API 653 Curso

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(1)API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 1. API 653 INSPECCION, REPARACION, ALTERACION y RECONSTRUCCION D E T AN Q UE S D E ALMACENAMIENTO. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(2) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 2. IN D IC E INTRODUCCION...........................................................................................................................5 CONTENIDO..................................................................................................................................6 1. ALCANCE. .................................................................................................................................6 2. ESTANDARES REFERENCIADOS. ........................................................................................8 3. DEFINICIONES. ........................................................................................................................9 4. APTITUD PARA EL SERVICIO.............................................................................................12 4.1 GENERAL ..........................................................................................................................12 4.2 EVALUACION DEL TECHO DEL TANQUE. ................................................................12 4.3 EVALUACION DEL CUERPO. ........................................................................................14 4.4 EVALUACION DEL: FONDO DEL TANQUE................................................................23 4.5 EVALUACION DE LA BASE DEL TANQUE.................................................................29 5. CONSIDERACIONES DE FRACTURA FRAGIL..................................................................30 5.2 Consideraciones básicas ......................................................................................................30 5.3 PROCEDIMIENTO DE VERIFICACION.........................................................................30 6. INSPECCION. .........................................................................................................................38 6.1 GENERAL. .........................................................................................................................38 6.2 FRECUENCIA....................................................................................................................38 6.3 EXTERNA ..........................................................................................................................38 6.4 INTERNA. ..........................................................................................................................39 6.5 ALTERNATIVA DE INSPECCION INTERNA PARA DETERMINAR EL ESPESOR DEL FONDO. ...........................................................................................................................41 6.6 TRABAJO PREPARATORIO PARA LA INSPECCION INTERNA...............................41 6.7- 6.8 LISTA DE CHEQUEO Y REGISTROS. ....................................................................41 6.10 Personal de END ...............................................................................................................42 7. MATERIALES..........................................................................................................................43 7.2 MATERIALES NUEVOS: .................................................................................................43 7.3 MATERIALES ORIGINALES PARA TANQUES RECONSTRUIDOS. ........................43 7.4 Consumibles para soldadura:...............................................................................................43 8. CONSIDERACIONES DE DISEÑO PARA TANQUES RECONSTRUIDOS. .....................44 8.2 Nuevas juntas soldadas:.......................................................................................................44 8.3 Juntas soldadas existentes: ..................................................................................................44 8.4 Diseño de cuerpo:................................................................................................................44 8.5 Penetraciones en el cuerpo: ................................................................................................44 Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(3) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 3. 8.7 Techo:..................................................................................................................................44 8.8 Diseño sísmico: ...................................................................................................................45 9. REPARACION y ALTERACION DEL TANQUE..................................................................46 9.1 GENERALIDAD ................................................................................................................46 9.2 REEMPLAZO DE LÁMINAS. ..........................................................................................46 9.3 REPARACIONES DEL CUERPO CON PARCHES TRASLAPADOS ...........................48 9.4 REPARACION DE DEFECTOS DE LA LÁMINA DEL CUERPO.................................51 9.5 ALTERAClON DE LOS CUERPOS PARA CAMBIAR LA ALTURA...........................52 9.6 REPARACION DE SOLDADURAS DEFECTUOSAS....................................................52 9.7 REPARACION DE LAS PENETRACIONES (CONEXIONES) DEL CUERPO. ...........52 9.8 ADICION O REEMPLAZO DE PENETRACIONES DEL CUERPO..............................54 9.9 ALTERACION DE PENETRACIONES EXISTENTES DEL CUERPO .........................55 9.10 REPARACIONES EN EL FONDO..................................................................................55 REPARACION DE TECHOS...................................................................................................61 9.11 FIJOS.................................................................................................................................61 9.12 FLOTANTES ....................................................................................................................61 9.13 REPARACION O REEMPLAZO DE SELLOS DE TECHO FLOTANTE. ...................61 9.14 HOT-TAPS.......................................................................................................................61 10. DESMANTELAMIENTO y RECONSTRUCCION. .............................................................65 10.1 GENERAL ........................................................................................................................65 10.2 LIMPIEZA Y LlBERACION DE GASES. ......................................................................65 10.3 METODOS PARA EL DESMANTELADO. ...................................................................65 10.4 RECONSTRUCCION.......................................................................................................67 10.5 TOLERANCIAS DIMENSIONALES..............................................................................68 11. SOLDADURA. .......................................................................................................................71 CALIFICACIONES DE SOLDADURA ..................................................................................71 IDENTIFICACIÓN Y REGISTROS. .......................................................................................71 12. ENSAYOS Y PRUEBAS........................................................................................................72 12.1 GENERALIDADES..........................................................................................................72 12.2 RADIOGRAFIAS .............................................................................................................73 12.3 PRUEBA HIDROSTATICA.............................................................................................75 12.4 PRUEBAS DE FUGAS.....................................................................................................76 12.5 MEDICION DE ASENTAMIENTOS ENSAYO HIDROSTATICO. ............................77 13. MARCACION y CUSTODIA DE REGISTROS. ..................................................................78 13.1 PLACA DE DATOS .........................................................................................................78 13.2 GUARDA DE REGISTROS.............................................................................................78 13.3 CERTIFICACION.............................................................................................................79 APENDICE B - EVALUACION DEL ASENTAMIENTO DEL FONDO DEL TANQUE .......81 B.1 INTRODUCCION..............................................................................................................81 Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(4) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 4. B.2 TIPOS DE ASENTAMIENTO. B.2.1. MEDICIONES DE ELEVACION. ......................81 Evaluación de asentamiento del cuerpo. ...................................................................................82 B.3 DETERMINACION DEL ASENTAMIENTO ACEPTABLE..........................................91 B.4 REPARACIONES ..............................................................................................................94 APENDICE C - LISTAS DE CHEQUEO ....................................................................................97 APENDICE D - CERTIFICACION DEL INSPECTOR AUTORIZADO...................................97 APENDICE F - ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS. ...................................................................98 Apéndice G : Calificación de Procedimientos y Examinadores de Fondos ................................105. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(5) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 5. A P I 653 INSPECCION, REPARACION, ALTERACION Y RECONSTRUCCION DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO INTRODUCCION.. El objeto es dar guías para la inspección, reparación, alteración y reconstrucción de tanques de almacenamiento de acero usados en la industria del petróleo y la industria química. Las reglas dadas en el código APl 653 son requerimientos mínimos. El código API 653 está basado en el conocimiento y la experiencia acumuladas, de usuarios, fabricantes y reparadores de tanques de almacenamiento de acero soldados. El código no limita el método de inspección, reparación, alteración o reconstrucción ni aprueba ni recomienda o respalda ningún diseño específico. Las ediciones, adendas o revisiones al código son obligatorios seis (6) meses después de la fecha de publicación pero se pueden utilizar desde la fecha de publicación mostrada en la carátula de las mismas. Durante este período de seis meses, el comprador deberá especificar cual será la edición, addenda o revisión aplicable para el contrato.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(6) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 6. CONTENIDO.. 1. Alcance. 2. Referencias. 3. Definiciones. 4. Aptitud para Servicio. 5. Consideraciones para Fractura Fragil. 6. Inspección. 7. Materiales. 8. Consideraciones de Diseño para Tanques Reconstruidos. 9. Reparación y Alteración De Tanques. 10. Desmontaje Y Reconstrucción. 11. Soldadura. 12. Ensayos y Pruebas. 13. Marcado Final y Custodia de Registros.. Apéndices.. 1. ALCANCE.. Cubre tanques de acero al carbono y baja aleación fabricados de acuerdo con los estándares API650 y su antecesor el API 12C. Cubre la inspección de mantenimiento, reparación, alteración, relocalización y reconstrucción de los tanques descritos anteriormente. Da requerimientos para el mantenimiento de la integridad de tanques de almacenamiento soldados o remachados, no refrigerados, a presión atmosférica, no enterrados (por encima de la superficie) en servicio.. El alcance del código está limitado a la fundación civil del tanque, el fondo, el cuerpo, la estructura, el techo, los elementos fijados al tanque, las conexiones hasta la cara de la primera brida, la primera junta soldada o la primera junta circunferencial de soldadura. El código emplea los principios del código API 650 y puede ser empleado para cualquier tanque. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(7) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 7. construido de acuerdo con una especificación de tanques. Se pueden aplicar muchas de las reglas de diseño, soldadura, ensayos y materiales contenidas en el código API 650 en la inspección, re-rateo, reparación y alteración de tanques en servicio. En caso de conflicto entre los requerimientos del código API 650 o 12C y API 653, será mandatorio este último (para tanques que han sido puestos en servicio) El código ha sido hecho con la intención de ser usado por organizaciones que tienen personal de ingeniería e inspección que ha sido entrenado y tiene experiencia en el diseño, fabricación, reparación, construcción e inspección de tanques. El dueño o el operador del tanque es quien tiene la responsabilidad final por el cumplimiento de las normas del código API 653. La aplicación del código esta prevista para organizaciones que emplean o tienen acceso a los servicios de una agencia de inspección autorizada, como se define en el código en 3.4. Esta norma reconoce los conceptos para la evaluación de “aptitud para el servicio” contenidos en API 579 que provee procedimientos de evaluación detallados y criterios de aceptación no provistos en esta norma. API 579 puede aplicarse, cuando esta norma no provee procedimientos de evaluación detallados o criterios de aceptación para ciertos mecanismos de deterioro o cuando esta norma hacer referencia explicita.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(8) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 8. 2. ESTANDARES REFERENCIADOS.. Los estándares, códigos, especificaciones y publicaciones citados en el código API 650, se deben utilizar en su última edición publicada a menos que se indique otra cosa en el código. Algunos de los principales códigos y estándares referenciados son los siguientes: API RP 579 Aptitud para el servicio Std 620 diseño y construcción tanques grandes de baja presión Std 650 diseño y construcción de tanques de almacenamiento atmosférico RP 651 protección catódica RP 652 recubrimientos de los fondos de tanques Pub 2201 Hot taps Std 2610: (No referenciada pero de interes): Playas y Terminales de tanques. ASNT SNT TC 1A. Calificación y Certificación de personal de END. ASME BPVC Sección VIII Sección V (END) Sección IX (Calificación de procedimientos de soldadura y soldadores) ASTM: A6, A20, A36, A370, A992. AWS AWS D.1.1, D.1.6. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(9) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 9. 3. DEFINICIONES.. REPARACION. Cualquier trabajo necesario para el mantenimiento o la restauración de la condición segura o adecuada para la operación de un tanque. Incluye reparaciones mayores y no mayores. Ejemplos típicos de reparación de tanques son los siguientes: La remoción y reemplazo de material (láminas de techo, cuerpo o fondo, incluyendo el material de soldadura) para mantener la integridad del tanque. El re-nivelado o apuntalado del cuerpo, fondo o techo de un tanque. Agregado de láminas de refuerzo a conexiones existentes del cuerpo. La reparación de defectos en el material base por medio de pulido o (arco –aires) arc-gouging, seguido de soldadura.. ALTERACION. Cualquier trabajo en un tanque que modifica las dimensiones físicas o configuración. ALTERACION O REPARACION MAYOR Ejemplos típicos son: Instalación de bocas de inspección de hombre y conexiones mayores de 12" NPS dentro de la zona de operación del líquido. Instalación conexiones en el fondo dentro de una distancia de 12in del cuerpo. Quitar o reemplazar placas anulares con dimensión mayor a 12in. Remoción parcial (más de la mitad del espesor de la soldadura) o total de más de 12in de soldaduras verticales o soldaduras radiales de unión de placa anular. Instalar nuevo fondo. (No aplica cuando la base del fondo no se afecta o cuando en anillo anular permanece intacto o en tanque sin anillo anular cuando no se efectuan soldaduras del fonodo en la zona crítica) Quitar y reemplazar parte de la soldadura del cuerpo al fondo o anillo anular (en exceso a lo indicado arriba). RECONSTRUCCION. Cualquier trabajo necesario para re-ensamblar un tanque que ha sido desmontado y reubicado en un nuevo sitio. PRESION ATMOSFERICA. Presión interna que no sobrepasa los 2.5 PSI. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(10) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 10. AGENCIA DE INSPECCION AUTORIZADA. Alguna de las siguientes organizaciones puede emplear a un inspector autorizado. de una Jurisdicción. Compañías de Seguro autorizada o licenciada que emite polizas de tanques. La organización del operador que mantiene una organización de inspección solo para sus instalaciones. Una organización o individuo independiente bajo contrato con el operador.. CAMBIO DE SERVICIO. Cambios de las condiciones de operación tales como temperatura, presión y gravedad del producto almacenado. HOT TAP Identifica un procedimiento para instalara una conexión en un tanque en servicio. INGENIERO DE TANQUES DE ALMACENAJE Una o más personas de una organización aceptable para el propietario/operador con conocimientos y experiencia en disciplinas de ingeniería asociadas con la evaluación de materiales y características mecánicas que afectan la integridad y disponibilidad de tanques. Puede actuar mediante consultoría con otros especialistas de forma de cubrir el espectro completo. INSPECCION EXTERIOR Inspección formal exterior, supervisada por un inspector autorizado para evaluar todos los aspectos posibles del tanque sin retirarlo de servicio. INSPECCION INTERIOR Inspección formal interior, supervisada por un inspector autorizado para evaluar todas las superficies internas accesibles. INSPECTOR AUTORIZADO Un empleado de una Agencia de Inspección Autorizada y certificado de acuerdo al apéndice D como inspector de tanques sobre nivel. INSPECTOR. Un representante de un departamento de integridad mecánica de una organización, quien es responsable por varias tareas de control o aseguramiento de calidad, tales como soldadura o ejecución de contrato.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(11) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 11. PROPIETARIO U OPERADOR. Entidad legal que tiene el control y responsabilidad del mantenimiento de los tanques. VELOCIDAD DE CORROSION. Pérdida de material dividida en el periodo de tiempo en la cual ocurrió. ZONA CRITICA. Porción del fondo del tanque medida desde la unión cuerpo-fondo 3 pulg. radialmente al centro del tanque.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(12) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 12. 4. APTITUD PARA EL SERVICIO.. 4.1 GENERAL Cuando los resultados de una inspección muestran que ha ocurrido un cambio respecto de la condición física original del tanque, debe hacerse una evaluación para determinar su aptitud o confiabilidad para continuar en servicio. Se incluye reparación, alteración, desmantelamiento, relocalización y reconstrucción. CRITERIOS: Corrosión interna debido al producto almacenado. Corrosión externa. Esfuerzos permitidos. Propiedades del producto almacenado. Temperatura de diseño del metal. Análisis químico y propiedades químicas de los materiales de construcción. Propiedades del producto almacenado (gravedad específica, temperatura y corrosividad). Techos externos con cargas vivas, vientos y cargas sísmicas. La base de los tanques, suelo y condiciones de asentamiento. Distorsiones del tanque. Condiciones de operación tales como velocidades de llenado y vaciado y frecuencia.. 4.2 EVALUACION DEL TECHO DEL TANQUE.. TIPOS DE TECHOS DE TANQUES.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(13) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 13. Techo fijo. Techo flotante. Techo con domo geodésico. Techo fijo con membrana interna flotante.. La estabilidad estructural del techo y soportes de techo debe ser evaluada. Para los techos flotantes tanto las láminas como los pontones, soportes y guías deben ser inspeccionados y evaluados para determinar su estado y llevar a cabo su reparación o cambio Las láminas corroídas con espesor promedio menor a 0.09 pulg. en un área de 100 pulg2 o con agujeros pasantes deben ser reparadas.. EVALUACION DE LA ESTRUCTURA DE TECHOS FIJOS Y FLOTANTES. Los soportes, láminas y pontones de los techos deben ser inspeccionados y evaluados para su reparación o reemplazo. Las guías para evaluación de techos flotantes deben basarse en los apéndices C y H de API 650 para techos flotantes externos e internos respectivamente.. CAMBIO DE SERVICIO. Cuando un tanque cambia a otras condiciones de trabajo se deberán evaluar presiones y temperaturas para el nuevo servicio así como verificar que cumpla los requerimientos del estándar. Para presión interior en base a apéndice F de API 650. Para presión exterior debe incluirse el análisis de vacío parcial contenido en API 620. Operación a temperatura elevada: De acuerdo a apéndice M de API 650. (para cambios a temperaturas mayores a 200°F Operación a temperatura menor que la temperatura original de diseño. Deben cumplirse los requerimientos de la norma corriente aplicable. Venteo: Debe considerarse los efectos producidos por el cambio de servicio. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(14) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 14. 4.3 EVALUACION DEL CUERPO. La inspección y evaluación del tanque debe tener en cuenta todas las condiciones, cargas, presiones a las cuales se encuentra expuesto; que por lo tanto puedan afectar la integridad estructural del cuerpo. La corrosión en el cuerpo ocurre en muchas formas y varios resultando en una pérdida uniforme o localizada. Cada caso debe ser tratado como un caso único. Las picaduras en general no representan una amenaza severa para la integridad estructural general, al menos que la distribución de los pits sea muy cercana. Métodos para determinar el espesor mínimo adecuado para continuar en servicio se dan en 4.3.2, 4-3-3 y 4.3.4 (Sección 6 para frecuencias de inspección) Si los requerimientos de 4.3.3 (soldados) o 4.3.4 (roblonados no se satisfacen entonces la zona corroída debe ser reparada o el nivel de líquido reducido. (aplicando las fórmulas para espesor mínimo y determinando H.). Determinación del espesor actual. Se deben medir los espesores reales y promediarlos según el procedimiento en 4.3.2.1. El espesor promedio cuando existen áreas corroídas se determina según el siguiente Procedimiento:. 1. Determinar el espesor mínimo t2 del área corroída, excluyendo las picaduras dispersas Calcular la longitud crítica “L” L = 3.7 D * t 2. L es la máxima longitud en plano vertical para la cual se asumen las tensiones circunferenciales como un promedio. L no mayor de 40in. D= diámetro el tanque (ft). Localizar L. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(15) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 15. Tomar perfiles de espesores en varios planos verticales para determinar el promedio mínimo t1 utilizando longitud L y al menos 5 espacios de aproximadamente igual dimensión Los valores mínimos de t1 deben estar de acuerdo a lo indicado en 4.3.3.4 El criterio para continuar la operación es (planos de inspección seleccionados por el inspector.). El espesor t1 es igual o mayor que tmin (sujeto a verificación de otras cargas) t2 es igual o mayor al 60% de tmin Sobreespesor para futura corrosión hasta la próxima inspección debe ser considerado.. Las picaduras (pitting) pueden ser ignoradas si: El espesor remanente es mayor que la mitad del espesor mínimo aceptable. La suma de las dimensiones a lo largo de cualquier plano vertical, no debe excede 2 pulg. en una longitud de 8 pulg.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(16) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 16. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(17) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 17. 4.3.3 Cálculo del espesor mínimo aceptable para cuerpos de tanques soldados. En general el cálculo del espesor mínimo aceptable para un anillo completo se realiza de acuerdo a 4.3.3.1.a y determinado con H en la parte inferior de cada anillo. Si existen áreas adelgazadas localmente o se requiere investigar áreas específicas como conexiones el método dado en 4.3.3.1.b puede ser aplicado para completar la evaluación de H. 4.3.3.1 Espesor mínimo aceptable (tanques 0:<;200 pies): el cálculo para un anillo completo del cuerpo se hace de la siguiente manera: tmin debe ser investigado por alguno de los siguientes métodos (limitados tanques de diámetro de 200 pies o menos):. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(18) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 18. a) Por anillo completo.. tmin = espesor mínimo aceptable para cada anillo (pulg.). No debe ser menor que 0.1pulg. D= diámetro nominal del tanque, ft. H= * altura (ft) desde la parte inferior del anillo que está evaluando hasta el máx. nivel de diseño del líquido, cuando se evalúa un anillo completo o * Altura desde la parte inferior de L (área local investigada) u otra área de interés, hasta el máx. nivel de diseño del líquido, ft. G= gravedad específica del contenido. E= eficiencia de la junta, de acuerdo con estándar de fabricación, (Tabla 4.2 de APl 653). S= máximo esfuerzo permisible (psi), (Usar el menor entre 0.80Y ó 0.429T para el fondo y segundo anillo. el menor entre 0.88Y ó 0.472T para los restantes anillos. Los valores de esfuerzos admisibles se muestran en la tabla 4-1 para materiales de la presente y anteriores ediciones de API 12C y API 650. Para reconstrucción de tanques utilizar la edición aplicable al presente Y= Valor de fluencia/cedencia mínimo especificado de la plancha (usar 30000psi si es desconocido) T= El menor entre la mínima resistencia a la rotura especificada u 80000psi (Usar 55000 psi si es desconocida b) Para un área cualquiera del anillo (tal como área localmente adelgazada):. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].



(21) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 21. 4.3.3.2 Si el tanque será ensayado hidrostáticamente, la altura hidrostática debe ser limitada por alguno de los siguientes métodos y no mayor que Ht. Después de determinar el espesor controlante de un anillo completo:. Después de determinar el espesor controlante de un área localmente adelgazada u otra área de interés (4.3.2.1). Ht: Altura desde el fondo del anillo que está siendo evaluado hasta el nivel de ensayo hidrostático (cuando se evalúa un anillo completo o desde la parte inferior de la zona local que está siendo evaluada) St: Máximo esfuerzo admisible durante el ensayo hidrostático, en psi. Usar el menor de 0.88Y y 0.472T para el fondo y segundo anillo y 0.9Y y 0.519T para los restantes. Nota: Dependiendo de la gravedad específica utilizada para determinar tmin; Ht puede ser menor que H. Si durante el ensayo se llega hasta H puede producirse fluencia/cedencia en las áreas corroídas Si Ht es menor que H el operador debe aceptar la consecuencia para la operación en caso de llenar el tanque hasta H Reparaciones de secciones por encima del nivel de H deben cumplir con 12.3.2. Para tanques reconstruidos St debe corresponderse con la versión actual de la norma 4.3.3 Alternativamente el espesor para tanque de diámetro no mayor a 200 pies puede calcularse de el acuerdo con método de diseño por punto variable de API 650 6.3.4 sustituyendo S*E por S; S y E pueden ser definidos como en 4.3.3.1 4.3.3.4 El método de diseño por punto variable debe utilizarse para tanques de diámetro mayor a 200 pies con las variables como se definen en 4.3.3.1 4.3.3.5 Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(22) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 22. La determinación de espesores con los métodos indicados arriba consideran solo el nivel de líquido Además de la carga por líquido, la determinación del espesor se debe evaluar de acuerdo a la norma original y conocimientos de ingeniería, teniendo en cuenta otras cargas tales como: Vientos que inducen volcaduras y pandeos. Cargas sísmicas. Vacío. Operaciones a T mayores a 200°F. Cargas debido a asentamientos. Cargas externas causadas por tuberías, accesorios, etc. Alternativamente puede utilizarse ASME VIII Div. 2 app. 4 o API 579 sección 4, 5 y 6. 4.3.4 Trata el cálculo de espesores para tanques roblonados (remachados).. DISTORSIONES. Falta de redondez, pandeo, áreas aplanadas y cinturas en las uniones son causadas por falta o exceso de presión, inadecuada fabricación o reparación. Se evalúa el tanque para determinar las acciones correctivas a seguir. DISCONTINUIDADES. Discontinuidades como Grietas y laminaciones deben ser examinadas, evaluadas para determinar su extensión y origen. Si se requiere reparación debe elaborarse un procedimiento de reparación. Procedimientos para reparación de defectos como golpes de arco, entallas y consecuencias de eliminación de soportes temporarios, deben ser evaluados sobre la base de “caso por caso” Grietas en la unión fondo – cuerpo deben eliminadas. VIGA CONTRA VIENTOS Y REFUERZOS. Deben ser examinados para determinar su condición. SOLDADURAS DEL CUERPO. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(23) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 23. La condición de las soldaduras del cuerpo debe ser evaluada. Si es necesario debe ser establecido un procedimiento de reparación o el tanque debe ser re-rateado. Algunas discontinuidades típicas en soldaduras y procedimientos de reparación son dados en 9.6. PENETRACIONES (CONEXIONES) DEL CUERPO. Toda penetración al cuerpo deberá ser revisada y evaluada para realizar los respectivos ajustes manteniendo la integridad del cuerpo del tanque. Se deberán revisar el tipo y tamaño del refuerzo, el espaciamiento de la soldadura, el espesor de las láminas de refuerzo y los cuellos de las conexiones, los espárragos de las bridas. OPERACIÓN A TEMPERATURA ELEVADA. Tanques soldados que operan a temperaturas mayores de 200ºF pero menores a 500ºF, deben ser evaluados respecto de su aptitud para el servicio. Los requerimientos de esta sección de API 653 están basados en el apéndice M de API 650. Tanques que operan a temperatura elevada, que no han sido diseñados de acuerdo al apéndice M de API 650 pero que tienen un historial de operación satisfactorio deben evaluarse de acuerdo a API 653 4.3.10.1.1 Tanques que tendrán un cambio de servicio para operar a temperatura elevada, que no han sido diseñados de acuerdo al apéndice M de API 650 y no tienen un historial de operación satisfactorio deben evaluarse de acuerdo a API 653 4.3.10.1.2, lo que implica entre otros la verificación según apéndice M de API 650 y el uso de los esfuerzos admisibles máximos y factores de corrección por temperatura ahí dados.. 4.4 EVALUACION DEL: FONDO DEL TANQUE. 4.4.1 Generalidades. El mecanismo de inspección debe evaluar los aspectos de corrosión y fallas que puedan causar fugas y daños ambientales. Cada aspecto de los fenómenos de corrosión y otros mecanismos potenciales de fugas o fallas debe ser examinados. Se deben realizar evaluaciones periódicas de la integridad del fondo adicionales a las inspecciones internas establecidas en el parágrafo 6.4. El período de evaluación debe ser menor o igual que el de las inspecciones internas dadas en los parágrafo 6.4.2 o 6.4.3. El uso de sistemas de detección de fugas o de monitoreo del fondo (tales como fondos dobles o membranas impermeables y tubos de detección de fugas debajo del fondo del tanque) se considera como que satisfacen los requerimientos de evaluación periódica entre inspecciones internas.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(24) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 24. Asentamientos excesivos de los tanques de almacenamiento pueden afectar la integridad de los cuerpos y los fondos y por lo tanto una práctica reconocida para evaluar la integridad de los fondos es el monitoreo del comportamiento del asentamiento del tanque. Referirse al apéndice B para las técnicas de evaluación del asentamiento del fondo. 4.4.2 Causas para fallas del fondo: Picaduras (pitting) internas y velocidad de picaduras en el servicio anticipado. Corrosión de las uniones soldadas (soldadura y zona afectada). Historia de agrietamiento de las juntas soldadas Esfuerzos aplicados en las láminas del fondo por cargas de los soportes del techo o por asentamientos del cuerpo. Corrosión por el lado inferior (normalmente en forma de picaduras). Drenaje inadecuado que resulta en que el agua fluye debajo del fondo. Falta de la lámina anular del fondo, cuando es requerida. Altos esfuerzos localizados por asentamientos no uniformes. Columnas de soporte del techo u otros soportes soldados al fondo sin la adecuada posibilidad de movimiento. Suelo para asentamiento no uniforme. Piedras o parches de la fundación con grava con cavidades inadecuadamente llenadas. Compactado no homogéneo de la base del fondo (por ejemplo una zona de arcillas en un parche de fundación con arena). Sumideros soportados inadecuadamente. 4.4.3 Protección catódica del fondo de los tanques. API RP 651 establece bases para sistema de protección catódica bajo fondo. 4.4.4 Protección de los fondos con recubrimientos (Iining) internos. El fondo del tanque puede tener un recubrimiento de protección de la superficie interna según API RP 652. 4.4.5 DETECCION DE PERDIDAS DE FONDOS Si el fondo será reemplazado, debería considerarse la instalación de un sistema que pueda conducir cualquier pérdida hacia el exterior de forma de posibilitar su visualización. MEDICION DEL ESPESOR DE LAS LÁMINAS DEL FONDO. Hay varios métodos disponibles para determinar la corrosión del fondo por el lado del suelo. Los métodos varían en el alcance y la precisión con la que pueden medir la corrosión general y Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(25) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 25. localizada (pitting). Una combinación de estos métodos puede ser requerido además de técnicas de extrapolación y análisis para establecer la condición probable del fondo completo. Las herramientas de fuga del flujo magnético (MFL) son comúnmente utilizadas además de la medición de espesores con ultrasonido; usualmente se utiliza la medición de espesores con ultrasonido para confirmar y posteriormente cuantificar los datos obtenidos con la técnica de MFL. La calidad de los datos obtenidos con la inspección por MFL y de ultrasonido dependen de la calificación del personal y de los equipos y procedimientos utilizados. El apéndice G da guías para la calificación del personal y los procedimientos para obtener los datos de medición de espesores. 4.4.7 ESPESOR MINIMO DE LAS LÁMINAS DEL FONDO. 4.4.7.1 Un método aceptable para el cálculo de los espesores mínimos aceptables del fondo para el fondo completo o porciones del mismo, es el siguiente:. MRT = Minimo espesor medido – Periodo de tiempo*Suma de velocidades de corrosion interna y externa. MRT = Mínimo espesor remanente al final del período “Or” (Debe estar de acuerdo con tabla 6.1 y 4.4.7.4 y 4.4.8) Or= Período en servicio (Años hasta la próxima inspección). No debe exceder lo permitido por 6.4.2. RTbc = Mínimo espesor remanente en el fondo después de las reparaciones (del lado del fondo). RTip= espesor mínimo remanente del fondo por corrosión interna después de la reparación. Espesor mínimo remanente de corrosión interna. StPr= Máxima velocidad de corrosión no reparada sobre el lado superior (=0 para áreas recubiertas. La vida útil del recubrimiento debe ser al menos igual a Or para utilizar valor =0) UPr= Máxima velocidad de corrosión del lado del fondo. Usar espesor mínimo después de reparación y asumir velocidad lineal en función de la edad del tanque. Utilizar “0” para áreas con protección catódica efectiva. 4.4.7.2 Para el método probabilístico un análisis estadístico es realizado desde los datos de medición de espesores, proyectando el espesor remanente. Cara Superior del Fondo del Tanque. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(26) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 26. Fundación. Si el espesor mínimo del fondo, al final del período de operación en servicio, se calcula que será menor que el mínimo espesor de reemplazo del fondo dado en la tabla 6-1 o menor que mínimo espesor de reemplazo aceptando un nivel aceptable de riesgo basado en una metodología de inspección basada en riesgo (RBI), el fondo del tanque deberá ser recubierto (Iined), reparado, reemplazado o el intervalo de la próxima inspección interna deberá ser acortada.. 4.7.4 A menos. que se efectúe una análisis de esfuerzos, el espesor mínimo de la lámina en la zona crítica del fondo del tanque deberá ser al menos igual al menor entre la mitad del espesor original del fondo (sin incluir sobreespesor de corrosión original) o el 50% de tmin del anillo inferior del cuerpo según parágrafo 4.3.3.1 pero no menos de 0.1 in. Picaduras (pitting) aisladas no afectan apreciablemente la resistencia de la lámina. La reparación de picaduras internas, cuando se efectúa para extender el período de operación en servicio, deberá ser por soldadura puntual de la picadura, recubrimiento con soldadura o un parche traslapado/solapado, seguido de inspección y pruebas. La extensión de la reparación por soldadura en la zona crítica del fondo está limitada en el Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(27) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 27. parágrafo 9.10.1.2. 4.4.7.6 El tratamiento de picaduras mediante reparaciones no soldadas como ser pinturas y revestimientos no puede utilizarse para incrementar RTip para calcular MTR. 4.4.7.7 El espesor de la proyección exterior de la lámina del fondo hacia afuera del cuerpo medido desde la línea de fusión exterior de la soldadura de filete cuerpo-fondo no debe ser menor de 0.1 in. La proyección exterior de la lámina del fondo, medida igual que lo indicado anteriormente, debe ser al menos de 3/8 in. 4.4.8 ESPESOR MINIMO PARA LÁMINAS ANULARES. Debido a los requerimientos de resistencia, el espesor mínimo del anillo de lámina anular es usualmente mayor que 0.1 pulg. Picaduras de corrosión (pitting) aisladas no afecta apreciablemente la resistencia de la lámina. A menos que se efectúe un análisis de esfuerzos, el espesor de la lámina anular del fondo deberá estar de acuerdo con lo siguiente: 1. Para tanques en servicio con productos con gravedad específica menor de 1.0 (G < 1.0), que requiere lámina anular por consideraciones distintas a cargas sísmicas, el espesor no debe ser menor que lo dado en la tabla 4-4 de API 653, más cualquier tolerancia de corrosión especificada.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(28) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 28. Para tanques en servicio con productos con gravedad específica igual o mayor de 1.0, que requieren lámina anular por consideraciones distintas a cargas sísmicas, el espesor no debe ser menor que lo dado en la tabla 3.1 del. estándar API 650, más cualquier tolerancia de corrosión especificada.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(29) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 29. 3. Para tanques que utilizan láminas anulares más gruesas por consideraciones sísmicas, se debe hacer una evaluación sísmica de acuerdo con los requerimientos del estándar aplicable, usando el espesor actual medido de la lámina anular." 4. Para el espesor y la proyección de la lámina anular hacia afuera del tanque se utilizarán los criterios del parágrafo 4.4.7.7 (ver página anterior).. 4.5 EVALUACION DE LA BASE DEL TANQUE. Las principales causas de deterioro de la fundación del tanque son: Asentamiento. Erosión. Agrietamiento. Deterioro del concreto iniciado por: calcinamiento, ataque por agua bajo el fondo, ataques por heladas y ataques por alcalinos y ácidos. Algunos mecanismos de deterioro del concreto están descriptos brevemente en el parágrafo 4.5.1.2 del código API 653. 4.5.2 Reparación o reemplazo de la fundación. Si se realiza una reparación o reemplazo de fundación deben reestablecerse los límites de tolerancia dados en 10.5.6.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(30) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 30. 5. CONSIDERACIONES DE FRACTURA FRAGIL.. Esta sección cubre requerimientos para la evaluación de aptitud para continuar en servicio o cambiar condiciones de servicio desde el punto de vista de la fractura frágil. No suplementa ni reemplaza los requerimientos de la sección 10 en lo referido a prueba hidrostática de tanques reparados, modificados o reconstruidos. El procedimiento aplica tanto para tanques soldados como roblonados (remachados) pero el procedimiento está basado en experiencias sobre tanques soldados.. 5.2 Consideraciones básicas La norma presenta en la figura 5.1 un árbol de decisión, para presentar el procedimiento de evaluación de posibilidad de falla debido a fractura frágil, basado en los siguientes principios: Las principales causas encontradas para fractura frágil han sido durante la prueba hidrostática, en el primer llenado en clima frío, después de un cambio a temperatura de servicio más baja o después de una alteración/reparación. La experiencia demuestra que después de que un tanque a soportado los efectos combinados de máximo nivel de llenado con líquido (máximo esfuerzo) y las temperaturas más bajas de operación sin fallar, la posibilidad de que ocurra una falla por fractura frágil es mínima. Cualquier cambio en el servicio debe ser evaluado para ver si impacta sobre la posibilidad de fractura frágil. Si se efectúa un cambio hacia un servicio más severo (menor temperatura o mayor peso específico) es necesario considerar la posibilidad de realizar una prueba hidrostática. Los siguientes aspectos deberían ser considerados: Las reparaciones que se han efectuado desde la última prueba hidrostática y que puedan no cumplir los requerimientos de esta norma. Deterioro del tanque desde la última prueba hidrostática.. 5.3 PROCEDIMIENTO DE VERIFICACION.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(31) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 31. Cada uno de los pasos del árbol de decisión numerados de 1 a 11, se corresponden secuencialmente a las explicaciones dadas a continuación. Los pasos cumplen los requerimientos de API 650 (séptima edición o posterior). Paso 1: El tanque cumple los requerimientos de API 650 7º edición o posterior o apéndice G (5º edición o posterior) para minimizar el riesgo de fractura frágil. También puede demostrarse cumplimiento con API 650 7º edición o posterior mediante ensayo de impacto sobre un número representativo de placas. Paso 2: Muchos tanques que continúan en operación satisfactorio en el mismo servicio no fueron construidos con los requerimientos de API 650. Son susceptibles a fractura frágil y requieren una evaluación como la ilustrada en el árbol de decisión. Paso 3: Para el propósito de esta evaluación, el ensayo hidrostático demuestra aptitud para continuar en servicio con mínimo riesgo de fractura frágil, siempre que todos los requerimientos para reparación, alteración y reconstrucción o cambio de servicio son cumplidos incluido nuevo ensayo hidrostático cuando es aplicable. La efectividad de la prueba hidrostática para la evaluación de aptitud para continuar en servicio respecto de fractura frágil, está demostrada con la experiencia de la industria. Paso 4: Si el espesor del cuerpo no supera 0.5 pulgada, la posibilidad de fractura frágil es mínima. (Si se ha realizado evaluación según sección 4) El espesor nominal original mayor de láminas del cuerpo, debe ser utilizado para la evaluación. Paso 5: No se conoce que se hayan producido fallas por fractura frágil a temperaturas de 60°F (16°C) o mayores Paso 6: Experiencias en la industria y ensayos en laboratorio han demostrado que es necesario que se produzca una tensión de membrana de 7ksi para causar fallas debidas a fractura frágil. Paso 7: Tanques construidos con materiales listados en la figura 2.1 de API 650 pueden ser utilizados de acuerdo a sus curvas de excepción. Tanques construidos con aceros desconocidos, espesores mayores a 0.5 pulgada y temperaturas menores de 60°F (16°C) pueden ser utilizados si cumplen con los requerimientos de la figura 5.2. Paso 8: El riesgo de fractura frágil fue demostrado como mínimo, una vez que el tanque ha demostrado que puede operar con el máximo nivel de líquido especificado a la mínima temperatura esperada. Para el propósito de esta norma la más baja temperatura esperada se define como el promedio de 1 día.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(32) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 32. Paso 9: Puede efectuarse una evaluación para establecer el entorno seguro de operación basado en el historial de operación. Debe basarse en la combinación nivel de liquido-temperatura más severa. Si la evaluación indica que existe riesgo, puede: Restringirse el nivel de líquido Restringir la mínima temperatura de metal. Cambio de fluido por uno de menor densidad (G). Combinación de lo indicado arriba. Paso 10: Todas las reparaciones , alteraciones y relocalizaciones deben realizarse de acuerdo con API 653. Paso 11: Debe realizarse una evaluación para verificar si el cambio de servicio coloca al tanque en una zona de riesgo de fractura frágil La efectividad de la prueba hidrostática para la evaluación de aptitud para continuar en servicio respecto de fractura frágil, está demostrada con la experiencia de la industria. Si el espesor del cuerpo no supera 0.5 pulgada, la posibilidad de fractura frágil es mínima. (Si se ha realizado evaluación según sección 4) El espesor nominal original mayor de láminas del cuerpo, debe ser utilizado para la evaluación. No se conoce que se hayan producido fallas por fractura frágil a temperaturas de 60°F (16°C) o mayores Experiencias en la industria y ensayos en laboratorio han demostrado que es necesario que se produzca una tensión de membrana de 7ksi para causar fallas debidas a fractura frágil. Tanques construidos con materiales listados en la figura 2.1 de API 650 pueden ser utilizados de acuerdo a sus curvas de excepción, previendo que se realiza evaluación de aptitud para el servicio de acuerdo a sección 4. Tanques construidos con un estándar nacional que contenga reglas aplicables a tenacidad, pueden seguir utilizándose de acuerdo a ese estándar. Tanques construidos con aceros desconocidos, espesores mayores a 0.5 pulgada y temperaturas menores de 60°F (16°C) pueden ser utilizados si cumplen con los requerimientos de la figura 5.2.. Para el propósito de esta norma la más baja temperatura esperada se define como el promedio de 1 día.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(33) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 33. El tanque cumple los requerimientos de API 650 (Séptima edición o posterior) Continúa el tanque en las mismas condiciones de servicio: SI: Continúe usándolo. NO: Vaya al paso 11 El tanque cumple los requerimientos de API 650 (1980) u otro estándar equivalente:. Previo a la prueba hidrostática se demostró la confiabilidad para el servicio. SI: Continúe usándolo. NO: El espesor del tanque es < 0.5in. SI: Continúe usándolo. NO: Opera el tanque a una temperatura mayor a 60°F SI: Continúe usándolo. NO: Son las tensiones de membrana menores a ksi. SI: Continúe usándolo. NO: Está el acero del tanque exceptuado de ensayo de impacto por figura 2.1 de API 650 ó figura 5.2 de API 653. SI: Continúe usándolo. NO: Es el tanque llenado al menos un día a temperatura de acuerdo a API 650 2.2 SI: Continúe usándolo. NO. Vaya a 3) ó 9). Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(34) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 34. La aptitud para el servicio fue demostrada mediante prueba hidrostática. 9) Se realizo rerating del tanque en función de historial previo, restringiendo altura, restringiendo mínima temperatura o una combinación de ambos. En ambos casos la pregunta es: El tanque continúa con el mismo servicio: SI: Continúe usándolo. NO: Vaya a 11.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(35) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 35. 11) Cambio de servicio El nuevo servicio es más severo: NO: Continúe usándolo. SI: Cumple el tanque los requerimientos de API 650 SI: Continúe usándolo. NO: Vuelva al paso 3 y siguientes. Si no se toman medidas el tanque no es apto para el uso.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].



(38) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 38. 6. INSPECCION.. 6.1 GENERAL. La inspección se realiza periódicamente para asegurar la integridad del tanque. estas inspecciones deben ser dirigidas por un inspector autorizado.. 6.2 FRECUENCIA. La frecuencia de inspección esta influenciada por los siguientes factores: Naturaleza del producto almacenado. Resultados de inspecciones visuales. Sobreespesor y velocidades de corrosión. Riesgo de contaminación de aire o de agua. Condiciones en las inspecciones previas. Sistemas para prevención de corrosión. Localización del tanque ( riesgo). Sistema de detección de fuga. Cambio en el modo de operación. Requerimientos jurisdiccionales. Cambio de servicio. Se debe considerar la historia de servicio del tanque para establecer los intervalos de inspección y velocidades de corrosión. TIPOS DE INSPECCION.. 6.3 EXTERNA Inspecciones de Rutina Puede ser realizada por el usuario, utilizando personal con experiencia y conocimientos de la instalación. Frecuencia en base a historial. Inspección Externa. Debe ser realizada por un inspector autorizado. Frecuencia la menor entre 5 años o RCA/4N. (RCA es la diferencia entre el espesor medido y el mínimo requerido en mils y N es la velocidad de corrosión en mils por año) Inspección de espesores por ultrasonido. Pueden ser realizadas desde el exterior para determinar la velocidad de corrosión generalizada. Periodos entre inspecciones no deberían exceder lo siguiente:. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(39) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 39. 5 años cuando la velocidad de corrosión no es conocida. (Velocidad de corrosión puede ser estimada tomando como referencia tanques con servicios similares) Cuando la velocidad de corrosión es conocida: El menor entre RCA/2N y 15 años) Inspección interna del tanque cuando está fuera de servicio puede sustituir al programa de medición de espesores por ultrasonido desde el exterior. Los intervalos no deben ser mayores a los establecidos. Verificación del sistema de protección catódica debe ser realizada de acuerdo a API 651.. 6.4 INTERNA. Es primariamente requerida para determinar que el fondo: No está severamente dañado. Reunir los datos necesarios para la evaluación de mínimo espesor de fondo y parte inferior de cuerpo. Identificar y evaluar posibles asentamientos del fondo. Todos los tanques deben tener una inspección interna formal en períodos no mayores a los definidos en 6.4.2 y 6.4.3 El inspector autorizado responsable por la evaluación y debe asegurar la calidad de los END y que estén completos. Si la inspección interna se realiza solo para determinar el estado de integridad puede realizarse con el tanque en servicio utilizando métodos robóticos de medición de espesor y otros métodos capaces de determinar el espesor (electromagnéticos) combinados con evaluación de integridad como se describe en 4.4.1. 6.4.2 Los intervalos de inspección se determinan por medio de las velocidades de corrosión dadas en inspecciones previas. El intervalo de inspección debe ser tal que asegure que el espesor mínimo del fondo del tanque cuando se realice la próxima inspección, no sea menor a lo indicado en la tabla 6.1 y nunca mayor a 20 años. Cuando la velocidad de corrosión no es conocida y no existe experiencia con un servicio similar, el máximo intervalo entre inspecciones no puede superar los 10 años.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(40) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 40. Tabla 6-1 ESPESOR MINIMO DE LÁMINA DEL FONDO 6.4.3 INTERVALO DE INSPECCIÓN ALTERNATIVO Alternativamente el operador puede establecer el intervalo entre inspecciones basándose en los procedimientos de inspección basada en riesgo (RBI) combinando la evaluación de la probabilidad de que ocurra una falla o fuga y su consecuencia. RBI puede aumentar o disminuir los intervalos respecto del procedimiento indicado en esta norma. La evaluación inicial de RBI debe ser aprobada por un inspector autorizado y un ingeniero en tanques. Algunos de los factores a considerar al conducir RBI son: Materiales, incluyendo revestimientos y pinturas. Código de diseño y estándares utilizados para reparaciones. Método utilizado para determinar espesores. Disponibilidad y calidad de los datos. Métodos de análisis y confiabilidad de procedimiento para determinar estado de suelo, velocidad de corrosión. Métodos de detección de fuga.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(41) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 41. Efectividad de sistema de protección catódica, revestimientos, pinturas, etc. Calidad de mantenimiento y reparaciones efectuadas. Probabilidad y tipo de falla (fuga lenta, ruptura, fractura frágil) La existencia o no de barreras de contención bajo el fondo primario del tanque. Consecuencias. Es importante que RBI sea conducido por personal experimentado, entrenado y con conocimientos en la aplicación del método y en tanques.. Luego de realizada la evaluación pueden definirse las estrategias de inspección y acciones necesarias para reducir la probabilidad y/o consecuencia de fallas.. El diseño del fondo del tanque/ fundación sin indicaciones de detección y contaminante de una fuga de fondo.. 6.5 ALTERNATIVA DE INSPECCION INTERNA PARA DETERMINAR EL ESPESOR DEL FONDO. En aquellos casos donde el diseño, tamaño y otros aspectos permiten determinar el espesor desde el exterior, se permite reemplazar la inspección interna por la externa, para cumplir los requerimientos de la tabla 6.1.. 6.6 TRABAJO PREPARATORIO PARA LA INSPECCION INTERNA. Se deben preparar y seguir los procedimientos de trabajo seguro para que se garantice la seguridad, salud del personal y se prevengan daños en el lugar de trabajo.. 6.7- 6.8 LISTA DE CHEQUEO Y REGISTROS. Para la inspección deben utilizarse listas de chequeo (El apéndice C contiene guias para elaborar listas de verificación), y deben elaborarse registros que incluyan: Construcción, Historial de inspección e Historial de reparación y/o alteración.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(42) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 42. Construcción: Puede incluir placa de identificación, planos, especificaciones, Registros de construcción. Datos de ensayos y análisis de materiales Historial de inspección. Incluye registros de inspecciones y ensayos, información sobre condiciones inusuales, recomendaciones para corrección, velocidad de corrosión y cálculo de intervalos de inspección. Historial de reparación y/o alteración. Incluye toda la información acumulada desde la construcción y referida a reparaciones, alteraciones, reemplazos y cambios de servicio (producto, presiones y temperaturas) incluyendo experiencias con revestimientos protectores si la hubo.. 6.10 Personal de END. Debe cumplir con las calificaciones previstas en 12.1.1.2 pero no requiere ser certificado de acuerdo al apéndice D. Los resultados de las examinaciones con END deben ser considerados en la evaluación por parte del inspector autorizado.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(43) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 43. 7. MATERIALES.. 7.2 MATERIALES NUEVOS: Todos los materiales nuevos utilizados en la reparación, alteración o reconstrucción de los tanques incluyendo accesorios, deben cumplir con los estándares actuales para tanques.. 7.3 MATERIALES ORIGINALES PARA TANQUES RECONSTRUIDOS. Se debe realizar una identificación de todos los materiales de las láminas del cuerpo y fondo. Materiales identificados de acuerdo a planos del contrato original, placa de identificación u otro documento aplicable no requieren identificación adicional. Materiales no identificados deben ser sometidos a análisis químico y pruebas de tracción de acuerdo a lo requerido en ASTM A 6 y A370, incluyendo pruebas de Charpy Valores de prueba de impacto deben satisfacer lo indicado en API 650. Cuando la dirección del laminado no es conocida deben tomarse dos probetas de tracción a 90 grados una de otra desde una esquina de cada lámina y una de ellas debe satisfacer los requerimientos requeridos. Para materiales conocidos, todas las láminas de cuerpo y fondo deben satisfacer como mínimo los requerimientos de propiedades mecánicas y química del material especificado incluyendo los requerimientos de espesor y temperatura de diseño dados en API 650. Materiales estructurales: Perfiles estructurales existentes que serán reutilizados, deben cumplir con los requerimientos de ASTM A 7 como mínimo. Materiales nuevos , deben cumplir con los requerimientos de ASTM A 36 o A992 como mínimo. Láminas para piso, techo y vigas contra viento: Si se utilizan materiales existentes para tanques reconstruidos, debe verificarse la corrosión y picaduras. 7.4 Consumibles para soldadura: Deben conformar la clasificación AWS que corresponda para su uso.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(44) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 44. 8. CONSIDERACIONES DE DISEÑO PARA TANQUES RECONSTRUIDOS.. 8.2 Nuevas juntas soldadas: En cuerpos, las uniones nuevas deben ser a tope, con fusión y penetración completa y cumplir con el estándar actual.. 8.3 Juntas soldadas existentes: Deben cumplir los requerimientos del estándar original de construcción.. 8.4 Diseño de cuerpo: Los espesores a ser utilizados cuando se verifica el diseño de tanques deben estar basados en mediciones efectuadas dentro de los 180 días anteriores a la relocalización del tanque. El máximo nivel de líquido debe ser determinado por cálculo, para cada anillo. Los esfuerzos máximos admisibles deben ser tomados de la tabla 5-2 de API 650. Para materiales no listados debe tomarse el menor entre 2/3 de la fluencia o 2/5 de la rotura.(Sd) Para determinar el máximo nivel de líquido en la prueba hidrostática se debe realizar de forma similar a lo indicado arriba pero para el caso de materiales no listados el máximo esfuerzo admisible a tomar es el menor entre ¾ de fluencia y 3/7 de rotura. (St) Si se requiere sobreespesor de corrosión, este debe ser restado del espesor actual. La eficiencia de junta y el máximo esfuerzo admisible, debe ser consistente con el método de diseño utilizado y el grado y tipo de inspección realizada. (para el caso de juntas existentes que no serán eliminadas ni reemplazadas, debe mantenerse los valores originales). 8.5 Penetraciones en el cuerpo: Nuevas penetraciones del cuerpo, vigas contra viento y techos deben cumplir con los requerimientos del estándar actual aplicable. Las existentes deben cumplir con el estándar aplicable.. 8.7 Techo: Deben cumplir con el estándar aplicable. Si la nueva ubicación requiere mayor carga de diseño que la ubicación original, el diseño original debe ser evaluado.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(45) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 45. 8.8 Diseño sísmico: Tanques que serán reconstruidos en zona sísmica 2 o mayor (API 650 tabla E-1) deben ser verificados respecto de estabilidad sísmica basado en el estándar aplicable utilizando las dimensiones y espesores del tanque reconstruido. Para la reconstrucción de tanques en zonas sísmicas se consideran los requerimientos del anexo E del código API 650.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(46) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 46. 9. REPARACION y ALTERACION DEL TANQUE.. 9.1 GENERALIDAD La base para las reparaciones y alteraciones debe una equivalencia del código API 650. Los requerimientos de prueba hidrostática, ensayos no destructivos, criterios de aceptación para las soldaduras y reparaciones de las láminas del cuerpo y las soldaduras, están especificados en la sección 12. Todos los trabajos de reparación deben ser autorizados por el Inspector Autorizado o un ingeniero con experiencia en el diseño de tanques. El Apéndice F resume los requerimientos de los métodos de inspección y da los estándares de aceptación, calificación de los inspectores de ensayos no-destructivos y los requerimientos de los procedimientos.. REPARACIONES EN EL CUERPO.. 9.2 REEMPLAZO DE LÁMINAS. El espesor mínimo para reemplazo del cuerpo se deberá calcular de acuerdo con el estándar aplicable. El espesor de la lámina de reemplazo del cuerpo no debe ser menor al mayor espesor nominal de cualquier lámina adyacente del mismo anillo. (excepto cuando exista una lámina reforzada) Se debe considerar cualquier cambio en las condiciones de diseño tal como gravedad específica, presión de diseño, nivel del líquido y altura del cuerpo. DIMENSION MINIMA DE LA LÁMINA DE REEMPLAZO DEL CUERPO. La dimensión mínima será la mayor entre 12 pulg. ó 12 veces el espesor de la lámina de reemplazo (el mayor). Las láminas de reemplazo pueden ser circulares, oblongas o cuadradas o rectangulares con las esquinas redondeadas, excepto cuando se reemplace una lámina completa del cuerpo. La figura 9-1 muestra los detalles típicos de láminas de reemplazo del cuerpo aceptables.. Ing. Rubén E Rollino. [email protected]. [email protected].

(47) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 47. API 653 Fig. 9-1. Detalles aceptables para el reemplazo de material de las láminas del cuerpo.. Cuando una o más láminas completas del cuerpo o segmentos del cuerpo de altura total del segmento van a ser eliminadas y reemplazadas, se deben mantener los requerimientos de espaciamiento mínimo especificado para las juntas verticales. Es aceptable quitar y reemplazar láminas enteras del cuerpo o segmentos del cuerpo de altura total, cortando y re-soldando a lo largo de las juntas horizontales existentes. Antes de soldar las nuevas juntas verticales, las juntas horizontales existentes se deben cortar a una distancia mínima de 12 in más allá de las nuevas juntas verticales. Las juntas verticales se deberán soldar antes de soldar las juntas horizontales. Ing. Rubén E Rollino ; [email protected] ; rollinor@asme-org.

(48) API 653 “Inspección, Reparación, Alteración y Reconstrucción de Tanques” R6 Pag. 48. DISEÑO DE JUNTAS SOLDADAS. Las láminas de reemplazo se deben soldar con juntas a tope con penetración y fusión completa, excepto como se permite para las reparaciones del cuerpo con parches traslapados. Los diseños de las juntas para reemplazo de placas debe de acuerdo con API 650 5.1.5.1 a 5.1.5.3. Las juntas soldadas existentes deben cumplir con la especificación utilizada en la construcción. Juntas traslapadas pueden repararse de acuerdo al estándar original. Juntas de parches traslapados deben estar de acuerdo con API 650 5.2 y lo indicado más adelante en esta sección. (API 653 9.3) Para placas existentes de espesor mayor a 0.5 pulgada el extremo exterior de una junta a tope entre placa existente y placa de reemplazo, debe estar al menos a una distancia de 8 espesores de junta soldada o 10 pulgadas (lo que sea mayor). Igual distancia mínima aplica desde el filete de unión del anillo inferior al fondo. Excepto cuando la lámina de reemplazo se extiende hasta el fondo. Para juntas de espesor 0.5 pulgadas y menor, este espaciado puede reducirse a una distancia mínima de 6 pulgadas a juntas verticales existentes y 3 pulgadas para el caso de horizontales. (Ver figura 9.1) Otras restricciones aplican a láminas de tenacidad desconocida que no cumplen los criterios de excepción dados en 5.2.. 9.3 REPARACIONES DEL CUERPO CON PARCHES TRASLAPADOS La reparación del cuerpo con parches traslapados es una forma aceptable de reparación para tanques fabricados por soldaduras a tope, por láminas traslapadas soldadas o con cuerpos remachados cuando es solicitado por el propietario. Estas reparaciones se consideran permanentes y estarán sujetas a los programas de inspección y mantenimiento del tanque. Estos criterios pueden aplicarse a reparaciones de este tipo existentes. (sin necesidad de aplicar los límites de espesores). Ing. Rubén E Rollino ; [email protected] ; rollinor@asme-org.