupos a los
asfalteros.
Entendemos como tanque todo espacio cerrado que esté formado por la estructura
permanente de un buque y este proyectado para el transporte de líquidos a granel. Los
tanques de un asfaltero se clasifican en los siguientes tipos:
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4.2.1 Tanques de estructura integral
Este tipo de tanques de caga no presentan una separación entre el mamparo del tanque de
lastre adyacente y el espacio de carga, de manera que ambos forman parte de la estructura
de doble casco del buque. Este diseño presenta las siguientes características:
• La falta de un espacio entre ambos tanques dificulta las operativas de lastrado del
buque. Son necesarios periodos de tiempo para el lastre y deslastre, que varían en
función del buque y la capacidad de sus bombas. Es necesario aclimatar los espacios
y no someter a la chapa a cambios bruscos de temperatura.
• La falta de aislamiento en cubierta principal es un punto desfavorable de este diseño.
La climatología de determinadas zonas de navegación afecta al mantenimiento de las
temperaturas de la carga. Los aislamientos son fundamentales para el control de
consumos del sistema de calefacción.
• En relación con su eslora, se da un aprovechamiento mayor del espacio de carga.
• Como más adelante veremos, es necesario aplicar recubrimientos especiales a la
chapa en contacto con las altas temperaturas.
• Los esfuerzos extra a los que se somete la estructura deben ser tenidos en cuenta a
la hora de diseñar el buque. Para contrarrestar el efecto de la temperatura se
proyectan: aceros de alta resistencia, tipo AH32-AH36, un mayor número de refuerzos
longitudinales y transversales, instalación de mamparos corrugados y un aumento en
el grosor de la chapa. La distancia entre cuadernas es reducida en estos diseños.
• La tarea de evitar los puentes térmicos se complica.
• Las temperaturas máximas soportadas llegan a los 180ºC-200ºC.
4.2.2 Tanques soportados
Dentro de los espacios de carga del buque se instalan tanques independientes de la estructura
principal. Este diseño presenta las siguientes características:
• Se evitan los esfuerzos resultado de la dilatación y contracción del tanque expuesto a
altas temperaturas.
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• Se produce una pérdida de capacidad de carga de 20% a 30% debido a los espacios
vacíos entre la estructura principal y el tanque interior.
• La temperatura máxima soportada para estos diseños alcanza los 250ºC.
• Se evitan los puentes térmicos.
• Las operativas de carga y lastre pueden ser simultáneas en transporte de cargas a
temperatura. No se hacen necesarios periodos de lastrado-deslastrado.
• Mantener las temperaturas requiere menor consumo del sistema de calefacción.
• Los espacios vacíos requieren inspecciones y mantenimiento regular.
• La construcción es más compleja y costosa.
En las siguientes imágenes podemos ver la diferencia entre ambos diseños. En las siguientes
imagenes se muestra el corte transversal, dejando ver la estructura principal y los tanques
interiores.
Ilustración 9Corte transversal de un tanque de carga suspendido.
Yasar GÜL, Levent KAYDIHAN, Osman BEDEL DELTA MARINE Engineering Co
Ilustración 10Corte transversal tanque de carga integral. Astilleros ARMON
En la actualidad, el diseño predominante de nuevas construcciones está basado en los
tanques soportados dadas sus ventajas. Para dar respuesta a las exigencias del sector naval,
la American Bureau of Shipping elaboro en 2017 una guía de requerimientos que verifican la
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clasificación A1 Asphalt Carrier with Independent Tanks (temp℃). Esta normative sigue lo
dispuesto por: ABS Rules for Building and Classing Steel Vessels (Steel Vessel Rules) for fuel
oil carriers y la ABS Guide for Building and Classing Liquefied Gas Carriers with Independent
Tanks (LGC Guide)
En ambos diseños, se tendrán en cuenta las dilataciones de las líneas de carga. Como
métodos para evitar estas dilataciones encontramos con juntas de expansión o disposición de
las líneas en omegas.
Dado que estos buques operan con productos no volátiles hay una serie de requerimientos
que no les son de aplicación. En el convenio MARPOL Anexo I Regla 2 nos indica que:
Las reglas 29, 31 y 32 del presente Anexo no les serán de aplicación a los buques asfalteros.
Quedan exentos de disponer de tanques de slops, ODM y detectores fijos de
agua/hidrocarburo.
Desde el punto de vista constructivo esta normativa se presenta demasiado laxa siendo las
exigencias de los fletadores más exhaustivas en lo relativo a seguridad y operatividad del
buque.
4.3 RECUBIMIENTO DE SILICATO DE ZINC
4.3.1 Introducción
Una de las características que nos encontraremos en los asfalteros son los recubrimientos de
silicato de zinc. Estos presentan una alta resistencia a los ambientes agresivos, así como a la
temperatura (hasta 400ºC), disolventes, aceites minerales, etc.
Cualquier pintura, sin importar lo compleja que sea, está formada por una resina, un pigmento
y un disolvente que permite aplicar la mezcla sobre la superficie. Los recubrimientos suelen
ser clasificados por el tipo de resina o el pigmento. Dando lugar a la siguiente clasificación:
alquídicas, caucho clorado, vinílico, acrílicos de base de agua, epoxi poliuretano, brea-epoxi
y silicato de zinc.
El silicato de zinc se caracteriza por su alta resistencia y su excelente respuesta a la abrasión,
sin embargo, el componente de zinc origina problemas prácticos.
Las pinturas, normalmente se aplican mediante sprays y cualquier disolvente en la mezcla se
evapora dejando una capa dura y homogénea. Los equipos de pistolas rociadores de aire son
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los más utilizados. En ocasiones es necesario calentar la pintura, en especial, en los
recubrimientos de epoxi, para así reducir su viscosidad.
La experiencia ha demostrado que las pinturas con dos componentes dilatan su periodo de
secado, permaneciendo en un estado de plasticidad durante largos periodos de tiempo a
temperaturas bajas. Además, pueden presentar problemas de adhesión en el caso de que
esta situación se prolongue.
4.3.2 Categorías
Los recubrimientos de silicato de zinc son utilizados en buques tanques de productos, en
cubiertas expuestas y en el interior de tanques de lastre. Dentro de este tipo de recubrimiento
nos encontramos con dos categorías: de base de agua y de base de disolvente. Los de base
de disolvente son más sencillos de aplicar, pero tienen una mala respuesta en los tanques de
lastre segregado. Los de base de agua presentan, en general, mejores prestaciones.
El silicato de zinc difiere de cualquier otro tipo de recubrimiento orgánico del tipo epoxi o vinyl.
Se caracteriza por una gran resistencia a la abrasión que lo hace ideal para cubiertas y
tanques de carga. Por el contrario, es realmente difícil de aplicar. Se debe aplicar en una sola
capa. Los fallos más comunes suelen ser: la falta de uniformidad en el grosor y el proceso de
secado. Una mala aplicación tiene como resultado la temprana aparición de puntos de oxido.
Su color claro, de tipo azul grisáceo, facilita las inspecciones en el interior de los tanques de
lastre. Sin embargo, la experiencia demuestra que presenta una menor esperanza de vida
que los recubrimientos de coal-tarepoxi. El desgaste del recubrimiento suele deberse al
desgaste del zinc al final de su vida útil que conduce a la rápida aparición de puntos y lascas
de oxido.
4.3.3 Inconvenientes
Si la capa aplicada es demasiada espesa tiende a agrietarse. Es muy sensible, por otro lado,
a los intervalos de repintado, complicando los retoques. Todo ello hace que la aplicación deba
ser hecha por un personal altamente cualificado y se debe tener presente la necesidad de
chorrear la chapa de acero y volver a aplicar el silicato.
Otros de los problemas típicos que podemos citar son: la falta de organización durante el
proceso de construcción o reparación del buque, una mala preparación de la superficie antes
de recibir el recubrimiento, capas de recubrimiento de un grosor inadecuado, efectos
climáticos, periodo demasiado prolongado entre los tiempos de pintura o un fallo en la
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composición del recubrimiento. Se deberá prestar atención a los puntos de soldadura y a las
zonas de unión y de acumulación de tensiones a la hora de evaluar el estado de los
recubrimientos.
Ilustración 11Interior de un tanque de lastre con recubrimiento de silicato de zinc
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5. SITEMA DE CALEFACCIÓN.
Los buques asfalteros están específicamente diseñados para transportar productos a
temperatura. Una de sus características es la posibilidad de mantener, y si es necesario,
aumentar, la temperatura del producto. Para conseguir este objetivo, el buque se vale del
sistema de calefacción.
5.1 CALDERAS
Dadas las características de los productos asfalticos, el transporte, carga y descarga solo es
practicable mientras se mantengan a temperaturas adecuadas. Entendiendo por adecuadas
aquellas temperaturas que permitan la manipulación del producto, puntos de fluidez y
viscosidad correctos, por parte del personal sin poner en riesgo la integridad estructural y el
sistema de carga del buque. La instalación que permite hacer esto posible son: las calderas y
sus sistemas asociados.
5.1.1 Normativa
El marco legislativo español, en lo referente a calderas, está contenido en el RD 2060/2008,
de 12 de diciembre por el que se aprueba el Reglamento de equipos a presión y sus
Instrucciones Técnicas Complementarias (ITC EP1 a EP2) modificado por el RD 560/2010.
Con posterioridad se aprobó el RD 108/2016, 18 de marzo, por el que se establecen los
requisitos esenciales de seguridad para la comercialización de los recipientes a presión
simples y el RD 115/2017, de 17 de febrero, por el que se regula la comercialización y
manipulación de gases fluorados y equipos basados en los mismos.
Siguiendo lo dispuesto en el artículo 2 de la ITC EP1 Calderas, Capítulo I, se definen los
siguientes conceptos:
Caldera: todo aparato a presión en donde el calor procedente de cualquier fuente de energía
se transforma en utilizable, en forma de calorías, a través de un medio de transporte en fase
líquida o vapor.
Caldera de vapor: la que utiliza como fluido caloportador o medio de transporte el vapor de
agua.
Caldera de agua sobrecalentada: toda caldera en la que el medio de transporte es agua a
temperatura superior a 110 ºC.
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Caldera de agua caliente: toda caldera en la que el medio de transporte es agua a
temperatura igual o inferior a 110 ºC.
Caldera de fluido térmico: toda caldera en la que el medio de transporte de calor es un
líquido distinto del agua.
Caldera automática: caldera que realiza su ciclo normal de funcionamiento sin precisar de
acción manual alguna, salvo para su puesta inicial en funcionamiento o en el caso de haber
actuado alguno de los dispositivos de seguridad que hayan bloqueado la aportación calorífica.
Caldera manual: la que precisa de una acción manual para realizar algunas de las funciones
de su ciclo normal de funcionamiento.
Caldera móvil: la que está en servicio mientras se desplaza
5.1.2 Transferencia de calor
Los distintos tipos de calderas empleados en la industria se pueden dividir en cuatro grandes
grupos en función del fluido caloportador que utilizan:
a) Calderas de vapor (es el tipo que más se emplea en la industria).
b) Calderas de agua caliente.
c) Calderas de agua sobrecalentada.
d) Calderas de fluido térmico.
5.1.3 Superficie de calefacción
Toda caldera debe disponer de una superficie total de absorción de calor capaz de transmitir
la máxima cantidad de calor suministrada por el combustible al fluido caloportante con el
máximo rendimiento y al menor coste posible. Por tanto, cada uno de los elementos implicados
en la transferencia calorífica debe ser proporcionado a los restantes, haciendo que la caldera
sea un conjunto equilibrado.
Las partes que intervienen en el proceso de transferencia calorífica son:
• Envolventes y superficie de calefacción.
• Hogar (cámara donde tiene lugar la combustión).
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• Quemador (equipo para quemar el combustible).
• Ventiladores (equipo que proporciona el aire para la combustión al quemador).
• Equipos para la eliminación de los residuos de combustión, en calderas de combustible
sólido.
• Elementos de recogida y transporte de cenizas, en calderas de combustible sólido.
• Separadores de vapor (domos), en calderas acuotubulares.
• Sistema de suministro de agua de alimentación.
• Sistemas de purga.
• Cimentaciones y soportes.
• Refractarios, en calderas pirotubulares.
• Precalentamiento del agua de alimentación y del aire de combustión, para ahorro de
energía.
• Accesorios (válvulas, niveles, etc.).
Se denomina superficie de calefacción de una caldera a la superficie de intercambio de calor
que está en contacto con la fuente de calor y con el fluido caloportador. Dependiendo de la
posición relativa en el hogar respecto a la llama esta superficie puede ser:
5.1.3.1 Superficie de radiación.
La superficie de radiación de una caldera es la superficie que está en contacto con la llama y
con los productos de combustión. A efectos de cálculo, se tomará como superficie de
radiación.
➢ En calderas acuotubulares, el valor correspondiente a la superficie proyectada por las
paredes del hogar.
➢ En calderas pirotubulares de cámara húmeda, las superficies proyectadas del hogar,
envolvente de la cámara del hogar y placa trasera de dicha cámara del hogar.
➢ En calderas pirotubulares de cámara seca, la superficie proyectada del hogar.
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➢ En calderas pirotubulares de cámara semiseca, las superficies proyectadas del hogar
y envolvente de la cámara del hogar.
➢ En calderas de tipo móvil, la superficie proyectada del hogar.
➢ En calderas verticales, las superficies proyectadas del hogar y de los tubos pantalla.
5.1.3.2 Superficie de convección.
La superficie de convección de una caldera es toda la superficie de calefacción que está en
contacto con los gases de combustión o fluidos aportadores de calor, que se suelen colocar
fuera del hogar.
5.1.4 Transmisión de calor en calderas
En las calderas, el calor que se cede al fluido caloportante se obtiene:
• Por combustión de combustibles gaseosos, líquidos o sólidos.
• De fluidos calientes procedentes de un proceso industrial.
• De energía eléctrica.
• Por un proceso de fisión nuclear del uranio.
• De biocombustibles y de energías reciclables (energía solar, viento, mareas,
geotermia, etc.).
La transmisión de calor en la caldera, desde la fuente de calor al fluido caloportante se realiza
por radiación, convección, conducción o por los tres sistemas simultáneamente. En toda
caldera hay que distinguir la superficie de calefacción directa y la indirecta.
5.1.4.1 Superficie de calefacción directa
La superficie de calefacción directa está formada por todas aquellas superficies que por un
lado están en contacto con la llama, con los productos de la combustión de los fluidos calientes
portadores de calor, y por otro, con el fluido caloportante contenido en la caldera.
En la superficie de calefacción directa hay dos zonas, la de radiación y la de convección.
Teniendo en cuenta que el calor transmitido por radiación es proporcional a la cuarta potencia
de la diferencia de temperaturas entre la zona caliente (llama y gases de combustión) y la
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zona fría (fluido caloportador), el flujo de calor (cantidad de calor transmitido por unidad de
superficie) es muy elevado, por lo que es necesario tener especial cuidado con el cálculo y
diseño de esta superficie para evitar problemas derivados de las elevadas oscilaciones
térmicas(craqueo térmico) a la que se ve sometida, procurando además que por la parte del
fluido esté libre de residuos e incrustaciones, para facilitar la transmisión de calor al fluido y
evitar que el acero alcance temperaturas superiores a las de diseño.
5.1.4.2 Superficie de calefacción indirecta
La superficie de calefacción indirecta está formada por las superficies de la caldera que
estando en contacto, por una cara, con el fluido caloportante de la caldera, por la otra cara no
están en contacto con los fluidos calientes del sistema de aporte de calor. Como la transmisión
se produce principalmente por convección, esta superficie se denomina de convección y
normalmente suele estar fuera del hogar.
El calor transmitido por convección viene dado por:
𝑄 = ℎ 𝑥 𝑆 𝑥 ∆𝑇𝑚
Siendo:
Q: cantidad de calor transmitido
h: coeficiente de transmisión de calor por convección
S: superficie de calefacción
∆𝑇𝑚: Temperatura media de la diferencia de temperatura entre la zona de aporte de calor y
la zona del fluido caloportante de la caldera.
De esta ecuación se deduce que la cantidad de calor cedido se puede aumentar por:
a) Aumento de la superficie de calefacción.
b) Aumento de la diferencia media de temperaturas.
c) Aumento del coeficiente h. Este coeficiente depende de varios factores, pero el más
importante es la velocidad del fluido caliente, de forma que, al aumentar esta velocidad,
aumenta la cantidad de calor transmitido. Este coeficiente h baja si hay depósitos o
incrustaciones de hollín en alguna de las dos caras de la superficie de calefacción.
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5.1.5 Tipos de Hogares
Es la zona donde tiene lugar la combustión. Las paredes del hogar pueden ser de material
refractario (paredes calientes), o de una parte de los tubos del haz de tubos (paredes frías).
Los hogares son de distintos tipos en función de las condiciones de presión.
5.1.5.1 Hogares en sobrepresión
El aporte de aire necesario para la combustión, mediante un ventilador centrífugo, que impulsa
el aire hasta la cámara de combustión, hace que la presión en el hogar sea superior a la
presión atmosférica, es decir, hace que el hogar esté en sobrepresión.
5.1.5.2 Hogares en depresión
Cuando el ventilador centrífugo se coloca aspirando los humos del hogar impulsándolos hacia
la chimenea, también se facilita la extracción de estos. Se dice que el hogar está en depresión,
al ser la presión inferior a la presión atmosférica.
5.1.5.3 Hogares equilibrados
Son una combinación de los dos anteriores que hace que los dos ventiladores instalados
consigan que la presión en el hogar sea la atmosférica o ligeramente inferior.
5.1.6 Quemadores
El quemador es el elemento encargado de mezclar el combustible y el comburente de forma
homogénea y alcanzar en cada instante un exceso de aire tal, que la combustión sea
completa, con el menor residual posible de oxígeno en los humos.
5.1.6.1 Funciones del quemador
• Aportar aire y combustible a la cámara de combustión en las condiciones requeridas.
• Mezclar el aire y el combustible de forma homogénea.
• Encender y hacer que progrese la combustión de la mezcla aire-combustible.
• Desplazar los productos de la combustión por la cámara de combustión.
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5.1.6.2 Requerimientos mínimos del quemador
Estar adaptada la cámara de combustión al conjunto de la caldera.
Tener margen de regulación para suministrar lo requerido por el proceso.
Estabilidad de funcionamiento para las distintas demandas.
Que los inyectores tengan control sobre la forma y dimensiones de la llama.
Disponer de sistemas de seguridad adaptados al proceso.
5.1.6.3 Quemadores y su control
Los quemadores suelen clasificarse por el tipo de regulación que llevan a cabo.
Regulación a una marcha: suele emplearse en el caso de pequeñas potencias, con una unión
mecánica entre las líneas de combustible y aire comburente. La regulación del combustible
se efectúa con una electroválvula y es una regulación TODO-NADA.
Regulación a dos marchas: cuando la regulación del combustible a quemar se hace con dos
llamas, se requieren dos electroválvulas.
Regulación progresiva: cuando la regulación del combustible tiene lugar entre dos puntos, se
requiere un módulo de control, que permite posicionar la válvula de admisión de combustible
en un valor mínimo o en un valor máximo.
Regulación modulante: es igual que la anterior, pero en este caso la válvula de entrada de
combustible dispone de un posicionador, que permite trabajar en cualquier posición intermedia
del rango entre los valores máximo y mínimo.
Otras regulaciones
Hay casos en que no es suficiente una regulación del tipo de las descritas anteriormente,
precisándose regulaciones más complejas, para lo cual se crea una señal neumática o
eléctrica, para controlar la demanda de combustible, que sirve de elemento intermedio con los
elementos finales de control.
El control puede hacerse de varias formas:
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• Control serie: la señal de demanda se suele introducir en la línea del aire y las variaciones
de caudal de aire se envían al lazo de regulación de la válvula de control que controla la
dosificación de combustible. La señal de respuesta es muy lenta.
• Control serie/paralelo: la señal de demanda se introduce en la línea del aireen la línea de
combustible y se controla mediante un relé. La señal de respuesta es algo más rápida que la
anterior.
• Control serie/paralelo con selectores cruzados: la señal de demanda se introduce también a
las dos líneas (aire y combustible) pero con dos reguladores independientes, mediante dos
relés, uno de máxima y otro de mínima, que además intercambian la información sobre el
caudal de la otra línea.
5.2 CALDERAS DE VAPOR
Las calderas de vapor son utilizadas en plantas de tratamiento de aguas, industria petrolera,
generación de energía, plantas químicas y en el sector alimenticio entre otros.
Dentro de las calderas a vapor nos encontramos con: calderas de altas presiones, que operan
a más de 15 psgi (1.03 bar) o calderas de agua caliente que operan a una temperatura
superior a 250ºF (121.1 ºC) y calderas de bajas presiones que operan a presiones inferiores
a 15 psgi (1.03 bar) o calderas de agua caliente que operan con agua a temperatura inferior
a 250ºF (121.1 ºC). (ASME Sec.I) En lo referente a su diseño podemos distinguir entre
calderas pirotubulares (firetube boiler) y calderas acuotubulares (watertube boiler)
5.2.1.1 Calderas pirotubulares
Una caldera pirotubular es un recipiente metálico, comúnmente de acero, de forma cilíndrica
o semicilíndrica, atravesado por grupos de tubos, por cuyo interior circulan los gases de
combustión, que ceden el calor al agua que baña el exterior de estos.
Los humos calientes procedentes del tubo hogar pasan por los tubos pasadores, cambiando
de sentido en la cámara de hogar y en la caja de humos delantera hasta salir por la chimenea.
A través de este recorrido ceden gran parte de su calor al agua que los envuelve,
vaporizándose una parte, que se acumula en la parte superior del cuerpo de presión en forma
de vapor saturado. Esta vaporización del agua es la que provoca el aumento de la presión del
interior del recipiente y que se visualiza en el manómetro.
La resistencia de los materiales limita su tamaño (sus dimensiones llegan a ser
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5 m de diámetro y 10 m de largo), pudiendo llegar a producir vapor sobrecalentado hasta 25
Tm/h a 450 ºC y 25 kg/cm2, con rendimientos de combustión en torno al 90%. También limita
su tamaño el peligro, en caso de explosión o ruptura, por el gran volumen de agua
almacenada. Pueden trabajar con todo tipo de combustible (sólido, líquido o gaseoso).
• Características
Estas calderas presentan ciertas ventajas frente a las acuotubulares:
Capacidad de soportar fluctuaciones de cargas bruscas, con ligeras variaciones en la
presión, debido a la gran cantidad de agua almacenada.
Bajo coste inicial.
Bajo coste de mantenimiento.
Simplicidad en la instalación, que solo exige la cimentación y el interconexionado de
la caldera.
• Clasificación
Existen tres tipos de calderas pirotubulares: HRT (Horizontal Return Tubular), caldera Scotch
y las calderas tipo fogón o locomotora (Firebox Boiler). Las calderas Scotch fueron durante
años las más usadas a bordo de los buques, pero en la actualidad su uso este relegado a
tareas auxiliares.
El caudal de vapor está limitado a la circulación del agua dentro de la caldera. Se trata de un
tipo de caldera robusto capaz de operar con agua de bajas calidades
Las calderas pirotubulares son un diseño antiguo que ha llegado hasta nuestros días. En la
actualidad su uso en tierra se limita a la generación de energía y sistemas de calefacción. Son
más eficientes en procesos de bajas capacidades. Se utilizan en sistemas de 15 a 3000 hp
con presiones hasta 450 psig (31 ºC).
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Ilustración 12 Caldera pirotubular
https://www.google.com/url?sa=i&url=https%3A%2F%2Fsogecal.com%2Fservicios%2Fcaldera-pirotubular-
fabricantes-instaladores-calderas-industriales-
vapor%2F&psig=AOvVaw39Glxgu6G4dUblbA7cuyrO&ust=1591724599422000&source=images&cd=vfe&ved=0C
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5.2.1.2 Caldera acuotubulares
Las calderas acuotubulares son las que están formadas por una red de tubos, por cuyo interior
circula el agua que se pretende calentar.
Principio de funcionamiento
Al tener el agua caliente menos densidad que el agua fría se produce una circulación desde
el domo inferior al domo superior. En esta circulación, el agua absorbe el calor generado por
combustión en el hogar, calentándose e incluso vaporizándose, ascendiendo al domo
superior, donde se separa en dos fases, la fase vapor sale del domo y la fase líquida
desciende al domo inferior, donde se une al agua de alimentación, volviendo a repetirse el
ciclo.
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Características
La primera ventaja es que para un diámetro dado de los tubos el diseño acuotubular tiene
mayor superficie expuesta al calor del quemador.
Este diseño ofrece un mayor rango de presiones y capacidades que las calderas pirotubular.
Son el tipo de caldera comúnmente instalada en ámbitos industriales. La industria de energía
eléctrica es el mayor usuario de calderas acuotubular.
En caso de fallo en alguno de los tubos de las calderas acuotubular solo un volumen pequeño
de agua se evapora al entrar en contacto con los gases del quemador. Las calderas pirotubular
requieren seis veces más agua que las calderas de diseño acuotubular. Las mayores
instalaciones de este tipo suministran vapor a 593ºC a presiones de 2900 psgi (200 bar).
Las instalaciones de las calderas acuotubular son mayores que las pirotubular por lo que
requiere más tiempo de mantenimiento y personal más cualificado para su manejo.
En este tipo de diseño se instalan bombas de circulación que fuerzan el paso del agua a través
de los tubos de la caldera. Se consigue trabajar con menores cantidades de agua y las hacen
apropiadas para usos auxiliares al ser capaces de dar respuesta a una demanda puntual de
vapor. Esta cualidad también requiere de automatismos más sofisticados que acomoden los
suministros de agua a la demanda de vapor.
Limitación a bordo
En la actualidad, los buques instalan las calderas del tipo acuotubular frente a las pirotubular.
La demanda de instalaciones más eficientes ha supuesto un aumento en las temperaturas del
vapor y por consiguiente en las presiones de trabajo de las calderas.
Los sistemas formados por un gran número de tubos de pequeño diámetro resultan más
eficientes que aquellos formados por un menor número de tubos de mayor diámetro. El
principal factor para lograr esta eficiencia es el diámetro de los tubos que forman la caldera.
La razón de esto es la siguiente, atendiendo a la siguiente fórmula:
𝑡𝑒𝑛𝑠𝑖ó𝑛 = 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑥 𝑑𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜
2 𝑥 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑠𝑜𝑟
Para una máxima tensión, a medida que la presión aumenta, el diámetro del tubo debe hacer
menor para mantener el espesor del tubo dentro de unos valores aceptables.
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Formula de la conducción:
𝑐𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑓𝑒𝑟𝑖𝑑𝑜 =𝑑𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑥 á𝑟𝑒𝑎 𝑥 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜
𝑒𝑠𝑝𝑒𝑠𝑜𝑟
Manteniendo lo demás valores constantes: a medida que el espesor disminuye el calor
transferido aumenta
Un mayor número de tubos de pequeño diámetro suponen una mayor área de intercambio de
calor para una determinada unidad de longitud. Cuatro tubos de 50 mm de diámetro tienen
aproximadamente la misma área transversal que un tubo de 100 mm de diámetro, pero
presenta el doble de superficie de contacto por unidad de longitud.
El uso de tubos de menor diámetro permite presiones de trabajo mayores junto con menores
espesores de chapa. Esto facilita el rápido intercambio de calor entre el quemador y el agua
de la caldera. Por el contrario, posee menor reserva de vapor y requiere un control más
eficiente y exhaustivo del suministro de agua.
El pequeño diámetro de los tubos los hace susceptibles a la formación de incrustaciones
pudiendo bloquear el flujo de agua y sobrecalentando la caldera. Además, la reducción del
espesor los hace muy sensibles a la corrosión interior y exterior del tubo. Es necesario por
tanto agua de buenas calidades para operar con calderas del tipo acuotubular.
En general, en cualquier ciclo motor la eficiencia térmica se puede expresar como:
𝑇1 − 𝑇2
𝑇1
Donde: T1 máxima temperatura absoluta del ciclo y T2 mínima temperatura absoluta del ciclo.
Si se pretende aumentar la eficiencia térmica del ciclo la diferencia T1-T2 ha de incrementarse.
Los sistemas de calderas alcanzan esta mayor eficiencia mediante el incremento de la presión
o el aumento de la temperatura del vapor, instalando supercalentadores. Lo que también
implica la instalación de mecanismo de control de las temperaturas y de alimentación de agua
a las calderas
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5.2.1.3 Características
La temperatura del vapor sobrecalentado generado por este tipo de calderas puede llegar a
550 ºC y las presiones de utilización alcanzan valores entre 35 y 185 kg/cm2
La producción de vapor de este tipo de calderas está comprendida entre las 20 y 200 Tm/hora,
con un rendimiento de combustión del orden del 90 %. Como en el caso de las calderas
pirotubulares, las calderas acuotubulares pueden ir equipadas con parrilla para la utilización
de combustibles sólidos.
Sus formas constructivas son muy diversas, pero generalmente llevan dos o más domos
unidos entre sí por tubos que forman el haz vaporizador. El hogar es una zona formada por
paredes de tubos y refractarios que puede ubicarse en el interior de la caldera formando una
unidad (combustibles líquidos y gaseosos) o en el exterior (combustibles sólidos).
Sus formas geométricas varían en función del número de colectores y de la disposición de
estos, así como de la incorporación a la misma de sobrecalentadores, recalentadores y
economizadores, dependiendo de la potencia, producción de vapor, presión de servicio o tipo
de combustible.
Ilustración 13 Caldera acuotubular
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5.2.2 Problemas más típicos en las calderas de vapor
5.2.2.1 Corrosión
Principalmente existen dos tipos de corrosión: corrosión química y corrosión electroquímica.
La corrosión química suele darse en zonas donde los metales alcanzan altas temperaturas
provocando la aparición de puntos de oxido y la rotura de los tubos de agua. Los aumentos
de la temperatura en los tubos de las calderas son debidos a una mala circulación del agua
en presencia de vapor.
La forma más común de corrosión en las calderas de vapor es el ataque electroquímico
causado por la presencia de agua acida, es decir, con un pH 7 o menor, y oxígeno. Este efecto
suele eliminarse mediante el tratamiento químico del agua, pero si este tratamiento no es
llevado a cabo de forma correcta se pueden formar puntos de oxido entorno al nivel de agua
del tanque de almacenaje, en los techos del tanque o en las partes bajas de la caldera.
5.2.2.2 Erosión
Se trata de un desgaste mecánico causado por el paso del agua, vapor y gases de combustión
sobre una superficie metálica. El espesor de los tubos puede verse reducido en el interior de
los codos debido al impacto del agua o en su cara exterior debido al efecto abrasivo de los
gases resultados de la combustión.
5.2.2.3 Sobrecalentamiento
En las calderas de vapor las partes metálicas expuestas a altas temperaturas deben estar
refrigeradas por agua o vapor constantemente. De no ser así, el material se sobrecalentará
pudiendo expandirse y finalmente causando la ruptura del material. La más inmediata y
peligrosa situación se da debido a la perdida de agua y/o circulación dentro de la caldera.
5.2.2.4 Fatiga de materiales
Un mal diseño o la mala práctica de los operarios son las mayores causas de la aparición de
grietas. Normalmente se asocian al estrés térmico debido a la mala praxis de los operarios
en los periodos de arrancado y parada del sistema. Se centran en las soldaduras, puntos de
unión y soportes.
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5.2.2.5 Daños mecánicos
Causado principalmente por un manejo inadecuado de la caldera. La mala actuación sobre el
quemador puede causar explosiones dentro del horno de la caldera.
5.3 CALDERAS DE AGUA CALIENTE Y SOBRECALENTADA
Las calderas de agua caliente y sobrecalentada se construyen en tipos pirotubular y
acuotubular, con potencias de hasta 300.000 kcal/h. Su utilización en la industria
generalmente es para trabajar en circuitos de baja presión y temperatura.
Estas calderas presentan una serie de ventajas e inconvenientes respecto a las de vapor:
5.3.1.1 Ventajas
Se elimina el riesgo de fugas y pérdidas en purgadores.
No existen pérdidas de calor a causa de purgas de caldera, ni problemas aso ciados a su
evacuación.
Se reducen los problemas de conservación de líneas a causa de la corrosión e incrustaciones.
El trazado de tuberías resulta más sencillo al no tener que considerar desniveles ni puntos de
recogida de condensados.
Se eliminan gastos ocasionados por el tratamiento de agua.
5.3.1.2 Inconvenientes
Los equipos de intercambio de calor requieren de mucha más superficie y volumen con agua
sobrecalentada que con vapor, lo que complica y encarece la instalación.
Para suministrar la misma cantidad de calor, con estas calderas se necesita más caudal de
agua que la que se necesitaría con las de vapor.
Cuando se producen roturas en tuberías del equipo de agua sobrecalentada, se produce una
disminución de la presión y como consecuencia una brusca evaporación de la masa de agua
sobrecalentada, con el riesgo de accidente, al aumentar extraordinariamente el volumen de
forma prácticamente instantánea.
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5.4 CALDERAS ELÉCTRICAS
En estas calderas la fuente de calor es eléctrica. Normalmente se instalan factorías
alimenticias o farmacéuticas. Los diseños típicos llegan hasta los 600 Kwh. Sus capacidades
están limitadas por el costo y disponibilidad de electricidad. Presentan una serie de ventajas:
no necesitan chimeneas, no emiten gases de combustión, son fáciles de mantener y son
altamente eficientes.
5.5 MATERIALES REFRACTARIOS
Los elementos refractarios en las calderas son instalados con el objetivo de contener el calor
generado por el quemador. Deben, por lo tanto, tener buenas calidades aislantes, soportar
altas temperaturas y esfuerzos, vibraciones y la acción abrasiva de los gases de expulsión.
Además de ser capaces de expandirse y contraerse uniformemente sin agrietarse.
La elección del material aislante dependerá de las temperaturas que cada parte de la caldera
tendrá que soportar. Los materiales pueden agruparse en tres tipos:
Materiales refractarios ácidos: los refractarios ácidos son producidos a base de sílice
en sus distintas formas como cuarzo, cuarcita o arena.
Materiales refractarios neutros: son los más comunes y se usan en todo tipo de
industrias. Son estables químicamente ante ácidos y bases. Son producidos a base de bauxita
o chamote.
Materiales refractarios básicos: sus principales componentes son el óxido de magnesio
y óxido de calcio; el ladrillo más común es el de magnesita, el cual tiene buena resistencia a
la compresión y alta refractariedad. Se usa principalmente en hornos abiertos, convertidores
alimentados por oxígeno, hornos eléctricos y otros equipos operados a altas temperaturas
A la hora de elegir el material debe tenerse en cuenta que los materiales ácidos y alcalinos no
deben estar en contacto a altas temperaturas ya que pueden reaccionar y producir sales que
anulan su efecto aislante.
Estos materiales son fabricados de dos formas: ladrillos refractarios y material refractario
monolítico. En este último grupo el material es suministrado sin haber sido tratado
previamente, el material es tratado con calor in situ una vez la caldera se pone en
funcionamiento.
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El material refractario debe ser instalado en torno al cuerpo de la caldera de forma segura
mediante clips, pernos y llaves. Dejando espacios que permitan la dilatación del material.
Cuanta mayor sea la cantidad de material refractario instalado más lento será el proceso de
evaporación en la caldera para evitar daños en el material aislante.
Las impurezas en el fuel que causan acumulación de escoria en el horno y afectan a la forma
de la llama, la perdida de grosor en el material refractario debido a las diferencias de
temperatura al apagarse la caldera y el impacto de la llama del quemador sobre el material
aislante son algunos de los problemas más típicos que afectan a esta parte de la instalación.
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6. CALDERAS DE ACEITE TERMICO
6.1 INTRODUCCIÓN
El agua y el vapor son excelentes medios para transportar y transferir calor; el agua posee un
alto calor específico y el vapor un elevado calor latente, no se deterioran con el uso y tienen
un muy bajo costo, pero alcanzar las altas temperaturas que se requieren para el transporte
de este tipo de productos en un medio tan hostil como el marítimo es difícil a nivel práctico y
económico.
La utilización de vapor o agua sobrecalentada está limitada por las altas presiones de trabajo
y la temperatura. La solución a este problema es el uso de fluidos caloportadores distintos al
agua, nos referimos al aceite térmico, el cual permite operar a temperaturas muy altas sin
cambio de estado y con presiones de vapor muy bajas.
Las ventajas económicas y prácticas del aceite térmico en la industria marítima nos evitan los
problemas derivados de las calderas de vapor: corrosión, oxidación, tratamientos del pH,
purgas en calderas, descalcificación del agua y desmineralización y por lo tanto simplificando
los diseños y las tareas de mantenimiento.
Otra de las ventajas de estas instalaciones es que las calderas de aceite térmico trabajan
únicamente con la presión dinámica de la bomba de recirculación, la altura estática del tanque
de expansión y la presión del aceite térmico a altas temperaturas. Estos equipos ocupan la
categoría menos restrictiva en cuanto a clasificación de calderas. (UNE 9 – 310)
Ilustración 14 Sistema de calefacción de aceite térmico
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https://www.sazboilers.com/products_th_flu.html
6.2 ACEITE TÉRMICO
El fluido caloportador utilizado en este tipo de calderas es el aceite térmico. Los fluidos
térmicos pueden clasificarse según: su estructura química, uso y sistema de trabajo.
6.2.1 Estructura química
6.2.1.1 Aceites sintéticos
El calificativo de sintético o mineral se relaciona con el método de obtención del componente
principal del fluido térmico, el aceite base.
En el caso de que este aceite base se obtenga mediante procesos de síntesis química u otros
procesos diferentes al refino convencional, el fluido térmico se llama sintético o de tecnología
sintética.
Los aceites térmicos sintéticos, también denominados aromáticos, consisten en estructuras a
base de benceno e incluyen los óxidos de óxido de difenilo / bifenilo, los difeniletanos,
dibenciltoluenos y terfenilos. Dependiendo del producto específico, el rango de temperatura
de funcionamiento de este tipo de fluidos es del orden de -20°C a 400°C.
6.2.1.2 Aceites minerales
Cuando el aceite base proceda del refino convencional del petróleo se denomina mineral. Está
formado pues, por una base obtenida directamente de la destilación del petróleo y la mayoría
consisten en hidrocarburos parafínicos y / o nafténicos, a la que se le añaden algunos aditivos
que le confieren unas propiedades que mejoran sus prestaciones, básicamente para obtener
bajas viscosidades y elevar su resistencia a la oxidación. El rango general de operación es
del orden de -10°C a 315°C
6.2.1.3 Otros, incluidas las siliconas
Los fluidos a base de silicona, y en mayor medida los fluidos híbridos de glicol se usan
principalmente en aplicaciones especializadas que requieren compatibilidad de proceso /
producto en caso de que se produzca una fuga del intercambiador de calor.
Las desventajas de este grupo en cuanto al rendimiento y al coste en los rangos comparativos
de temperatura de los aceites sintéticos y minerales hacen que este tipo de fluidos sean
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opciones exclusivamente para este tipo de aplicaciones y por tanto poco probables para la
gran mayoría de procesos.
6.2.2 Uso de aceite
6.2.2.1 Aceites térmicos de grado medicinal
No tóxicos que cumplen con los requisitos de las farmacopeas.
6.2.2.2 Aceites térmicos de limpieza
Se utilizan para la limpieza de sistemas de transferencias de calor en estado líquido, con
temperaturas de servicio de – 10 C a 300 C.
6.2.2.3 Aceites térmicos de calentamiento
Utilizado en circuitos provistos de sistemas de circulación para transferir calor o en sistemas
de calefacción indirecta alternativa al vapor o al agua. Presentan buena conductividad y gran
estabilidad térmica en servicio, elevada estabilidad a la oxidación, baja presión de vapor, alto
rendimiento económico y amplios márgenes de temperatura de trabajo.
6.2.3 Sistema de trabajo
6.2.3.1 Sistemas de fase líquida no presurizados
No requieren de gas inerte para mantener la presión positiva sobre la bomba de circulación.
6.2.3.2 Sistemas de fase líquida presurizada
Utilizan tanto aceites minerales como sintéticos y son similares en diseño a sistemas no
presurizados, excepto que se aplica gas inerte a través del tanque de expansión cuando la
temperatura de funcionamiento requerida del fluido térmico está por encima de su intervalo
de ebullición. El gas inerte presurizado – nitrógeno – permite mantener el fluido térmico
siempre en fase líquida.
6.2.3.3 Sistemas de fase de vapor
Operan con fluidos muy específicos en fase vapor. Los sistemas más complejos requieren un
tanque de evaporación, un tanque de retorno de condensado y una bomba de retorno de
condensado
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6.2.4 Propiedades de los aceites térmicos
6.2.4.1 Estabilidad térmica
La estabilidad térmica del fluido es el factor primario para determinar su máxima temperatura
de funcionamiento. La estabilidad térmica se define simplemente como la capacidad de un
fluido térmico para soportar el agrietamiento molecular del estrés térmico.
La temperatura máxima de funcionamiento es la temperatura máxima que el fabricante del
fluido recomienda que pueda usarse en uso continuo y aun así mantener un nivel aceptable
de estabilidad térmica.
La descomposición del aceite térmico, tanto los basados en hidrocarburos sintéticos como los
basados en aceites minerales provoca normalmente la formación de productos volátiles,
fracciones ligeras con bajo punto de ebullición y por otra parte de polímeros muy viscosos.
Estos factores aumentan los procesos de coquización del aceite y el ensuciamiento de la
instalación.
El proceso de coquización se da principalmente cuando la temperatura de la película de aceite
en contacto con la pared del tubo es superior al máximo valor aceptado.
La mayoría de los aceites minerales tienen una temperatura máxima recomendada de 270ºC
a 315ºC, mientras que los fluidos térmicos sintéticos o aromáticos son recomendados
especialmente para temperaturas máximas de fluido entre 315ºC y 400ºC.
Dado que las estructuras moleculares de los compuestos aromáticos son significativamente
más estables térmicamente que los aceites minerales por encima de 280ºC, en aplicaciones
por encima de esta temperatura se recomiendan asimismo fluidos sintéticos.
Las aplicaciones de proceso que requieren temperaturas de fluido de 150ºC a 280ºC pueden
especificar indistintamente fluidos sintéticos o basados en petróleo, siendo otras
características para determinar la elección del fluido térmico.
6.2.4.2 Resistencia a la oxidación
El efecto de oxidación dentro del aceite térmico en la de producir ácidos, aumentando la
viscosidad del aceite y disminuyendo el poder de transferencia térmica.
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6.2.4.3 Eficiencia de transferencia de calor
Es definido como el flujo de calor que existirá entre dos materiales que se encuentran a
diferente temperatura y que están en contacto entre si. En el caso específico de la
transferencia de calor entre un metal y un líquido los mejores resultados se logran con
velocidades del fluido sobre la superficie interior del tubo en régimen turbulento.
La mayoría de los fluidos térmicos sintéticos tienen una ventaja significativa en la eficiencia
de transferencia de calor sobre aceites minerales de 150ºC a 260ºC. Por encima de este rango
de temperatura – hasta 300ºC -, algunos fluidos térmicos minerales estrechan la diferencia
con un tipo de aceites blancos parafínicos / nafténicos altamente refinados.
Hay que considerar que el coeficiente de transferencia de calor se calcula usando las
propiedades de suministro de fábrica del fluido térmico. El fluido que ha estado en servicio
durante un período prolongado de tiempo y que ha sufrido una degradación térmica puede
tener un coeficiente menor debido a cambios en la viscosidad del fluido y la presencia de
subproductos de degradación de fluidos menos eficientes.
Por lo tanto, la estabilidad térmica de un fluido juega un papel importante en el mantenimiento
de su eficiencia térmica a lo largo del tiempo.
6.2.5 Temperaturas del aceite térmico
La temperatura del aceite en ningún punto de la instalación será mayor a su temperatura
máxima de trabajo.
6.2.5.1 Temperatura de salida
Es la temperatura del aceite medida en la salida del generador. Coincide con la temperatura
máxima del aceite térmico en la instalación.
6.2.5.2 Temperatura de retorno
Es la temperatura del aceite medio en la entrada al generador.
6.2.5.3 Temperatura del aceite o de masa
Es la temperatura del aceite en el centro de la sección transversal de la línea.
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6.2.5.4 Temperatura de película
Es la temperatura del aceite en la superficie interna del tubo. El aceite forma una fina capa
junto al interior del tubo que transporta el fluido. La temperatura en esta zona es mayor que la
temperatura en el centro del fluido. Este parámetro está íntimamente relaciona con la
viscosidad del fluido. Cuanto mayor sea la viscosidad mayor será la diferencia entre la
temperatura de película y la temperatura de masa. Los parámetros de mayor incidencia sobre
esta temperatura son: tipo de aceite, dimensiones del haz tubular, dimensiones de la cámara
de combustión, flujo calorífico y tipo de combustible a utilizar.
Si la temperatura de película es mayor a la temperatura máxima del aceite este comenzara a
degradarse.
En condiciones de servicio, con una caldera correctamente diseñada y con el caudal de fluido
térmico adecuado, la temperatura de film acostumbra a ser del orden de 5 a 10 ºC superior a
la temperatura de masa.
6.2.5.5 Temperatura mínima de bombeo
Se define como la temperatura a la cual la viscosidad del fluido alcanza un valor en el que
bombas centrífugas no pueden hacer circular el fluido.
Generalmente, la mayoría de los aceites térmicos minerales y los fluidos sintéticos tienen
valores para el arranque hasta el rango de -20ºC a -5ºC. Los fluidos sintéticos aromáticos con
óxidos de difenilo / tipo bifenilo y con temperaturas máximas de servicio de 370ºC -400ºC
tienen valores de 5ºC a 15ºC como temperaturas mínimas de bombeo.
6.2.5.6 Máxima temperatura de servicio
Es la temperatura máxima que el fabricante del fluido recomienda que pueda usarse en uso
continuo y aun así mantener un nivel aceptable de estabilidad térmica.
6.2.5.7 Punto de congelación (Pour Point)
Es la temperatura a la cual el fluido térmico no es capaz de escurrir por simple gravedad, ya
que la viscosidad se ha vuelto infinita.
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6.2.5.8 Punto de inflamación (Flash Point)
Es la temperatura a la cual los vapores producidos por el fluido térmico al calentarse se
inflaman, surgiendo una llamarada repentina sobre la superficie del fluido térmico cuando se
aproxima una llama o se hace saltar una chispa, en presencia de oxígeno. No importa que la
llamarada surgida se apague inmediatamente después.
6.2.5.9 Punto de combustión (FirePoint)
Es la temperatura a la cual, y una vez aproximada una llama o chispa, en presencia de aire
comburente (oxigeno), la llama que se forma se mantiene al menos 5 segundos encendida.
Los valores normales se sitúan alrededor de los 210 ºC.
6.2.5.10 Diferencial térmico
Se llama diferencial térmico o también salto térmico, al aumento máximo de temperatura del
fluido térmico que una caldera es capaz de conseguir en su potencia calorífica nominal, al
caudal de fluido térmico de diseño.
En la siguiente tabla nos aparecen los principales aceites térmicos y sus temperaturas
características:
Fluido térmico
Temperaturas características (ºC)
Máxima de
servicio
Máxima de
film Inflamación
Mínima de
bombeo
De
congelación Autoignición
BP TRANSCAL N 320 340 221 0 -12 350
Calflo HTF 325 343 231 -1 -18 355
Diphyl DT 330 340 135 -25 -54 545
Diphyl 400 410 115 13 12 615
Dowtherm A 400 430 113 12 12 615
Dowtherm Q 330 355 120 -30 -35 412
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Essotherm 650 320 340 300 47 -9 350
Marlotherm SH 350 380 200 -5 -34 450
Mobiltherm 603 280 300 190 -8 -15 340
PIROBLOC HTF
Mineral 305 320 215 -5 -12 340
Therminol SP 315 335 177 -10 -40 365
Therminol 66 345 375 178 -3 -32 374
Therminol 75 380 400 132 -10 -18 585
Therminol VP-1 400 425 124 13 12 621
Shell ThermiaOil E 310 340 208 -2 -18 340
Ilustración 15 Características de los fluidos térmicos en el mercado
6.3 TANQUE DE EXPANSION
El tanque de expansión es de vital importancia dentro del sistema de calefacción. Sus
funciones son las siguientes:
6.3.1 Funciones
• Absorber los incrementos de volumen del aceite térmico debido a los aumentos en la
temperatura.
• Evitar la oxidación del aceite térmico
• Mantener la presión positiva en el circuito.
• Una bajada en su nivel nos indica una posible pérdida de aceite en el circuito.
Estará situado en el punto más alto del sistema. Cualquier pérdida o falta de abastecimiento
de aceite al circuito supondrá una bajada del nivel dentro del tanque. Por ello se instala
alarma de bajo nivel.
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La caldera debe apagarse en el caso de detectarse pérdidas en el sistema. El nivel de aceite
en el tanque de expansión es un valor a tener en cuenta junto con: la temperatura de los
gases de expulsión y la temperatura del aceite en el circuito.
6.3.2 Diseño
Para su diseño se tienen en cuenta los siguientes datos:
a) Volumen del sistema
b) Temperatura de trabajo
c) Volumen de dilatación
d) Volumen para la cámara de expansión.
e) Coeficiente de dilatación (será específico para cada tipo de aceite)
El incremento de volumen del aceite al ser calentado determinara la capacidad del tanque
de expansión. El volumen total final a temperatura lo podemos calcular según la siguiente
expresión:
𝑽𝒇 = 𝑽𝒊 (𝟏 + 𝜷∆𝑻)
Fórmula de la dilatación volumétrica, sonde:
𝑽𝒇: 𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒇𝒊𝒏𝒂𝒍
𝑽𝒊: 𝒗𝒐𝒍𝒖𝒎𝒆𝒏 𝒊𝒏𝒊𝒄𝒊𝒂𝒍
𝜷: 𝒄𝒐𝒆𝒇𝒊𝒄𝒊𝒆𝒏𝒕𝒆 𝒅𝒆 𝒅𝒊𝒍𝒂𝒕𝒂𝒄𝒊ó𝒏
∆𝑻: 𝒊𝒏𝒄𝒓𝒆𝒎𝒆𝒏𝒕𝒐 𝒅𝒆 𝒕𝒆𝒎𝒑𝒆𝒓𝒂𝒕𝒖𝒓𝒂
Para un coeficiente de dilatación 𝜷 = 0.00075 los valores son los siguientes:
VOLUMEN
TEMPERATURAS ºC
50 100 150 200 250 300 350 400
100 3,750 7,500 11,250 15,000 18,750 22,500 26,250 30,000
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200 7,500 15,000 22,500 30,000 37,500 45,000 52,500 60,000
300 11,250 22,500 33,750 45,000 56,250 67,500 78,750 90,000
400 15,000 30,000 45,000 60,000 75,000 90,000 105,000 120,000
500 18,750 37,500 56,250 75,000 93,750 112,500 131,250 150,000
600 22,500 45,000 67,500 90,000 112,500 135,000 157,500 180,000
700 26,250 52,500 78,750 105,000 131,250 157,500 183,750 210,000
800 30,000 60,000 90,000 120,000 150,000 180,000 210,000 240,000
900 33,750 67,500 101,250 135,000 168,750 202,500 236,250 270,000
1000 37,500 75,000 112,500 150,000 187,500 225,000 262,500 300,000
2000 75,000 150,000 225,000 300,000 375,000 450,000 525,000 600,000
3000 112,500 225,000 337,500 450,000 562,500 675,000 787,500 900,000
4000 150,000 300,000 450,000 600,000 750,000 900,000 1050,000 1200,000
5000 187,500 375,000 562,500 750,000 937,500 1125,000 1312,500 1500,000
6000 225,000 450,000 675,000 900,000 1125,000 1350,000 1575,000 1800,000
7000 262,500 525,000 787,500 1050,000 1312,500 1575,000 1837,500 2100,000
8000 300,000 600,000 900,000 1200,000 1500,000 1800,000 2100,000 2400,000
9000 337,500 675,000 1012,50 1350,000 1687,500 2025,000 2362,500 2700,000
10000 375,000 750,000 1125,00 1500,000 1875,000 2250,000 2625,000 3000,000
Ilustración 16 Aumentos de volumen debido al incremento en la temperatura para un aceite térmico de coeficiente de dilatación 0.00075
Las temperaturas de la tabla en Celsius y los volúmenes en litros.
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A cada tipo de aceite le corresponde un valor de 𝜷 .Para el cálculo del incremento de
volumen de aceites con distinto coeficiente se puede utilizar los siguientes factores de
corrección:
𝜷 = 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟕𝟓 𝒇𝒂𝒄𝒕𝒐𝒓 𝟏
𝜷 = 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟖𝟓 𝒇𝒂𝒄𝒕𝒐𝒓 𝟏. 𝟏𝟑𝟑
𝜷 = 𝟎. 𝟎𝟎𝟎𝟗𝟎 𝒇𝒂𝒄𝒕𝒐𝒓 𝟏. 𝟐
𝜷 = 𝟎. 𝟎𝟎𝟏 𝒇𝒂𝒄𝒕𝒐𝒓 𝟏. 𝟑𝟑
𝜷 = 𝟎. 𝟎𝟎𝟏𝟐 𝒇𝒂𝒄𝒕𝒐𝒓 𝟏. 𝟔
Al volumen de dilatación obtenido de la anterior formula habrá que aplicarle un factor de: 1.5
veces para volúmenes de hasta 1000 litros y de 1.3 veces para volúmenes de más de 1000
litros. (UNE 9-310 Instalaciones transmisoras de calor mediante líquido diferente al agua)
El volumen del tanque será igual a: Nivel mínimo de seguridad + volumen dilatación +
volumen cámara (50% del volumen de dilatación)
Para calderas a bordo de buques el sistema elegido es de fase liquida sin presurizar ya que
su temperatura de trabajo ronda los 300 º C. Estos son los sistemas más sencillos de operar
e instalar.
6.3.3 Oxidación
El principal problema que se da dentro del tanque de expansión es la oxidación del aceite
térmico. Al entrar en contacto con el aire exterior el proceso de oxidación comienza a
producirse degradando el aceite y afectando a sus cualidades.
Para evitar que el aceite a altas temperaturas entre en contacto con el aire exterior se han
desarrollado varios métodos:
a) Instalación de un depósito intermedio: el depósito de expansión es conectado a una
pareja de tanques que a su vez están conectados entre si, que le permite soportar
las dilataciones del aceite térmico sin ponerlo en contacto con el aire exterior.
b) Instalar enfriadores que eviten que el aceite térmico llegue al tanque de expansión a
temperaturas críticas que provoquen su oxidación.
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Autor: Antonio Guzmán Rodríguez
Tutor: Roberto Álvarez Bucetas
c) Dotar al tanque de expansión de sobrepresión mediante gas inerte, normalmente
nitrógeno. Dependiendo del tipo de aceite con el que se trabaje puede ser necesario
la instalación de gas inerte para aumentar la presión en el circuito y con ello
aumentar la temperatura de ebullición del fluido caloportador. El sistema se hace
más complejo y costoso, pero se elimina por completo el efecto de la oxidación.
Ilustración 17 Tanque de expansión con instalación adosada de un desaireador y enfriador
https://thermodyneboilersblog.files.wordpress.com/2017/01/expansion-cum-deaerator-tank-500x500.jpg
6.4 CALDERA
Las calderas de aceite térmico por su diseño se encuentran catalogadas como calderas
acuotubulares. El aceite térmico discurre por el interior de serpentines helicoidales entorno a
la llama del quemador. La transferencia de calor se produce por convención y radiación.
La caldera consta de las siguientes partes: haz helicoidal de tubos, quemador, material
refractario y escape de gases de combustión.
La construcción más típica de calderas de aceite térmico es de tres pasos de humos. Se
instalan dos serpentines helicoidales y concéntricos entorno al quemador, este primer
serpentín formara el hogar de la caldera. El aceite térmico entrará a la caldera (superficie de
calefacción directa) por la parte alta del serpentín exterior (convección) para ir descendiendo
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https://www.google.com/search?q=thermal+oil+boiler&tbm=isch&ved=2ahUKEwi_18Tdv5_qAhUOJxQKHSvMCJ
wQ2cCegQIABAA&oq=thermal+oil+&gs_lcp=CgNpbWcQARgBMgIIADICCAAyBAgAEB4yBAgAEB4yBAgAEB4y
BAgAEB4yBAgAEB4yBAgAEB4yBAgAEB4yBAgAEB46BQgAELEDOgQIABBDOgcIABCxAxBDUPuWAljJtAJgkcI
CaABwAHgAgAGxAYgBzgqSAQM2LjaYAQCgAQGqAQtnd3Mtd2l6LWltZw&sclient=img&ei=OOz1Xr_bHo7OUKu
Yo-AJ&bih=635&biw=1366&client=firefox-b-d#imgrc=JNwdZBFOsfmYDM
hasta la base de la caldera y ascendiendo por el serpentín interior (radiación) por donde saldrá
de la caldera hacia el tanque del buque.
De esta forma se consigue que el intercambio de calor se produzca en tres pasos a lo largo
de la superficie de los serpentines. Por otro lado, se evita someter al aceite térmico a un
cambio brusco en la temperatura y la cantidad de material refractario se reduce.
En la siguiente imagen podemos los serpentines concéntricos que forman el hogar de la
caldera.
Ilustración 19 Haz tubular de la caldera.
Ilustración 18 Caldera de aceite térmico
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https://www.google.com/search?q=caldera%20aceite%20termico&tbm=isch&tbs=rimg%3ACaQQMqG4YNfSYSy
3AGmO_12At&client=firefoxbd&hl=es&ved=0CBwQuIIBahcKEwi46Ma4wJ_qAhUAAAAAHQAAAAAQEQ&biw=13
49&bih=635#imgrc=_K41jcoUKiEoFM
El flujo de aceite dentro de los serpentines será turbulento para reducir lo máximo posible la
diferencia entre la temperatura de masa y la temperatura de película. En la transferencia de
calo por radiación, cuando la llama está en contacto con los serpentines internos, si se da un
mal diseño o uso inadecuado de la caldera el aceite puede craquearse al sobrepasar su
temperatura máxima de trabajo.
La diferencia de temperaturas entre el avance y el retorno del aceite térmico es llamado
diferencial térmico. Los diferenciales comúnmente utilizados son de: 20ºC y 40ºC.
6.4.1 Elementos de seguridad
El control de las temperaturas es de vital importancia para el mantenimiento del aceite térmico
dentro de sus parámetros operacionales y para transmitir el calor necesario a los tanques del
buque. En la caldera se instalan los siguientes elementos de seguridad y control:
• Exceso de temperatura de avance
Se compara la temperatura de salida de la caldera del aceite térmico con la temperatura de
consigna deteniendo o arrancando el quemador según convenga.
• Nivel de caudal mínimo
Mide el paso de aceite a través de la caldera. Detiene el quemador si el caudal es inferior al
proyectado.
• Temperatura de humos
Si se supera un determinado valor significa que el aceite térmico no está absorbiendo el
calor suficiente. Puede haber perdido sus cualidades.
• Temperatura de retorno
Permite incrementar la temperatura lentamente.
• Estado de la llama
En caso de falta de llama bloquea el suministro de combustible al quemador.
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• Nivel en el depósito central (deposito que evita la entrada de aire al depósito de
expansión)
6.5 CRAQUEO DEL ACEITE TÉRMICO
Dos son los principales problemas que presentan el aceite térmico, la oxidación que
comentamos en el apartado anterior y el craqueo.
El craqueo o cracking es un proceso químico por el cual quiebran las moléculas de un
compuesto produciendo así compuestos más simples, en nuestro caso el fluido térmico, en
elementos de elevado y bajo punto de ebullición, por exceder la temperatura de película
máxima recomendada del fluido térmico.
Podemos decir más “gráficamente” que se rompe la cadena de unión de diferentes
componentes del producto y éste ya no se comporta uniformemente. La descomposición se
divide entre “lowboilers” y “highboilers”. El primer apartado se halla formado por las fracciones
más volátiles del fluido, que vaporizan y son eliminadas al exterior por los depósitos de
expansión. Su aparición provoca calentamientos no uniformes y cavitaciones en bombas. El
segundo apartado se halla compuesto por las sustancias del fluido térmico que se carbonizan,
adhiriéndose a las paredes de los serpentines.
La acumulación de estas partículas al interior del serpentín causa una perdida en las
transferencias de calor al aceite térmico sobrecalentando la pared expuesta a la llama del
quemador. Puede resultar en la degradación de los serpentines y su final rotura.
Conocer los parámetros del aceite, las temperaturas de trabajo, realizar los análisis periódicos
de calidad, atender al comportamiento del sistema, evitar los repentinos aumentos de
temperatura y saber operar la caldera son algunas de las medidas que se deben tomar para
evitar el problema del craqueo térmico.
6.6 DILATACIONES TÉRMICAS
Casi todos los materiales se expanden al aumentar su temperatura, las líneas y serpentines
de calefacción sufren este fenómeno. Las líneas de carga suelen disponerse formando
omegas ya que el espacio no suele ser un problema en el diseño.
Las líneas de calefacción que discurren por el plan del tanque imitan a las omegas de las
líneas de carga, pero de forma más compacta. Las parrillas de calefacción descansan sobre
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los soportes estructurales, pero no están soldadas a ellos para permitir la libre expansión y
contracción del material.
En esas dos imágenes se muestra un serpentín de calefacción instalado en el interior de un
tanque de carga. En la imagen de la izquierda se pueden ver los puntos de unión entre varios
tramos de líneas y en la imagen de la derecha aparecen la estructura que da soporte al
serpentín. La línea es sujeta mediante abarcones a la estructura que va soldada al tanque.
Estos elementos además de ser usados para el soporte del peso de la tubería restringen el
movimiento vertical.
En el espacio de máquinas o en la cámara de bombas nos encontraremos con uniones en
forma de fuelle de acero inoxidable que permitan dar movilidad al serpentín.
Ilustración 22 Compensador de dilatación tipo fuelle de acero inoxidable
https://www.indumat.com/es_ES/shop/product/compensador-de-dilatacion-en-acero-inoxidable-con-bridas-
giratorias-para-tuberias-de-gas-412gasf-17734
Los fuelles son una tubería corrugada con pliegues que corren paralelos entre si. Los fuelles
pueden curvarse y absorber movimientos axiales. Si el fuelle está equilibrado a presión están
equipados con barras de conexión y goznes para absorber el movimiento angular.
Estos fuelles son comprimidos y extendidos a lo largo de su eje de un modo convencional.
Son elementos compactos, ocupan poco espacio y presentan un costo razonable. Estos
Ilustración 20 Serpentines de calefacción. Ilustración 21 Serpentines de calefacción. Soportes y abarcones.
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compensadores no están equilibrados a presión, es decir, cuando son presurizados tienden a
abrirse longitudinalmente.
Otros de los elementos de absorción de la dilatación son: compensadores laterales,
compensadores articulados y angulares y compensadores de presión equilibrada.
6.7 BOMBAS DE ACEITE TÉRMICO
6.7.1 Introducción
La circulación de aceite en la caldera será forzada, para ello se instalan bombas de aceite
térmico. La velocidad del fluido aumenta dentro del sistema y se garantiza un flujo turbulento
del aceite a su paso por la caldera y el consumidor, incrementando la transferencia de calor y
reduciendo lo máximo posible la diferencia entre temperatura de masa y temperatura de
película.
6.7.2 Flujo del aceite térmico
Cuando un fluido circula por una tubería lo puede hacer en régimen turbulento o laminar. El
flujo laminar es el tipo de movimiento ordenado de manera que el fluido se mueve en laminas
paralelas sin entremezclarse.
Si la rapidez de un fluido que fluye excede un valor crítico, el flujo deja de ser laminar. El
patrón de flujo se vuelve muy irregular y complejo y cambia continuamente con el tiempo; no
hay patrón de estado estable. Este flujo caótico e irregular se denomina turbulento.
El hecho de que un flujo sea laminar o turbulento depende en parte de la viscosidad del fluido.
Cuanto mayor sea la viscosidad, mayor es la tendencia del fluido a fluir en capas y es más
probable que el flujo sea laminar. Para un fluido de cierta viscosidad la rapidez del flujo es un
factor determinante para que exista turbulencia.
Un flujo que es estable a baja velocidad se vuelve inestable de repente cuando alcanza una
rapidez crítica. Las irregularidades en el flujo pueden deberse a asperezas en la pared del
tubo, variaciones en la densidad del fluido y otros muchos factores.
Si la rapidez del fluido es baja estas perturbaciones se eliminan por amortiguamiento; el patrón
es estable y tiende a mantener su naturaleza laminar. Sin embargo, cuando se alcanza una
rapidez crítica, el patrón de flujo se vuelve inestable; las perturbaciones ya no son estables y
no se amortiguan, sino que crecen hasta destruir el patrón laminar.
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El coeficiente que relaciona la velocidad de un fluido, el diámetro de la tubería, su densidad y
su viscosidad para determinar si el fluido es laminar o turbulento es el número de Reynolds.
𝑅𝑒 = v 𝑥 𝑑
𝑣
v: 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜
d: 𝑑𝑖𝑎𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎
𝑣: 𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎 𝑐𝑖𝑚𝑒𝑚𝑎𝑡𝑖𝑐𝑎. 𝑣 = 𝜇
𝜌
𝜇: 𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑖𝑛𝑎𝑖𝑚𝑐𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜
𝜌: 𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜
En la siguiente imagen podemos ver el comportamiento del fluido dentro de la tubería en
régimen turbulento, transición y laminar.
Ilustración 23 Esquema velocidad/flujo del fluido
https://intech-gmbh.es/pipelines_calc_and_select/
Podemos ver como en el flujo turbulento la diferencia de rapidez entre la capa externa y la
parte más alejada de los extremos del tubo es mínima.
6.7.2.1 Capa límite
La distribución más uniforme en la rapidez del fluido dentro de la tubería también supone una
distribución más uniforme de las temperaturas dentro de la línea de aceite térmico.
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Ilustración 24 Esquema velocidad/temperatura del fluido
https://www.quora.com/Why-does-the-heat-transfer-coefficient-increase-with-an-increase-in-the-velocity-of-the-
fluid
Es por ello la capa limite en el interior del tubo se reduce en el régimen turbulento y el aceite
térmico no experimenta una sobreexposición a las altas temperaturas dentro de la caldera.
El aumento de la rapidez del fluido dentro del circuito se consigue mediante bombas
centrifugas situadas en la línea de retorno. El diseño de estas bombas es específico para
estas aplicaciones. Presentan aletas de aireación de la carcasa de la bomba y los sistemas
de cierre estanco, sellos, están alejados de las altas temperaturas.
6.7.2.2 Instalación
La descarga de la bomba de aceite térmico se dirige hacia el haz tubular de la caldera. Se
disponen de este modo por varios motivos:
La temperatura del aceite es más baja en este punto del circuito. La cavitación está
relacionada con la presión de vapor del líquido y esta con la temperatura. A temperaturas más
bajas las presiones de vapor serán menores y el riego de cavitación es será menor.
El circuito de aceite puede incorporar otra caldera de forma sencilla, instalando una
línea adicional a la descarga de la bomba. Al tratarse de un elemento esencial del transporte
de productos a temperatura por vía marítima la duplicidad de equipos es la mejor garantía.
La estructura del haz tubular de la caldera esta mejor preparada para soportar las
presiones de descarga de la bomba.
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6.8 ECONOMIZADOR
6.8.1 Introducción
El economizador es un elemento opcional de la caldera que recupera calor sensible de los
gases de salida de una caldera para aumentar la temperatura del fluido de alimentación.
El economizador está formado por una sección de tubos, a través de los cuales pasa el fluido
de alimentación, que se calienta con los gases de combustión que pasan a través del haz de
convección de la caldera.
Los economizadores se fabrican con tubos de acero, normalmente en forma de serpentín o
en tubos de hierro fundido con aletas, circulando en ambos casos el fluido por el interior de
los tubos y los gases por su parte externa.
6.8.2 Clasificación
Los economizadores se clasifican: tipo de material y localización.
6.8.2.1 Tipo de material
De acero estirado sin aletas: para temperaturas de humos muy altas, con grandes saltos
térmicos y gran transferencia de calor.
De acero estirado con aletas transversales de acero: formados por tubos lisos con aletas
redondas o cuadradas unidas al tubo por soldadura o por encastre, por deformación en frío o
en caliente.
De acero con aletas de fundición: tienen las ventajas de la fundición frente a la corrosión ácida
y las del acero en cuanto a la resistencia mecánica.
6.8.2.2 Localización
De tipo integral: se caracterizan por tener baterías de tubos localizados dentro del cuerpo de
la caldera.
Los economizadores integrados, a su vez, pueden ser:
De un solo colector, que consta de un colector montado en su extremo inferior, del que
parten los tubos dispuestos en paralelo hacia la parte superior, en donde se conectan
directamente al domo superior de la caldera.
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De doble colector, que constan de un colector inferior y otro superior, conectados entre
sí por tubos. El agua de alimentación se introduce en el colector superior, de donde pasa por
una sección de tubos hacia el domo inferior para pasar después al domo superior de la
caldera. Las conexiones entre el economizador y la caldera incorporan un sistema de válvulas
que permite aislar el economizador del sistema.
Estos economizadores solo es posible colocarlos en las calderas acuotubulares.
De tipo adyacente: se caracterizan por su construcción de tubos horizontales colocados en
serpentines o hileras cerradas, dispuestos por lo general en forma alternada; los gases de la
combustión fluyen transversalmente al eje longitudinal de los tubos. Estos economizadores
están situados fuera de la caldera (pirotubular), formando una unidad independiente, y en el
caso de calderas de tiro aspirado, antes del ventilador de extracción de gases. Cada tipo tiene
ventajas e inconvenientes, pero en ambos casos debe preverse una alimentación continua
con el fin de eliminar posibles choques térmicos que puedan ocurrir en una alimentación
discontinua.
Ilustración 25 Vista desde el costado de estribor. Plano calderas, economizador y tanque de expansión a bordo. Astilleros ARMON
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Ilustración 26 Vista en planta de sala de máquinas. Bombas de aceite y calderas. Astilleros ARMON
Una instalación típica para un buque asfaltero de 100 metros de eslora y una capacidad de
6000 toneladas de carga estará formada por dos calderas, con capacidad total de 1,200,000
kcal a 3.400.000 Kcal que le permiten aumentar la temperatura desde 190ºC hasta los 200ºC
en un periodo de 24 horas con una temperatura exterior de 0ºC.
6.9 SERPENTINES
Cada tanque de carga dispone de dos o más parrillas de serpentines por los que discurre el
aceite térmico proveniente de las calderas. Gracias ellos se produce la transferencia de calor
entre el aceite térmico y el producto. La superficie por tanque ronda los 170m2.
Existen distintas disposiciones de parrillas de serpentines relacionadas con el tipo de diseño
de sus tanques de carga.
Un diseño típico dispone los serpentines de calefacción en dos niveles: altos y bajos. Los altos
se sitúan a unos centímetros del plan de tanque y los altos a un metro o metro y medio sobre
el plan. Podemos encontrarnos otras disposiciones en torretas verticales dentro del tanque.
En la siguiente imagen vemos el esquema de calefacción de un tanque de carga:
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Ilustración 27 Vista en planta de los serpentines de calefacción a bordo. Astilleros ARMON
En la siguiente imagen se muestra un corte transversal del tanque de carga. Se muestran los
dos niveles de serpentines y las líneas de calefacción y de descarga que se dirigen hacia los
siguientes tanques.
Ilustración 28 Corte transversal del tanque de babor. Vista de los serpentines en dos alturas. Astilleros ARMON
Si los serpentines son operados de forma incorrecta, la alta temperatura solidificara el asfalto
entorno a la línea de calefacción, formando carbón de coque, aumentando su diámetro
exterior y reduciendo la capacidad de transferencia de calor.
Las válvulas que nos permiten operar el sistema se encuentran en la cámara de bombas o en
cubierta principal. Normalmente, diseños con la cámara de bombas a popa permiten alojar las
entradas y los retornos de cada serpentín en su interior. Por el contrario, diseños con la
cámara de bombas en el centro del buque suelen disponer las válvulas en cubierta principal.
La siguiente imagen muestra el piano de válvulas que forma las entradas y los retornos de los
serpentines altos de ocho tanques de carga en el interior de la cámara de bombas.
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Ilustración 29 Piano de válvulas de aceite en el interior de la cámara de bombas.
Las características del sistema de calefacción determinan los procedimientos a seguir durante
la operativa.
En diseños con cámara de bombas a popa, los tanques situados a popa, más cerca de las
calderas y por los que discurren los serpentines del resto de tanques, será más fácil mantener
o subir la temperatura del producto. Mientras que los tanques situados a proa necesitarán más
tiempo para alcanzar la temperatura deseada.
Abriendo a la mitad o solo dos vueltas la entrada de aceite térmico en los tanques de popa y
abriendo totalmente las entradas de los tanques de proa se evita el problema. Desde el punto
de vista del diseño, ubicar en estos espacios una doble parrilla reduce los efectos de pérdida
de temperatura.
En las siguientes imágenes se muestra una comparativa entre las líneas de calefacción de un
buque de transporte de productos químicos y los serpentines de un buque dedicado al
transporte de productos asfálticos.
Ilustración 30 Interior del tanque de un buque quimiquero. Serpentines y bomba de pozo profundo
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Ilustración 31 Parrilla de serpentines en el interior de un buque asfaltero.
En la primera imagen se muestra la bomba centrífuga de pozo profundo a diferencia del
tanque que se muestra en la segunda imagen, donde las dos bombas están ubicadas en la
cama de bombas.
6.9.1 ACOMPAÑAMIENTO
El producto, hasta llegar al tanque y/o mientras es descargado, discurre por: el interior de la
CCBBs, cubierta principal y por el interior de las bombas. Estos espacios también deben
mantener la temperatura necesaria para operar con los productos asfalticos. Se deben evitar
los puentes de térmicos.
Para dar respuesta a este problema, tanto las líneas de carga de cubierta como las bombas
de tornillo están equipadas con líneas de calefacción llamadas acompañamientos.
Las calderas que dan servicios a los serpentines de los tanques suministran, además, el aceite
térmico a los acompañamientos. Estos tramos del sistema se aclimatan antes de realizar las
operativas. Durante la navegación, en aquellos buques con líneas de carga en cubierta, es
práctica habitual llevar los acompañamientos abiertos para mantener una cierta temperatura
que evite la posible formación de tampones.
En el siguiente esquema se muestra la disposición de los acompañamientos a lo largo de la
línea de carga:
Ilustración 32 Esquema línea de carga con acompañamientos
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La entrada de aceite térmico se realiza a través de la línea en la parte baja (rojo) y el retorno
a través de la línea superior (azul)
Si por el contrario la cámara de bombas se ubica en la zona central del buque, dividiendo a la
mitad los espacios de carga, se evita disponer líneas en cubierta, pero sacrificando los
actuadores automáticos de las válvulas, normalmente operadas mediante volantes desde
cubierta principal.
6.10 C
ALORIFUGADO
Como definición del adjetivo calorífugo entendemos: que
dificulta la transmisión de calor. Esto es lo que se
pretende conseguir a bordo. Para ello, todas las líneas
están recubiertas por lana de roca
Las partes móviles de las válvulas no pueden ser
recubiertas con este método. La fabricación de camisas
que recubran el acople entre la línea y la válvula es utiliza
como método aislante. En la imagen adjunta se muestra el
recubrimiento de la línea de calefacción a una bomba de carga y a la válvula de entrada de
aceite térmico.
El papel del sistema de calefacción es doble: permite operar productos con bajos puntos de
solidificación y aclimata el sistema de carga evitando las diferencias de temperaturas y puntos
de acumulación de esfuerzos.
7. BOMBAS DE TORNILLO.
Definimos bomba como: una máquina que absorbe energía mecánica que puede provenir de
un motor eléctrico, térmico, etc. y la transfiere a un fluido transformándola en energía
hidráulica, la cual permite que el fluido pueda ser transportado de un lugar a otro, a un mismo
nivel y/o a diferentes niveles y/o a diferentes velocidades.
Atendiendo al método de transferencia de energía al fluido distinguimos entre:
Ilustración 33 Calorifugado entorno a una válvula de aceite térmico.
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Bombas dinámicas: basadas en la transferencia de energía centrifuga.
Bombas de desplazamiento positivo: crean la succión y la descarga, desplazando el
líquido con un elemento móvil. El espacio que ocupa el líquido se llena y vacía
alternativamente forzándolo y extrayéndolo mediante movimiento mecánico.
7.1 BOMBAS DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO
Hay dos clases de bombas de desplazamiento positivo:
7.1.1 De pistón o reciprocantes
Desplazan el líquido por la acción de un émbolo o pistón con movimiento rectilíneo alternativo,
o con movimiento de oscilación.
7.1.2 Rotatorias
En las cuales, el desplazamiento se logra por el movimiento de rotación de los elementos de
la bomba.
Los distintos tipos de bombas a bordo de los buques se adecuan a las características de los
productos: densidad, temperatura y viscosidad entre otros y a los volúmenes de fluido por
unidad de tiempo y las presiones de descarga que la instalación precise.
Los buques asfalteros, destinados al transporte de residuos de alta viscosidad, montan
bombas de tornillo (Screwpump). El principio de funcionamiento involucra tornillos opuestos
acoplados para formar una cavidad sellada con la carcasa de la bomba circundante. A medida
que giran los tornillos de accionamiento, el fluido se desplaza y se transporta de manera
constante a la descarga de la bomba, lo que crea un caudal volumétricamente constante
independientemente de la presión de bombeo.
7.1.2.1 Características
Las características de las bombas de tornillo son las siguientes:
1. Son un tipo de bomba hidráulica de desplazamiento positivo.
2. Buen rendimiento en fluidos de alta viscosidad
3. Flujo constante, incluso con contrapresiones variables del sistema debido a cambios
de viscosidad.
4. Altas eficiencias volumétricas y operativas en general.
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5. Capacidad de bombeo proporcional a las revoluciones por minuto.
6. Operación autocebante y buenas características de succión.
7. Alta tolerancia al aire arrastrado y otros gases.
8. Baja vibración mecánica que mejora y alarga la vida útil.
9. Operación intrínsecamente suave y silenciosa
10. Las pulsaciones extremadamente bajas reducen el estrés y prolongan la vida útil de
los componentes asociados de transferencia de fluidos (tuberías, mangueras, válvulas,
etc.)
11. Adecuadas para operar con líquidos en presencia de partículas sólidas en suspensión.
12. El sentido de giro es sencillo de invertir.
13. Pueden estar provistas de camisas de calefacción o refrigeración.
14. Funcionan en todo régimen de revoluciones.
15. Mínima agitación del fluido por su transporte axial en cámaras estancas.
16. Manejan todo tipo de fluidos: lubricantes y no lubricantes, de viscosidad baja, media o
alta, agresivos o neutros.
17. Son más costosas que las bombas centrifugas.
Ilustración 34 Eficiencia de las bombas centrifugas frente a las bombas de tornillo en base a la viscosidad. Chemical Tanker Notes
En la siguiente imagen se muestra el despiece de una bomba de doble tornillo compuesta por
las siguientes partes: cuerpo de la bomba, tornillo de eje largo y tornillo de eje corto,
engranajes de sincronismo, caja de engranajes y sello mecánico. Dependiendo del modelo se
incorporan válvulas de seguridad y sistemas de calefacción a las bombas.
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Ilustración 35 Despiece de una bomba de dos tornillos.
http://www.warrenpumps.com/
Para evitar el desgaste de los husillos entre si y con el cuerpo de la bomba se instalan los
engranajes de sincronismo (timing gear). Su función es la de transmitir el giro del tornillo de
eje largo al tornillo de eje corto, pero sin entrar en contacto con el. Este sistema se sitúa en la
parte delantera de la bomba, dentro de la caja de engranajes, y son lubricadas en un baño de
aceite.
Las bombas de carga estarán ubicadas en la cámara de bombas del buque, aunque, como
podemos ver en la siguiente imagen, existen diseños de bombas de tornillo de pozo profundo.
Son utilizadas en buques petroquímicos que disponen una pareja de tanques destinada al
transporte de asfaltos o residuos.
https://pumps.leistritz.com/en/screw-pumps-systems.html
Los parámetros de funcionamiento de una bomba tipo accionada por un motor eléctrico para
un buque de 100 metros de eslora son los siguientes:
Ilustración 37 Esquema de bomba de tornillo de pozo profundo.
Ilustración 36 Bombas de tornillo a bordo de una gabarra. Posición vertical
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Temperatura máxima: 200ºC
Viscosidad máxima: 1000 cSt
Presión máxima: 13.0 Bar.
Válvula de seguridad: 12.5 Bar
Rate máximo: 400 m3/h
RPM al 100%: 1800 RPM
7.2 VÁLVULAS
A lo largo del sistema de carga se disponen diferentes tipos de válvulas. A continuación, se
describen las válvulas utilizadas a bordo. Distinguimos, en función del tipo de disco, entre:
válvulas de mariposa y de cuchillo o teja y en función de sus accionamientos, entre:
automáticas y manuales.
7.2.1 Partes de la válvula
En la siguiente imagen podemos ver una válvula manual de mariposa emplazada en el
manifold de carga:
En esta imagen podemos ver una de las válvulas de teja de
accionamiento manual. Todas las válvulas del sistema de carga
están adecuadas a las características de los productos a transportar y presentan una serie de
partes comunes.
Ilustración 38 Despiece de una bomba de tornillo. Husillos durante el mantenimiento.
Ilustración 39 Válvula del manifold de un asfaltero. Ilustración 40 Válvula
de corte de las líneas de carga a bordo de un asfaltero. www.orbinox.com
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7.2.1.1 Cuerpo de acero inoxidable.
Presenta unas cuñas y guías interiores fundidas para asegurar el cierre de la tajadera contra
el asiento de la válvula. El diseño en forma de transición escalonada evita la acumulación de
sólidos que dificulte el cierre de la válvula.
7.2.1.2 Tajadera de acero inoxidable
Pulida por ambos lados y rectificada en el lado del asiento lo que evita agarrotamientos, daños
en el asiento y mejora la estanqueidad metal/metal con terminación en bisel, permitiendo
cortar expulsar los sólidos al flujo.
7.2.1.3 Asiento
Soportado por un anillo de acero inoxidable, cierra mecánicamente la parte interna de la
válvula.
7.2.1.4 Empaquetadura.
Solo presente en los modelos de válvulas de chuchillo, compuesta de varias líneas de fibra
trenzada de larga duración más un hilo tórico, con unos prensaestopas que asegura la
estanqueidad de la válvula.
Todo el sistema está pensado para soportar altas temperaturas. El asiento metal contra metal
de las válvulas les permite soportar temperaturas de más de 250ºC, las empaquetaduras de
teflón soportan una temperatura de hasta 260ºC y el hilo tórico resiste temperaturas de 205ºC
y máximas de 315ºC
Los asientos de las válvulas de cuchillo sacrifican la estanqueidad a costa de operar a altas
temperaturas.
En las siguientes imágenes podemos ver dos ejemplos de asientos metálicos utilizados en las
válvulas del sistema de carga en un buque.
Asiento metálico de válvula de mariposa.
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Asiento metálico de una válvula de cuchillo del sistema de carga.
Ilustración 42 Asiento metálico.
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Válvula de mariposa. Resbalamiento del disco sobre el asiento del cuerpo por dilatación,
debida a la temperatura, que evitando el enclavamiento.
Ilustración 43 Dilatación de la válvula.
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Las operativas de productos asfalticos no suelen presentar problemas de estanqueidad o
goteos en los puntos de entradas de la tajadera de la válvula de cuchillo al interior de la línea;
los aumentos de temperatura y los puntos de fusión del asfalto ayudan a garantizar la
estanqueidad de las partes móviles de las válvulas. A diferencia de productos con menor
viscosidad y puntos de solidificación más altos, que si pueden originar una pérdida de
estanqueidad en las válvulas de carga. El mantenimiento de las empaquetaduras y el buen
estado de los asientos es especialmente importante a la hora de opera con estos productos.
9: screw 10: cover plate
14: seat 31: gasket
Ilustración 41 Esquema de asiento de válvula de mariposa. Asiento metálico.
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8. OPERATIVAS
Teniendo presente los temas tratados podemos comprender las operativas realizadas a
bordo. Comentaremos la operativa de limpieza o flushing y el desplazamiento de líneas.
Se han elegido estas dos operativas ya que la operativa de limpieza es en si misma una
operativa de carga, recirculado por los tanques del buque y descarga. Por otro lado, el
desplazamiento de líneas en estos buques es fundamental. Descuidos a la hora de abordar
estas dos tareas causarían demoras, incumplimientos del flete y serios problemas para el
personal de a bordo.
8.1 FLUSHING.
8.1.1 Introducción
La alternancia de productos transportados por el buque depende del fletador, la oferta y
demanda en el mercado, la flota de asfalteros o las necesidades de las refinerías, entre otros.
Existen buques asfalteros en tráficos continuos de bitumen y otros que, por el contrario,
alternan los productos a transportar según se les exija.
Los buques dedicados al transporte de productos ligeros o químicos establecen exigentes
criterios de limpieza de tanques. La contaminación con remantes a bordo de operativas
previas comprometen la calidad y la seguridad del transporte.
La limpieza de los tanques del buque se define por: propiedades del producto anteriormente
transportado y propiedades del producto a transportar, equipos instalados a bordo, aditivos
químicos, tipo y estado de los recubrimientos del tanque, temperatura ambiente, temperatura
del agua de mar, meteorología, duración de las operativas y experiencia de la tripulación.
El modo de limpieza de tanques que se lleva a cabo en los asfalteros es conocido como
flushing, traducido al español como enjuague. Con este método se pretende eliminar los
restos de la anterior carga en líneas, bombas y tanques.
En líneas generales, el procedimiento consiste en: utilizar las bombas de tornillo del buque
para recircular una pequeña cantidad de producto, suministrada por la terminal, a través de
todo el sistema de carga. La cantidad con la que se realiza la limpieza ronda del 4% al 8% de
la capacidad total de carga o la cantidad de remanente a bordo del buque multiplicado por 30.
Desde el punto de vista del buque, el flushing no es necesario para llevar a cabo la carga,
transporte y descarga. La terminal, el inspector o el fletador decidirán si se realiza la operativa
o no teniendo en cuenta los últimos productos transportados.
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La experiencia demuestra que siempre se realizan operativas de limpieza al cambiar de
producto. El interés en mantener las especificaciones optimas es la razón para realizarla. Se
debe tener en cuenta la presencia de altos contenidos en azufre que pueden afectar
negativamente al siguiente producto a transportar.
8.1.2 Operativa de Flushing a bordo.
La operativa de flushing se realiza con el buque en lastre, atracado o en la mar, antes de
comenzar las operativas de carga. A la hora de realizar la limpieza se nos plantean las
siguientes cuestiones:
• Tipo de producto a utilizar.
• Cantidad y tiempo necesarios para una limpieza satisfactoria.
• Temperatura de trabajo.
• Toma de muestras.
• Secuencia de lavado.
Para explicar cada uno de estos puntos tomamos como caso de estudio el siguiente ejemplo
real.
8.1.2.1 Buque tipo
Asfaltero de 105 metros de eslora con 6.695,79 m3 de capacidad de carga al 98% en cuatro
parejas de tanques soportados. Instala dos bombas de tornillo de 400 m3/h. y dos bombas de
lastre de 250 m3/h. Soporta una temperatura máxima de 200ºC y una densidad máxima de
1.1 toneladas métricas por metro cúbico. Dispone de sistema de gas inerte para los tanques
de carga.
El máximo rate de carga/descarga es de 800 m3/h y el rango de viscosidades soportado por
las bombas de 100 a 1000 cSt.
Instala dos calderas de aceite térmico. Cada una de ellas es capaz de incrementar la
temperatura desde 190ºC hasta los 200ºC en un periodo de 24 horas con una temperatura
exterior de 0ºC. El calor es transferido mediante dos parrillas de serpentines en cada tanque
de carga y dos parrillas dobles en los tanques 1 babor y 1 estribor.
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Anterior carga: 5300 toneladas de IFO – 380 HS (alto contenido en azufre), y la próxima carga
será: asfalto con un grado de penetración 50/70 y una cantidad de 5000 toneladas.
IFO – 380 Alto contenido en azufre, información de la MSDS (Material Safety Data Sheet)
Ilustración 44 MSDS IFO HS de CEPSA
Ilustración 45 MSDS IFO HS de CEPSA
Asfalto 50/70, información de la MSDS:
Ilustración 46 MSDS Asfalto de CEPSA
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Ilustración 47 MSDS Asfalto de CEPSA
8.1.2.2 Producto.
Tras presentar la información de la última carga, los tanques son rechazados y se exige al
buque realizar flushing.
Las concentraciones de azufre de la carga anterior pueden afectar a las cualidades del asfalto
y se decide reducir este porcentaje al mínimo mediante la operativa de limpieza.
La primera cuestión a analizar es el tipo de producto con el que realizar la limpieza. En el caso
que nos ocupa, la limpieza será hecha con asfalto del mismo grado que más tarde se espera
cargar.
Ahora bien, en este supuesto el producto elegido es el asfalto por un importante motivo, el
buque cuenta con gas inerte. Si realizamos la operativa de limpieza con asfalto, a una
temperatura de 130ºC, por ejemplo, generaríamos atmosferas explosivas. El asfalto a 130ºC
entraría en contacto con los restos de fuel presente en el sistema de carga, evaporando sus
partes más volátiles, creando un serio riesgo para la operativa.
Para evitar esta situación, si no contamos con gas inerte, la limpieza se tiene que realizar con
un producto intermedio, el VGO. El gasoil de vacío puede ser manipulado por las bombas de
carga sin que sea necesario elevar su temperatura por encima de la temperatura de inflación
del fuel y, además, su temperatura de inflamabilidad es de 167.5ºC, evitando así el problema
de las atmosferas explosivas una vez carguemos asfalto a 150ºC.
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Ilustración 48 MSDS de VGO de CEPSA
8.1.2.3 Cantidad
En segundo lugar, nos surge la pregunta de la cantidad necesaria para realizar la limpieza. El
producto en el caso que nos ocupa lo suministra la terminal y será ella quien decida la cantidad
a cargar a bordo. La cantidad con la que se realiza la limpieza ronda del 4% al 8% de la
capacidad total de carga o la cantidad de remanente a bordo del buque multiplicado por 30.
Para el buque tipo las cantidades serán de 150 m3 a 300 m3.
8.1.2.4 Tiempo
El buque informara del tiempo necesario para realizar la operativa dependiendo de la cantidad
nominada. La limpieza del buque tomado como ejemplo se realizará con 300 m3 de asfalto.
Se decide cargar en los tanques 4 babor y 4 estribor, 150 m3 en cada uno. Tenemos a nuestra
disposición dos bombas de tornillo con un caudal de 400 m3/h cada una y debemos recircular
el asfalto por cada tanque.
Podemos hacer el siguiente calculo. Por la banda de babor, debemos operar con 150 m3/h
por cuatro tanques, es decir, debemos desplazar 600 m3. De manera simultánea se realizaría
la operativa por la banda de estribor. Con el caudal de una sola boba, en unas dos horas
podría completarse la operativa.
La experiencia nos demuestra que este cálculo no se ajusta a la realidad. En primer lugar,
además de transferir el producto a lo largo del buque, se recircula durante 20 minutos
aproximadamente sobre el mismo tanque. En segundo lugar, operar con cantidades tan
pequeñas no nos permite alcanzar el máximo rate de descarga durante el tiempo deseado. A
medida que el nivel de asfalto se reduce, el riesgo de cavitación de las bombas de tornillo
aumenta. En la práctica, se opera con las bombas a un 50% o 70 % de su capacidad. Por
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último, la cantidad de producto no será siempre la misma, la cantidad final será mayor a la
cargada inicialmente, arrastrando los remantes y variando sus características.
Teniendo en cuenta estos factores, el tiempo de flushing puede llegar a 4 ó 5 horas. Esta será
la información que aporte el buque a la terminal. Si en lugar de operar con 300 m3 (150 m3 por
bomba, es decir, por cada banda) nos suministran 150 m3 el tiempo de limpieza se duplica.
8.1.2.5 Temperatura
Para poder operar con el asfalto, no es necesario mantener la temperatura comercial
normalmente exigible de 150ºC. A menudo, resulta difícil adaptar el caudal de aceite térmico
y las señales de consigna de la caldera para controlar de forma precisa la temperatura de
pequeñas cantidades de asfalto que estará en constante movimiento.
Mientras la temperatura dote al asfalto de una viscosidad adecuada para las bombas, la
operativa podrá desarrollarse sin problemas. Recordamos nuestro límite de 1000 cSt.
En este supuesto se abrirá el paso de aceite térmico a todos los tanques. La parrilla de
serpentines bajos está abierta al 100% excepto en los tanques 4 Br/Er y en los 3 Br/Er que se
abrirá solo al 50%. La temperatura de consigna de la caldera es de 190ºC. Esta dependerá
de las condiciones meteorológicas del lugar.
Nos aseguramos de mantener siempre la temperatura adecuada en el interior de los tanques,
comparando los valores a tres alturas distintas. Normalmente mediante medios remotos en
termómetros bajos, medios y altos instalados en cada tanque.
Antes de realizar operativas de carga o flushing con productos a temperatura es necesario
aclimatar el sistema de carga a las temperaturas de trabajo.
Se abre el paso de aceite térmico a los tanques de carga, bombas y acompañamientos con la
antelación suficiente. Los tanques de carga deben estar a unos 80ºC para recibir el asfalto.
En la bomba de tornillo se presta atención a la temperatura del aceite de engranajes y la
temperatura del eje de la bomba, manteniendo los valores en torno a 60ºC – 65ºC. Si la
temperatura superase estos valores se arrancaría el sistema de refrigeración de la bomba.
Aclimatamos el sistema de carga por varios motivos:
1. Acercarnos a las temperaturas de trabajo del asfalto evita los shocks térmicos en el
buque.
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2. Evapora cualquier resto de agua fruto de la condensación o presente en el anterior
producto.
3. Evita que la temperatura del asfalto caiga bruscamente al entrar en el tanque.
Normalmente no se aceptan cargas con temperaturas inferiores a 150ºC.
4. Haciendo que los restos de productos bituminosos alcancen temperaturas que les
permitan fluir evitamos la presencia de tapones en las líneas de carga.
5. Evitamos los puentes térmicos.
Los tiempos necesarios para realizar esta operación varían en función del tiempo presente en
la zona y la instalación del buque. En el caso aquí tratado con 12 horas de antelación, la
caldera a una temperatura de consigna de 185ºC y con una temperatura exterior de 20ºC
alcanzaríamos los valores deseados.
Los valores de consigna, los tiempos necesarios y la distribución del aceite térmico en los
tanques de carga depende principalmente de la meteorología presente en la zona y la
capacidad aislante del sistema de carga. Alcanzar estos valores en zonas frías y/o con
meteorología adversa, lógicamente, supondrá un aumento en los consumos y los tiempos. La
experiencia será la mejor guía en estas situaciones.
8.1.2.6 Toma de muestras
El buque devuelve el resultado de la limpieza a tierra. Hay que recordar que las bombas de
tornillo necesitan tener su aspiración y descarga abiertas antes de ponerse en marcha. Al
completar la descarga es buena práctica invertir el giro de las bombas y vaciar la columna de
producto hacia un tanque de carga. Es de vital importancia mantener las líneas despejadas
de productos que se solidifican a temperatura ambiente.
Para que los tanques sean aceptados hay que analizar la calidad de la carga a bordo.
Comenzamos la carga con una pequeña partida, un primer pie de producto de unos 150 – 200
m3. Una vez a bordo, se detiene la carga y se extrae una muestra del tanque del buque.
Si la calidad del asfalto está dentro de los parámetros correctos se reanuda la operativa con
normalidad. Si los resultados son negativos, debemos repetir la operativa de flushing.
8.1.2.7 Secuencia
La secuencia de limpieza en el ejemplo propuesto es la siguiente: carga 150 m3 en 4 Br y 150
m3 en 4 Er. Con la bomba de babor recirculamos sobre el 4 Br durante 20 minutos. A
continuación, pasamos la carga al tanque 2 Br. Una vez hayamos secado el 4 Br recirculamos
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sobre el 2 Br. Repetimos la secuencia en el 1 Br y por último realizamos la limpieza en el 3
Br. Por la banda de estribor realizamos la misma secuencia de forma simultánea.
En el tanque 3 Er/Br finaliza la limpieza, desde aquí enviamos la carga a tierra.
Ilustración 49 Secuencia de lavado con 300 m3 de asfalto
Si por el contrario cargásemos 150 m3 la secuencia seria como sigue:
Ilustración 50 Secuencia de lavado con 150 m3 de asfalto
Cargamos 150 m3 en el 4 Br realzamos la operativa por la banda de babor como en el caso
anterior. Al completar la limpieza en el 1 Br pasamos el producto al 1 Er y con la bomba de
estribor realizamos la limpieza como se ha descrito antes por esta banda.
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8.2 DESPLAZAMIENTO DE LINEAS
8.2.1 Introducción
Trabajar con sustancias que se solidifican a temperatura ambiente requiere precaución y,
sobre todo, antelación a lo que pueda suceder. La práctica en el sector nos demuestra que se
debe evitar la presencia de producto en los sistemas de líneas y bombas mientras no se esté
operando con ellos.
Tras las operativas de carga o descarga en las líneas del buque y de tierra quedan restos del
producto con el que se ha estado trabajando. Para facilitar la siguiente operativa y eliminar
cualquier resto que pudiese contaminar otros productos, se realizan operaciones de
desplazamiento de las líneas de tierra y del buque.
8.2.2 Buque
El buque drenara sus líneas hacia uno de los tanques de carga. Con las bombas de tornillo
esto es realmente sencillo. Nos permiten invertir el giro de la bomba y regular sus revoluciones
por minuto de forma muy precisa. Invirtiendo el giro vaciamos la columna de producto presente
en las líneas. Para los brazos de carga y mangueras se procede mediante un barrido con aire
o gas inerte. También se puede emplear el gas a presión para el desplazamiento de las líneas
de a bordo.
8.2.3 Terminal
Tras haber realizado la carga de productos bituminosos se realiza el desplazamiento de las
lianas de tierra. Por el interior de las líneas de la terminal discurre un elemento esférico o
cónico de caucho o goma que es empujado por un gas inerte o un líquido. Las presiones con
las que se suele desplazar van desde los 2.5 hasta los 7 bares. Los restos de producto que
quedan en la línea son empujados hacia el buque. El volumen desplazado y los tiempos de la
operativa son previamente acordados. Los cálculos de carga tienen en cuenta esta cantidad
extra. Una vez comienza el desplazamiento de las líneas de tierra es difícil y a veces imposible
detener la entrada del producto a bordo.
Si la línea a utilizar por parte de la terminal no ha sido desplazada y además no se ha aplicado
calefacción con la suficiente antelación, la operativa de carga/descarga se retrasará hasta
poder hacer liquido el producto.
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En el caso de las descargas es el buque quien desplaza la línea y deshaga los tapones de
bitumen solidificado. Para ello se opera con la bomba al mínimo de revoluciones y se va
haciendo avanzar el producto poco a poco. Se presta constante atención a las presiones de
descarga en la bomba y las presiones en el manifold. Dependiendo de la longitud y la cantidad
de producto el desplazamiento puede durar horas.
Ilustración 51 Descarga de asfalto a camiones. Puerto de Oran, Argelia
8.3 LIQUIDACION
Las tablas utilizadas para los hidrocarburos transportados a granel son las:54A- crude oil,
54B-product y las 54D lubeoil, limitadas a 150ºC para sus factores de corrección de volumen
(FCV) y densidad, siendo los valores extrapolados a partir de los 60.25ºC. Para los productos
asfálticos nos remitimos a las tablas D4311/D4311M – 09Standard Practice for Determining
Asphalt Volume Correction to a Base Temperature.
Ilustración 52 Tablas de conversión de hidrocarburos.
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En ellas encontraremos los FCV que nos permitirán obtener el volumen a 15ºC o a 60ºF, a
partir del volumen observado en un rango de temperaturas de: -25ºC hasta +275ºC (de 0ºF
hasta 500ºF). Estas tablas se aplicarán a todos los tipos de asfalto excepto a las emulsiones
de asfalto.
Las medidas son dadas para grados Celsius o Farenheit. Las equivalencias entre ambos
sistemas de unidades pueden no ser exactas, de forma que cada sistema de unidades se
utiliza independientemente para no incurrir en errores de cálculo.
Los FCV para cada unidad de temperatura están divididos en dos columnas: A y B. El uso de
un factor u otro dependerá de la densidad del producto.
Los factores de la columna A se utilizarán para asfaltos con una densidad a 15ºC de
966 kg/m3 o mayores
Los factores de la columna B se utilizarán para asfaltos con una densidad a 15ºC de
850 a 965 kg/m3
La mayor parte de los asfaltos se liquidan utilizando los FCV de la columna A.
En la siguiente imagen podemos ver los valores dados por las tablas:
Ilustración 53 Tablas FCV D4311/D4311M
8.3.1 Corrección por dilatación
La corrección por dilatación de los tanques de carga es aplicable en aquellos buques con
tanques soportados. En el caso de encontrarnos con tanques de carga y lastre compartiendo
un mismo mamparo la recalibración periódica de los tanques de carga será necesaria, informa
acerca de la capacidad actual del buque, que podrá diferir de la calibración inicial.
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En el caso de buques con taques soportados las capacidades en m3 viene expresada para
una temperatura estándar de 20ºC. Si la temperatura difiere la capacidad del tanque varía en
base a la siguiente fórmula.
𝑉𝑡 = 𝑉𝑏 · [1 + 3𝛼(t − 20)]
Donde: Vt: capacidad del tanque corregida por temperatura, en m3.
Vb: capacidad del tanque tabulada en m3.
α: coeficiente de expansión lineal del material del tanque.
t: temperatura media del mamparo de carga en ºC
Ejemplo de un tanque de carga soportado:
Ilustración 54 Soporte de tanque de carga de asfalto.
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9. SEGURIDAD EN EL TRANSPORTE
Junto con todos aquellos protocolos de prevención de riesgos laborales aplicables a los
buques tanques, el transporte de productos asfalticos nos hace centrarnos en: las
temperaturas de manipulación y concentraciones de azufre
9.1 ALTAS TEMPERATURAS
Las temperaturas de manipulación en los buques asfalteros pueden superar los 160ºC. En
estas circunstancias, el contacto con la piel originaria graves daños a los tejidos del cuerpo.
Dentro del equipo de protección individual que deben portar los trabajadores expuestos al
riesgo de contacto o inhalación nos encontramos con: buzo de algodón que cubra brazos y
piernas por completo, abrochados hasta el cuello y a la altura de las muñecas, gafas
protectoras y pantallas de protección facial para productos químicos, y guantes químicos. Se
recomienda el uso de calzado sin aberturas para cordones.
En caso de entrar en contacto con la piel se recomienda aplicar agua fría a la zona afectada.
Si la zona afectada por la quemadura es mayor al 10% del cuerpo (aproximadamente igual a
la superficie de una pierna o un brazo) se debe aplicar agua tibia o más caliente si se necesita
para aliviar el dolor, pero el calor del asfalto debe retirarse lo antes posible. De no ser así
continuara degradando los tejidos adyacentes.
No se recomienda retirar asfalto de la piel, tiende a solidificarse y adherirse al tejido, puede
agravarse la quemadura significativamente, ni tampoco debe vendarse.
9.2 CONTENIDOS DE H2S
La naturaleza de los productos refinados depende de su composición química. Se distingue
dos categorías:
Productos ligeros: no presentan altas concentraciones de H2S, pero contienen altos
porcentajes en volumen de aromáticos volátiles como benceno y compuestos oxigenados.
Productos pesados e intermedios: pueden contener H2S, compuestos menos volátiles,
y un alto porcentaje de hidrocarburos aromáticos poco volátiles (PAHs). Entre los que
encontramos a los productos asfalticos y fueles intermedios.
En la siguiente tabla se muestran los valores de TLV para cada sustancia:
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Sustancia Tiempo de 8h de exposición (ppm) TLV-TWA
15 minutos de exposición (ppm)TLV—
STEL
Benceno 0.5 1
Sulfuro de hidrogeno (H2S) 5 10
Gasolina 100 100
Ilustración 55 TLV del benceno, sulfuro de hidrogeno y la gasolina
Los límites de exposición ocupacional se pueden expresar en ppm únicamente si la sustancia
existe como gas a temperatura y presión ambiente.
Los crudos contienen sustancias que pueden causar graves daños a la salud y en algunos
casos daños crónicos. Los efectos graves más comunes se deben a exposiciones cortas de
tiempo en altas concentraciones de sustancias nocivas.
Como ejemplo de daños graves tenemos: irritación de los ojos, contacto con la piel o la muerte
bajo determinadas circunstancias. Los efectos crónicos se suelen manifestar tras exponerse
a la sustancia toxica durante largos periodos de tiempo a bajas concentraciones.
Muchas de las sustancias más contaminantes son altamente volátiles. Los riesgos asociados
se derivan comúnmente de la inhalación de H2S. Los trabajadores expuestos a esta sustancia
experimentan irritación de vías respiratorias, ojos, sarpullidos y enrojecimiento de la piel.
El umbral para estas sustancias es de 1 mg/m3 basado en la irritación de la parte alta de los
conductos respiratorios. A este respecto el uso de máscaras respiratorias con cartuchos de
vapor orgánico debe utilizarse para concentraciones de 0.2 a 2 mg/m3. Protección de
máscaras integrales será usado en concentraciones de 2.0 a 10.0 mg/m3.Para
concentraciones mayores de 10 mg/m3 se debe equipar al personal con equipos de
respiración autónoma. (ERA)
9.2.1 Consideraciones sobre el H2S
Es más pesado que el aire, se acumulara en la parte baja de cámaras de bombas o
espacios confinados.
Posee un olor característico de huevos podridos que puede ser detectado en
concentraciones más bajas de 0.006 ppm. Sin embargo, este no debe de ser un método
utilizado pues altas concentraciones de H2S pueden anular el sentido del olfato
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A bajas concentraciones, 1 ppm – 150 ppm, irrita los ojos, nariz y vías respiratorias.
A elevadas concentraciones, más de 500 ppm, puede darse una obstrucción de las
vías respiratorias.
El Permite expousure limit (PEL) del H2S expresado como TWA (time weighted average) es
de 10 ppm. En la siguiente tabla se muestran los efectos del H2S en concentraciones en el
aire que superan al TLV (threshold limite value).
CONCENTRACION
ppm EFECTO
50-100 Irritación ocular y de vías respiratorias tras una hora de exposición
200-300 Irritación ocular y de las vías respiratorias severa tras una hora de exposición
500-700 Mareos, Dolores de cabeza, náuseas, en un periodo de unos 15 minutos de
exposición. Desmayo y posibilidad de muerte tras 30-60 minutos de exposición.
700-900 Rápida perdida de la consciencia, muerte en unos minutos más tarde.
1000-2000 Colapso y cese instantáneo de la respiración
Ilustración 56 Efectos del ácido sulfúrico según sus concentraciones.
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10. MEDIOAMBIENTE
10.1 C
LASIFICACIÓN
Cuando hablamos de derrames o vertidos al medio marino distinguimos entre hidrocarburos
persistentes e hidrocarburos no persistentes. Nos referimos a la distinción hecha por el
International Oil Pollution Compensation Found (IOPC) que hasta el 31 de diciembre de 2019
ha gestionado las indemnizaciones de 154 incidentes de contaminación con un costo de 741
millones de libras.
El Régimen internacional de responsabilidad e indemnización para derrames de buques
tanque define como hidrocarburo no persistente a los compuestos de fracciones de
hidrocarburo, a) al menos un 50% de las cuales, por volumen, se destilan a una temperatura
de 340ºC y, b) al menos un 95% de las cuales se destilan a una temperatura de 370ºC, cuando
se realizan pruebas mediante el Método ASTM 86/78 o cualquier revisión posterior del mismo
Ilustración 57 Hidrocarburo persistente (izquierda) y no persistente (derecha). ITOPF
10.1.1 Propiedades
Los productos tratados en el trabajo son hidrocarburos persistentes. Los productos
transportados por los asfalteros presentan las siguientes características fisicoquímicas en
caso de derrame:
No se dispersan una vez derramados en el medio marino y tienen tendencia a
hundirse.
Forman balsas y bolas de mezclas bituminosas a temperatura ambiente.
No son miscibles en agua ni son propensos a la emulsión.
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La recuperación del producto en el mar es muy complicada, en cambio, la recuperación
en playas y líneas de costa se realiza de forma sencilla.
Pueden llegar a fluir si sufren el efecto de los rayos del sol o si el derrame se produce
en climas cálidos.
Efectos adversos al medio ambiente:
La absorción de calor supone un estrés térmico al medioambiente.
Los efectos más tóxicos se deben a su incorporación a los sedimentos.
Se produce una contaminación por partículas aromáticas que causa la asfixia de los
animales del medio.
10.1.2 PAHs y VOCs
Desde la perspectiva medioambiental, los PAHs y los VOCs merecen especial atención.
PAHs (Hidrocarburo aromático policíclico). La naftalina es la molécula más simple formada
solamente por dos anillos de benceno. Los PAHs complejos están formados por más de 70
átomos de carbono y se denominan asfaltenos. Son poco volátiles y presenta un alto peso
molecular. Repetidos contactos pueden causar cáncer de piel y de pulmones. El TLV
comúnmente utilizado por la industria es de 0.2 mg/m3 (partículas sólidas)
El principal método para evitar entrar en contacto con esta sustancia es el uso adecuado de
los equipos de protección individual. A pesar de que el peligro de inhalación es mínimo, debido
a su baja presión de vapor, el empleo de determinadas técnicas de limpieza con vapor o agua
caliente pueden originar aerosoles perjudicares para la salud.
El uso de mascarillas con filtros para vapores orgánicos se recomienda en concentraciones
de 0.2 – 2.0 mg/m3. Para concentraciones de 2.0 – 10.0 mg/m3 se recomienda el uso de
mascarillas que cubran toda la cara y el uso de equipos de respiración autónoma para
concentraciones superiores a 10.0 mg/m3
VOC (compuestos orgánicos volátiles) Todo el petróleo contiene VOC, que se evaporan
fácilmente en el aire, dando al petróleo un olor distintivo. Algunos VOC son extremadamente
tóxicos cuando se inhalan, además de ser potencialmente cancerígenos.
En el lugar del derrame, estos VOC pueden amenazar a los residentes cercanos, los que
responden trabajando en el derrame, los mamíferos marinos que respiran aire y las tortugas
Título: Operaciones en Asfalteros
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marinas en la superficie del agua. Sin embargo, los VOC son, generalmente, una
preocupacion durante los primeros momentos tras el derrame porque el petróleo que flota en
la superficie del mar pierde rápidamente sus VOC.
Por el contrario, los HAP pueden persistir en el medio ambiente durante muchos años y, en
algunos casos, seguir dañando a los organismos mucho después del derrame. El
comportamiento de los HAP a largo plazo aun es tema de investigación.
La densidad, viscosidad, el punto de fluidez y del producto son las principales características
a tener en cuenta a la hora de plantearnos como afrontar un derrame de hidrocarburos. Estos
parámetros, que evolucionan a lo largo del tiempo, y la climatología, determinan su
comportamiento en el mar, el volumen del derrame y su impacto medioambiental.
10.1.3 ITOPF
Por su parte, la ITOPF (International Tanker Owners Pollution Federation) realiza una
clasificación en base al grado API. El objetico consiste en agrupar hidrocarburos que
probablemente presentaran un comportamiento similar en caso de derrame. En general,
cuanto mayor sea el grado API menor persistencia mostraran.
Ilustración 58 Categorías según clasificación de la ITOPF. Grupo 1
Ilustración 59 Categorías según clasificación de la ITOPF. Grupo 2
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Existe un quinto grupo para los hidrocarburos con una gravedad específica mayor a 1º API e
inferior a 10. Estos hidrocarburos son propensos a hundirse, especialmente en aguas no
salobres y en ocasiones se denominan Hidrocarburos de bajo grado API (LAPIOs). Esta
categoría se compone de fuel muy pesado y lodos residuales.
Ilustración 62 La siguiente grafía nos da una idea sobre la persistencia de los hidrocarburos en base a grado API. ITOPF
Ilustración 60 Categorías según clasificación de la ITOPF. Grupo 3
Ilustración 61 Categorías según clasificación de la ITOPF. Grupo 4
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Los aumentos del volumen del derrame se deben a la formación de emulsiones.
10.2 M
ETEORIZACION EN HIDROCARBUROS PERSISTENTES
Una vez se produce el vertido, los hidrocarburos comienzan a interaccionar con el medio,
cambiando sus características y composición. Los procesos de meteorización que afectan a
los hidrocarburos se dividen en dos etapas.
Primera etapa el derrame se ve afectado por los siguientes procesos principalmente:
esparcimiento, evaporación, dispersión, emulsificación y disolución.
Segunda etapa: fotooxidación, sedimentación interacción con la costa y biodegradación.
Los hidrocarburos persistentes, transportados por buques asfalteros, con altas viscosidades
y puntos de fluidez y densidades a temperatura ambiente mayores o cercadas a la del agua
de mar, prácticamente no se ven afectados por los procesos pertenecientes a la primera
etapa.
De forma general y atendiendo a sus características, tras el derrame, los hidrocarburos muy
viscosos, semisólidos, tienden a fragmentarse en manchas aisladas que se separan y, en
ocasiones pueden alcanzar varios centímetros de grosor. El efecto de la evaporación en estos
productos es prácticamente nulo y plantean un riesgo de explosión mínimo.
Por otra parte, se ven poco afectados por la dispersión. Las emulsiones se forman más
fácilmente en el caso de los hidrocarburos que presentan en el momento del derrame una
concentración vanadio/níquel superior a 15 ppm o un contenido en asfaltenos superior a 0.5%.
La presencia de estos componentes y el estado del mar determinan la formación de
emulsiones.
Los fueles pesados suelen absorber agua más lentamente que los productos más ligeros. En
relación con la disolución, los componentes más pesados del petróleo son prácticamente
insolubles en agua de mar.
Las capas gruesas de hidrocarburos muy viscosos o emulsiones de agua en hidrocarburos
tienden a oxidarse en residuos persistentes en lugar de degradarse. Forman bolas de alquitrán
varadas en la costa que normalmente están compuestas por una corteza exterior solida de
hidrocarburo oxidado y partículas sedimentarias que rodean el interior más blando y menos
meteorizado.
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Los hidrocarburos pesados, fueles residuales y las emulsiones presentan gravedades
específicas parecidas a las del agua de mar e incluso una interacción mínima con sedimentos
puede provocar su hundimiento.
La biodegradación fruto de la interacción con los microorganismos capaces de metabolizar
los compuestos de los hidrocarburos depende de las características de producto,
disponibilidad de oxígeno y nutrientes. A pesar de que los microorganismos pueden degradar
muchos de los compuestos presentes en el crudo, algunas moléculas grandes y complejas
son resistentes a su ataque y estos residuos suelen incluir los compuestos que confieren al
hidrocarburo su color negro (asfaltenos).
La interacción del derrame con la consta dependerá de los niveles de energía a los que se ve
expuesta y a la naturaleza y tamaño del sustrato. Los hidrocarburos persistentes tienden a
formas bloques sólidos o semisólidos en costas protegidas con sustratos de guijarros. En
estas zonas será donde más fácil resulte su recuperación mediante medios mecánicos.
Estos procesos se dan en el medio de forma combinada y dependerán directamente de la
climatología en la zona: vientos, corrientes, densidad y temperatura del agua, estados de la
mar y profundidad, entre otros.
10.2.1 Vertidos en superficie
Siguiendo lo dispuestos por el Oil Spill Response Field Manual, ExxonMobil, encontramos los
siguientes medios de lucha contra la contaminación: barreras de contención, skimmers,
dispersantes, quemado in-situ y absorbentes. El análisis exhaustivo de cada uno de estos
métodos es un trabajo en si mismo por ello se dará una breve descripción de métodos de
recuperación de hidrocarburos pesados en el mar.
Los metodos de recuperacion recomendados para productos de alta viscosidad en superficie
son los siguientes:
10.2.1.1 Cinta absorbente.
Se instala una cinta absorbente en una embarcación que ponga la ponga en contacto con la
superficie de agua. El hidrocarburo se adhiere a la cinta absorbente para ser transportado a
un tanque de recepción a bordo. En algunos modelos se instala una bomba de inducción bajo
la cinta. Los impeler de la bomba fuerza el paso del líquido a través y sobre la cinta.
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10.2.1.2 Skimmer de agua a presión.
Una línea de rociadores pulveriza agua a presión sobre el borde inclinado del skimmer. El
agua empuja el hidrocarburo hacia el interior del skimmer donde una barrera de contención
retiene el vertido para su posterior recogida. Se suelen utilizar en zonas de mar en calma.
10.2.1.3 Cepillo
Una serie de tupidos cepillos instalados en una cinta recolectan el vertido y lo almacenan en
el interior de la embarcación. Este sistema necesita de barreras de contención que permitan
concentrar el derrame para ser recolectado.
10.2.1.4 Cinta de palas
El principio es el mismo que el explicado en los casos anteriores. Una serie de palas
instaladas en una cinta transportan el vertido y el agua hasta un tanque de decantación donde
se recolectarán posteriormente.
10.2.2 Vertidos sumergidos
Estos métodos de recuperación son viables siempre y cuando el derrame se mantenga a flote.
En el caso de hundimiento los métodos de recogida deben ser otros. Productos como el
bitumen, residuo atmosférico o residuo de vacío se transportan a temperaturas de 150 a
170ºC. Si estos productos entran en contacto con el agua se enfriarán rápidamente haciendo
descender su temperatura por debajo de la temperatura de fluidez e incrementando su
densidad por encima del agua.
10.2.2.1 Guías operacionales
Para lidiar con este problema la American Petrolem Institute ha elaborado: Sunken Oil
Detection and Recovery Operational Guide. Esta guía operativa es un documento
complementario del informe técnico, Sunken Oil Detection and Recovery, que identifica y
documenta las mejores prácticas y tecnologías alternativas que poseen el potencial para
detectar, contener y recuperar de manera más efectiva el petróleo hundido, definido como la
acumulación de hidrocarburos a granel en el fondo del agua.
El Departamento de Comercio en colaboración con el NOAA y la Oficina de Respuesta y
Restauración en Caso de Emergencias de Estados Unidos (U.S. Department of Commerce,
National Oceanic and Atmospheric Administration, National Ocean Service, Office of
Response and Restoration & Emergency Response Division) ha elaborado la: Response guide
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for sunken oil mats (soms): formation, behavior, detection and recovery en colaboración con
el gobierno canadiense, donde se identifica la formación, comportamiento, detección y
recuperación de las llamadas SOMs, (Sunken Oil Mats) vertidos de hidrocarburos sumergidos.
10.2.3 Circunstancias clave para que el producto se hunda tras el derrame
El grado API determinará si el producto se hundirá en los primeros momentos tras el derrame.
Con el tiempo, la intemperie o la interacción con los sedimentos pueden hacer que un
hidrocarburo a flote se hunda. Los hidrocarburos que pueden hundirse son generalmente
crudo muy pesado, combustibles pesados o productos bituminosos.
En agua dulce, los hidrocarburos con un API de menos de 10 o una densidad de
más de 1.0 g / cm3 se hundirán si las corrientes son débiles o la turbulencia es baja.
En agua de mar, los hidrocarburos con un API de menos de 6.5 o una densidad de
más de 1.03 g / cm3 se hundirán si las corrientes son débiles o la turbulencia es baja.
En estuarios, el hidrocarburo podría estar en suspensión en la parte de agua dulce del estuario
o río, y reflotar una vez llegue al agua de mayor salinidad más cerca de la desembocadura
del estuario. Por el contrario, el petróleo que flota o está sumergido en las aguas del estuario
puede sumergirse o hundirse si se transporta a agua dulce menos densa.
Si las corrientes o las turbulencias son fuertes, los hidrocarburos más pesados que el agua
quedarán en suspensión y solo se hundirán en áreas de bajo flujo de corriente. Estas áreas
de bajo flujo y baja energía deben ser los puntos elegidos para la búsqueda de petróleo
hundido.
10.2.4 Circunstancias que harán que el hidrocarburo se hunda con el tiempo
La experiencia ha demostrado que los hidrocarburos que flotan inicialmente pueden hundirse
tras mezclarse con sedimentos. Esto puede ocurrir por dos vías.
El hidrocarburo flotante que se mezcla con el sedimento después de varar en una playa puede
ser trasladado hacia el mar por la acción de las olas para hundirse en las aguas adyacentes
cercanas a la costa. El hidrocarburo flotante se puede mezclar con arena en la zona de
rompiente y hundirse, sin nunca varar en tierra.
Inicialmente, algunos hidrocarburos son más livianos que el agua pero se vuelven cercanos o
incluso más pesados que el agua dulce una vez que las fracciones más livianas se evaporan.
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Estos hidrocarburos pueden hundirse ya sea como crudo o como partículas de hidrocarburo
con sedimentos en el fondo marino.
Los hidrocarburos altamente viscosos pueden tener un mayor riesgo de hundimiento con el
tiempo. Pueden absorber mucha agua, lo que aumentaría su densidad. Tienden a ser más
pegajosos, lo que puede aumentar la cantidad de absorción de sedimentos si se quedan
varados en la costa o mezclados con sedimentos en la columna de agua, aumentando su
densidad.
Ilustración 63 Relación entre densidad, grado API, salinidad y comportamiento del crudo. API TECHNICAL REPORT 1154-2
10.2.5 Técnicas de detección de vertidos sumergidos
Las técnicas para determinar la presencia, características y tamaño de un vertido sumergido
tienen una importante limitación: la profundidad.
10.2.5.1 Sistemas de sonar
Capaz de detectar el vertido sumergido y/o enterrado principalmente en aguas de más de 3
metros de profundidad. Cubre grandes extensiones de terreno y su manejo es sencillo.
Necesita el apoyo de un buque auxiliar capaz de transportar el sonar. Para una buena
detección del vertido necesita tener como referencia el fondo marino.
10.2.5.2 Cámaras acústicas y de video
Se requiere el montaje de plataformas fijas para la instalación de las cámaras o bien la
presencia de buzos que las operen bajo el agua. La turbidez del agua afecta a la calidad de
las imágenes a excepción de las cámaras acústicas.
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10.2.5.3 Buzos
Se requiere personal altamente cualificado para realizar operaciones de buceo en zonas que
pueden estar altamente contaminas. Están limitados por las profundidades de buceo y la
visibilidad bajo el agua.
10.2.5.4 Remolque de material absorbente
a una serie de cadenas se les amarra el material absorbente para ser arrastrado por el fondo
marino y llevado a la superficie periódicamente en busca de rastros de hidrocarburo. Es
necesaria una embarcación auxiliar que arrastre los absorbentes por el fondo. No permite
localizar con exactitud el vertido y resulta muy aparatoso de manejar en profundidades
superiores a 30 metros. Se suele utilizar para confirmar que el fondo marino está limpio.
Ilustración 64 Remolque de material absorbente. A Response Guide for Sunken Oil Mats (SOMs)
10.2.5.5 Absorbentes fijos al fondo
El material absorbente es suspendido en la columna de agua. Son especialmente útiles para
detectar el movimiento del vertido bajo el agua, pero su instalación y recuperación es muy
laboriosa a más de 30 metros de profundidad. No son aptos para zonas de tráfico marítimo.
10.2.5.6 Observación visual
Inspección aérea o desde embarcaciones del fondo marino en busca del vertido. La búsqueda
aérea permite cubrir grandes zonas y focalizar la búsqueda una vez hay indicios de la
presencia de hidrocarburos. No puede detectar el material enterrado y depende de la claridad
del agua.
Ilustración 65 Absorbentes fijos al fondo. A Response Guide for Sunken Oil Mats (SOMs)
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10.2.5.7 Toma de muestras del fondo
En zonas de aguas poco profundas se realizan muestreos
del fondo marino. Detectan el vertido enterrado en el
fondo y su grosor. Este método puede realizarse de forma
manual, usando palas. Solo es viable en zonas de aguas
someras, con poco oleaje. Es la mejor opción para las
zonas poco profundas de rompiente donde los otros
medios no pueden llegar.
10.2.5.8 Muestras de agua
Una unidad subacuática (espectrómetro de masas) es
remolcada bajo el agua para detectar la presencia de hidrocarburos disueltos o dispersos en
el mar. Puede mapear grandes extensiones marítimas con altas resoluciones. Solo es efectivo
si el hidrocarburo está presente en el agua. Las corrientes lo pueden transportar a zonas más
alejadas.
10.2.5.9 Detección por laser
Se utiliza el láser para excitar los componentes aromáticos del hidrocarburo que emiten una
luz con un patrón característico. La unidad se remolca bajo el agua mediante un ROV. La
sensibilidad es menor en zonas de aguas turbias y con oleaje. Puede utilizarse tanto de día
como durante la noche son alta sensibilidad y no suele dar falsos positivos.
10.2.6 MÉTODOS DE RECUPERACIÓN
10.2.6.1 Dragas de succión
Son útiles hasta profundidades de 30 a 40 metros.
Necesitan operar en zonas no muy profundas,
protegidas y con pequeñas cantidades de vertido. Es
muy eficaz en la recuperación de vertidos mezclados
son sedimentos. Genera un gran volumen de material
que debe ser tratado posteriormente.
10.2.6.2 Recuperación mecánica
Requiere el uso de excavadoras, dragas de
cuchara o cualquier otro mecanismo que permita la recuperación física del vertido. Son el
método idóneo para el material solido o semisólido. Necesitan una embarcación auxiliar de
Ilustración 66 Toma de muestras del fondo marino. A Response Guide for
Sunken Oil Mats (SOMs)
Ilustración 67 Draga de succión subacuática con cabezal dentado. A Response Guide for Sunken
Oil Mats (SOMs)
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estilo ponto y medios de recepción de residuos en tierra. Las excavadoras están limitadas a
los 7 metros de profundidad más o menos. Las dragas convencionales pueden trabajar a
mayores profundidades. No son aptas para zonas especialmente sensibles ya que erosionan
el fondo marino.
10.2.6.3 Buzos con bomba
Los buzos dirigen manual mente el extremo de la
bomba de succión hacia el vertido. Pueden utilizar
bombas de desplazamiento positivo o bombas
centrifugas. Las profundidades óptimas de empleo
llegan hasta los 30 metros. El buzo puede dirigir el
extremo de la línea y seleccionar que parte eliminar.
10.2.6.4 Material absorbente
El principio de funcionamiento es el mismo que el
explicado en el apartado anterior. A líneas de cadenas se les fija el material absorbente que
es arrastrado por el fono. No consigue recuperar grandes cantidades de vertido.
10.2.6.5 Recuperación manual
Herramientas tipo palas o rastrillos se utilizan para recuperar los vertidos muy viscosos,
sólidos o semisólidos. Se realiza en aguas poco profundas mientras que para aguas de más
profundidad se requieren buzos. Es necesario buen tiempo y agua con buena visibilidad.
10.2.6.6 Agitación/Reflote
Se agita el fondo inyectando aire o mediante medios mecánicos que reflotan el vertido para
su recuperación. Solo es viable en aguas de no más de 2 a 3 metros. En algunas
circunstancias puede ser la única alternativa al empleo de excavadoras o dragas. Existe el
riesgo de esparcir el vertido y mezclarlo aún más con el sedimento del fondo.
10.2.7 Vertido de bitumen
Como ejemplo de vertido podemos analizar el incidente ocurrido en el rio Ohio en Louisville,
Estados Unidos, el 26 de enero de 2006. El T/B Kelly Lee remolcaba las gabarras: MN 54B,
MM 55 y MM 53 cuando colisiono con uno de los pilotes a la entrada del canal de la esclusa
McAlpine.
Ilustración 68 Succión de bomba dirigida por un buzo. A Response Guide for Sunken Oil
Mats (SOMs)
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10.2.7.1 Incidente
El convoy de gabarras se disgrego a consecuencia del impacto. La MM 54B fue recuperada
en las inmediaciones del lugar. Mientras la MM 55 continúo navegando rio abajo hasta
impactar con los pilares del puente L&I donde seria recuperada.
La MM 53 colisiono con los pilares del puente L&I y continúo navegando. Durante su viaje por
el rio, la gabarra toco fondo sobre uno de los bancos de arena y se atravesó a la corriente
continuando su descenso de manera perpendicular al flujo del rio.
Finalmente colisiono con los pilares del puente K&I y quedo encajada entre ellos. El costado
de babor comenzó a embarcar agua a consecuencia de la escora producida por el efecto de
la fuerte corriente sobre la gabarra. La MM 53 se escoro 90º sobre su costado de babor,
mientras su quilla descansaba contra los pilares del puente.
La cantidad transportada era de 3020 m3 de asfalto, 43.5 m3 de diésel y 15 m3 de aceite
térmico. Se derramaron 832 m3 de asfalto, 19 m3 de diésel y 15 m3 de aceite térmico.
10.2.7.2 Derrame
Durante el vertido y en los días posteriores se pudo analizar el comportamiento del bitumen.
La cantidad derramada y la presencia de burbujas de aire condicionaron el comportamiento
del bitumen en el agua.
Cuando pequeñas cantidades de producto entran en contacto con el agua, durante el enfriado,
es más fácil que el aire se adentre en el bitumen y forme parches semisólidos capaces de
flotar. Si la cantidad de bitumen que se vierte al agua es mayor, este tiende a enfriarse y
sumergirse. Además, formara de pequeños a grandes bloques según como sea el flujo de
bitumen al agua.
En las siguientes imágenes pertenecientes a la base de datos del NOAA se pueden apreciar
las características del derrame.
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Ilustración 69 Situación de la gabarra tras escorarse 90º sobre el costado de babor.
Ilustración 70 Derrame de bitumen y contención con barreras. Mientras se mantiene fluido es una sustancia pegajosa que facilita su contención.
Ilustración 71 Salida de producto por las escotillas y P/V de la gabarra
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Tutor: Roberto Álvarez Bucetas
Ilustración 73 Análisis del fondo del rio en busca del derrame. Acumulación del bitumen justo bajo la gabarra.
Recuperación del vertido mediante medios mecánicos y manuales. Uso de una pontona y
draga. Los pequeños restos sólidos fueron recuperados rio abajo, en los meandros y arenales
del rio.
Ilustración 72 Bitumen solidificado sobre la propia cubierta de la gabarra y barreras de contención.
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Ilustración 74 Draga sobre pontón recuperando el vertido solidificado del fondo del rio.
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11. CONCLUSIONES
Tras la realización del presente trabajo, donde se describen los buques asfalteros, reseñamos
las siguientes conclusiones:
1. Tras analizar la producción de una refinería, queda de manifiesto la variedad de
productos que son capaces de transportar (bitumen, VGO, IFO y residuo largo y corto)
2. Los tipos de buque que se imponen en la actualidad se caracterizan por buques con
tanques soportados.
3. El sistema de calefacción es la parte más importante del buque. Las calderas a utilizar
serán de tipo acuotubular con aceite térmico como fluido caloportador. Las calderas
de vapor no son capaces a responder las demandas del transporte marítimo de
productos bituminosos.
4. Los principales problemas que afectan a las calderas de aceite térmico son: la
oxidación y el craqueo del fluido caloportdor. Las bombas de recirculación y el diseño
de los tanques de expansión buscan solucionar estos incovenientes.
5. Las bombas de tornillo son las más adecuadas para la manipulación de este tipo de
productos.
6. Las operativas presentan un esquema sencillo de seguir. El haber descrito las partes
que forman el buque: estructura, bombas, calderas y productos hacen posible el
entendimiento de las operaciones de limpieza y desplazamiento.
7. Se debe tener en cuenta la presencia de altas concentraciones de azufre en los
productos transportados, siendo los crudos reducidos y los residuos cortos las partes
menos volátiles del crudo y aquellas que presentan una mayor viscosidad.
8. El comportamiento del bitumen en caso de vertido difiere completamente a lo que
estamos acostumbrados en relación a los hidrocarburos. Tiende a hundirse y
concentrarse en la zona de derrame.
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Tutor: Roberto Álvarez Bucetas
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