Sección 5-Consideraciones frágil fractura
6.3 Las inspecciones desde el exterior del tanque
6.3.1 rutina inspecciones en servicio
6.3.1.1 La condición externa del tanque deberá ser monitoreada por inspección visual cercana de la tierra de forma rutinaria. Esta inspección puede ser 6.3.1.1 La condición externa del tanque deberá ser monitoreada por inspección visual cercana de la tierra de forma rutinaria. Esta inspección puede ser
realizada por personal del propietario / operador, y se puede hacer por distintas a las autorizadas
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proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = Universidad de Texas Revisado subcuenta / 5620001114 No para
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inspectores como se define en 3.4. El personal que realice esta inspección deben tener conocimiento de las operaciones de las instalaciones de almacenamiento, el tanque, y las características del producto almacenado.
6.3.1.2 El intervalo de las inspecciones será coherente con las condiciones en el sitio en particular, pero no excederá de un mes. 6.3.1.2 El intervalo de las inspecciones será coherente con las condiciones en el sitio en particular, pero no excederá de un mes.
6.3.1.3 Esta rutina de inspección en servicio comprenderá una inspección visual de las superficies exteriores del tanque. Evidencia de fugas; shell distorsiones; 6.3.1.3 Esta rutina de inspección en servicio comprenderá una inspección visual de las superficies exteriores del tanque. Evidencia de fugas; shell distorsiones;
signos de asentamiento; corrosión; y la condición de la fundación, revestimientos de pintura, sistemas de aislamiento, y accesorios debe ser documentada para la acción de seguimiento por un inspector autorizado.
6.3.2 Inspección externa
6.3.2.1 Todos los tanques se les dará una inspección visual externa por un inspector autorizado. Esta inspección será llamada la inspección externa y debe llevarse a 6.3.2.1 Todos los tanques se les dará una inspección visual externa por un inspector autorizado. Esta inspección será llamada la inspección externa y debe llevarse a
cabo al menos cada cinco años, o RCA / 4 norte años (donde RCA es la diferencia entre el grosor de la cáscara medido y el espesor mínimo requerido en milésimas de cabo al menos cada cinco años, o RCA / 4 norte años (donde RCA es la diferencia entre el grosor de la cáscara medido y el espesor mínimo requerido en milésimas de cabo al menos cada cinco años, o RCA / 4 norte años (donde RCA es la diferencia entre el grosor de la cáscara medido y el espesor mínimo requerido en milésimas de cabo al menos cada cinco años, o RCA / 4 norte años (donde RCA es la diferencia entre el grosor de la cáscara medido y el espesor mínimo requerido en milésimas de cabo al menos cada cinco años, o RCA / 4 norte años (donde RCA es la diferencia entre el grosor de la cáscara medido y el espesor mínimo requerido en milésimas de cabo al menos cada cinco años, o RCA / 4 norte años (donde RCA es la diferencia entre el grosor de la cáscara medido y el espesor mínimo requerido en milésimas de cabo al menos cada cinco años, o RCA / 4 norte años (donde RCA es la diferencia entre el grosor de la cáscara medido y el espesor mínimo requerido en milésimas de pulgada, y norte es la velocidad de corrosión shell en milésimas de pulgada por año) que sea menor. Los tanques pueden estar en funcionamiento durante esta pulgada, y norte es la velocidad de corrosión shell en milésimas de pulgada por año) que sea menor. Los tanques pueden estar en funcionamiento durante esta pulgada, y norte es la velocidad de corrosión shell en milésimas de pulgada por año) que sea menor. Los tanques pueden estar en funcionamiento durante esta inspección.
6.3.2.2 tanques aislados necesitan tener un aislamiento eliminado sólo en la medida necesaria para determinar la condición de la pared exterior del depósito o 6.3.2.2 tanques aislados necesitan tener un aislamiento eliminado sólo en la medida necesaria para determinar la condición de la pared exterior del depósito o
el techo.
6.3.2.3 deberán ser verificados visualmente los componentes del sistema de puesta a tierra del tanque tales como derivaciones o conexiones mecánicas de los cables. prácticas 6.3.2.3 deberán ser verificados visualmente los componentes del sistema de puesta a tierra del tanque tales como derivaciones o conexiones mecánicas de los cables. prácticas recomendadas que se ocupan de la prevención de ignición de hidrocarburos están cubiertos por API 2003.
6.3.3 Inspección de espesor por ultrasonido
6.3.3.1 Externo, las mediciones de espesor por ultrasonido de la cáscara puede ser un medio para determinar una tasa de corrosión general uniforme mientras que el 6.3.3.1 Externo, las mediciones de espesor por ultrasonido de la cáscara puede ser un medio para determinar una tasa de corrosión general uniforme mientras que el
tanque está en servicio, y puede proporcionar una indicación de la integridad de la cáscara. La extensión de tales mediciones se determinará por el propietario / operador.
6.3.3.2 Cuando se utiliza, las mediciones de espesor por ultrasonido se efectuarán a intervalos no mayores de lo siguiente. 6.3.3.2 Cuando se utiliza, las mediciones de espesor por ultrasonido se efectuarán a intervalos no mayores de lo siguiente.
a) Cuando la velocidad de corrosión no es conocido, el intervalo máximo será de cinco años. Las tasas de corrosión pueden estimarse a partir de los tanques en servicio similar basado en las mediciones de espesor tomadas en un intervalo no superior a cinco años.
b) Cuando se conoce la velocidad de corrosión, el intervalo máximo será el menor de RCA / 2 norte años (donde RCA es el b) Cuando se conoce la velocidad de corrosión, el intervalo máximo será el menor de RCA / 2 norte años (donde RCA es el b) Cuando se conoce la velocidad de corrosión, el intervalo máximo será el menor de RCA / 2 norte años (donde RCA es el b) Cuando se conoce la velocidad de corrosión, el intervalo máximo será el menor de RCA / 2 norte años (donde RCA es el b) Cuando se conoce la velocidad de corrosión, el intervalo máximo será el menor de RCA / 2 norte años (donde RCA es el b) Cuando se conoce la velocidad de corrosión, el intervalo máximo será el menor de RCA / 2 norte años (donde RCA es el b) Cuando se conoce la velocidad de corrosión, el intervalo máximo será el menor de RCA / 2 norte años (donde RCA es el
diferencia entre el grosor de la cáscara medido y el espesor mínimo requerido en milésimas de pulgada, y norte es la velocidad de corrosión shell en milésimas de pulgada por diferencia entre el grosor de la cáscara medido y el espesor mínimo requerido en milésimas de pulgada, y norte es la velocidad de corrosión shell en milésimas de pulgada por diferencia entre el grosor de la cáscara medido y el espesor mínimo requerido en milésimas de pulgada, y norte es la velocidad de corrosión shell en milésimas de pulgada por año) o 15 años.
6.3.3.3 La inspección interna de la carcasa del tanque, cuando el tanque está fuera de servicio, puede ser sustituido por un programa de medición de 6.3.3.3 La inspección interna de la carcasa del tanque, cuando el tanque está fuera de servicio, puede ser sustituido por un programa de medición de
espesores ultrasónica externa si el intervalo de inspección interna es igual o menor que el intervalo requerido en 6.3.3.2 b).
6.3.4 Las encuestas de protección catódica
6.3.4.1 Donde la corrosión del fondo del tanque exterior está controlado por un sistema de protección catódica, encuestas periódicas del sistema se llevarán a cabo de 6.3.4.1 Donde la corrosión del fondo del tanque exterior está controlado por un sistema de protección catódica, encuestas periódicas del sistema se llevarán a cabo de
acuerdo con API 651. El propietario / operador debe revisar los resultados de la encuesta. 6.3.4.2 El propietario / operador debe asegurar la competencia del personal que realiza las encuestas. 6.3.4.2 El propietario / operador debe asegurar la competencia del personal que realiza las encuestas.
6.4 Inspección Interna
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b) reunir los datos necesarios para las evaluaciones de fondo y Espesor mínimo que se detallan en la Sección 6. En su caso, estos datos también tendrán en cuenta las mediciones de espesores ultrasónica externa hechas durante las inspecciones en servicio (véase 6.3.3).
c) Identificar y evaluar cualquier acuerdo fondo del tanque.
6.4.1.2 Todos los tanques deben tener una inspección interna formal, llevado a cabo en los intervalos definidos por 6.4.2. El inspector autorizado deberá 6.4.1.2 Todos los tanques deben tener una inspección interna formal, llevado a cabo en los intervalos definidos por 6.4.2. El inspector autorizado deberá
supervisar o realizar un examen visual y asegurar la calidad e integridad de los resultados de los exámenes no destructivos (END). Si se requiere la inspección interna únicamente con el propósito de determinar el estado y la integridad de la parte inferior del tanque, la inspección interna puede llevarse a cabo con el depósito en servicio utilizando diversas medición de espesores robótico ultrasónico y otros métodos de inspección en-stream capaz de evaluar el espesor de la parte inferior del depósito, en combinación con métodos capaces de evaluar la integridad fondo del tanque como se describe en 4.4.1. métodos electromagnéticos se pueden utilizar como complemento a la inspección ultrasónica en funcionamiento. Si se selecciona una inspección en servicio, los datos y la información recogida será suficiente para evaluar el espesor, la velocidad de corrosión, y la integridad de la parte inferior del tanque y establecer el intervalo de inspección interna, en base a espesor tanque inferior, la velocidad de corrosión, y la integridad, la utilización de los métodos incluidos en esta norma.
6.4.2 Intervalos de inspección
intervalos de inspección inicial y subsiguientes deberán estar en conformidad con los requisitos de 6.4.2.1 y 6.4.2.2.
Para los tanques existentes, tanques propietarios / operadores revisará el intervalo de inspección interna y estar en conformidad con esta sección el plazo de 5 años desde la fecha de la primera publicación de la norma API 653, cuarta edición, Apéndice 2, enero de 2012.
6.4.2.1 inicial interna intervalo de inspección
Los intervalos iniciales de inspección interna para tanques de nueva construcción y / o tanques reformadas se establecerán ya sea por 6.4.2.1.1 o 6.4.2.1.2.
6.4.2.1.1 El intervalo de fecha de servicio inicial hasta que la primera inspección interna no excederá de 10 años a menos que un tanque tiene una o más de la prevención de 6.4.2.1.1 El intervalo de fecha de servicio inicial hasta que la primera inspección interna no excederá de 10 años a menos que un tanque tiene una o más de la prevención de fugas, la detección, la mitigación de la corrosión, o salvaguardias de contención enumerados en la Tabla
6.1. La fecha de inspección interna inicial se basa en créditos incrementales para las garantías adicionales en la Tabla 6.1 que son acumulativos.
Tabla 6.1-Tank Safeguard Tank
Safeguard Añadir a la inicial del intervalo
yo. revestimiento del lado de producto del fondo del tanque instalado por RP API 652 fibra de vidrio reforzada. 5 años
yo La instalación de un revestimiento de película delgada interna como instalado por RP API 652. 2 años
iii. La protección catódica de la del lado del suelo del fondo del tanque instalado, mantenido, e inspeccionado por RP API 651.
5 años
iv. barrera prevención de liberación instalado por API Std 650, anexo I. 10 años
v. tolerancia de corrosión inferior mayor que 0,150 in. (Subsidio Actual corrosión
- 150 milésimas de pulgada) / velocidad de corrosión * VI. Bottom construido a partir de material de acero inoxidable que satisface los requisitos de API 650, anexo SC, y, o bien el
anexo S o en el Anexo X; y medios interno y externo se han determinado por un especialista cualificado corrosión presentar
muy bajo riesgo de agrietamiento o corrosión fracaso. 10 años
*La velocidad de corrosión para ser 15 mpy, o como determinado del Apéndice H, servicio similar
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. Por ejemplo, el intervalo máximo de ¼ en la parte inferior que tiene una barrera de prevención de liberación y un revestimiento de fibra de vidrio se determina como sigue:
10 años (iniciales) + 5 años (revestimiento de fibra de vidrio) + 10 años (de barrera prevención de liberación) = 25 años.
El intervalo de inspección inicial no debe exceder los 20 años para los tanques sin Prevención barrera de liberación, o 30 años para las cisternas con una barrera de liberación Prevención.
6.4.2.1.2 Como alternativa a la que se establece el intervalo inicial de conformidad con la Sección 6.4.2.1 y en la Tabla 6.1, la fecha de inspección interna inicial y 6.4.2.1.2 Como alternativa a la que se establece el intervalo inicial de conformidad con la Sección 6.4.2.1 y en la Tabla 6.1, la fecha de inspección interna inicial y
la reevaluación se pueden establecer usando Inspección base (RBI) La evaluación de riesgos por 6.4.2.2.2.
Estas evaluaciones pueden establecer un intervalo de inspección inicial superior a los 10 años, pero no excederán de 20 años para los tanques sin Prevención barrera de liberación, o 30 años para las cisternas con una barrera de liberación Prevención excepto como sigue.
Si una evaluación RBI se ha realizado, el intervalo máximo de inspección interna inicial no se aplica a los tanques de almacenamiento de la siguiente.
1) Las sustancias muy viscosas que se solidifican a temperaturas inferiores a 110 ° F, (algunos ejemplos de estas sustancias son: asfalto, el flujo de material para techos, residuo, fondos de vacío y crudo reducido), o;
2) Cualquier sustancia o de la mezcla que es:
a) no identificado o regulado, ya sea como un producto químico peligroso o material bajo las leyes aplicables de la jurisdicción; y
b) que el propietario / operador ha determinado que no impactará negativamente superficiales o subterráneas más allá de la instalación o afectar a la salud humana o el medio ambiente.
6.4.2.2 posterior interna intervalo de inspección
El intervalo entre las inspecciones internas posteriores se determinará de acuerdo con cualquiera de los procedimientos de la tasa de corrosión de 6.4.2.2.1 o los procedimientos de inspección basado riesgo como se indica en 6.4.2.2.2.
6.4.2.2.1 El intervalo de inspección posterior (más allá de la inspección inicial) se puede determinar utilizando la velocidad medida tanque inferior a la 6.4.2.2.1 El intervalo de inspección posterior (más allá de la inspección inicial) se puede determinar utilizando la velocidad medida tanque inferior a la
corrosión y el espesor restante mínimo de acuerdo con 4.4.5. Durante un examen para determinar la velocidad de corrosión del propietario / operador debe asegurarse de que entienden la eficacia de las técnicas de inspección empleadas para detectar y medir los posibles mecanismos de daño.
Al cambiar de servicio, un propietario / operador puede decidir utilizar velocidades de corrosión internos obtenidos de la evaluación de servicio similar (realizada por el Anexo H de la API 653) al establecer fechas posteriores de inspección interna.
Al utilizar los procedimientos de la tasa de corrosión de 6.4.2.2.1 el intervalo de inspección interna posterior máxima será de 20 años para los tanques sin Prevención de barrera de liberación, o 30 años para tanques con un Prevención de barrera de liberación.
6.4.2.2.2 Un propietario / operador puede establecer el intervalo de inspección interna posterior usando inspección basada en riesgo (RBI) procedimientos de 6.4.2.2.2 Un propietario / operador puede establecer el intervalo de inspección interna posterior usando inspección basada en riesgo (RBI) procedimientos de
acuerdo con RP API 580 y los requisitos adicionales de esta sección.
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Una evaluación RBI consistirá en una evaluación sistemática de tanto la probabilidad de fracaso y las consecuencias asociadas de fracaso, de acuerdo con API RP 580. La evaluación RBI será documentado a fondo, definiendo claramente todos los factores que contribuyen a ambos probabilidad y las
consecuencias de las fugas del tanque o el fracaso.
La evaluación RBI deberá ser realizado por un equipo que incluye la inspección y la experiencia en ingeniería con conocimientos en la correcta aplicación de API RP 580, los principios de diseño del tanque, la construcción y los modos de deterioro. La evaluación RBI deberá ser revisado y aprobado por un equipo como anteriormente a intervalos no mayores de 10 años o más a menudo si se justifica por los cambios de procesos, equipos, o consecuencia.
La metodología aplicada RBI (no cada evaluación individual) tendrá una revisión de validación documentada para demostrar que tiene todos los elementos clave definidos en la API 580 y esta sección. La validación debe ser realizada por una entidad externa al equipo de evaluación RBI.
Si las tasas de corrosión se basan en inspecciones anteriores, que deberán ser derivadas de eficacia, ya sea alta o media de inspección tal como se define por los procedimientos propietario por el usuario. Consulte API RP 581 para ejemplos de eficacia alta y media inspección. Las tasas de corrosión de la eficacia bajo inspección UT como la mancha no se utilizarán en el proceso de RBI.
Un tanque deberá ser retirado de servicio cuando el riesgo supera los criterios de riesgo aceptables establecidos por el procedimiento usuario propietario-.
NOTA API no recomienda ejecutar fondos de los tanques a un fallo, o hacer funcionar indefinidamente tanques con fugas inferiores conocidos o sospechosos.
6.4.2.2.2.1 factores de probabilidad de que se evaluarán en las evaluaciones RBI tanque, además de los factores de probabilidad en API RP 580 incluyen, pero no 6.4.2.2.2.1 factores de probabilidad de que se evaluarán en las evaluaciones RBI tanque, además de los factores de probabilidad en API RP 580 incluyen, pero no
se limitan a, los siguientes:
a) espesor original, el tipo de soldadura, y la edad de las placas inferiores;
b) métodos de análisis usados para determinar el lado del producto, del lado del suelo y las tasas de corrosión externos tanto para la cáscara y la parte inferior y la exactitud de los métodos utilizados;
c) la historia de inspección, incluyendo los datos de falla del tanque; d) la resistividad del suelo;
e) el tipo y la calidad del diseño de la almohadilla de tanque / cojín incluyendo el control de calidad en la construcción; e) el tipo y la calidad del diseño de la almohadilla de tanque / cojín incluyendo el control de calidad en la construcción; f) el drenaje del agua de la zona de berma;
g) Tipo / eficacia del sistema de protección catódica y el historial de mantenimiento;
h) las temperaturas de funcionamiento;
i) efectos sobre las tasas de corrosión interna debido a servicio del producto; j) interna de recubrimiento / revestimiento / tipo de revestimiento, la edad y condición; k) uso de serpentines de vapor y detalles de agua de extracción;
l) la calidad de mantenimiento del tanque, incluyendo reparaciones y alteraciones anteriores;
m) los códigos y normas de diseño y los datos utilizados en la construcción de tanques, reparación y alteración (incluyendo fondos de los tanques);
n) los materiales de construcción;
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o) la eficacia de la inspección incluye métodos de examen y alcance que han de ser determinado por el inspector;
p) los fallos funcionales, como flotantes juntas de techo, sistemas de drenaje del techo, etc .; q) datos de liquidación;
r) la garantía de calidad / control durante la construcción de tanques, incluyendo la limpieza de la almohadilla, la pendiente de la parte inferior, la instalación fundación, documentos / registros para mostrar cómo el tanque fue construido, etc.
6.4.2.2.2.2 factores como consecuencia que se evaluarán en las evaluaciones RBI tanque incluyen, pero no se limitan a, los siguientes: 6.4.2.2.2.2 factores como consecuencia que se evaluarán en las evaluaciones RBI tanque incluyen, pero no se limitan a, los siguientes:
a) fondo del tanque con un Prevención de barrera de liberación (RPB) detalles (individuales, dobles, RPB, forros reforzados internos, etc.);
b) el tipo de producto y el volumen;
c) el modo de fracaso, (es decir fuga lenta para el medio ambiente, el tanque de ruptura inferior o carcasa del tanque fractura frágil);
re) identificación de receptores ambientales tales como humedales, aguas superficiales, aguas subterráneas, acuíferos de agua potable, y roca de fondo;
e) distanciar a los receptores ambientales;
f) la eficacia de los sistemas de detección de fugas y el tiempo a la detección;
g) la movilidad del producto en el medio ambiente, incluyendo, por liberaciones al suelo, la viscosidad del producto y la permeabilidad del suelo;