API 653 2014.es

(1)

Tanque de inspección, reparación, modificación y

reconstrucción

Norma API 653

(2)

Notas especiales

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involucrado en cualquier situación dada. Los usuarios de este estándar deben consultar con las autoridades competentes con jurisdicción.

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Prefacio

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Serán: Tal como se utiliza en una norma, “deberá” denota un requisito mínimo con el fin de ajustarse a las especificaciones.

Debe: Tal como se utiliza en una norma, “debería” denota una recomendación o el que se recomienda pero no se requiere con el fin de ajustarse a las especificaciones.

Algunas partes de esta publicación se han cambiado desde la edición anterior. Las ubicaciones de los cambios han sido marcados con un bar en el margen, como se muestra a la izquierda de este párrafo. En algunos casos los cambios son significativos, mientras que en otros casos los cambios reflejan ajustes de redacción de menor importancia tales como la renumeración de una sección / subsección o figura / tabla (las referencias dentro del texto que se han actualizado posteriormente no están marcadas). Las notaciones de como la renumeración de una sección / subsección o figura / tabla (las referencias dentro del texto que se han actualizado posteriormente no están marcadas). Las notaciones de como la renumeración de una sección / subsección o figura / tabla (las referencias dentro del texto que se han actualizado posteriormente no están marcadas). Las notaciones de barras en los márgenes se proporcionan como una ayuda para los usuarios, pero la API no ofrece ninguna garantía respecto a la exactitud de tales anotaciones de barras.

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El Instituto Americano del Petróleo mantiene esta norma en virtud de los procedimientos de mantenimiento continuas. Estos procedimientos establecen un programa documentado para la publicación regular de adiciones o revisiones, incluida la acción oportuna y consenso documentado sobre las solicitudes de revisión de cualquier parte de la norma. Ver Anexo I para obtener información adicional. revisiones propuestas deberán ser presentadas en cualquier momento para el Director, Normas, Instituto Americano del Petróleo, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005 a 4070, [email protected].

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---Contenido

Página

1 Ámbito de aplicación. . . 1-1

1.1 Introducción . . . 1-1 1.2 El cumplimiento de esta norma. . . 1-1 1.3 La jurisdicción. . . 1-1

1.4 Prácticas de trabajo seguras. . . 1-1 2 Referencias. . . . . . 2-1

2.1 publicaciones referenciadas . . . 2-1 2.1 publicaciones referenciadas . . . 2-1

2.2 Otras Referencias. . . 2-2 3 Definiciones. . . . . . 3-1 4

Aptitud para el servicio. . . 4-1 4.1 General. . . 4-1

4.2 Evaluación del techo del tanque . . . 4-1 4.2 Evaluación del techo del tanque . . . 4-1 4.3 Evaluación del tanque de Shell. . . 4-2 4.4 Evaluación del tanque inferior. . . .4-11

4.5 Evaluación del tanque Fundación. . . 4-16 5 Consideraciones Brittle fractura. . . . . 5-1 5.1 General. . . 5-1 5.2 Consideraciones básicas. . . 5-1 5.3 Procedimiento de Evaluación. . . 5-1 6 Inspección. . . 6-1 6.1 General. . . 6-1 6.2 Consideraciones de inspección de frecuencia. . . 6-1 6.3 Las inspecciones desde el exterior del tanque. . . 6-1 6.4 Inspección interna. . . 6-2

6.5 Alternativa a la inspección interna para determinar el espesor de la parte inferior. . . 6-6 6.6 Preparativos para la inspección interna. . . 6-6

6.7 Listas de verificación de inspección. . . 6-7 6.8 Records. . . 6-7

6.9 Informes. . . 6-7

6.10 El examen no destructiva (NDE). . . 6-8 7 Materiales. . . . . . 7-1

7.1 General. . . 7-1 7.2 Materiales Nuevos. . . 7-1 7.3 Materiales originales para Tanques reconstruidas . . . 7-1 7.3 Materiales originales para Tanques reconstruidas . . . 7-1

7.4 consumibles de soldadura. . . 7-1 8 Consideraciones de diseño para Tanques reconstruida. . . 8-1

8.1 General. . . 8-1

8.2 Las juntas Nueva soldadura. . . 8-1 8.3 existente costuras de soldadura. . . 8-1 8.4 Diseño de Shell . . . 8-1 8.4 Diseño de Shell . . . 8-1 8.5 Las penetraciones Shell. . . 8-1 8.6 Windgirders y Shell estabilidad. . . 8-2

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Contenido

Página

8.7 Los techos. . . 8-2 8.8 Diseño sísmico. . . 8-2 9

Reparación y Alteración del tanque. . . 9-1 9.1 General. . . 9-1

9.2 Retiro y reemplazo de Shell Material de la placa . . . 9-1 9.2 Retiro y reemplazo de Shell Material de la placa . . . 9-1

9.3 Reparaciones Shell Uso de LAP-soldada Patch placas. . . 9-6 9.4 Reparación de defectos en Shell Material de la placa. . . 9-8 9.5 Alteración de proyectiles de tanques a cambio de funda de altura. . . 9-8 9.6 La reparación de soldaduras defectuosas. . . 9-8 9.7 Reparación de Shell Penetraciones . . . 9-9 9.7 Reparación de Shell Penetraciones . . . 9-9 9.8 Adición o sustitución de Shell penetraciones. . . 9-9 9.9 Alteración de penetraciones Shell existentes. . . .9-11 9.10 Reparación de Fondos de Tanques. . . 9-15 9.11 Reparación de techos fijos. . . 9-19 9.12 Reparación de techos flotantes. . . 9-20 9.13 reparación o sustitución del techo flotante Perímetro Sellos. . . 9-20

9.14 Los grifos calientes. . . 09 al 21 octubre Desmontaje y Reconstrucción. . . 10-1 10.1 General. . . 10-1 10.2 Limpieza y desgasificación. . . 10-1 10.3 Métodos desmontaje. . . 10-1 10.4 Reconstrucción . . . 10-3 10.4 Reconstrucción . . . 10-3

10.5 Las tolerancias dimensionales. . . 10-5 11 Soldadura . . . 10.5 Las tolerancias dimensionales. . . 10-5 11 Soldadura . . . . . . 0,11-1

11.1 Requisitos soldadura. . . 0,11-1 11.2 Identificación y registros. . . 0,11-1

11,3 Precalentar o controlada de deposición métodos de soldadura como alternativas al tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT). . . . . . 0,11-1

11.4 Seguridad en la soldadura. . . 0,11-3 12 exámenes y pruebas. . . . . 12-1

12,1 ECM. . . 12-1 12.2 las radiografías. . . 12-3 12.3 Prueba hidrostática. . . 12-5 12.4 Las pruebas de fugas. . . 12-8

12.5 Solución medido durante la prueba hidrostática. . . 12-8 13 Marcaje y mantenimiento de registros. . . 13-1

13.1 placas de identificación. . . 13-1 13.2 de registros. . . 13-2

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Contenido

Página

Anexo C ( informativo) Listas de comprobación para el tanque de inspección. . . C-1 Anexo D ( normativo) Autorizado Anexo C ( informativo) Listas de comprobación para el tanque de inspección. . . C-1 Anexo D ( normativo) Autorizado Anexo C ( informativo) Listas de comprobación para el tanque de inspección. . . C-1 Anexo D ( normativo) Autorizado Anexo C ( informativo) Listas de comprobación para el tanque de inspección. . . C-1 Anexo D ( normativo) Autorizado Anexo C ( informativo) Listas de comprobación para el tanque de inspección. . . C-1 Anexo D ( normativo) Autorizado de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . . de Certificación de Inspector. . . D-1 del anexo E ( Dejadoen blanco intencionadamente) . . . .

. . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación . . . E-1 Anexo F ( normativo) Resumen de los requisitos ECM . . . F-1 Anexo G ( informativo) Calificación

de Procedimientos de inspección del tanque inferior y Personal . . . G-1 Anexo H ( informativo) Evaluación del Servicio similares . . . de Procedimientos de inspección del tanque inferior y Personal . . . G-1 Anexo H ( informativo) Evaluación del Servicio similares . . . de Procedimientos de inspección del tanque inferior y Personal . . . G-1 Anexo H ( informativo) Evaluación del Servicio similares . . . de Procedimientos de inspección del tanque inferior y Personal . . . G-1 Anexo H ( informativo) Evaluación del Servicio similares . . . de Procedimientos de inspección del tanque inferior y Personal . . . G-1 Anexo H ( informativo) Evaluación del Servicio similares . . . . . . H-1 Anexo I ( informativo) Las consultas y sugerencias para el cambio. . . . . . H-1 Anexo I ( informativo) Las consultas y sugerencias para el cambio. . . . . . H-1 Anexo I ( informativo) Las consultas y sugerencias para el cambio. . . . I-1 Anexo S ( normativo) Tanques de almacenamiento de acero inoxidable austenítico. . . S-1 Anexo SC ( normativo) . I-1 Anexo S ( normativo) Tanques de almacenamiento de acero inoxidable austenítico. . . S-1 Anexo SC ( normativo) . I-1 Anexo S ( normativo) Tanques de almacenamiento de acero inoxidable austenítico. . . S-1 Anexo SC ( normativo) . I-1 Anexo S ( normativo) Tanques de almacenamiento de acero inoxidable austenítico. . . S-1 Anexo SC ( normativo) Inoxidable y acero al carbono materiales mezclados tanques de almacenamiento . . . SC-1 Anexo X ( normativo) Tanques de

Inoxidable y acero al carbono materiales mezclados tanques de almacenamiento . . . SC-1 Anexo X ( normativo) Tanques de Inoxidable y acero al carbono materiales mezclados tanques de almacenamiento . . . SC-1 Anexo X ( normativo) Tanques de Inoxidable y acero al carbono materiales mezclados tanques de almacenamiento . . . SC-1 Anexo X ( normativo) Tanques de almacenamiento de acero inoxidable dúplex. . . Figuras X-1

4.1 La inspección de las zonas de corrosión. . . 4-4 4.2 Medición Pit. . . 4-5

5.1 Consideraciones de fractura frágil . . . 5-2 5.1 Consideraciones de fractura frágil . . . 5-2

Curva 5.2 Exención para las cisternas fabricados a partir de acero al carbono de Desconocido especificaciones del material. . . . 5-3

9.1 Detalles aceptables para reemplazo de Shell Material de la placa. . . 9-2 9.2 Detalles de las hojas de la puerta en la costura clavado tanque. . . 9-4

9.3 Detalles de las hojas de la puerta en la vuelta del cordón de soldadura tanque. . . 9-4 9.4 Los detalles de la hoja de la puerta en la soldadura a tope de Shell costura Tanque-n vertical Franja Offset. . . 9-5

9.5 Los detalles de la hoja de la puerta en Bull-Weld Shell Seam-tanque vertical Franja Offset. . . 9-5 9.6 Lapeado parche de reparación placas en el Shell a abajo conjunta externa. . . 9-7 9.7 Datos típicos para adición de placa de refuerzo para existente Shell penetración. . . 9-9 9.8 Datos típicos para adición de “Tombstone” placa de refuerzo de forma para existente Shell Penetración 9-10 9.9 Método para la recaudación de Shell boquillas. . . 9-12 9.10 detalles para la instalación de un nuevo fondo a través de una placa de refuerzo Tombstone existente. . . 9-12 9.11 detalles para la instalación de un nuevo fondo a través de una placa de refuerzo Tombstone existente. . . 9-13 9.12 detalles para la instalación de un nuevo fondo a través de una placa de refuerzo Tombstone existente. . . 9-14 9.13 típicas placas de parche soldada en el tanque de placas de fondo. . . 9-16 9.14 Hot Tap para tanques. . . 9-23 10.1 tanque Shell y ubicaciones corte inferior. . . 10-2 13,1 placa de identificación. . . 13-1 13.2 Formas de certificación. . . 13-4 Las mediciones B.1 Solución de Shell (externo). . . B-2 Las mediciones B.2 Solución inferior (interna) del tanque fuera de servicio. . . B-2 B.3 Representación gráfica de Solución del tanque de Shell por B.2.2.4. . . B-3 B.4 Representación gráfica de Solución de Shell por B.2.2.5. . . B-6 B.5 Representación gráfica de Solución de Shell por B.2.2.5. . . B-6 Solución Edge B.6. . . B-7 Corrección B.7 de Arreglo borde medido. . . B-8

vii

Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo

proporcionada por IHS bajo licencia con el API Licenciatario = Universidad de Texas Revisado subcuenta / 5620001114 No para

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---Contenido

Página

B.8 Solución de fondo cerca de Shell. . . B-9 B.9 localizada cavidades de base a distancia o protuberancias de Shell. . . B-10 Límites de liquidación inferior B.10 localizado tanque de una sola pasada, soldaduras. . . B-12 Solución B.11 máxima permitida Edge para zonas con soldaduras de solape inferior

Aproximadamente paralela a la Shell. . . B-13 Solución B.12 máxima permitida Edge para zonas con soldaduras de solape inferior

Aproximadamente perpendicular a la Shell. . . B-14 Solución Edge B.13 con una vuelta de soldadura en un ángulo arbitrario a la Shell. . . B-15 H.1 Pasos a realizar la identificación servicio similar. . . H-6

H.2 Ejemplo tasa de corrosión curvas para la parte inferior de tanque de almacenamiento. . . H-7

Curvas A.3 Ejemplo tasa de corrosión para Top Curso del tanque de almacenamiento. . . Tablas H-8

4.1 Destaca máxima permitida Shell. . . 4-7

4.2 Eficiencias conjuntos para las juntas soldadas. . . 4-8 4.3 Eficiencias conjuntos para las uniones remachadas. . . 4-9 4.4 Placa inferior espesor mínimo. . . 4-15

4.5 anulares espesores de la placa de fondo (in.). . . 4-15 6.1 Tanque de salvaguardia. . . 6-3 9.1 Hot Tap de conexión tamaños y espesores de chapa Shell . . . 9-22 9.1 Hot Tap de conexión tamaños y espesores de chapa Shell . . . 9-22 10.1 Los espesores máximos en Nueva soldaduras. . . 10-3 10.2 Tolerancias Radios. . . 10-5

11.1 métodos de soldadura como alternativas al tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) Calificación espesores para placas de prueba y ranuras de reparación. . . 0,11-2

Ediciones A.1 de la norma API 650 y su precursor, la norma API 12C. . . A-1

G.1 sugerido variables esenciales para las pruebas de calificación. . . G-6

H.1 la categoría de servicio Producto similar. . . H-5 -

(9)

---1-1

Tanque de inspección, reparación, modificación y reconstrucción

1 Alcance

1.1 Introducción

1.1.1 Esta norma cubre los tanques de almacenamiento de acero construidas a API 650 y API 12C su predecesor. Proporciona requisitos mínimos para el 1.1.1 Esta norma cubre los tanques de almacenamiento de acero construidas a API 650 y API 12C su predecesor. Proporciona requisitos mínimos para el

mantenimiento de la integridad de dichos tanques después de haber sido puesto en servicio y direcciones de inspección, reparación, modificación, traslado y reconstrucción.

1.1.2 El alcance está limitado a la base del tanque, parte inferior, cáscara, estructura, techo, accesorios conectados, y boquillas a la cara de la primera brida, la 1.1.2 El alcance está limitado a la base del tanque, parte inferior, cáscara, estructura, techo, accesorios conectados, y boquillas a la cara de la primera brida, la

primera articulación roscado, o primera conexión de fin de soldadura. Muchos de los de diseño, soldadura, disposiciones de examen, y materiales del API 650 se pueden aplicar en la inspección de mantenimiento, clasificación, restauración y la modificación de los tanques en servicio. En el caso de los conflictos aparentes entre los requisitos de esta norma y API 650 o su API 12C predecesor, esta norma regirá para los tanques que han sido puestos en servicio.

1.1.3 Esta norma emplea los principios de la API 650; sin embargo, el tanque de almacenamiento propietarios / operadores, basado en la consideración de construcción y 1.1.3 Esta norma emplea los principios de la API 650; sin embargo, el tanque de almacenamiento propietarios / operadores, basado en la consideración de construcción y operación detalles específicos, se pueden aplicar esta norma a cualquier tanque de acero construido de acuerdo con una especificación de tanque.

1.1.4 Esta norma está destinada para su uso por las organizaciones que mantienen o tienen acceso a personal de ingeniería e inspección técnica con formación y 1.1.4 Esta norma está destinada para su uso por las organizaciones que mantienen o tienen acceso a personal de ingeniería e inspección técnica con formación y

experiencia en el diseño del tanque, fabricación, reparación, construcción e inspección.

1.1.5 Esta norma no contiene normas o directrices para cubrir toda la variedad de condiciones que pueden ocurrir en un tanque existente. Cuando no se dan 1.1.5 Esta norma no contiene normas o directrices para cubrir toda la variedad de condiciones que pueden ocurrir en un tanque existente. Cuando no se dan

detalles de diseño y construcción, y no están disponibles en la norma como incorporado, se deben utilizar datos que proporcionarán un nivel de integridad igual al nivel proporcionado por la actual edición de API 650.

1.1.6 Esta norma reconoce los conceptos de evaluación de aptitud para el servicio de evaluación de la degradación continua de los componentes que contienen 1.1.6 Esta norma reconoce los conceptos de evaluación de aptitud para el servicio de evaluación de la degradación continua de los componentes que contienen

presión. API 579-1 / ASME FFS-1, Aptitud para el servicio, proporciona procedimientos de evaluación detallados o criterios de aceptación para tipos específicos de presión. API 579-1 / ASME FFS-1, Aptitud para el servicio, proporciona procedimientos de evaluación detallados o criterios de aceptación para tipos específicos de presión. API 579-1 / ASME FFS-1, Aptitud para el servicio, proporciona procedimientos de evaluación detallados o criterios de aceptación para tipos específicos de degradación que se hace referencia en esta norma. Cuando esta norma no proporciona procedimientos específicos de evaluación o criterios de aceptación para un tipo específico de degradación o cuando esta norma permite explícitamente el uso de criterios de aptitud para el servicio, API 579-1 / ASME FFS-1 se puede utilizar para evaluar los diversos tipos de requisitos de degradación o de prueba tratados en esta norma.

1.2 El cumplimiento de esta norma

El propietario / operador tiene la responsabilidad última del cumplimiento de las disposiciones de esta norma. La aplicación de esta norma se limita a organizaciones que emplean o tienen acceso a un organismo de control autorizado según se define en el punto 3.3. En caso de que una parte que no sea el propietario / operador puede asignar determinadas tareas, como la reubicación y reconstrucción de un tanque, los límites de la responsabilidad de cada parte serán definidos por el propietario / operador antes de comenzar el trabajo.

1.3 Jurisdicción

Si alguna disposición de esta norma presenta un conflicto directo o implícita de cualquier norma legal, el Reglamento regula. Sin embargo, si los requisitos de esta norma son más estrictos que los requisitos de la norma, a continuación, los requisitos de esta norma se rigen.

1,4 prácticas de trabajo seguras

La evaluación se hará de los riesgos potenciales a los que pueden estar expuestos al personal en las inspecciones internas del tanque, hacer reparaciones, o desmantelar los tanques. Los procedimientos deberán ser desarrollados de acuerdo con el

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---1-2 API S ORMA 653

directrices dadas en API 2015 y 2217A API que incluirá salvaguardia para el personal de salud y seguridad, prevención de incendios y explosiones

accidentales, y la prevención de daños a la propiedad. La conformidad con los procedimientos de permisos es una práctica de trabajo seguro esencial para la protección del personal y la soldadura property.Where y trabajo en caliente están involucrados, API 2009 estados “, excepto en las zonas habilitadas como seguro para el trabajo en caliente, un permiso de trabajo en caliente se obtendrá antes de comenzar cualquier trabajo que puede involucrar a una fuente de ignición.”Ver también Práctica API 2016 Recomendado.

Los procedimientos especiales pueden necesitar ser desarrollado para ciertas actividades descritas en esta norma que no están totalmente cubiertos por las publicaciones referenciadas API; por ejemplo, las precauciones de seguridad para el personal de acceso a los tanques de techo flotante que están en servicio, o la liberación de gas del lado inferior de un tanque. Apéndice B del API 2009 proporciona información básica sobre los tanques de inertización. El uso de inertización como medida de seguridad debe abordar los peligros de personal introducidos cuando se usa gas inerte en el lugar de trabajo y la aplicación debe hacerse en consulta con los especialistas que están familiarizados con este tipo de procesos. Por último, los procedimientos deben cumplir con las regulaciones federales y estatales de seguridad relativas a los “espacios confinados” o cualquier otra disposición aplicable.

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---2-1

Sección 2-Referencias

2.1 publicaciones referenciadas

Las siguientes normas, códigos, publicaciones y especificaciones se citan en esta norma. La última edición o revisión se utilizarán a menos que se indique lo contrario.

Práctica Recomendada API 579-1 / ASME FFS-1, Aptitud para el Servicio

Práctica Recomendada API 580, Inspección Basada en Riesgo Práctica Recomendada API 580, Inspección Basada en Riesgo

Norma API 620, Diseño y construcción de grandes, soldados, tanques de almacenamiento de baja presión Norma API 620, Diseño y construcción de grandes, soldados, tanques de almacenamiento de baja presión

Norma API 650, Los tanques de almacenamiento de petróleo con costura para Norma API 650, Los tanques de almacenamiento de petróleo con costura para

Práctica Recomendada API 651, Protección catódica de tanques de almacenamiento en superficie Práctica Recomendada API 651, Protección catódica de tanques de almacenamiento en superficie Práctica Recomendada API 652, Revestimiento del petróleo sobre tierra Tanque de almacenamiento Bottoms Práctica Recomendada API 652, Revestimiento del petróleo sobre tierra Tanque de almacenamiento Bottoms

API estándar de 2000, Respiración de los tanques de almacenamiento atmosférica y baja presión: no refrigeradas y Refrigerados API estándar de 2000, Respiración de los tanques de almacenamiento atmosférica y baja presión: no refrigeradas y Refrigerados Práctica Recomendada API 2003, Protección contra igniciones causadas por estática, relámpagos y corrientes errantes

Práctica Recomendada API 2003, Protección contra igniciones causadas por estática, relámpagos y corrientes errantes

Práctica Recomendada API 2009, Soldadura segura, corte y prácticas de trabajo caliente en el petróleo y las industrias petroquímicas

Norma API 2015, Requisitos para la entrada segura y limpieza de tanques de almacenamiento de petróleo Norma API 2015, Requisitos para la entrada segura y limpieza de tanques de almacenamiento de petróleo

Práctica Recomendada API 2016, Directrices y procedimientos para entrar y limpieza de tanques de almacenamiento de petróleo Práctica Recomendada API 2016, Directrices y procedimientos para entrar y limpieza de tanques de almacenamiento de petróleo Práctica Recomendada API 2201, Prácticas de seguridad en caliente golpear las industrias petrolera y petroquímica

Práctica Recomendada API 2201, Prácticas de seguridad en caliente golpear las industrias petrolera y petroquímica

Práctica Recomendada API 2207, Preparación de Fondos de Tanques para trabajo caliente Práctica Recomendada API 2207, Preparación de Fondos de Tanques para trabajo caliente

API estándar 2217A, Directrices para un trabajo seguro en espacios confinados inerte en las industrias petrolera y petroquímica

COMO YO Caldera y recipientes a presión (BPVC) 1, Sección V: Examen no destructivo

COMO YO BPVC, Sección VIII: recipientes a presión; División 2: reglas alternativas COMO YO BPVC, Sección VIII: recipientes a presión; División 2: reglas alternativas COMO YO BPVC, Sección VIII: recipientes a presión; División 2: reglas alternativas COMO YO BPVC, Sección IX: los procesos de soldadura Calificaciones

COMO YO BPVC, Sección IX: los procesos de soldadura Calificaciones COMO YO BPVC, Sección IX: los procesos de soldadura Calificaciones ASNT SNT-TC-1A 2, Calificación y Certificación en ensayos no destructivos

ASNT SNT-TC-1A 2, Calificación y Certificación en ensayos no destructivos

ASTM A6 3, Especificación estándar para Requisitos Generales para barras laminadas de acero estructural, placas, formas y tablestacas

ASTM A20, Especificación estándar para Requisitos Generales para las placas de acero para recipientes a presión ASTM A20, Especificación estándar para Requisitos Generales para las placas de acero para recipientes a presión ASTM A20, Especificación estándar para Requisitos Generales para las placas de acero para recipientes a presión

1 ASME International, 3 Park Avenue, Nueva York, Nueva York 10016 a 5990, www.asme.org. 1 ASME International, 3 Park Avenue, Nueva York, Nueva York 10016 a 5990, www.asme.org.

2 Sociedad Americana para Pruebas no destructivas, 1711 Arlingate Lane, Columbus, Ohio, 43.228 a 0.518, www.asnt.org. 2 Sociedad Americana para Pruebas no destructivas, 1711 Arlingate Lane, Columbus, Ohio, 43.228 a 0.518, www.asnt.org. 3 ASTM International, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, Pennsylvania 19428-2959, www.astm.org.

3 ASTM International, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, Pennsylvania 19428-2959, www.astm.org.

(12)

---2-2 API S ORMA 653

ASTM A36, Especificación estándar para acero al carbono estructural ASTM A36, Especificación estándar para acero al carbono estructural

A370 ASTM, Métodos y definiciones para Ensayos mecánicos de productos de acero de prueba estándar A370 ASTM, Métodos y definiciones para Ensayos mecánicos de productos de acero de prueba estándar A992 ASTM, Especificación Estándar para Acero Estructural Formas

A992 ASTM, Especificación Estándar para Acero Estructural Formas

AWS D1.1 4, Soldadura Estructural-Acero Código

AWS D1.1 4, Soldadura Estructural-Acero Código D1.6 de AWS, Código de Soldadura Estructural-Acero inoxidable D1.6 de AWS, Código de Soldadura Estructural-Acero inoxidable

La norma NACE RP 0205-2005 5, Práctica Recomendada para el diseño, fabricación e inspección de tanques para el almacenamiento de la Unidad de Alquilación

Petroleum Refining ácido sulfúrico usado a temperaturas ambiente

2.2 Otras referencias

Aunque no citado en este estándar, la siguiente publicación puede ser de interés.

Norma API 2610, Diseño, construcción, operación, mantenimiento e inspección de las instalaciones de la terminal y el depósito Norma API 2610, Diseño, construcción, operación, mantenimiento e inspección de las instalaciones de la terminal y el depósito ANSI / AWS Z49.1, Seguridad en soldadura y corte y procesos afines

ANSI / AWS Z49.1, Seguridad en soldadura y corte y procesos afines

(13)

---3-1

Sección 3-Definiciones

A los efectos de esta norma, se aplican las siguientes definiciones.

3.1

modificación

Cualquier trabajo en un tanque que cambia sus dimensiones físicas o configuración.

3.2

as-built norma

El estándar (como estándar API o UL 5 estándar) utilizado para la construcción del componente de depósito en cuestión. Si esta norma no se conoce, la norma como una El estándar (como estándar API o UL 5 estándar) utilizado para la construcción del componente de depósito en cuestión. Si esta norma no se conoce, la norma como una El estándar (como estándar API o UL 5 estándar) utilizado para la construcción del componente de depósito en cuestión. Si esta norma no se conoce, la norma como una función de la norma es que estaba en vigor en la fecha de la instalación del componente. Si la fecha de la instalación del componente es desconocido, entonces el estándar aplicable en cada momento se considera que es la norma como incorporado. Ver Anexo A para obtener una lista de las normas de tanques de almacenamiento API soldada. El estándar utilizado para la reparación o modificación realizada después de la construcción original es la norma como una función de sólo para aquellas reparaciones o modificaciones, lo que puede haber más de una norma conforme a obra para un tanque.

3.3

agencia de inspección autorizada

Una de las siguientes organizaciones que emplean a un inspector tanque de almacenamiento sobre tierra certificado por API. a) La organización de inspección de la jurisdicción en la que se opera el tanque de almacenamiento sobre tierra.

b) La organización de inspección de una compañía de seguros que está autorizado o registrado para escribir un seguro y que el tanque de almacenamiento sobre tierra.

c) El propietario / operador de una o más por encima del suelo del tanque (s) de almacenamiento que mantiene una organización de inspección para las actividades relativas sólo a su / su equipo y no para los tanques de almacenamiento de superficie destinados a la venta o reventa.

d) Una organización o individuo independiente bajo contrato con y bajo la dirección de un propietario / operador y reconocido o que no esté prohibido por la jurisdicción en la que se opera el tanque de almacenamiento sobre tierra. El programa de inspección de propietario / operador deberá proporcionar los controles necesarios para su uso por los inspectores autorizados contratada para inspeccionar los tanques de almacenamiento de superficie.

3.4

inspector autorizado

Un empleado de una agencia de inspección autorizada que está calificado y certificado para realizar inspecciones en virtud de esta norma de inspección. Cada vez que el inspector término se utiliza en API 653, se refiere a una API estándar 653 inspector autorizado.

3.5

punto de ruptura

La zona en un fondo del tanque donde se inicia la liquidación.

3.6

tanque de candidato

El tanque (s) para los que no se conocen las tasas de corrosión.

3.7

cambio en el servicio

Un cambio de las condiciones de funcionamiento anteriores la participación de diferentes propiedades del producto almacenado tales como la gravedad específica o la corrosividad y / o diferentes condiciones de servicio de la temperatura y / o presión.

5 Underwriters Laboratories, 333 Pfingsten Road, Northbrook, Illinois, 60062-2096, www.ul.com.

(14)

---3-2 API S ORMA 653

3.8

tanque de control

El tanque (s) para los que son conocidos y documentados tasas de corrosión y el historial de servicio.

3.9

velocidad de corrosión

La pérdida de metal total dividido por el período de tiempo durante el que se produjo la pérdida de metal.

3.10 zona crítica

La parte del fondo del tanque o de la placa anular dentro de 3 pulg. Del borde interior de la carcasa, medido radialmente hacia el interior.

3.11

actual norma vigente

La edición actual de la norma (como norma API o la norma UL) que se aplica si el tanque se construye hoy.

3.12

hoja de la puerta

Una placa (o placas) cortado de una cáscara de tanque existente para crear una abertura de acceso temporal. Después de que se complete el trabajo prevista, de la hoja (s) puerta se vuelve a instalar o sustituir.

3.13

examinador

Una persona que ayuda al inspector mediante la realización de un examen no destructivo específica (ECM) en los tanques de almacenamiento de superficie y evalúa a los criterios de aceptación aplicables, pero no los interpreta los resultados de los exámenes de acuerdo con la norma API 653, a menos que específicamente entrenado y autorizado para hacerlo el propietario / usuario.

3.14

inspección externa

Una inspección visual formal, realizado o supervisado por un inspector autorizado, para evaluar todos los aspectos del tanque como sea posible sin suspender las operaciones o que requieren la parada del tanque (véase 6.3.2).

3.15

aptitud para el servicio de evaluación

Una metodología mediante el cual los defectos contenidos dentro de una estructura se evalúan con el fin de determinar la adecuación de la estructura defectuosa por un servicio continuado sin fallo inminente.

3.16 caliente del grifo

Identifica un procedimiento para la instalación de una boquilla en el depósito de una cisterna que está en servicio. 3.17

prueba hidrostática

Una prueba realizada con agua, en el que la cabeza de fluido estático se utiliza para producir cargas de prueba. 3.18

inspector

(15)

T ANK I NSPECCIÓN, R epair, A LTERATION, Y R ECONSTRUCCIÓN 3-3

3.20

alteración mayor / reparación o mayor

Una alteración o reparación que incluye cualquiera de los siguientes:

a) la instalación de una penetración de la envuelta más grande que NPS 12 debajo del nivel de diseño líquido; b) la instalación de una penetración inferior dentro de 12 en de la cáscara.;

c) extraer y sustituir o añadir una placa para carcasa por debajo del nivel de diseño líquido donde la dimensión más larga de la placa de reemplazo excede 12 en .;

d) retirar o sustituir material de anillo de la placa anular, donde la dimensión más larga de la placa de reemplazo excede 12 en .;

e) completa o parcial (más de la mitad del espesor de la soldadura) de eliminación y la sustitución de más de 12 en de soldadura vertical de placas de unión Shell o soldadura radial que une el anillo placa anular.;

f) instalar un nuevo fondo; NOTA

Instalación de una porción de una nueva parte inferior como se describe en 12.3.3.3 no se define como una reparación importante.

g) extracción y sustitución de parte de la soldadura unir la carcasa a la parte inferior, o al anillo de la placa anular, en exceso de las cantidades enumeradas en 12.3.2.5.1 a);

h) pajas de un tanque.

3.21

operador propietario

La entidad jurídica que tanto el control y / o responsabilidad de la operación y mantenimiento de un tanque de almacenamiento existente.

3.22

-Lado del producto

El lado del tanque que está en contacto con el producto líquido almacenado.

3.23

tenacidad reconocido

Una condición que existe cuando el material de un componente se considera aceptable para su uso por las disposiciones de cualquiera de las siguientes secciones de esta norma:

a) La sección 5.3.2 (basado en la edición de la norma de construcción original del tanque, o mediante pruebas con cupones); b) Sección 5.3.5 (basado en espesor);

c) Sección 5.3.6 (basado en más bajo de temperatura de metal de diseño); d) Sección 5.3.8 (basado en curvas de exención).

3.24

reconstrucción

Cualquier trabajo necesario para volver a montar un tanque que ha sido desmantelado y trasladado a un nuevo sitio.

3.25

organización de la reconstrucción

La organización que tenga la responsabilidad asignada por el propietario / operador para diseñar y / o reconstruir un tanque.

(16)

---3-4 API S ORMA 653

3,26 reparación

El trabajo necesario para mantener o restablecer un tanque a una condición adecuada para un funcionamiento seguro. Las reparaciones incluyen tanto las reparaciones importantes (véase 3.20) y las reparaciones que no son reparaciones mayores. Ejemplos de reparaciones incluyen:

a) la extracción y sustitución de material (tal como el techo, cáscara, o material del fondo, incluyendo el metal de soldadura) para mantener la integridad del tanque;

b) re-nivelación y / o elevación de un proyectil de tanque, parte inferior, o en el techo;

c) adición o sustitución de placas de refuerzo (o porciones de los mismos) para penetraciones de concha existentes; d) la reparación de defectos, tales como desgarros o gubias, por molienda y / o desbaste seguido por soldadura.

3.27

organización de reparación

Una organización que cumple cualquiera de los siguientes:

a) un propietario / operador de tanques de almacenamiento de superficie que repara o altera su / su propio equipo de acuerdo con esta norma;

b) un contratista cuyas calificaciones son aceptables para el propietario / operador de tanques de almacenamiento de superficie y que hace reparaciones o modificaciones de acuerdo con esta norma;

c) que esté autorizado por, aceptable para, o de otra manera que no esté prohibido por la jurisdicción, y que hace que las reparaciones de acuerdo con esta norma.

3.28

Evaluación de los servicios similares

El proceso por el cual se establecen las tasas de corrosión y los intervalos de inspección para un tanque candidato usando las tasas de corrosión y el historial de servicio de un tanque de control con el fin de establecer la próxima fecha de inspección.

3.29

Del lado del suelo

La parte del fondo del tanque que está en contacto con el suelo.

3.30

ingeniero tanque de almacenamiento

Una o más personas u organizaciones que sean aceptables para el propietario / operador y los conocimientos y experiencia en las disciplinas de ingeniería asociados con la evaluación de las características mecánicas y materiales que afectan la integridad y fiabilidad de los tanques de almacenamiento de superficie. El ingeniero tanque de almacenamiento, mediante la consulta con los especialistas adecuados, debe considerarse como un compuesto de todas las entidades necesarias para evaluar adecuadamente los requisitos técnicos.

3.31

dureza desconocida

(17)

4-1

Sección 4-Idoneidad para Servicio

4.1 Generalidades

4.1.1 Cuando los resultados de un programa de inspección del tanque de que ha ocurrido un cambio de la condición física original de ese tanque, se realizarán una 4.1.1 Cuando los resultados de un programa de inspección del tanque de que ha ocurrido un cambio de la condición física original de ese tanque, se realizarán una

evaluación para determinar su idoneidad para el uso continuado.

4.1.2 Esta sección proporciona una evaluación de la idoneidad de un tanque existente para el servicio continuo, o para un cambio de servicio, o cuando se toman 4.1.2 Esta sección proporciona una evaluación de la idoneidad de un tanque existente para el servicio continuo, o para un cambio de servicio, o cuando se toman

decisiones que involucran reparaciones, reformas, el desmontaje, la reubicación o la reconstrucción de un tanque existente.

4.1.3 La siguiente lista de factores a considerar no es todo incluido para todas las situaciones, ni pretende ser un sustituto para el análisis de ingeniería y el 4.1.3 La siguiente lista de factores a considerar no es todo incluido para todas las situaciones, ni pretende ser un sustituto para el análisis de ingeniería y el

juicio necesario para cada situación:

a) la corrosión interna debido al producto almacenado o fondos de agua; b) la corrosión externa debido a la exposición del medio ambiente;

c) los niveles de estrés y los niveles de estrés permitidas;

d) propiedades del producto almacenado tales como la gravedad específica, la temperatura, y corrosividad; e) las temperaturas de diseño de metal en el lugar de servicio del tanque;

f) exterior en el tejado de carga vivo, el viento y sísmicas cargas; g) de cimentación tanque, del suelo, y de liquidación de condiciones;

h) de análisis químicos y propiedades mecánicas de los materiales de construcción; i) las distorsiones del tanque existente;

condiciones j) de funcionamiento tales como / tasas de vaciado de llenado y la frecuencia. 4.2 Evaluación del techo del tanque

4.2.1 Generalidades

4.2.1.1 se verificará la integridad estructural del sistema de soporte de techo y el techo. 4.2.1.1 se verificará la integridad estructural del sistema de soporte de techo y el techo.

4.2.1.2 placas de techo corroídas a un espesor medio de menos de 0,09 in. en cualquier 100 en. 2 placas de área o de techo con los agujeros a través de la placa de techo deben

ser reparados o reemplazados.

4.2.2 Los techos fijos

4.2.2.1 miembros de soporte de techo (vigas, vigas, columnas y bases) deberán ser inspeccionados para solidez mediante un método aceptable para el inspector 4.2.2.1 miembros de soporte de techo (vigas, vigas, columnas y bases) deberán ser inspeccionados para solidez mediante un método aceptable para el inspector

responsable. Distorsionada (como fuera de plomada columnas), corroído, y los miembros dañados se evaluarán y reparados o reemplazados si es necesario. Debe prestarse especial atención a la posibilidad de severa corrosión interna de columnas de tubos (la corrosión no puede ser evidenciado mediante inspección visual externa).

4.2.2.2 Cuando se requiere una frangible conjunta de techo a la cáscara, evaluar por artículos que impactan el cumplimiento de requisitos de conformidad con API 650, Sección 4.2.2.2 Cuando se requiere una frangible conjunta de techo a la cáscara, evaluar por artículos que impactan el cumplimiento de requisitos de conformidad con API 650, Sección 5.10.2.6. Ejemplos de algunos elementos para evaluar incluyen tanque de abajo hacia shell corrosión articulación o

(18)

---4-2 API S ORMA 653

tanque de techo a shell modificación conjunta (tal como refuerzo de la articulación, la unión de pasamanos, u otro frangible cambio área de la articulación).

4.2.3 techos flotantes

4.2.3.1 Áreas de chapas de techo y pontones que exhiben grietas o perforaciones deben ser reparados o las secciones afectadas reemplazados. Agujeros a través de placas de 4.2.3.1 Áreas de chapas de techo y pontones que exhiben grietas o perforaciones deben ser reparados o las secciones afectadas reemplazados. Agujeros a través de placas de techo deben ser reparados o sustituidos.

4.2.3.2 Las áreas que son enfrentados serán evaluadas para determinar la probabilidad de que a través de-picaduras se producen antes de la siguiente inspección interna 4.2.3.2 Las áreas que son enfrentados serán evaluadas para determinar la probabilidad de que a través de-picaduras se producen antes de la siguiente inspección interna programada. Si es así, las áreas afectadas deberán ser reparados o reemplazados.

4.2.3.3 Sistema de techo de soporte, sistemas de sello de perímetro, accesorios tales como una escalera rodante techo, dispositivos anti-rotación, sistemas de drenaje de agua, y 4.2.3.3 Sistema de techo de soporte, sistemas de sello de perímetro, accesorios tales como una escalera rodante techo, dispositivos anti-rotación, sistemas de drenaje de agua, y los sistemas de ventilación serán evaluadas para las reparaciones o reemplazos necesarios.

4.2.3.4 Orientación para la evaluación de techos flotantes existentes se basa en los criterios de la API 650, Anexo C, para techos flotantes externos, y el anexo 4.2.3.4 Orientación para la evaluación de techos flotantes existentes se basa en los criterios de la API 650, Anexo C, para techos flotantes externos, y el anexo

H para techos flotantes internos. Sin embargo, la actualización a cumplir con esta norma no es obligatoria.

4.2.4 Cambio de Servicio 4.2.4.1 Presión Interna

Todos los requisitos de la norma aplicable de corriente (por ejemplo, API 650, anexo F) se considerarán en la evaluación y las alteraciones posteriores para el techo del tanque y la unión de techo a shell.

4.2.4.2 Presión externa

En su caso, la estructura de soporte de techo (si existe), y la unión de techo a la cáscara se evaluarán los efectos de un vacío parcial diseño. Los criterios descritos en API 650, se utilizarán Anexo V.

4.2.4.3 Operación a temperatura elevada

Todos los requisitos de API 650, anexo M, se considerará que antes de cambiar al servicio de un tanque para el funcionamiento a temperaturas superiores a 200 ° F.

4.2.4.4 El funcionamiento a baja temperatura que el diseño original

Si se cambia la temperatura de funcionamiento a una temperatura más baja que el diseño original, se deberán cumplir los requisitos de la norma aplicable en cada momento para la temperatura más baja.

4.2.4.5 normal y ventilación de emergencia

4.2.4.5.1 se considerarán los efectos del cambio en las condiciones de funcionamiento (incluyendo el servicio del producto y las tasas de bombeo) en la ventilación normal y de 4.2.4.5.1 se considerarán los efectos del cambio en las condiciones de funcionamiento (incluyendo el servicio del producto y las tasas de bombeo) en la ventilación normal y de emergencia.

4.2.4.5.2 Rejillas de ventilación deberán ser inspeccionados para su correcto funcionamiento y pantallas serán verificados para estar libres de obstrucciones. 4.2.4.5.2 Rejillas de ventilación deberán ser inspeccionados para su correcto funcionamiento y pantallas serán verificados para estar libres de obstrucciones.

(19)

T ANK I NSPECCIÓN, R epair, A LTERATION, Y R ECONSTRUCCIÓN 4-3

4.3.1.2 La evaluación de la carcasa del tanque existente se llevará a cabo por un ingeniero tanque de almacenamiento e incluirá un análisis de la cáscara para las 4.3.1.2 La evaluación de la carcasa del tanque existente se llevará a cabo por un ingeniero tanque de almacenamiento e incluirá un análisis de la cáscara para las

condiciones de diseño está destinado, según el espesor y el material de chapa de la carcasa existente. El análisis tomará en consideración todas las condiciones y combinaciones de carga prevista, incluyendo la presión debido a la cabeza de fluido estático, la presión interna y externa, las cargas de viento, cargas sísmicas, cargas vivas de techo, cargas de boquilla, la solución, y las cargas de fijación.

4.3.1.3 Shell corrosión se produce en muchas formas y grados variables de gravedad y puede resultar en una pérdida generalmente uniforme de metal sobre un área de 4.3.1.3 Shell corrosión se produce en muchas formas y grados variables de gravedad y puede resultar en una pérdida generalmente uniforme de metal sobre un área de gran superficie o en áreas localizadas. Las picaduras también puede ocurrir. Cada caso debe ser tratado como una situación única y una inspección minuciosa llevada a cabo para determinar la naturaleza y extensión de la corrosión antes de elaborar un procedimiento de reparación. Picaduras normalmente no representa una amenaza importante para la integridad estructural global de una concha a menos presente en una forma grave con los huecos en las proximidades de uno al otro. Criterios para evaluar tanto la corrosión general y picaduras se definen a continuación.

4.3.1.4 Los métodos para determinar el espesor mínimo del depósito adecuado para el funcionamiento continuo se dan en 4.3.2, 4.3.1.4 Los métodos para determinar el espesor mínimo del depósito adecuado para el funcionamiento continuo se dan en 4.3.2,

4.3.3 y 4.3.4 (véase la Sección 6 de la frecuencia de la inspección).

4.3.1.5 Si los requisitos de 4.3.3 (soldadas) o 4.3.4 (remachadas) no puede ser satisfecho, las zonas corroídas o dañadas deben ser reparados, o el nivel de líquido 4.3.1.5 Si los requisitos de 4.3.3 (soldadas) o 4.3.4 (remachadas) no puede ser satisfecho, las zonas corroídas o dañadas deben ser reparados, o el nivel de líquido

admisible del tanque reducen, o se retiraron del tanque. El nivel de líquido admisible para el uso continuado de un tanque puede ser establecido mediante el uso de las ecuaciones para un espesor mínimo aceptable (véase 4.3.3.1 y 4.3.4.1) y resolviendo para la altura, MARIDO. El espesor real, tal como se determina mediante las ecuaciones para un espesor mínimo aceptable (véase 4.3.3.1 y 4.3.4.1) y resolviendo para la altura, MARIDO. El espesor real, tal como se determina mediante las ecuaciones para un espesor mínimo aceptable (véase 4.3.3.1 y 4.3.4.1) y resolviendo para la altura, MARIDO. El espesor real, tal como se determina mediante inspección, menos la tolerancia de corrosión se utiliza para establecer el límite de nivel de líquido. El nivel máximo de líquido de diseño, no debe superar.

4.3.2 Determinación de espesor real

4.3.2.1 Para la determinación de los espesores de control en cada curso shell cuando hay áreas de tamaño considerable corroído, espesores medidos se 4.3.2.1 Para la determinación de los espesores de control en cada curso shell cuando hay áreas de tamaño considerable corroído, espesores medidos se

promediarán de acuerdo con el siguiente procedimiento (véase la figura 4.1).

a) Para cada zona, el inspector autorizado determinará el espesor mínimo, t 2, en cualquier punto en el corroído

a) Para cada zona, el inspector autorizado determinará el espesor mínimo, t 2, en cualquier punto en el corroído área, con exclusión de los hoyos muy dispersos (véase 4.3.2.2).

b) Calcular la longitud crítica, L:

, pero no más de 40 pulg. dónde

L es la longitud vertical máxima, en pulgadas, sobre el cual se supone tensiones circunferenciales a “promedio out” alrededor de discontinuidades locales;

NOTA La longitud vertical real del área corroída puede exceder L. D es el diámetro del NOTA La longitud vertical real del área corroída puede exceder L. D es el diámetro del NOTA La longitud vertical real del área corroída puede exceder L. D es el diámetro del tanque, en pies;

t 2

t 2 es el menos espesor, en pulgadas, en una zona de la corrosión, exclusiva de pits.

c) El inspector autorizado deberá decidir visualmente o de otra manera que el plano (s vertical) en la zona es probable que sea la más afectada por la corrosión. mediciones del perfil serán tomadas a lo largo de cada plano vertical para una distancia, L. En el plano (s), determinar el espesor promedio más bajo, t 1, promediado

mediciones del perfil serán tomadas a lo largo de cada plano vertical para una distancia, L. En el plano (s), determinar el espesor promedio más bajo, t 1, promediado

sobre una longitud de L, usando al menos cinco mediciones igualmente espaciados más de longitud L. sobre una longitud de L, usando al menos cinco mediciones igualmente espaciados más de longitud L. sobre una longitud de L, usando al menos cinco mediciones igualmente espaciados más de longitud L. sobre una longitud de L, usando al menos cinco mediciones igualmente espaciados más de longitud L.

d) Véase 4.3.3.1 para los valores mínimos permitidos para t 1 y t 2. También se considerarán las cargas adicionales en 4.3.3.4. d) Véase 4.3.3.1 para los valores mínimos permitidos para t 1 y t 2. También se considerarán las cargas adicionales en 4.3.3.4. d) Véase 4.3.3.1 para los valores mínimos permitidos para t 1 y t 2. También se considerarán las cargas adicionales en 4.3.3.4. d) Véase 4.3.3.1 para los valores mínimos permitidos para t 1 y t 2. También se considerarán las cargas adicionales en 4.3.3.4. d) Véase 4.3.3.1 para los valores mínimos permitidos para t 1 y t 2. También se considerarán las cargas adicionales en 4.3.3.4. d) Véase 4.3.3.1 para los valores mínimos permitidos para t 1 y t 2. También se considerarán las cargas adicionales en 4.3.3.4. d) Véase 4.3.3.1 para los valores mínimos permitidos para t 1 y t 2. También se considerarán las cargas adicionales en 4.3.3.4.

L 3.7 dt 2

L 3.7 = dt 2

(20)

---4-4 API S ORMA 653

e) Los criterios para la operación continua es el siguiente:

yo) el valorel valorel valorel valorel valorel valorel valor t t t t t t t 1 1 1 1 1 1 1 deberá ser mayor que o igual a deberá ser mayor que o igual a deberá ser mayor que o igual a deberá ser mayor que o igual a deberá ser mayor que o igual a deberá ser mayor que o igual a deberá ser mayor que o igual a ttttttt min ( min ( min ( min ( min ( min ( min ( ver 4.3.3 o 4.3.4), sujeto a la verificación de todos los demás cargas que figuran en 4.3.3.5; ver 4.3.3 o 4.3.4), sujeto a la verificación de todos los demás cargas que figuran en 4.3.3.5; ver 4.3.3 o 4.3.4), sujeto a la verificación de todos los demás cargas que figuran en 4.3.3.5; ver 4.3.3 o 4.3.4), sujeto a la verificación de todos los demás cargas que figuran en 4.3.3.5; ver 4.3.3 o 4.3.4), sujeto a la verificación de todos los demás cargas que figuran en 4.3.3.5; ver 4.3.3 o 4.3.4), sujeto a la verificación de todos los demás cargas que figuran en 4.3.3.5; ver 4.3.3 o 4.3.4), sujeto a la verificación de todos los demás cargas que figuran en 4.3.3.5;

ii) el valorel valorel valorel valorel valorel valorel valor t t t t t t t 2 2 2 2 2 2 2 deberá ser mayor que o igual a 60% de deberá ser mayor que o igual a 60% de deberá ser mayor que o igual a 60% de deberá ser mayor que o igual a 60% de deberá ser mayor que o igual a 60% de deberá ser mayor que o igual a 60% de deberá ser mayor que o igual a 60% de t t t t t t t min; min; min; min; min; min; min; y y y y y y y

iii) ninguna concesión a la corrosión requerida para el servicio hasta el momento de la próxima inspección, se añade t min y

60% de t min.

4.3.2.2 Ampliamente dispersos pozos pueden ser ignorados, siempre que: 4.3.2.2 Ampliamente dispersos pozos pueden ser ignorados, siempre que:

a) no hay resultados profundidad de la picadura en el grosor de la cáscara restante es menor que la mitad del espesor de la cáscara tanque mínimo aceptable exclusiva de la tolerancia de corrosión; y

b) la suma de sus dimensiones a lo largo de cualquier línea vertical no excede de 2 en. en un 8-in. longitud (véase la Figura 4.2). Figura 4.1-La inspección de las zonas de corrosión

L Automóvil club británico t 2 t 2 t nom t nom t avg t avg diámetro del tanque re

diámetro del tanque re

un bcde

Un área de la corrosión

Llave

Procedimiento a - e inspección son planos seleccionados por el inspector. t 2 es el menos min. espesor en toda la zona, t 2 es el menos min. espesor en toda la zona, t 2 es el menos min. espesor en toda la zona,

con exclusión de los hoyos.

1) Determinar t 2. 1) Determinar t 2. 1) Determinar t 2.

2) Calcular L = 3.7 dt 2, pero no más de 40 pulg. 2) Calcular L = 3.7 dt 2, pero no más de 40 pulg. 2) Calcular L = 3.7 dt 2, pero no más de 40 pulg. 2) Calcular L = 3.7 dt 2, pero no más de 40 pulg. 2) Calcular L = 3.7 dt 2, pero no más de 40 pulg. 2) Calcular L = 3.7 dt 2, pero no más de 40 pulg. 3) Localizar L para obtener mínimo t avg, cual es t 1. 3) Localizar L para obtener mínimo t avg, cual es t 1. 3) Localizar L para obtener mínimo t avg, cual es t 1. 3) Localizar L para obtener mínimo t avg, cual es t 1. 3) Localizar L para obtener mínimo t avg, cual es t 1. 3) Localizar L para obtener mínimo t avg, cual es t 1. 3) Localizar L para obtener mínimo t avg, cual es t 1. 3) Localizar L para obtener mínimo t avg, cual es t 1.

Perfil lo largo del plano c, el plano que tiene el espesor promedio más bajo, t 1. bajo, t 1. bajo, t 1. SECCIÓN AA -- `,,` `` `` `` `` `` ``, `,,`, `` ,,, --`--`` ,, ,, `,` `,,