INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
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ESTÁNDAR API 653
INSPECCION, REPARACION, ALTERACION
Y RECONSTRUCCION DE TANQUES
(TANK INSPECTION, REPAIR, ALTERATION AND RECONSTRUCTION)
5a Edición, noviembre de 2014
Adenda 1, abril de 2018
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
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Notas especiales.
Las publicaciones de API necesariamente tratan problemas de naturaleza general. Con respecto a
las circunstancias particulares, locales, estatales y las leyes y regulaciones federales deberían ser
revisadas.
Ni API ni ninguno de los empleados de API, sus subcontratistas, consultores, comités, u otros
cesionarios pueden dar cualquier garantía o representación, expresa o implícita, con respecto a la
exactitud, integridad o utilidad de la información contenida en este documento, o asume ninguna
responsabilidad por cualquier uso o los resultados de dicho uso, o de cualquier información o
proceso divulgado en esta publicación. Ni API ni ninguno de los empleados de API, sus
subcontratistas, consultores u otros cesionarios garantizan que el uso de esta publicación no
infringirá derechos de propiedad privada.
Las áreas clasificadas pueden variar dependiendo de la ubicación, condiciones, equipos y
sustancias que intervienen en un determinada situación. Los usuarios de esta norma deberían
consultar con las autoridades apropiadas que tienen jurisdicción.
Los usuarios de esta norma no deben basarse exclusivamente en la información contenida en este
documento. Buenas prácticas de negocios, científicas, de ingeniería y de juicio de seguridad
deberían ser utilizadas en el empleo de la información contenida en este documento.
Las publicaciones de API puede ser utilizadas por cualquier persona que así lo desee. Han sido
realizados todos los esfuerzos por el Instituto para asegurar la exactitud y fiabilidad de los datos
contenidos en ellas; sin embargo, el Instituto no tiene ninguna representación, ni da ningún aval o
garantía en relación con esta publicación y por la presente renuncia expresamente a cualquier
obligación o responsabilidad por pérdida o daños resultantes de su uso o por la violación de
cualquier reglamento de la autoridad competente con la que esta publicación puede presentar
conflictos.
Los estándares API son publicados para facilitar una amplia aplicación de buenas prácticas
comprobadas de ingeniería y operación. Estos estándares no tienen la intención de obviar la
necesidad de la aplicación de un criterio de buena ingeniería con respecto a cuando y donde estos
estándares deberían ser utilizados. La formulación y publicación de los estándares API no
pretenden de ninguna manera inhibir a nadie de usar cualquier otra práctica.
Cualquier fabricante que marque equipos o materiales de conformidad con los requisitos de
marcado de un estándar API es el único responsable de cumplir con todos los requisitos aplicables
de ese estándar. API no tiene ninguna representación, ni da ningún aval o garantía de que dichos
productos de hecho sean conforme con el estándar aplicable de API.
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Preámbulo.
Nada contenido en cualquier publicación de API deberá ser considerado como garantizando
cualquier derecho, por implicación o de otra manera, en la fabricación, venta, o uso de cualquier
método, aparato o producto cubierto por patentes. Tampoco nada contenido en la publicación
debería ser considerado como garantizando a alguien en su responsabilidad en la infracción de
patentes.
Deberá (shall): como se usa en este estándar, “deberá” denota un requerimiento mínimo en orden
de tener conformidad con la especificación.
Debería (should): como se usa en este estándar, “debería” denota una recomendación o que puede
ser aconsejable pero no requerido en orden de tener conformidad con la especificación.
Cada edición, revisión o adenda de este estándar API se pueden utilizar desde la fecha de
publicación mostrada en la carátula de esa edición, revisión o adenda. Cada edición, revisión o
adenda de este estándar API será efectiva seis (6) meses después de la fecha de publicación para
equipos que serán re-rateados, reconstruidos, relocalizados, reparados, modificados (alterados)
inspeccionados y probados de acuerdo con este estándar. Durante este período de seis meses
entre la fecha de publicación de la edición, revisión o adenda y la fecha efectiva, el comprador y el
fabricante deberán especificar cuál será la edición adenda o revisión aplicable con el cual el equipo
que será re-rateado, reconstruido, relocalizado, reparado, modificado (alterado) inspeccionado y
probado.
Porciones de esta publicación se han cambiado desde la edición anterior. Las ubicaciones de los
cambios han sido marcados con una barra 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 pequeños ajustes de editoriales tales como la numeración de una sección /subsección o
una figura/tabla (las referencias en el texto que se han actualizado posteriormente no se han
marcado). La barra de anotaciones de los cambios en los márgenes se proporcionan como una
ayuda a los usuarios, pero API no da ninguna garantía en cuanto a la exactitud de tales barras de
anotaciones.
Este estándar fue producido bajo los procedimientos de estandarización de API que aseguren la
debida notificación y participación en el proceso de desarrollo y es designado como un estándar
API. Las preguntas relativas a la interpretación del contenido de esta publicación o los comentarios
y preguntas sobre los procedimientos bajo los cuales esta publicación fue desarrollada debería ser
dirigidas por escrito al Director Standards Department, API, 1220 L Street, NW, Washinghton, D:C:
20005-4070. Las solicitudes de autorización para reproducir o traducir todo o parte del material
publicado en este documento también deberían ser dirigidas al Director.
En general los estándares API son revisados y modificados, reafirmados o eliminados al menos
cada 5 años. Una extensión de hasta dos años, por una sola vez, puede ser adicionada a este ciclo
de revisión. El estatus de la publicación se puede determinar desde el Departamento de estándares
de API, teléfono (202) 682-8000. Un catálogo de las publicaciones y los materiales de API se
publica anualmente por API, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005.
Se invita a enviar las revisiones sugeridas las cuales deberían ser remitidas al Director Standards
Department, API, 1220 L Street, NW, Washinghton, D:C: 20005-4070, standards@api.org.
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Contenido.
1.
ALCANCE.
2.
REFERENCIAS NORMATIVAS.
3.
TÉRMINOS Y DEFINICIONES.
4.
ADECUACIÓN PARA EL SERVICIO.
5.
CONSIDERACIONES PARA FRACTURA FRAGIL.
6.
INSPECCIÓN.
7.
MATERIALES.
8.
CONSIDERACIONES DE DISEÑO PARA TANQUES RECONSTRUIDOS.
9.
REPARACIÓN Y ALTERACIÓN DE TANQUES.
10.
DESMANTELAMIENTO Y RECONSTRUCCIÓN.
11.
SOLDADURA.
12.
EXAMINACIÓN Y PRUEBAS.
13.
MARCADO FINAL Y ARCHIVO.
ANEXO A
INFORMACIÓN DE EDICIONES PASADAS DE ESTANDARES API DE TANQUES
DE ALMACENAMIENTO SOLDADOS.
ANEXO B
EVALUACIÓN DEL ASENTAMIENTO DEL FONDO DEL TANQUE.
ANEXO C
LISTAS DE CHEQUEO PARA LA INSPECCIÓN DE TANQUES.
ANEXO D
CERTIFICACIÓN DEL INSPECTOR AUTORIZADO.
ANEXO E
(DEJADO EN BLANCO INTENCIONALAMENTE).
ANEXO F
RESUMEN DE LOS REQUERIMIENTOS DE END.
ANEXO G
CALIFICACIÓN DE OPERARIOS Y PROCEDIMIENTOS DE EXAMINACIÓN DE
FONDOS DE TANQUES.
ANEXO H
EVALUACIÓN DE SERVICIO SIMILAR.
ANEXO I
PREGUNTAS Y SUGERENCIAS DE CAMBIO.
ANEXO S
TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE ACERO INOXIDABLE AUSTENÍTICO.
ANEXO SC
TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE MATERIALES MEZCLADOS DE ACERO
INOXIDABLE Y ACERO AL CARBONO.
ANEXO X
TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE ACERO INOXIDABLE DUPLEX.
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INSPECCION, REPARACION, ALTERACION Y RECONSTRUCCION DE TANQUES DE
ALMACENANAMIENTO
1.
ALCANCE.
1.1 INTRODUCCIÓN.
1.1.1 Este estándar cubre tanques de acero al carbono fabricados de acuerdo con los estándares API
650 y su predecesor el API 12C. Da requerimientos mínimos para el mantenimiento de la integridad de
tales tanques después de que han sido puestos en servicio, y cubre la inspección, reparación, alteración,
relocalización y reconstrucción.
1.1.2 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. Se pueden aplicar muchos de las reglas
de diseño, soldadura, ensayos y materiales del estándar API 650 en la inspección de mantenimiento,
re-rateo, reparación y alteración de tanques en servicio. En el caso de conflictos aparentes entre los
requerimientos de este estándar y el estándar API 650 o su predecesor 12C, será mandatorio este
estándar para tanques que han sido puestos en servicio.
1.1.3 Este estándar emplea los principios del estándar API 650; sin embargo puede ser empleado para
cualquier tanque construido de acuerdo con una especificación de tanques.
1.1.4 Este estándar ha sido hecho con la intención de ser usado por organizaciones que mantienen o
tienen acceso a personal de ingeniería e inspección técnicamente entrenado y experimentado en el
diseño, fabricación, reparación, construcción e inspección de tanques.
1.1.5 Este estándar no contiene reglas o guías que cubran todas las variadas condiciones que pueden
ocurrir en un tanque existente. Cuando los destalles de diseño y construcción no están dados y no están
disponible el estándar de construcción, se deberán usar detalles que suministren un nivel de integridad
igual al suministrado por la edición actual de API 650.
1.1.6 Este estándar reconoce los conceptos de la evaluación-para-el servicio (fitness-for-service) para
la evaluación de la degradación en servicio de componentes que contienen presión. API 579-1/ASME
FFS-1, Fitness-For-Service, suministra procedimientos detallados de evaluación o criterios de
aceptación para tipos específicos de degradación referenciados en este estándar. Cuando este estándar
no suministre procedimientos específicos de evaluación o criterios de aceptación para un tipo específico
de degradación o cuando este estándar explícitamente permita el uso de criterios de evaluación-parael servicio, API 579-1/ASME FFS-1 puede ser usado para evaluar los varios tipos de degradación o
requerimientos de prueba incluidos e este estándar.
1.2 CUMPLIMIENTO CON ESTE ESTÁNDAR
El dueño o el operador del tanque es quien tiene la responsabilidad última por el cumplimiento de las
previsiones de este estándar. La aplicación de este estándar está prevista para organizaciones que
emplean o tienen acceso a los servicios de una agencia de inspección autorizada, como se define en
3.3. Podrían ser asignadas ciertas tareas, tales como la reubicación y reconstrucción de un tanque, a
una parte que no sea el dueño/operador, y entonces los límites de la responsabilidad de cada parte
serán definidos por el dueño/operador antes de comenzar el trabajo
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1.3 JURISDICCIÓN.
Si cualquier requerimiento de este estándar presenta un conflicto directo o implícito con cualquier
regulación gubernamental, la regulación gobernará. Sin embargo, si los requerimientos de este estándar
son más restrictivos que los requerimientos de la regulación, entonces los requerimientos de este
estándar gobernarán.
1.4 PRÁCTICAS DE TRABAJO SEGURO.
Una evaluación se deberá hacer de los riesgos potenciales a los cuales puede estar expuesto el personal
al realizar inspecciones internas del tanque, al hacer reparaciones o durante el desmantelamiento de
los tanques. Los procedimientos se deberán desarrollar de acuerdo con las
18 directrices dadas en API 2015 y API 2217A que incluirán salvaguardia para la salud y seguridad del
personal, prevención de incendios accidentales y explosiones y la prevención de daños a la propiedad.
Conformidad con los procedimientos permitidos es una práctica esencial de trabajo seguro para la
protección del personal y la propiedad. Donde están involucrados soldadura y trabajos en caliente, API
2009 establece que "Excepto en las áreas específicamente habilitadas como seguras para trabajos en
caliente, un permiso de trabajo en caliente deberá ser obtenido antes de iniciar cualquier trabajo que
18 pueda involucrar una fuente de ignición". Ver también el estándar API 2015.
Puede ser necesario desarrollar procedimientos especiales para ciertas actividades descritas en esta
norma que no están totalmente cubiertas en las publicaciones API referenciadas, por ejemplo,
precauciones de seguridad para el personal que ingresa a tanques de techo flotante que están en
servicio, o la desgasificación de la parte inferior del fondo de un tanque. El ANEXO B de API 2009 ofrece
una breve información sobre la inertización de tanques. El uso de inertización como una medida de
precaución debería incluir los peligros introducidos para el personal cuando se usa gas inerte en el lugar
de trabajo y la implementación debería hacerse en consulta con especialistas que están familiarizados
con tales procesos. Por último, los procedimientos deberán cumplir con cualquier reglamento de
seguridad federal o estatal relativo a "espacios confinados" o cualquiera otra disposición relevante.
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SECCION 2 – REFERENCIAS NORMATIVAS
2.1
PUBLICACIONES REFERENCIADAS.
18
Los siguientes documentos referenciados son indispensables para la aplicación de este documento.
Para referencias fechadas, solamente aplican las ediciones citadas. Para referencias no-fechadas,
aplica la última edición del documento referenciado (incluyendo cualquier adenda).
18
API RP 579-1/ASME FFS-1 Adecuación para el servicio (Fitness-for-service).
API RP 580 Inspección basada en riesgo.
API STD 620 Diseño y construcción de tanques de almacenamiento grandes, soldados, de
presión.
baja
API STD 650 Tanques soldados de acero para almacenamiento de petróleo.
API RP 651 Protección catódica de tanques de almacenamiento sobre el suelo.
API RP 652 Recubrimientos de fondos de tanques de almacenamiento sobre el suelo.
API Std 2000 Venteo de tanques de almacenamiento atmosféricos y de baja presión (No-refrigerados y
refrigerados.
API RP 2003 Protección contra las igniciones ocasionadas por rayos, y corrientes estáticas y parásitas.
API RP 2009 Prácticas de seguridad en soldadura, corte y trabajo en caliente en la industria del petróleo
y petroquímica.
API Std 2015 Requerimientos para entrada segura y limpieza de tanques de almacenamiento de 18
petróleo.
API Publ 2201 Prácticas seguras para la soldadura en caliente o “Hot tapping” en la industria del
petrólera y petroquímica.
API Publ 2207 Preparación de fondos de tanques para trabajo en caliente.
API Publ 2217A Lineamientos para trabajo seguro en espacios inertes confinados en la industria
petrolera y petroquímica.
ASME Boiler and pressure vessel code (BPV) Código de calderas y recipientes a presión. Sección V.
Ensayos no destructivos.
ASME BPVC Sección VIII división 2 Recipientes a presión. Reglas alternativas.
ASME BPVC Sección IX Calificación de procedimientos de soldadura y soldadores.
ASNT SNT- TC-1A Calificación y certificación de personal de ensayos no-destructivos.
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ASTM A6 Especificación de requerimientos generales para barras, chapas, perfiles y pilotes de acero
estructural laminado.
ASTM A20 Especificación de requerimientos generales para chapas de acero para recipientes de
presión.
ASTM A36 Especificación para acero al carbono estructural.
ASTM A370 Métodos de prueba y definiciones para pruebas mecánicas de productos de acero.
ASTM A992 Especificación para perfiles de acero estructural.
AWS D1.1 Código de estructuras soldadas - Acero.
AWS D1.6 Código de estructuras soldadas - Acero inoxidable.
NACE Estándar RP 0205-2005 Práctica recomendada para el diseño, fabricación e inspección de
18 tanques para almacenamiento de unidades de alquilación de refinación de petróleo que usan ácido
sulfúrico a temperaturas ambiente.
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18
SECCION 3 – TERMINOS Y DEFINICIONES
Para los propósitos de este estándar, aplican las siguientes definiciones:
3.1 ALTERACIÓN.
Cualquier trabajo en un tanque que cambia las dimensiones físicas o la configuración de un tanque.
3.2 ESTÁNDAR DE CONSTRUCCIÓN.
El estándar (tal como un estándar API o UL) usado para la construcción del componente del tanque en
cuestión. Si este estándar no es conocido, el estándar de construcción es el estándar que estaba en
vigencia en la fecha de instalación del componente. Si la fecha de instalación del componente no es
conocida, entonces el estándar actual aplicable deberá ser considerado como el estándar de
construcción. Ver en el anexo A una lista de los estándares API de tanques de almacenamiento
soldados. El estándar usado para las reparaciones o alteraciones hechas después de la construcción
original es el estándar de construcción solo para esas reparaciones o alteraciones, de manera que
puede haber más de un estándar de construcción para un tanque.
3.3 AGENCIA DE INSPECCIÓN AUTORIZADA.
Una de las siguientes organizaciones que emplea un inspector de tanques de almacenamiento sobre el
suelo certificado por API.
a) La organización de inspección de la jurisdicción en la cual el tanque es operado.
b) La organización de inspección de una compañía de seguros que tiene licencia o está registrada para
suscribir seguros para tanques de almacenamiento sobre el suelo.
c) La organización de inspección de un dueño o usuario de uno o más tanques de almacenamiento
sobre el suelo que mantiene una organización de inspección solo para sus equipos y no para tanques
de almacenamiento sobre el suelo para la venta o la reventa.
d) Una organización independiente o un individuo que está bajo un contrato y bajo la dirección de un
dueño-usuario y que es reconocido o no prohibido de otra forma por la jurisdicción en la cual el tanque
de almacenamiento sobre el suelo es usado. El programa de inspección de la organización dueñousuario deberá establecer los controles que sean necesarios cuando son usados inspectores
contratados para inspeccionar tanques de almacenamiento sobre el suelo.
3.4 INSPECTOR AUTORIZADO.
Un empleado de una agencia de inspección autorizada que está calificado y certificado para hacer
inspecciones bajo este estándar de inspección. Siempre que el término inspector sea usado en API 653
se refiere a un inspector autorizado según el estándar API 653.
3.5 PUNTO DE QUIEBRE (BREAKOVER POINT).
El área del fondo de un tanque donde se inicia el asentamiento.
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3.6 TANQUE CANDIDATO.
El(los) tanque(s) para las cuáles la tasa de corrosión no es conocida.
3.7 CAMBIO DE SERVICIO.
Cambios de las condiciones de operación tales como temperatura, presión y gravedad del producto
almacenado.
3.8 TANQUE DE CONTROL.
El(los) tanque(s) para las cuáles la tasa de corrosión y la historia de servicio es conocida y está
documentada.
3.9 RATA O TASA DE CORROSIÓN.
Pérdida total de material dividida en el periodo de tiempo en la cual ocurrió.
3.10 ZONA CRÍTICA.
Porción del fondo del tanque medida desde la unión cuerpo-fondo 3 in radialmente hacia el centro del
tanque.
3.11 ESTÁNDAR ACTUAL APLICABLE.
La edición actual del estándar (tal como un estándar API o UL) que aplica si el tanque fuera construido
hoy.
3.12 PUERTA DE ACCESO (DOOR SHEET).
Una o varias planchas o chapas cortadas del cuerpo de un tanque existente para crear una abertura
temporal de acceso. Después de que el trabajo planeado se ha completado, la o las puerta de acceso
deberán ser reinstaladas o reemplazadas.
3.13 EXAMINADOR.
Una persona que asiste al inspector haciendo el examen no destructivo específico (NDE) en los tanques
de almacenamiento sobre la superficie y evalúa los criterios de aceptación aplicables, pero no interpreta
los resultados de aquellos exámenes de acuerdo con API 653, a menos que haya sido expresamente
18 entrenado y autorizado para hacerlo así por el dueño/operador.
3.14 INSPECCIÓN EXTERNA.
Una inspección visual formal, como la que es supervisada por un inspector autorizado, para evaluar
todos los aspectos de un tanque como es posible sin suspender las operaciones o requerir la parada
del mismo (ver 6.3.2).
3.15 EVALUACIÓN DE ADECUACIÓN PARA EL SERVICIO (FITNESS-FOR-SERVICE).
Una metodología en la cual los defectos y condiciones contenidos dentro de una estructura son
evaluados en orden de determinar la adecuación de la estructura defectuosa para continuar en servicio
sin falla inminente.
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3.16 CONEXIÓN EN CALIENTE (HOT TAP).
Identifica un procedimiento para la instalación de boquillas o conexiones en el cuerpo de un tanque que
está en servicio.
3.17 PRUEBA HIDROSTÁTICA.
Una prueba efectuada con agua, en la cual la cabeza estática del fluido es usada para producir las
cargas de prueba.
3.18 CHAPA DE INSERTO.
18 Una chapa de acero que reemplaza parte de una chapa del cuerpo con un espesor nominal que es
equivalente o no mayor a 1/8 in que el espesor nominal del material adyacente. Cuando una chapa de
inserto es igual a la altura total de un anillo del cuerpo, se considera que es una chapa del cuerpo.
3.19 INSPECTOR.
Un nombre abreviado para un inspector autorizado de tanques calificado y certificado de acuerdo con
este estándar.
3.20 INSPECCIÓN INTERNA.
Una inspección formal completa, como la que es supervisada por un inspector autorizado, de todas las
superficies internas accesibles de un tanque (ver 6.4.1).
3.21 ALTERACIÓN MAYOR / REPARACIÓN MAYOR.
Una alteración o reparación que incluye cualquiera de los siguientes:
a) La instalación de penetraciones (bocas de inspección de hombre y conexiones) en el cuerpo mayores
de 12 in NPS, por debajo del nivel de diseño del líquido.
b) Instalación de una penetración en el fondo dentro de una distancia de 12 in del cuerpo.
c) Remoción y reemplazo o adición de chapa del cuerpo por debajo del nivel de diseño del líquido
cuando la dimensión más larga de la chapa de reemplazo excede de 12 pulgadas.
d) Remoción o reemplazo de material de la chapa anular cuando la dimensión más larga del reemplazo
excede de 12 pulgadas.
e) Remoción completa o parcial (más de la mitad del espesor de la soldadura) y reemplazo de más de
12 pulgadas de soldadura de una junta vertical del cuerpo o una junta radial de soldadura de la chapa
anular del fondo.
f) Instalación de un fondo nuevo.
NOTA La instalación de una porción de un fondo nuevo como se describe en 12.3.3.3, no está definido
como una reparación mayor.
g) Remover y reemplazar parte de la soldadura de unión del cuerpo al fondo o a la chapa anular del
fondo, en exceso de lo listada en el parágrafo 12.3.2.5.1a.
h) Levantar el cuerpo del tanque (gatos hidráulicos u por otro medio).
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3.22 DUEÑO/ OPERADOR.
Entidad legal que tiene el control y responsabilidad del mantenimiento de los tanques.
3.23 LADO PRODUCTO.
El lado del tanque que está en contacto con el producto líquido almacenado.
3.24 TENACIDAD RECONOCIDA.
Una condición que existe cuando el material de un componente es encontrado aceptable para uso por
las condiciones de uno de las siguientes secciones de este estándar:
a) Sección 5.3.2 (basado en la edición del estándar original de construcción del tanque o en probetas
de prueba).
b) Sección 5.3.5 (basado en el espesor).
c) Sección 5.3.6 (basado en la temperatura más baja de diseño del metal).
d) Sección 5.3.8 (basado en las curvas de excepciones).
3.25 RECONSTRUCCIÓN.
Cualquier trabajo necesario para re-ensamblar un tanque que ha sido desmontado y relocalizado en un
nuevo sitio.
3.26 ORGANIZACIÓN DE RECONSTRUCCIÓN.
La organización que tiene asignada por el dueño/operador la responsabilidad para diseñar o reconstruir
un tanque.
3.27 REPARACIÓN.
El trabajo necesario para mantener o restaurar un tanque a una condición adecuada de operación
18 segura. Las reparaciones incluyen tanto reparaciones mayores (ver 3.21) como reparaciones que no
son mayores. Ejemplos de reparación incluyen:
a) La remoción y remplazo de material (chapas de techo, cuerpo o fondo, incluyendo el material de
soldadura) para mantener la integridad del tanque.
b) El re-nivelado o apuntalado del cuerpo, fondo o techo de un tanque.
c) La adición de chapas de refuerzo a conexiones existentes del cuerpo.
d) La reparación de defectos en el material base por medio de pulido o arc gouging, seguido de
soldadura.
3.28 ORGANIZACIÓN DE REPARACIÓN.
Una organización que cumple una de las siguientes:
a) Un dueño o usuario de tanques de almacenamiento sobre el suelo que repara o altera sus propios
equipos de acuerdo con este estándar.
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RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
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b) Un contratista cuyas calificaciones son aceptables para el dueño o usuario tanques de
almacenamiento sobre el suelo y quien hace reparaciones o alteraciones de acuerdo con este estándar.
c) Un individuo que está autorizado por, es aceptable para o no está prohibido de otra forma por la
jurisdicción, y quien hace reparaciones o alteraciones de acuerdo con este estándar.
3.29 EVALUACIÓN DE SERVICIO SIMILAR.
El proceso por el cual las s de corrosión y los intervalos de inspección son establecidos para un tanque
candidato usando las s de corrosión y la historia de servicio de un tanque de control con el propósito de
establecer la próxima fecha de inspección.
3.30 LADO DEL SUELO.
El lado del fondo del tanque que está en contacto con el suelo.
3.31 INGENIERO DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO.
Una o más personas u organizaciones aceptables para el dueño/operador, que tienen conocimientos y
experiencia en las disciplinas de ingeniería asociadas con la evaluación mecánica y las características
del material que afecta la integridad y confiabilidad de los tanques de almacenamiento sobre la
superficie. El ingeniero de tanques de almacenamiento, consultando con los especialistas apropiados,
debería ser considerado como un componente de todas las entidades necesarias para evaluar
apropiadamente los requerimientos técnicos.
3.32 CHAPA DE INSERTO ENGROSADA.
18 Una chapa de acero que reemplaza parte de una chapa del cuerpo, con un espesor nominal que es
mayor que el espesor nominal del material adyacente por más de 1/8 in.
3.33 TENACIDAD DESCONOCIDA.
Una condición que existe cuando no puede ser demostrado que el material de un componente satisface
la definición de tenacidad reconocida.
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SECCIÓN 4 - ADECUACION PARA EL SERVICIO.
4.1 GENERALIDADES.
4.1.1 Cuando los resultados de la inspección del tanque muestran que ha ocurrido un cambio en la
condición física original de ese tanque, se deberá hacer una evaluación para determinar su adecuación
para continuar en uso.
4.1.2 Esta sección da una evaluación de la adecuación de un tanque existente para continuar en
servicio, o para un cambio de servicio, o cuando se están tomando decisiones que involucran
reparaciones, alteraciones, desmantelamiento, relocalización o reconstrucción de un tanque existente.
4.1.3 La siguiente lista de factores para consideración no incluye todas las situaciones ni tiene la
intención de ser un sustituto del análisis y consideración de ingeniería requerido para cada situación:
a) Corrosión interna debido al producto almacenado o agua en el fondo.
b) Corrosión externa debido a exposición al medio ambiente.
c) Niveles de esfuerzos y niveles de esfuerzos permitidos.
d) Propiedades del producto almacenado (gravedad específica, temperatura y corrosividad).
e) Temperatura de diseño del metal en la localización de servicio del tanque.
f) Techos con cargas vivas externas, cargas de viento y cargas sísmicas.
g) La base de los tanques, suelo y condiciones de asentamiento.
h) Análisis químico y propiedades mecánicas de los materiales de construcción.
i) Distorsiones existentes del tanque.
j) Condiciones de operación tales como frecuencia y s o velocidades de llenado y de vaciado.
4.2 EVALUACION DEL TECHO DEL TANQUE.
4.2.1 Generalidades.
4.2.1.1 La integridad estructural del techo y del sistema de soporte del techo debe ser verificada.
4.2.1.2 Chapas corroídas del techo con espesor promedio menor a 0.09 in en un área de 100 in2 o
chapas con agujeros pasantes deben ser reparadas o reemplazadas.
4.2.2 Techos fijos.
4.2.2.1 Los miembros de la estructura de soporte (vigas, columnas y bases) deberán ser inspeccionados
para determinar su sanidad (soundness) por un método aceptable para el Inspector responsable. Los
miembros distorsionados (tales como columnas fuera de verticalidad), corroídos y dañados deberán ser
evaluados y reparados o reemplazados si es necesario. Atención particular se deberá dar a la posibilidad
de corrosión severa interna de columnas en tubería (la corrosión puede no ser evidenciada en la
inspección visual externa).
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4.2.2.2 Cuando es requerida una junta techo-cuerpo fracturable (frangible), se deben evaluar los ítems
que impactan el cumplimiento con los requerimientos bajo API 650, sección 5.10.2.6 Ejemplos de
algunos ítems a evaluar incluyen la corrosión de la junta cuerpo-fondo o modificación de la junta techocuerpo del tanque (tal como un refuerzo de la junta, agregar un pasamanos u otro cambio en el área de
la junta fracturable).
4.2.3 Techos flotantes.
4.2.3.1 Las áreas de las chapas del techo y de los pontones que muestren agrietamiento deberán ser
reparadas o las secciones afectadas reemplazadas. Huecos a través de las chapas del techo deberán
ser reparadas o reemplazadas.
4.2.3.2 Áreas con picaduras deberán ser evaluadas para determinar la posibilidad de la ocurrencia de
perforación por picadura hasta el próximo período de inspección interna programada. De ser así, la
zonas afectadas deberán ser reparadas o reemplazadas.
4.2.3.3 El sistema de soporte del techo y el sistema de sellos perimetrales, los accesorios tales como la
escalera rodante del techo, los accesorios anti-rotación, el sistema de drenajes del agua y los sistemas
de venteo deberán ser evaluados para determinar la necesidad de su reparación o reemplazo.
4.2.3.4 Una guía para la evaluación de techos flotantes existentes deberá estar basada en los criterios
de API 650, anexo C para techos flotantes externos y del anexo H para techos flotantes internos. Sin
embargo, no es mandatorio una actualización para cumplir este estándar.
4.2.4 Cambio de servicio.
4.2.4.1 Presión interna.
Se deberán considerar todos los requerimientos del estándar actual aplicable (por ejemplo, estándar
API 650, anexo F) en la evaluación y subsecuentes alteraciones de los techos de los tanques y de las
juntas techo-cuerpo.
4.2.4.2 Presión externa.
La estructura de soporte del techo (si hay alguna) y la junta techo-cuerpo deberán ser evaluadas para
los efectos de una presión de vacío parcial, como sea aplicable. Se deberán usar los criterios mostrados
en el estándar API 650 anexo V.
4.2.4.3 Operación a temperaturas elevadas.
Se deberán considerar todos los criterios del estándar API 650, anexo M antes de cambiar el tanque a
temperaturas de operación por encima de 200 ºF.
4.2.4.4 Operación a temperatura más baja que la del diseño original.
Si la temperatura de operación es cambiada a una temperatura más baja que la del diseño original, se
deberán cumplir los requerimientos del estándar actual aplicable para la temperatura mínima.
4.2.4.5 Venteo normal y de emergencia.
4.2.4.5.1 Los efectos de los cambios en las condiciones de operación (incluyendo el producto y las tasas
de bombeo en servicio) en los venteos normales y de emergencia deberán ser considerados.
4.2.4.5.2 Los venteos deberán ser inspeccionados para verificar su operación apropiada y que las mallas
de los mismos se encuentran libres de obstrucción.
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4.3 EVALUACION DEL CUERPO.
4.3.1 Generalidades.
4.3.1.1 Defectos, deterioro u otras condiciones (por ejemplo cambio del servicio, relocalización,
corrosión mayor que la tolerancia de corrosión original) que pueden afectar adversamente el desempeño
o la integridad estructural del cuerpo de un tanque existente deben ser evaluados y una determinación
debe ser hecha con respecto a la adecuación para el servicio esperado.
4.3.1.2 La evaluación del cuerpo de un tanque existente deberá ser conducida por un ingeniero de
tanques de almacenamiento y deberá incluir un análisis del cuerpo para las condiciones esperadas de
diseño, con base en el espesor y el material de las chapas existentes del cuerpo. El análisis deberá ser
hecho tomando en consideración todas las condiciones y combinaciones de cargas incluyendo la
presión debida a la cabeza estática del fluido, presión interna y externa, cargas de viento, cargas
sísmicas, cargas vivas en el techo, cargas en las boquillas, asentamiento y cargas en los accesorios.
4.3.1.3 La corrosión en el cuerpo ocurre en muchas formas y varios grados de severidad y puede resultar
en una pérdida de material uniforme generalizada en una área grande o en áreas localizadas. También
pueden ocurrir picaduras. Cada caso debe ser tratado como una situación única y una inspección
detallada se debe hacer para determinar la naturaleza y extensión de la corrosión previamente a
desarrollar un procedimiento de reparación. Las picaduras normalmente no representan una amenaza
para la integridad estructural general de un cuerpo a menos que se presenten en una forma severa con
picaduras en proximidad cercana unas de otras. Los criterios para la evaluación de la corrosión tanto
generalizada como por picaduras están definidos más abajo.
4.3.1.4 Métodos para determinar el espesor mínimo del cuerpo adecuado para operación continua están
dados en 4.3.2, 4.3.3 y 4.3.4. (Ver sección 6 para la frecuencia de inspección).
4.3.1.5 Si los requerimientos de 4.3.3 (soldado) o 4.3.4 (remachado) no se pueden satisfacer, el área
corroída o dañada deberá ser reparada o el nivel admisible del líquido en el tanque reducido o el tanque
retirado del servicio. El nivel admisible del líquido para el uso continuo de un tanque puede ser
establecido usando las fórmulas del espesor mínimo aceptable (ver 4.3.3.1 y 4.3.4.1) y resolviendo para
la altura H. El espesor actual, como es determinado por inspección, menos la tolerancia de corrosión
deberá ser usado para establecer el límite del nivel del líquido. El máximo nivel de diseño del líquido no
deberá ser excedido.
4.3.2 Determinación del espesor actual.
4.3.2.1 Para la determinación del espesor que controla en cada anillo del cuerpo donde existen áreas
corroídas de tamaño considerable, se deberán promediar los espesores medidos según el siguiente
procedimiento (ver figura 4-1):
a) Para cada área, el inspector autorizado deberá determinar el espesor mínimo, t2, en cualquier punto
en el área corroída, excluyendo las picaduras aisladas (ver 4.3.2.2).
b) Calcule la longitud crítica, L:
𝐿 = 3.7√𝐿𝐿2,pero no más de 40 pulgadas.
donde:
L
la máxima longitud vertical, en pulgadas, por encima de la cual los esfuerzos circunferenciales
son asumidos como promediados alrededor de la discontinuidad localizada.
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NOTA
La longitud vertical actual del área corroída puede exceder de L
D
diámetro del tanque, en pies.
t2
el espesor menor, en pulgadas, en un área de corrosión excluyendo las picaduras.
c) El inspector autorizado deberá decidir visualmente o de otra manera cual(es) plano(s) vertical(es) en
el área es el más probable de ser el más afectado por la corrosión. El perfil de las mediciones se deberá
tomar a lo largo de cada plano vertical en una distancia L. En el(los) plano(s), determinar el espesor
promedio más bajo t1 , promediado en una longitud de L, usando al menos 5 mediciones igualmente
espaciadas sobre la longitud L.
d) Referirse a 4.3.3.1 para los valores mínimos permitidos para t1 y t2. Las cargas adicionales en 4.3.3.5
también deberán ser consideradas.
Claves
a ... e planos de inspección
seleccionados por el inspector.
t2 = el espesor menor, en pulgadas,
en un área de corrosión
excluyendo las picaduras.
SECCIÓN A-A.
Perfil a lo largo del plano
c, el plano que tiene el
espesor promedio mas
bajo t1.
Procedimiento.
1) Determine t2
2) Calcule 𝐿 = 3.7√𝐿𝐿2,
pero no más de 40
pulgadas.
3) Localizar L para obtener tavg, el cual es t1.
Figura 4.1 - Inspección de áreas de corrosión
e) Los criterios para continuar en operación son los siguientes:
i)
El valor t1 deberá ser mayor o igual a tmin (ver 4.3.3 o 4.3.4), sujeto a verificación de todas las
otras cargas listadas en 4.3.3.5; y
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ii)
El valor t2 deberá ser mayor o igual a 60% de tmin; y
iii) Cualquier tolerancia de corrosión requerida para servicio hasta el tiempo de la próxima
inspección deberá ser añadida a tmin y 60% de tmin.
4.3.2.2
Las picaduras (pitting) aisladas son ignoradas si:
a) Ninguna picadura tiene una profundidad que se traduzca en un espesor remanente en el cuerpo,
menor que la mitad del espesor mínimo aceptable, excluyendo la tolerancia de corrosión.
b) La suma de sus dimensiones a lo largo de una línea vertical, no exceden de 2 in en una longitud de
8 in (ver figura 4-2).
4.3.3 Cálculo del espesor mínimo aceptable para cuerpos de tanques soldados.
Figura 4.2 - Medida de la corrosión localizada (pitting).
NOTA En general, el espesor mínimo aceptable (tmin) para un anillo completo del cuerpo es determinado
utilizando 4.3.3.1 a), con H determinado desde la parte inferior de cada anillo del cuerpo y los resultados
usados como una base para juzgar la adecuación para el servicio continuo del tanque. Si son identificados
áreas con adelgazamiento localizado o si áreas específicas son investigadas (tal como una para instalación
de una boquilla en el cuerpo), el método de 4.3.3.1 b) puede ser usado para completar la evaluación, con H
determinado para aquella localización particular.
4.3.3.1 El espesor mínimo aceptable de la chapa del cuerpo para continuar en servicio deberá ser
determinado por uno o más de los métodos aquí anotados. Estos métodos están limitados a tanques
con diámetros iguales a 200 pies o menores.
a) Cuando se determina el espesor mínimo aceptable para un anillo completo del cuerpo, tmin es
calculado como sigue:
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t min 
2.6( H 1) DG
SE
b) Cuando se determina el espesor mínimo aceptable para cualquier otra porción de un anillo del cuerpo
(tal como una área adelgazada localmente o cualquiera otra área de interés), tmin es calculado como
HDG
t min  2.6SE
sigue:
donde:
tmin espesor mínimo aceptable, en in, para cada anillo como es calculado de la fórmula anterior;
sin embargo tmin no deberá ser menor de 0.100 in para ningún anillo del cuerpo.
D
diámetro nominal del tanque, en pies (ft).
H altura desde la parte inferior del anillo en consideración hasta el máximo nivel de diseño del
líquido cuando se está evaluando un anillo completo del cuerpo, en pies (ft).
altura desde la base de la longitud L (ver 4.3.2.1) desde el punto más bajo de la parte inferior
de L del área adelgazada localmente hasta el máximo nivel de diseño del líquido, en pies
(ft).
altura desde el punto más bajo en una localización de interés hasta el máximo nivel de
diseño del líquido, en pies (ft).
G
la gravedad específica más alta del contenido.
S máximo esfuerzo permisible, en libras fuerza por pulgada cuadrada (lbf/in2); usar el menor entre
0.80Y o 0.429T para el anillo inferior y el segundo anillo; usar el menor entre 0.88Y o 0.472T
para los demás anillos. Los esfuerzos admisibles del cuerpo se muestran en la Tabla 4-1 para
materiales listados en las ediciones previas y actuales de API 12C y API 650.
Nota: para tanques reconstruidos, S deberá estar de acuerdo con el estándar actual aplicable.
Y resistencia mínima de fluencia especificada de la chapa; usar 30.000 lbf/in2 si no es conocida.
T el menor entre la resistencia mínima de tensión especificada de la chapa u 80.000 lbf/in2; usar
55.000 lbf/in2 si no es conocida.
E eficiencia original de la junta para el tanque. Usar la Tabla 4-2 si la eficiencia E original es
desconocida. E = 1.0 cuando se está evaluando el espesor de retiro en una chapa corroída,
cuando está retirada de las soldaduras o juntas por al menos 1 in o dos veces el espesor
de la chapa, lo que sea mayor.
4.3.3.2 Si el tanque va a ser probado hidrostáticamente, la altura de la prueba hidrostática Ht deberá
estar limitada por uno o más de los métodos siguientes. El tanque no deberá ser llenado por encima del
nivel determinado por el menor de los valores Ht determinado más abajo:
a) Después de determinar el espesor que controla un anillo completo del cuerpo, Ht será calculado como
sigue:
St Et min
H t  2.6 D  1
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Tabla 4.2 – Eficiencia de las juntas para juntas soldadas.
Estándar
Edición
y año
Tipo de
junta
Eficiencia de
la junta E
Aplicabilidad o límites
API 650
Séptima y posteriores
A tope
1,00
Estándar básico
(1980 a la fecha)
A tope
0,85
Anexo A RT spot
A tope
0,70
Anexo A No RT
Primera a sexta
A tope
0,85
Estándar básico
(1961 a 1978)
A tope
1,00
Anexos D y G
14ª y 15ª
A tope
0,85
3ª a 13ª
Traslapadaa
0,75
(1940 a 1956)
A topec
0,85
1ª y 2ª
Traslapadaa
0,70
7/16 in máx. t
(1936 a 1939)
Traslapadab
0,50 + k/5
1/4 in máx. t
A topec
0,85
Traslapadaa
0,70
7/16 in máx. t
Traslapadab
0,50 + k/5
1/4 in máx. t
A tope
0,70
Traslapadad
0,35
API 12C
(1957 a 1958)
No conocido
18
a
Junta traslapada con soldadura por ambos lados.
Filete completo con al menos 25% de filete completo intermitente por el lado opuesto; k = porcentaje de
soldadura intermitente expresado en forma decimal.
Juntas con soldadura a tope por un solo lado con barras de respaldo fueron permitidas desde los años de
1936 a 1940 y de 1948 a 1954.
Junta traslapada con soldadura por un lado solamente.
b
c
18
3/8 in máx. t
d
b) Después de determinar el espesor por 4.3.2.1 para un área adelgazada localmente o cualquiera otra
área de interés en un anillo del cuerpo, Ht es calculado como sigue:
St Et min
H t  2.6 D
donde:
Ht
altura desde la parte inferior del anillo en consideración hasta la altura de prueba
hidrostática cuando se está evaluando un anillo completo del cuerpo, en pies (ft).
altura desde la base de la longitud L (ver 4.3.2.1) para el área más severamente adelgazada
en cada anillo del cuerpo hasta la altura de prueba hidrostática, en pies (ft).
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altura desde el punto más bajo en cualquier otra una localización de interés hasta la altura
de prueba hidrostática, en pies (ft).
St máximo esfuerzo permisible de prueba hidrostática en libras fuerza por pulgada cuadrada
(lbf/in2); usar el menor entre 0.88Y o 0.472T para el anillo inferior y el segundo anillo; usar
el menor entre 0.90Y o 0.519T para todos los demás anillos.
NOTA 1 Dependiendo de la gravedad específica del contenido usado para determinar tmin, Ht puede ser
menor que H. Probar el tanque a H puede deformar las áreas corroídas.
NOTA 2 Si Ht es menor que H, el dueño/operador deberá determinar las consecuencias y aceptabilidad de
la operación del tanque hasta H, su máximo nivel de diseño del líquido.
NOTA 3 Para tanques reconstruidos, St será de acuerdo con el estándar actual aplicable.
4.3.3.3 Alternativamente, el espesor mínimo aceptable de la chapa del cuerpo para tanques con
diámetros iguales o menores de 200 ft puede ser calculado de acuerdo con el método de diseño del
punto variable en API Std 650, 5.6.4, substituyendo “S x E” por “S”; E y S pueden ser definidos como en
4.3.3.1.
4.3.3.4 El método de diseño del punto variable deberá ser usado para tanques con diámetros mayores
de 200 ft, con todas las variables definidas como en 4.3.3.1.
4.3.3.5 La determinación de espesor de 4.3.3.1, 4.3.3.2 y 4.3.3.3 considera las cargas por líquido
solamente. Todas las otras cargas deberán ser evaluadas también de acuerdo con el estándar original
de construcción y un buen criterio de buena ingeniería deberá ser usado para evaluar condiciones
diferentes o nuevas. Según sea aplicable, se deberán tener en cuenta las siguientes cargas:
a) Pandeos inducidos por viento.
b) Cargas sísmicas.
c) Operaciones a temperaturas mayores a 200° F.
d) Presión externa inducida por vacío.
e) Cargas externas causadas por tuberías, equipos montados en el tanque, accesorios, etc.
f) Volcamiento inducido por viento.
g) Cargas debido a asentamientos.
4.3.3.6
Como una alternativa para los procedimientos descritos anteriormente, cualquier
adelgazamiento del cuerpo del tanque por debajo del espesor de pared mínimo requerido debido a
corrosión u otro desgaste puede ser evaluado para determinar su adecuación para continuar en servicio
empleando los métodos de diseño por análisis definidos en la sección VIII división 2 del código ASME
o por API 579-1/ASME FFS-1 sección 4, sección 5 o sección 6, como sea aplicable. Cuando se usen
los criterios de ASME, el valor de Sm de la división 2 deberá ser sustituido por el valor del esfuerzo usado
en el diseño original del tanque si el esfuerzo de diseño es menor o igual que el menor entre 2/3Y
(resistencia mínima especificada de fluencia) o 1/3T (resistencia mínima especificada de tensión). Si el
esfuerzo de diseño original es mayor que 2/3Y o 1/3T, entonces Sm deberá ser sustituido por el menor
entre 2/3Y o 1/3T.
4.3.4 Cálculo del espesor mínimo aceptable para cuerpos de tanques remachados.
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4.3.4.1 El espesor mínimo aceptable para cuerpos de tanques remachados deberá ser calculado usando
la fórmula 4.3.3.1 excepto que se deberán usar los siguientes criterios para los esfuerzos admisibles y
la eficiencia de la junta:
S
21 000 lbf/in2.
E
1.0 para chapas del cuerpo alejadas de los remaches por 6 in o más. Ver la Tabla 4-3 para
las eficiencias de las juntas para localizaciones dentro de 6 in desde los remaches.
Tabla 4.3 – Eficiencia de las juntas para juntas remachadas.
Tipo de
junta
Número de filas
de remaches
Eficiencia de la junta
E
Traslapada
1
0,45
Traslapada
2
0,60
Traslapada
3
0,70
Traslapada
4
0,75
A topea
2b
0,75
A tope
3b
0,85
A tope
5b
0,91
A tope
6b
0,92
a
Todas las juntas a tope listadas tiene chapas de respaldo tanto por el interior como por
el exterior.
b
El número de filas en cada lado de la línea de centro de la junta.
4.3.4.2 Las eficiencias de junta remachada dadas en la Tabla 4.3 son mínimos conservadores para
construcción de tanques remachados y son incluidas para simplificar la evaluación de tanques
remachados. Sin embargo, en algunos casos puede ser ventajoso calcular la eficiencia de la unión
remachada usando métodos computacionales aplicables a las juntas remachadas a tope o traslapadas.
Cuando esta alternativa de eficiencias de junta calculadas es usada, deberá ser aplicado el siguiente
esfuerzo máximo permisible:
a) Para el esfuerzo de tensión máximo en la sección neta de la chapa, usar el menor entre 0.80Y o
0.429T; usar 21.000 lbf/in2 si se desconoce T ó Y.
b) Para el máximo esfuerzo de corte en la sección neta del remache, usar 16.000 lbf/in2.
c) Para el máximo esfuerzo portante (bearing stress) sobre las chapas o los remaches, usar 32.000
lbf/in2 para remaches en cortante sencillo y 35.000 lbf/in2, para remaches en cortante doble.
4.3.4.3 Para tanques con uniones remachadas, se deben tener consideraciones sobre cómo afecta la
corrosión tales uniones. Si los cálculos muestran que el exceso de espesor existe, este exceso puede
ser tomado como corrosión permitida.
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4.3.4.4
Cargas no líquidas (Ver 4.3.3.5) deberán ser consideradas en el análisis de los tanques
remachados.
4.3.5 Distorsiones.
4.3.5.1 Las distorsiones del cuerpo pueden incluir la falta de redondez, áreas pandeadas, áreas
aplanadas y crestas y cinturas en las juntas soldadas.
4.3.5.2 Las distorsiones del cuerpo pueden ser causadas por varias condiciones tales como
asentamiento de la fundación, baja o alta presurización, pobre fabricación del cuerpo o técnicas de
reparación y demás.
4.3.5.3 Las distorsiones del cuerpo deberán ser evaluadas sobre una base individual para determinar si
las condiciones específicas pueden ser consideradas aceptables para la continuación del tanque en
servicio o el alcance de las acciones correctivas.
4.3.6 Defectos.
Defectos tales como grietas o laminaciones deben ser examinadas y evaluadas cuidadosamente para
determinar su naturaleza y extensión y si deben ser reparadas. Si una reparación es necesaria, el
procedimiento de reparación deberá ser desarrollado e implementado. Los requerimientos para reparar
marcas tales como rastrilladuras del arco, cavidades o desgarraduras por soldaduras de accesorios
temporales deben ser evaluados con base en una consideración caso por caso. Las grietas en la
soldadura fondo-cuerpo deberán ser removidas.
4.3.7 Viga contra viento y refuerzos.
La evaluación de un cuerpo de un tanque existente para su adecuación para el servicio también debe
considerar los detalles y la condición de cualquier viga contra viento o rigidizadores del cuerpo. La
degradación por corrosión de estos elementos estructurales o de sus uniones al cuerpo pueden volver
estos elementos inadecuados para las condiciones de diseño.
4.3.8 Soldaduras del cuerpo.
La condición de las soldaduras del cuerpo del tanque deberán ser evaluadas para verificar su
adecuación para continuar en servicio usando los criterios de este estándar, del estándar original de
construcción o de evaluación-para-el servicio (fitness-for-service). Condiciones típicas de soldaduras
del
cuerpo con sus acciones requeridas de evaluación o reparación, están listadas más abajo.
18
Procedimientos de reparación están dados en 9.6.
4.3.8.1 Las grietas deberán ser removidas. Las áreas después de la remoción deberán ser evaluada y
reparadas si es necesario.
18
4.3.8.2 El refuerzo excesivo de la soldadura no requiere re-trabajo si el tanque tiene un historia de
servicio satisfactoria. Si el refuerzo interferirá con la operación de los sellos del techo flotante, deberá
ser esmerilado como sea necesario.
4.3.8.3 El socavado de las soldaduras a tope del cuerpo resultantes de la construcción original no
requerirá reparación si el tanque ha sido probado hidrostáticamente o no se someterá a un cambio de
servicio.
4.3.8.4 La corrosión de la soldadura deberá ser reparada si el fondo de la picadura de corrosión está
por debajo de la superficie del cuerpo adyacente.
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18 4.3.8.5 La corrosión de la soldadura cuerpo-fondo deberá ser reparada si el filete remanente es menor
que el tamaño requerido de la soldadura.
4.3.8.6 El tamaño de la soldadura de filete en las boquillas existentes deberá ser evaluado de acuerdo
con el estándar de construcción original.
18 4.3.8.7 Los defectos superficiales tales como rastrilladuras del arco, deberán ser aceptables si el tanque
ha sido probado hidrostáticamente o no se someterá a un cambio de servicio.
4.3.9 Penetraciones (conexiones) del cuerpo.
4.3.9.1 La condición y los detalles de las penetraciones existentes del cuerpo (boquillas, man-holes,
puertas de limpieza, etc.) deberán ser revisadas cuando se evalúa la integridad del cuerpo de un tanque
18 existente. Detalles tales como el tipo y tamaño del refuerzo, el espaciamiento de la soldadura y el espesor
de los componentes (chapa de refuerzo, cuello de la conexión, brida y tapa atornillada) son
consideraciones importantes y deberán ser revisadas para verificar su adecuación estructural y el
cumplimiento con el estándar de construcción original. Soldaduras existentes en el cuerpo del tanque
que no van a ser modificadas o afectadas por reparaciones y que están más cercanas que lo requerido
por API 650 (séptima edición o posterior) son aceptables para continuar en servicio si las soldaduras
son inspeccionadas con el método de partículas magnéticas o ACFM (Alternating Current Field 18
Measurement) y no tienen indicaciones o defectos rechazables. Esmerilado para eliminar los defectos
de la soldadura es permisible si el perfil resultante satisface los requerimientos de espesor del metal
base y de tamaño de la soldadura. Las reparaciones de soldadura pueden no ser usadas para aceptar
espaciamientos de soldadura más cercanas que lo permitido por API 650 (séptima edición o posterior),
excepto como es permitido por 9.10.2.7. Cualquier otra falta de cumplimiento o deterioro debido a
corrosión debe ser evaluado y procedimientos de reparación deberán ser establecidos como sea
apropiado o el tanque será re-rateado, como sea necesario.
4.3.9.2 El espesor de pared de las conexiones deberá ser evaluado por presión y todas las otras cargas.
4.3.10 Operación a temperaturas elevadas.
Tanques de construcción soldada que operan a temperaturas elevadas (en exceso de 200 ºF, pero
menos de 500 °F) deberán ser evaluados para adecuación para el servicio. Los requerimientos de esta
sección están basados en parte en los requerimientos del estándar API 650, anexo M.
4.3.10.1
Operación continua a temperaturas elevadas.
4.3.10.1.1 Tanques existentes que fueron originalmente diseñados y construidos de acuerdo con API
18
650 anexo M.1a o M.1b, deberán ser evaluados para continuar en servicio como sigue:
a) El cuerpo del tanque deberá ser evaluado de acuerdo con 4.3.3 excepto que el esfuerzo admisible
(S) para todos los anillos del cuerpo no deberá exceder de 0.80Y. El valor de Y deberá ser tomado
como la resistencia de fluencia mínima especificada multiplicada por el factor de reducción de la
resistencia de fluencia en API 650 tabla M.1a. Cuando la resistencia de fluencia mínima 18
especificada del material del cuerpo no es conocida la evaluación deberá estar basada con un valor
asumido de 30.000 lbf/in2.
b)
Si el material del fondo del tanque en la zona crítica ha sido reducido en su espesor más allá de las
provisiones de tolerancia de corrosión originales del fondo del tanque, si hay alguna, la junta cuerpofondo deberá ser evaluada para temperatura elevada, cabeza hidrostática del líquido y ciclos
térmicos. Las técnicas simplificadas de análisis recomendadas en API 650 sección M-4 pueden ser
usadas para satisfacer este requerimiento.
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4.3.10.1.2 Tanques existentes en servicio a temperaturas elevadas, que no fueron diseñados y
construidos originalmente de acuerdo con los requerimientos de API 650 anexo M pero que tienen una
historia satisfactoria de servicio de operación, deberán ser evaluados para continuar en servicio como
se anota en 4.3.10.1.1. Si el diámetro del tanque excede de 100 ft y el tanque no fue construido con una
chapa anular con soldadura a tope, un análisis de la zona crítica es requerido [ver 4.3.10.1.1 b)].
Adicionalmente, la máxima temperatura de operación no deberá exceder las temperaturas a las cuales
el tanque ha operado satisfactoriamente en el pasado.
4.3.10.2
Conversión a operación a temperaturas elevadas.
Tanques existentes en servicio que no fueron diseñados y construidos originalmente de acuerdo con los
requerimientos de API 650 anexo M, deberán ser evaluados para un cambio a servicio a temperaturas
elevadas como sigue.
a) El cuerpo del tanque deberá ser evaluado de acuerdo con API 650 anexo M. Los esfuerzos
admisibles del cuerpo de este estándar (API 653) no deberán ser usados.
b) La necesidad de una chapa anular con soldadura a tope deberá ser determinada de acuerdo con API
650 anexo M e instalada si es requerida.
c) La junta cuerpo-fondo deberá ser evaluada para condiciones de fatiga. Adicionalmente, la
adecuación del material de la chapa del fondo en la zona crítica deberá estar basada en los
requerimientos de este estándar.
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, por tanto daños ambientales. Cada aspecto de los fenómenos de corrosión y otros
mecanismos potenciales de fugas o fallas debe ser examinado. 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. 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) serán
considerados satisfaciendo los requerimientos de evaluación periódica entre inspecciones internas.
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. Ver el anexo B para las técnicas de
evaluación del asentamiento del fondo.
4.4.2 Causas para fallas del fondo.
La siguiente lista da causas históricas de fugas o falla del fondo, la que deberá ser considerada en el
momento de decisión de reparación o reemplazo del fondo del tanque:
a) Picaduras (pitting) internas y de picaduras en el servicio anticipado.
b) Corrosión de las uniones soldadas (soldadura y zona afectada).
c) Historia de agrietamiento de las juntas soldadas
d) Esfuerzos aplicados en las chapas del fondo por cargas de los soportes del techo o por
asentamientos del cuerpo.
e) Corrosión por el lado inferior (normalmente en forma de picaduras).
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f) Drenaje inadecuado que resulta en que el agua superficial fluye debajo del fondo.
g) Falta de la chapa anular del fondo, cuando es requerida.
h) Asentamientos no uniformes que resultan en altos esfuerzos localizados en las chapas del fondo.
i) Columnas de soporte del techo u otros soportes soldados al fondo sin la adecuada tolerancia para
el movimiento de los mismos.
j) Piedras o parches de la fundación con grava con cavidades inadecuadamente llenadas.
k) Compactado no homogéneo de la base del fondo (por ejemplo una zona de arcillas en un parche de
fundación con arena).
l) Sumideros soportados inadecuadamente.
4.4.3 Sistemas de prevención de liberación (RPS) por el fondo del tanque.
API apoya el uso de un sistema de prevención de liberación (Release Prevention System – RPS) para
mantener la integridad de los fondos de los tanques. El término RPS se refiere al conjunto de estándares
y prácticas recomendadas de API que están diseñadas para mantener la integridad del tanque y por lo
tanto la protección del medio ambiente. Con respecto a los fondos de los tanques esto incluye:
inspección interna del fondo del tanque; sistemas de detección y pruebas de fugas del tanque;
instalación de protección catódica por el lado inferior del fondo del tanque; recubrimiento del fondo por
el interior del tanque; suministro de una barrera de prevención de liberación (RPB) debajo del fondo del
tanque; o alguna combinación de estas medidas, dependiendo del ambiente de operación y servicio del
tanque.
4.4.3.1
Inspección interna.
La intención de la inspección interna del fondo del tanque es evaluar la integridad actual del fondo e
identificar condiciones con problemas que puedan llevar a la pérdida futura de la integridad. Técnicas
de inspección interna, como tales como el monitoreo de asentamientos del fondo y consideraciones
para determinar la frecuencia de inspección apropiada, se encuentran en 4.4.5, la sección 6, el anexo 18
B, el anexo C y en otros lugares.
4.4.3.2
Sistemas de detección de fugas y pruebas de fugas.
Los sistemas de detección y pruebas de fugas en un tanque tienen la intención de identificar, cuantificar
y localizar una falla en la integridad del fondo de un tanque, que no es detectable visualmente o a través
de la reconciliación de los inventarios. La detección de fugas puede ser integral en el diseño del tanque,
bien sea como fue construido o como es modificado (p. ej. RPB con monitoreo intersticial) o puede ser
operado separadamente (p.ej. monitoreo de vapor del suelo y marcador químico); puede ser operado
por el dueño del tanque o como una prueba o servicio de tercera parte; y puede detectar fugas
continuamente o en una base periódica. Sistemas de detección de fugas y métodos de prueba están
listados y discutidos en API 575.
4.4.3.3
Protección catódica del fondo de los tanques.
Los sistemas de protección catódica tienen la intención de mitigar la corrosión de las superficies de
acero en contacto con el suelo, tal como en la lado inferior de los fondos de los tanques. Una base de
selección para un sistema de protección del lado inferior de los fondos de los tanques está cubierta en
API RP 651.
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4.4.3.4
Recubrimientos (lining) internos de protección.
La intención de los recubrimientos internos y pinturas aplicadas al lado superior del fondo del tanque es
mitigar la corrosión por medio de suministrar una barrera entre el fondo del tanque y las fuentes de
corrosión. Recubrimientos internos y pinturas aplicadas a las superficie interna de los fondos de los
tanques están cubiertas en API RP 652.
4.4.3.5
Barreras de prevención de liberación (RPBs).
Una barrera de prevención de liberación (Release Prevention Barrier – RPB) incluye fondos de acero,
materiales sintéticos, recubrimientos en arcilla (clay), parches en concreto y todas las otras barreras o
combinaciones de ellas puestas sobre o por debajo del fondo del tanque, que tienen la función de:
1) prevenir el escape del material liberado, y
2) contener o canalizar el material liberado, para detección de la fuga.
El diseño de barreras de prevención (RPB) está cubierta en detalle en el anexo I de API 650. El
reemplazo de los fondos del tanque está cubierto en 9.10.2.
Si se toma una decisión para reemplazar un fondo existente, API apoya la evaluación para la instalación
de una RPB o continuar con el uso de un sistema de prevención de liberación (RPS). La evaluación
debería considerar la efectividad de otros controles RPS, el producto almacenado, la localización del
tanque y la sensibilidad ambiental.
4.4.4 Medición del espesor de las chapas 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 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 anexo G da guías para la calificación del personal y los
procedimientos para obtener los datos de medición de espesores.
4.4.5 Espesor mínimo de las chapas del fondo.
La cuantificación del espesor mínimo remanente de los fondos de los tanques basada en los resultados
de las mediciones, puede ser hecha por el método descrito en 4.4.5.1. Otras aproximaciones tales como
el método probabilístico en 4.4.5.2 pueden ser usadas.
4.4.5.1 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 = (Mínimo de RTbc o RTip) - Or (StPr + Upr)
donde:
MRT
mínimo espesor remanente al final de un intervalo Or. Este valor debe cumplir con los
requerimientos de la tabla 4.4 y de 4.4.5.4 y 4.4.6.
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Or intervalo de operación en servicio (años hasta la próxima inspección interna) sin exceder lo
permitido por 6.4.2.
RTbc espesor mínimo remanente por corrosión por el lado del suelo del fondo, después de las
reparaciones.
RTip espesor mínimo remanente por corrosión interna, después de las reparaciones.
StPr máxima de corrosión no reparada en el lado superior. StPr = 0 para áreas recubiertas del fondo.
La vida esperada del recubrimiento deberá ser igual o exceder Or para usar StPr = 0.
UPr máxima de corrosión en el fondo en el lado del suelo. Para calcular la de corrosión, usar el espesor
mínimo remanente después de las reparaciones. Asumir una lineal basada en la edad de los
tanques. Upr = 0 para áreas que tienen una protección catódica efectiva.
NOTA 1 Para áreas del fondo que han sido escaneadas por el proceso de fuga de flujo magnético (o
exclusión) y no tiene una protección catódica efectiva, el espesor usado para calcular Upr deberá ser el
menor entre el umbral del MFL o el espesor mínimo de áreas de corrosión no reparadas. El umbral del MFL
es definido como el espesor mínimo remanente a ser detectado en las áreas inspeccionadas. Este valor
debería ser predeterminado por el dueño del tanque con base en el intervalo de inspección deseado.
Áreas de corrosión por el lado del suelo que son reparadas, deberían ser evaluadas con la de corrosión
para el área reparada, a menos que la causa de la corrosión haya sido removida. La evaluación es hecha
usando la de corrosión del área reparada por Upr y adicionando el espesor de la chapa del parche (si es
usado) al término “mínimo de RTbc o Rtip“.
NOTA 2 La corrosión de la chapa del fondo incluye pérdidas de metal por corrosión aislada o generalizada.
4.4.5.2 Para el método probabilístico se hace un análisis estadístico de los datos de espesor a a partir de las
mediciones (ver 4.4.6) proyectando el espesor remanente con base en un escaneo de muestra del fondo.
4.4.5.3 Si el espesor mínimo del fondo, al final del período de operación en servicio, se calcula para ser menor
que el mínimo espesor de reemplazo del fondo dado en la tabla 4.4 o menor que el mínimo espesor de
reemplazo con base en un en un nivel aceptable de riesgo según sea determinado por un metodología de
inspección basada en riesgo (RBI) por 6.4.2.2.2 el fondo del tanque deberá ser recubierto (lined), reparado,
reemplazado o el intervalo de la próxima inspección interna deberá ser acortado.
4.4.5.4 A menos que se efectúe un análisis de esfuerzos, el espesor mínimo de la chapa del fondo en la zona
crítica del fondo del tanque definido en 9.10.1.2 deberá ser el menor entre la mitad del espesor original del
fondo (sin incluir la tolerancia de corrosión original) o el 50% de t min del anillo inferior del cuerpo según
parágrafo 4.3.3.1 pero no menos de 0.1 in. Picaduras de corrosión (pitting) aisladas no afectarán
apreciablemente la resistencia de la chapa.
4.4.5.5 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, seguido de inspección y pruebas. El alcance de las reparaciones por soldadura en la zona crítica
del fondo está limitado en el parágrafo 9.10.1.2.
4.4.5.6 El tratamiento de las picaduras del fondo con el uso de reparaciones no-soldadas (por ejemplo
recubrimientos, calafateado (caulking)) no puede ser usado para incrementar RTip para el cálculo de MRT.
4.4.5.7 El espesor de la proyección exterior de la chapa del fondo hacia afuera del cuerpo medida desde la
línea de fusión de la soldadura exterior de filete cuerpo-fondo no debe ser menor de 0.1 in. La proyección
exterior de la chapa del fondo más allá de la línea de fusión (toe) exterior de la soldadura cuerpo-fondo deberá
ser al menos de 3/8 in.
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Tabla 4.4 - Espesor mínimo de la chapa del fondo.
Espesor mínimo de la
chapa de fondo en la
siguiente inspección
(in)
Diseño del fondo / fundación civil
del tanque
0.10
Diseño del fondo/fundación civil sin ningún medio
para la detección y contención de fugas del fondo.
0.05
Diseño del fondo/fundación civil con medios para la
detección y contención de fugas del fondo.
0.05
Fondo con recubrimiento aplicado con espesor >
0.05 in, de acuerdo con API 652.
4.4.6 Espesor mínimo para laminas anulares.
4.4.6.1 Debido a los requerimientos de resistencia, el espesor mínimo de un anillo de chapa anular es
usualmente mayor de 0.1 in. Picaduras de corrosión (pitting) aisladas no afectarán apreciablemente la
resistencia de la chapa. A menos que se efectúe un análisis de esfuerzos, el espesor de la chapa anular del
fondo deberá estar de acuerdo con 4.4.6.2 o 4.4.6.3, como sea aplicable.
4.4.6.2 Para tanques en servicio con productos con gravedad específica menor de 1.0, que requiere chapa
anular por consideraciones distintas de cargas sísmicas, el espesor no debe ser menor que lo dado en la
tabla 4.5, más cualquier tolerancia de corrosión especificada. Es permitida la interpolación dentro de la tabla
4.5 basada en el esfuerzo en el cuerpo determinado por la nota b de la tabla 4.5.
Tabla 4.5 - Espesores de chapa anular de fondo (in) (Gravedad específica de producto <1.0)
Espesora de chapa del
primer anillo (in)
Esfuerzosb en el primer anillo del cuerpo (lbf/in2)
< 24.300
< 27.000
< 29.700
< 32.400
t ≤ 0,75
0.17
0.20
0.23
0.30
0,75 < t ≤ 1
0.17
0.22
0.31
0.38
1 < t ≤ 1,25
0.17
0.26
0.38
0.48
1,25 < t ≤ 1,5
0.22
0.34
0.47
0.59
t > 1,5
0.27
0.40
0.53
0.68
NOTA El espesor especificado en la tabla está basado en la fundación dando un
soporte uniforme debajo del ancho total de la chapa anular. A menos que la
fundación esté apropiadamente compactada, particularmente por el interior del
anillo de concreto, el asentamiento producirá esfuerzos adicionales en la chapa
anular.
a El espesor de chapa se refiere al cuerpo del tanque como fue construido.
b Los esfuerzos son calculados de [2.34D(H-1)]/t.
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4.4.6.3 Para tanques en servicio con productos con gravedad específica igual o mayor de 1.0, que requiere
chapa anular por consideraciones distintas de cargas sísmicas, el espesor deberá estar de acuerdo con API
650 tabla 5.1a o 5.1b, más cualquier tolerancia de corrosión especificada. Es permitida la interpolación dentro
18
de API 650 tabla 5.1a o 5.1b basado en el esfuerzo en el cuerpo determinado por la nota b de API 650 tabla
5.1a o 5.1b.
4.4.6.4 Para tanques que utilizan chapas 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 chapa anular.
4.4.6.5 Para el espesor y la proyección de la chapa anular hacia afuera del tanque se utilizarán los criterios
del parágrafo 4.4.5.7
4.5 EVALUACION DE LA BASE DEL TANQUE.
4.5.1 Generalidades
4.5.1.1 Las principales causas de deterioro de la fundación del tanque son: asentamiento, erosión,
agrietamiento y deterioro del concreto iniciado por: calcinamiento, ataque por agua bajo el fondo,
ataques por heladas y ataques por alcalinos y ácidos. Para asegurar la adecuación para el servicio,
todas las fundaciones de los tanques deberán ser inspeccionadas periódicamente (ver 6.3).
4.5.1.2 Algunos mecanismos de deterioro del concreto están descritos brevemente a continuación.
a) El calcinamiento (pérdida del agua de hidratación) puede ocurrir cuando el concreto ha sido expuesto
a temperaturas suficientemente altas por un período de tiempo. Durante los períodos de enfriamiento
intermedio, el concreto puede absorber humedad, dilatarse, perder su resistencia y agrietarse.
b) El deterioro del concreto expuesto a aguas subterráneas puede ser causado por ataque químico, por
cambios cíclicos de temperatura y por congelamiento de la humedad.
c) La expansión de la humedad al congelarse en concreto poroso o en concreto con grietas pequeñas
por asentamiento o por temperatura puede resultar en descascaramiento o desarrollar serias grietas
estructurales.
d) Los álcalis tipo sulfato y, en menor grado, los cloruros pueden actuar corrosivamente y destruir la
adherencia del concreto.
e) Las grietas por temperatura (grietas capilares de ancho uniforme) no afectan seriamente la
resistencia de la estructura de la fundación civil de concreto; sin embargo, estas grietas pueden ser
el acceso potencial de humedad o filtraciones de agua que eventualmente podrían resultar en la
corrosión del acero de refuerzo.
4.5.1.3 Cuando un tanque va a ser usado en servicio a temperatura elevada [> 93 ºC (200 ºF)] las
previsiones de API 650, sección B.6, deberán ser consideradas en la evaluación de adecuación para el
servicio de la fundación del tanque.
4.5.2 Reparación o reemplazo de la fundación.
4.5.2.1 Si hay la necesidad de una reparación o reemplazo de la fundación, el nuevo perfil de elevación
de la fundación debe cumplir con la tolerancia en 10.5.6. Alternativamente, si la nueva fundación va a
ser construida hasta el fondo, no es requerido cambiar la nivelación del tanque Si ha sido revisado y
aprobado por un Ingeniero de tanques de almacenamiento considerando la verticalidad del cuerpo, la
presencia o ausencia de distorsión del cuerpo y la nivelación original de construcción, que garanticen
dejar el tanque en el estado actual de nivelación.
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4.5.2.2 Parches de concreto, anillos de concreto y pilotes que estén mostrando evidencia de
descascaramiento, grietas estructurales o deterioro general deberán ser reparados para prevenir la
entrada de agua a la estructura de concreto y la corrosión del acero de refuerzo.
4.5.3 Pernos de anclaje.
Distorsión de los pernos de anclaje y agrietamiento excesivo de las estructuras de concreto en las cuales
aquellos están embebidos pueden ser indicativos de asentamiento serio de la fundación o de un empuje
hacia arriba del tanque por una condición de sobre-presión.
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SECCIÓN 5 - CONSIDERACIONES DE FRACTURA FRAGIL.
5.1 GENERALIDADES
Esta sección da un procedimiento de evaluación de la adecuación para continuar en servicio o
cambio de servicio de tanques con respecto al riesgo de fractura frágil y no suplementa o reemplaza
los requerimientos de la sección 12 para los ensayos no-destructivos y la prueba hidrostática de
tanques reparados, modificados o reconstruidos. El procedimiento aplica tanto para tanques
soldados como remachados; sin embargo el procedimiento está basado principalmente en
experiencia y datos obtenidos de tanques soldados.
5.2 CONSIDERACIONES BÁSICAS.
5.2.1 Un árbol de decisión, figura 5.1, es usado para presentar el procedimiento de evaluación para
falla debida a fractura frágil. El árbol de decisión está basado en los siguiente principios:
5.2.2 En todos los incidentes reportados de fallas de tanques debido a fractura frágil, las fallas han
ocurrido un poco después del ensamble en campo durante la prueba hidrostática o en el primer
llenado en clima frío, después de un cambio a un servicio a temperatura mas baja o después de
una alteración o reparación. Esta experiencia muestra que una vez que el tanque ha demostrado
su habilidad para soportar los efectos combinados del máximo nivel del líquido (esfuerzos más
altos) y la temperatura más baja de operación sin fallar, el riesgo de falla debido a fractura frágil con
servicio continuo es mínimo.
5.2.3 Cualquier cambio de servicio deberá ser evaluado para determinar si se ha incrementado el
riesgo de falla debido a fractura frágil. En el evento de un cambio a servicio más severo (tal como
operación a temperaturas más bajas o manejo de productos con una gravedad específica mayor)
es necesario considerar la necesidad de una prueba hidrostática para demostrar la adecuación para
un nuevo servicio más severo. Los siguientes aspectos se deberían considerar:
a) La probabilidad de reparaciones/alteraciones desde la prueba hidrostática original que no
cumplían con los requerimientos de este estándar.
b) Deterioro del tanque desde la prueba hidrostática original.
5.3 PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN.
5.3.1 El procedimiento de evaluación ilustrado en la figura 5.1 deberá ser utilizado. Cada uno de los
pasos claves, numerados del 1 al 11 en el árbol de decisión, corresponde secuencialmente a las
explicaciones proporcionadas a continuación.
5.3.2 Paso 1 - Los tanques cumplen los requerimientos de API 650 (séptima edición o posterior) o API
650 anexo G (quinta y sexta ediciones) para minimizar el riesgo de falla debido a fractura frágil.
Alternativamente, los tanques pueden mostrar cumplir con los requerimientos de tenacidad de API 650
(séptima edición o posterior) por ensayo de impacto de probetas de un número representativo de chapas
del cuerpo.
5.3.3 Paso 2 - Muchos tanques que continúan funcionando con éxito en el mismo servicio no fueron
construidos bajo los requerimientos de API 650 (véase las ediciones y apéndices nombrados en 5.3.2).
Estos tanques son potencialmente susceptibles de fallar debido a fractura frágil y requieren una
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evaluación según lo ilustrado en el árbol de decisión.
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5.3.4 Paso 3 - Para el propósito de esta evaluación, la prueba hidrostática demuestra la adecuación
para continuar en servicio con riesgo mínimo de falla por fractura frágil si todos los requerimientos de
reparaciones, alteraciones, reconstrucción o cambio en el servicio están de acuerdo con este estándar
(incluyendo la necesidad de una prueba hidrostática después de reparaciones mayores, alteraciones
mayores o reconstrucción). La efectividad de ésta prueba para demostrar la adecuación para continuar
en servicio es respaldada por la experiencia en la industria.
5.3.5 Paso 4 - Si el espesor del cuerpo del tanque no es mayor a 0.5 in, el riesgo de fractura frágil es
mínimo, teniendo en cuenta que se ha realizado una evaluación de adecuación para el servicio de
acuerdo con la Sección 4. El espesor nominal original de la chapa más gruesa del cuerpo del tanque
deberá ser usado para esta evaluación.
5.3.6 Paso 5 - Ninguna de las fallas conocidas de tanques debido a fractura frágil ha ocurrido a
temperaturas del metal del cuerpo de 60 °F o mayores. Seguridad similar en contra de esta falla se
puede ganar incrementando la temperatura del metal calentando los contenidos del tanque.
5.3.7 Paso 6 - La experiencia en la industria y las pruebas de laboratorio han mostrado que se requiere
un esfuerzo de membrana de al menos 7 ksi en las chapas del cuerpo del tanque para causar falla
debido a fractura frágil.
NOTA Para tanques no calentados, la temperatura del cuerpo será igual a la temperatura
de diseño de metal como se define en la API 650, Sección 3.8 El espesor nominal original
para la placa de pared del cuerpo más grueso se utilizará para la evaluación.
Figura 5.2 – Curva de exención para tanques fabricados de acero al carbono de especificación de 18
materiales desconocida.
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5.3.8 Paso 7 - Los tanques construidos de aceros listados en la figura 4.1ª o 4.1b de API 650 se pueden 18
usar de acuerdo a sus curvas de excepción, teniendo en cuenta que una evaluación de adecuación para
el servicio conforme a la Sección 4 de este estándar ha sido realizada. Adicionalmente, tanques
construidos de acuerdo con otros códigos nacionales reconocidos o estándares conteniendo reglas de
tenacidad (tal como API 620) pueden ser utilizados de acuerdo con las reglas actuales de tenacidad de
ese estándar. Tanques fabricados con aceros de especificaciones desconocidas, de espesor mayor a
1/2 in y operando a una temperatura del metal del cuerpo por debajo de 60 °F pueden ser utilizados si
el tanque cumple los requerimientos de la figura 5.2. Se debe usar el espesor nominal original de la
chapa del cuerpo de mayor espesor del tanque para la evaluación. Para los tanques que no se calientan,
la temperatura del metal del cuerpo debe ser la temperatura de diseño del metal como se define en API 18
650, sección 3.8.
5.3.9 Paso 8 - El riesgo de falla debido a una fractura frágil es mínimo una vez que el tanque ha
demostrado que puede operar sin falla a un nivel del líquido máximo especificado a la temperatura más
baja esperada. Para el propósito de esta evaluación, la de temperatura más baja esperada se define
como la temperatura promedio más baja de un día, como se muestra en API 650, figura 4.2. Es 18
necesario chequear los registros recolectados del tanque y los registros meteorológicos para asegurar
que el tanque haya operado al nivel del líquido máximo especificado cuando la temperatura promedio
18
más baja de un día era tan baja como se muestra en API 650, figura 4.2.
5.3.10 Paso 9 - Se puede realizar una evaluación para establecer un cubrimiento de operación segura
para un tanque basada en la historia de operación. Esta evaluación deberá estar basada en la
combinación más severa de temperatura y nivel del líquido experimentada por el tanque durante su vida
de servicio. La evaluación puede mostrar que el tanque necesita ser re-rateado u operado de manera
distinta; existen varias opciones:
a) Restringir el nivel del líquido.
b) Restringir la temperatura mínima del metal.
c) Cambiar el servicio a un producto almacenado con una gravedad específica más baja.
d) Combinaciones de los ítems a), b) y c) arriba mencionados.
El dueño/operador también pueden realizar un análisis más riguroso para determinar el riesgo de falla
debido a fractura frágil, efectuando un análisis de mecánica de fractura basado en principios y prácticas
establecidas. Los procedimientos y criterios de aceptación para conducir un análisis alternativo no se
incluyen en este estándar.
5.3.11 Paso 10 - Todas las reparaciones, alteraciones y relocalizaciones se deben hacer de acuerdo con
este estándar.
5.3.12 Paso 11 - Se debe realizar un evaluación para determinar si el cambio de servicio pone el tanque
en un mayor riesgo de falla debido a fractura frágil. El servicio puede ser considerado más severo y
crear un mayor riesgo de fractura frágil si la temperatura de servicio es reducida (p. ej. cambiar de un
servicio de petróleo calentado a un producto a temperatura ambiente) o el producto se cambia a uno
con una gravedad específica mayor y por lo tanto se incrementan los esfuerzos.
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SECCIÓN 6 - INSPECCION.
6.1 GENERALIDADES.
Inspecciones periódicas en servicio de los tanques se deberán hacer como se define más adelante. El
propósito de esta inspección es asegurar la integridad continuada del tanque. Inspecciones distintas
que aquellas definidas en 6.3 deberán ser dirigidas por un inspector autorizado.
6.2 CONSIDERACIONES PARA LA FRECUENCIA DE INSPECCIÓN.
6.2.1 Varios factores deben ser considerados para determinar los intervalos de inspección de los
tanques de almacenamiento. Estos incluyen, pero no están limitados, a los siguientes:
a) La naturaleza del producto almacenado.
b) Los resultados de los chequeos visuales de mantenimiento.
c) Tolerancias y s de corrosión.
d) Sistemas para prevención de corrosión.
e) Condiciones en las inspecciones previas.
f) Los métodos y materiales de construcción y reparación.
g) La localización del tanque, tales como los de áreas aisladas o de alto riesgo.
h) El riesgo potencial de contaminación del aire o del agua.
i) Sistemas de detección de fugas.
j) Cambio en el modo de operación (por ejemplo: frecuencia del ciclo de llenado, apoyado frecuente de
los soportes de un techo flotante sobre el fondo).
k) Requerimientos jurisdiccionales.
l) Cambios de servicio (incluyendo cambios en fondos de agua).
m) La existencia de fondos dobles o una barrera de prevención de escapes.
6.2.2 El intervalo entre inspecciones de un tanque (tanto internas como externas) debería ser
determinado por su historia de servicio a menos que razones especiales indiquen que una inspección
más temprana deba ser hecha. Una historia del servicio de un determinado tanque o un tanque en
servicio similar (preferiblemente en el mismo lugar) deberían estar disponibles para que inspecciones
completas puedan ser programadas con una frecuencia proporcional a la rata o tasa de corrosión del
tanque. En funcionamiento, los métodos de ensayos no-destructivos deberán ser considerados cuando
se establecen las frecuencias de inspección.
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6.2.3 Regulaciones jurisdiccionales, en algunos casos, controlan la frecuencia y el intervalo de las
inspecciones. Estas regulaciones pueden incluir de requerimientos para la pérdida de vapor, la condición
de sello, las fugas, diques apropiados y procedimientos de reparación. El conocimiento de tales
regulaciones es necesario para garantizar el cumplimiento con la programación y los requerimientos de
inspección.
6.3
INSPECCION DESDE EL EXTERIOR DEL TANQUE.
6.3.1 Inspecciones de rutina.
6.3.1.1 La condición externa del tanque deberá ser monitoreada por medio de una inspección visual
detallada desde el suelo de una forma rutinaria. Esta inspección puede ser efectuada por el personal
del dueño u operador del tanque y puede ser hecha por personal diferente al inspector autorizado
definido en 3.4. El personal que efectúa esta inspección debe tener conocimiento sobre la operación de
las instalaciones de almacenamiento, el tanque y las características del producto almacenado.
6.3.1.2 El intervalo de estas inspecciones deberá ser consistente con las condiciones particulares del
sitio , pero no deberá exceder de un mes.
6.3.1.3 Esta inspección de rutina en servicio deberá incluir una inspección visual de las superficies
exteriores del tanque. Evidencia de fugas, distorsiones del cuerpo, signos de asentamiento, corrosión y
la condición de la fundación civil, los recubrimientos de pintura, los sistemas de aislamiento y los
accesorios debería ser documentada para hacer acciones de seguimiento por un inspector autorizado.
6.3.2 Inspección externa.
6.3.2.1 A todos los tanques se les deberá hacer una inspección visual externa por un Inspector
Autorizado. Esta inspección será llamada la inspección externa y deberá ser efectuada al menos cada
5 años o RCA/4N años (donde RCA es la diferencia entre el espesor medido del cuerpo y el mínimo
permitido en milésimas (mils) de in y N es la tasa de corrosión en milésimas de in/año), lo que sea
menor. El tanque puede estar en operación durante esta inspección.
6.3.2.2 Para tanques aislados se necesitará remover el aislamiento solamente en la extensión necesaria
para determinar la condición de la pared exterior del cuerpo o el techo del tanque.
6.3.2.3 Los sistemas de conexión a tierra del tanque, tales como “shunts” o conexiones mecánicas de
cables deberán ser chequeados visualmente. Prácticas recomendadas para tratar con la prevención de
la ignición de hidrocarburos, están cubiertas en API 2003.
6.3.3 Medición ultrasónica de espesores del cuerpo.
6.3.3.1 La medición ultrasónica de espesores del cuerpo por el exterior puede ser un medio para
determinar la tasa de corrosión general uniforme con el tanque en servicio y puede suministrar una
indicación de la integridad del cuerpo. El alcance de tales mediciones deberá ser determinada por el
dueño/operador.
6.3.3.2 Cuando se usa, la medición ultrasónica de espesores deberá ser hecha a intervalos que no
excedan lo siguiente:
a) Si no es conocida la tasa de corrosión, se debe realizar cada 5 años. Las tasas de corrosión pueden
ser estimadas de tanques en condiciones similares de servicio basada en mediciones de espesores
tomadas a intervalos no mayores de cinco años.
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b) Cuando la tasa de corrosión es conocida, el máximo intervalo debe ser el menor entre RCA/2N años
(donde RCA es la diferencia entre el espesor medido del cuerpo y el mínimo permitido en mils y N es la
tasa de corrosión en mils/año) o 15 años.
6.3.3.3 La inspección interna del cuerpo del tanque, cuando el tanque está fuera de servicio, puede ser
substituida por un programa de medición ultrasónica de espesores externa si el intervalo de la inspección
interna es igual o menor que el intervalo requerido en 6.3.3.2.b
6.3.4 Verificación de la protección catódica.
6.3.4.1 Cuando la corrosión exterior del tanque es controlada por un sistema de protección catódica, se
deberá efectuar verificación periódica del sistema de acuerdo con API 651. El dueño u operador deberá
revisar los resultados.
6.3.4.2 El dueño u operador deberá garantizar la competencia del personal que efectúa la verificación.
6.4 INSPECCION INTERNA.
6.4.1 Generalidades.
6.4.1.1 La inspección interna es requerida principalmente para:
a) Asegurar que el fondo no está severamente corroído y fugando.
b) Recolectar los datos necesarios para hacer la verificación del espesor mínimo del fondo y cuerpo
detallada en la sección 6. Como sea aplicable, estos datos también deberán tener en cuenta las
mediciones externas de espesores por ultrasonido hechas durante las inspecciones en servicio (ver
6.3.3)
c) Identificar y evaluar cualquier asentamiento del fondo del tanque.
6.4.1.2 Todos los tanques deberán tener una inspección interna formal hecha a los intervalos definidos
en 6.4.2. El inspector autorizado deberá supervisar o conducir una inspección visual y asegurará la
calidad y el completamiento de los resultados de los ensayos no destructivos (NDE). Si la inspección
interna se requiere únicamente para el propósito de determinar la condición y la integridad del fondo del
tanque, la inspección interna puede ser llevada a cabo con el tanque en servicio utilizando varios
métodos robóticos de ultrasonido de medición del espesor y otros método de inspección en línea (on18
stream) capaces de evaluar el espesor del fondo del tanque, en combinación con métodos capaces de
evaluar la integridad del fondo del tanque como se describe en 4.4.1. Métodos electromagnéticos
pueden ser usados para complementar la inspección ultrasónica en línea. Si una inspección en servicio
es seleccionada, los datos y la información recolectada deberá ser suficiente para evaluar el espesor, la
tasa de corrosión, y la integridad del fondo del tanque y para establecer el intervalo de la inspección
interna, basado en el espesor del fondo del tanque, la tasa de corrosión e integridad, utilizando los
métodos incluidos en este estándar.
6.4.2 Intervalos de inspección.
Los intervalos de la inspección inicial y las subsiguientes deberá estar de acuerdo con los requerimientos
de 6.4.2.1 y 6.4.2.2.
Para tanques existentes los dueños/operadores deberán revisar el intervalo de la inspección interna el
cual deberá estar de acuerdo con esta sección dentro de un período de 5 años desde la fecha de la
18
primera publicación del estándar API 653, Cuarta edición, adenda 2, enero de 2012.
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6.4.2.1 Intervalo para la inspección interna inicial .
El intervalo para la inspección interna inicial para tanques de construcción nueva o tanques existentes
con un fondo nuevo instalado deberá ser establecido por uno de los dos en 6.4.2.1.1 o 6.4.2.1.2. 18
Alternativamente, el intervalo de la próxima inspección interna para tanques existentes a los que les ha
sido instalado un fondo nuevo puede determinarse según 6.4.2.2, si se cumplen todas las condiciones
siguientes.
a) Los datos de inspección se han obtenido del fondo del tanque anterior.
b) Los datos de inspección obtenidos se consideran aplicables al fondo nuevo del tanque o las tasas de 18
corrosión (lado del producto o del suelo) para el fondo nuevo del tanque no se espera que sean mayores
que las tasas de corrosión del fondo anterior del tanque.
c) La aplicabilidad de la tasa de corrosión al fondo nuevo del tanque deberá ser verificada por un
ingeniero de tanques de almacenamiento con experiencia en materiales o corrosión o mediante consulta
con el especialista apropiado.
d) El dueño/operador debe acordar y seguir las pautas en 6.4.2.2 con el fin de usar el intervalo de la
inspección interna subsiguiente como el próximo intervalo de inspección para el fondo nuevo del tanque. 18
6.4.2.1.1 El intervalo desde la fecha del servicio inicial hasta la primera inspección interna no deberá
exceder de 10 años a menos que el tanque tenga uno o más de los sistemas de prevención de fugas,
detección y mitigación de corrosión o contención de seguridad del tanque listados en la Tabla 6.1. La
fecha de la inspección interna inicial deberá estar basada en créditos incrementales para los sistemas
de contención de seguridad en la Tabla 6.1, los cuales son acumulativos.
Tabla 6.1 - Contención de seguridad del tanque
Contención de seguridad del tanque
Adicionar al intervalo inicial
i. Recubrimiento reforzado con fibra de vidrio del lado de producto
del fondo del tanque instalado por API 652.
5 años
ii. Instalación de un recubrimiento delgado por API 652.
2 años
iii. Protección catódica del lado del suelo del fondo del tanque
instalado, mantenido e inspeccionado por API 651.
5 años
iv. Barrera de prevención de emisiones (release) por API 650
anexo I.
10 años
v. Tolerancia de corrosión del fondo mayor de 0.150 in.
vi. Fondos construidos en material de acero inoxidable que
cumple con los requerimientos de API 650, anexo SC, o anexo S
o anexo X y los ambientes internos y externos han sido
determinados de presentar un riesgo muy bajo de falla por
agrietamiento o corrosión, por un especialista calificado de
corrosión.
18
(Tolerancia de corrosión actual 150 milésimas)/ tasa de corrosión*
10 años
* La tasa de corrosión debe ser 15 mpy o como sea determinado por anexo H, Servicio similar.
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18
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Por ejemplo, el intervalo máximo para un fondo de ¼ in que tiene una barrera de prevención de
emisiones (release prevention barrier) y recubrimiento con fibra de vidrio debería ser determinado como
sigue:
10 años (inicial) + 5 años (recubrimiento con fibra de vidrio) + 10 años ( barrera de prevención de
emisiones) = 25 años
El intervalo para la inspección inicial no deberá exceder de 20 años para tanques sin barrera de
prevención de emisiones o de 30 años para tanques con barrera de prevención de emisiones.
6.4.2.1.2 Como una alternativa para el establecimiento el intervalo inicial de acuerdo con la sección
6.4.2.1 y la tabla 6.1, la fecha de la inspección interna inicial y la re-evaluación puede ser establecida
usando una evaluación de inspección basada en riesgo (RBI) por 6.4.2.2.2.
Esta evaluación puede establecer un intervalo para la inspección inicial que exceda de 10 años pero no
deberá exceder de 20 años para tanques sin barrera de prevención de emisiones o de 30 años para
tanques con barrera de prevención de emisiones, como sigue.
Si una evaluación de inspección basada en riesgo (RBI) ha sido efectuada, la inspección el máximo
intervalo para interna inicial no aplica para tanques que almacenan lo siguiente:
1) Sustancias altamente viscosas que se solidifican a temperaturas por debajo de 110 °F. (algunos
ejemplos de estas sustancias son: asfalto, fundente superior (roofing flux), residuo (residuum),
fondos de vacío (vacuum bottoms) y crudo reducido (reduced crude)), o
2) Cualquier sustancia o mezcla que es:
a) No identificada o regulada bien sea como químico peligroso o material bajo las leyes aplicables de la
jurisdicción, y
b) Que el dueño/operador ha determinado que no impactará adversamente la superficie o el agua
subterránea más allá de las facilidades o afecta la salud humana o el ambiente.
6.4.2.2 Intervalo entre inspecciones internas subsiguientes.
El intervalo entre inspecciones internas subsiguientes deberá ser determinado de acuerdo con los
procedimientos de tasa de corrosión de 6.4.2.2.1 o los procedimientos de RBI descritos en 6.4.2.2.2
6.4.2.2.1 El intervalo de las inspecciones subsiguientes puede ser determinado usando la tasa de
corrosión medida del fondo del tanque y el espesor mínimo remanente de acuerdo con 4.4.5. Durante
cualquier inspección de END para determinar las tasas de corrosión el dueño/operador debería
asegurarse que entiende la efectividad de las técnicas de inspección empleadas para la detección y
medición de los mecanismos potenciales de daño.
Cuando hay cambio de servicio, el dueño/operador puede decidir usar las tasas de corrosión interna de
18 una evaluación de servicio similar (efectuada por anexo H) para ajustar las fechas de las inspecciones
internas subsiguientes.
Cuando se usan los procedimientos de tasa de corrosión de 6.4.2.2.1 el intervalo máximo de las
inspecciones internas subsiguientes deberá ser de 20 años para tanques sin barrera de prevención de
emisiones o de 30 años para tanques con barrera de prevención de emisiones.
6.4.2.2.2 Un dueño/operador puede establecer el intervalo de las inspecciones internas subsiguientes
usando procedimientos de inspección basada en riesgo (RBI) de acuerdo con API RP 580 y los
requerimientos adicionales de esta sección.
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Los resultados de la evaluación por RBI deberán ser usados para establecer una estrategia de
inspección del tanque que defina los métodos de inspección más apropiados, las frecuencias apropiadas
para las inspecciones internas, externas y en servicio y los pasos de prevención y mitigación para reducir
la probabilidad y consecuencia de una fuga o falla del tanque.
Una evaluación por RBI deberá consistir de una evaluación sistemática tanto de la probabilidad de falla
como de la consecuencia asociada, de acuerdo condicione API RP 580. La evaluación por RBI deberá
ser abundantemente documentada, definiendo claramente todos los factores que contribuyen tanto de
la probabilidad de falla como de la consecuencia de la falla o fuga del tanque.
La evaluación RBI deberá ser efectuada por un equipo que incluya el conocimiento y la experticia de
inspección e ingeniería para la aplicación apropiada de los principios de API RP 580, el diseño de
tanques, los detalles de construcción y los modos de deterioro. La evaluación por RBI deberá ser
revisada y aprobada por un equipo como se mencionó arriba a intervalos que no deben exceder de 10
años o más frecuentemente si es necesario por el proceso, el equipo o cambios en las consecuencias.
La metodología de RBI aplicada (no cada evaluación individual) deberá tener una revisión de validación
documentada para demostrar que tiene todos los elementos claves definidos en API 580 y en esta
18
sección. La validación debería ser efectuada por una entidad externa al equipo de evaluación por RBI.
Si las tasas de corrosión están basadas en inspecciones previas, estas deberán ser derivadas de
inspecciones con efectividad media o alta como sea definido por los procedimientos del dueño/operador. 18
Referirse a API 581 para ejemplos de inspecciones con efectividad media o alta.
Tasas de corrosión a partir de inspecciones con efectividad baja tales como inspección UT al azar (spot)
no deberá ser usadas en el proceso de RBI.
Un tanque deberá ser removido de servicio cuando el riesgo exceda el criterio aceptable de riesgo 18
establecido por el procedimiento del dueño/operador.
Nota API no recomienda continuar en servicio con tanques con fallas en el fondo o con fugas conocidas o
sospechadas en el fondo.
6.4.2.2.2.1 Factores de probabilidad.
Los factores de probabilidad que deberán ser evaluados en una evaluación del tanque por RBI
adicionalmente a los factores de probabilidad en API 580 incluyen, pero no están limitados a los
siguientes:
a) Espesor original, tipo de soldadura y edad de las chapas o chapas del fondo.
b) Métodos de análisis usados para determinar las s de corrosión por el lado del producto, por el lado
del suelo y por el exterior tanto para el cuerpo como para el fondo y la precisión de los métodos
usados.
c) El historial de inspección, incluyendo los datos de falla del tanque.
d) La resistividad del suelo.
e) Tipo y calidad del diseño de la fundación civil incluyendo el control de la calidad durante la
construcción.
f) Drenaje del agua del área de la berma.
g) Tipo/efectividad del sistema de protección catódica e historial de mantenimiento.
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h) Temperaturas de operación.
i) Efectos en las s de corrosión interna debidas al producto de servicio.
j) Tipo de recubrimiento interno/revestimientos (linning)/”liner”, edad y condición.
k) Uso de calentadores (coils) de vapor y detalles de los sumideros.
l) Calidad del mantenimiento del tanque, incluyendo reparaciones y alteraciones previas.
m) Códigos y estándares de diseño y los detalles utilizados en la construcción, reparación y alteración
del tanque (incluyendo el fondo del tanque).
n) Materiales de construcción.
o) Efectividad de los métodos de inspección y calidad de los datos.
p) Fallas funcionales tales como las de sellos de los techos flotantes, sistema de drenaje del techo, etc.
q) Datos de asentamiento.
r) Aseguramiento/control de calidad durante la construcción del tanque, incluyendo la limpieza de los
materiales de la fundación civil, la inclinación del fondo, la instalación de la fundación civil,
documentos/registros que muestran como fue construido el tanque, etc.
6.4.2.2.2.2 Factores de consecuencia.
Los factores de consecuencia que deberían ser evaluados en una evaluación del tanque por RBI
incluyen, pero no están limitados a los siguientes:
a) Fondo del tanque con detalles de barrera de prevención de emisiones (RPB) (sencilla, doble, RPB,
recubrimientos internos reforzados, etc.).
b) Tipo de producto y volumen.
c) Modo de falla (p. ej: fuga lenta al ambiente, ruptura del fondo del tanque o fractura frágil del cuerpo
del tanque).
d) Identificación de los receptores ambientales tales como humedales, aguas superficiales, aguas
subterráneas, acuíferos de agua potable y cama de rocas (bedrock).
e) Distancia a los receptores ambientales.
f) Efectividad de los sistemas de detección de fugas y tiempo de detección.
g) Movilidad del producto en el ambiente, incluyendo para emisiones al suelo la viscosidad del producto
y la permeabilidad del suelo.
h) Sensibilidad característica de los receptores ambientales al producto.
i) Costo de remediación de una contaminación potencial.
j) Costo de limpieza y reparación del tanque.
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k) Costo asociado con la pérdida de uso.
l) Impacto en la seguridad y salud del público.
m) Capacidad de contención del dique (volumen y hermeticidad a las fugas).
6.5 Alternativa de inspección interna para determinar el espesor del fondo.
En casos donde la construcción, el tamaño u otros aspectos permiten el acceso desde el exterior al
fondo del tanque para determinar el espesor del fondo, se permite una inspección externa en lugar de
una inspección interna para cumplir con los requerimientos de datos de la tabla 4.4. Sin embargo, en
estos casos, consideraciones de otros ítems del mantenimiento pueden definir el intervalo de las
inspecciones internas. Esta alternativa deberá ser documentada y será parte de los registros
permanentes del tanque.
6.6 Trabajo preparatorio para la inspección interna.
Se deben preparar y seguir procedimientos específicos de trabajo seguro cuando se hagan las
inspecciones para garantizar la seguridad y la salud del personal y se prevengan daños al equipo en el
lugar de trabajo (ver 1.4).
6.7 Listas de chequeo.
El anexo C suministra unas listas de chequeo sugeridas para ser consideradas cuando se hagan
inspecciones en servicio y fuera de servicio.
6.8 Registros.
6.8.1 Generalidades.
Los registros de inspección forman la base de un programa de inspección/mantenimiento planeado.
(Es reconocido que pueden no existir estos registros para tanques antiguos, y la evaluación de estos
tanques se deberá hacer con base en tanques en condiciones similares de servicio). El dueño/operador 18
deberá mantener un archivo completo de los registros que consisten de tres tipos: registros de
construcción, historial de inspección e historial de reparación o alteración.
6.8.2 Registros de construcción.
Los registros de construcción pueden incluir la información de la placa de identificación, los planos, las
especificaciones, el reporte de terminación de la construcción y cualquier resultado de las pruebas y
análisis de los materiales.
6.8.3 Historial de inspección.
El historial de inspección incluye todas las medidas tomadas, la condición de todas las partes
inspeccionadas y un registro de todas las inspecciones de END y pruebas. Una descripción completa
de todas las condiciones inusuales con las recomendaciones para la corrección de los detalles que
provocaron las condiciones también deberá ser incluida. Este archivo también deberá contener la tasa
de corrosión y los cálculos del intervalo de inspección.
6.8.4 Historial de reparación / alteración.
El historial de reparación / alteración incluye todos los datos acumulados de un tanque desde el
momento de su construcción con respecto a reparaciones, alteraciones, reemplazos y cambios de
servicio (registrados con las condiciones de servicio tales como producto almacenado, temperatura y
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presión). Estos registros deberían incluir los resultados de las experiencias con recubrimientos y
revestimientos.
6.9 Reportes.
6.9.1 Generalidades.
Para cada inspección externa efectuada por 6.3.2 y para cada inspección interna efectuada por 6.4, el
Inspector Autorizado deberá preparar un reporte escrito. Estos reportes de las inspecciones como
también las recomendaciones del inspector y la documentación de la disposición del tanque, deberá ser
mantenida por el dueño/operador durante la vida del tanque. Las jurisdicciones locales podrán tener
requerimientos adicionales de reportes y mantenimiento del archivo para las inspecciones de los
tanques.
6.9.2 Contenido del reporte.
Los reportes deberán contener como mínimo la siguiente información:
a) Fecha(s) de la inspección.
b) Tipo de inspección.
c) Alcance de la inspección, incluyendo cualquier área no inspeccionada, con las razones dadas (p. ej.
alcance limitado de la inspección, acceso físico limitado, etc.).
d) Descripción del tanque (número, tamaño, capacidad, año de construcción, materiales de
construcción, historia de servicio, diseño del fondo y techo, etc.).
e) Listado de componentes inspeccionados y condiciones encontradas (listas de chequeo generales
tales como las encontradas en el anexo C pueden ser usadas para identificar el alcance de la inspección)
y las deficiencias encontradas.
f) Métodos de inspección y pruebas usados (visual, MFL, UT, etc.) y resultados de cada método de
inspección o prueba.
g) Tasas de corrosión del fondo y el cuerpo.
h) Mediciones del asentamiento y análisis (si fue efectuado).
i) Recomendaciones por 6.9.3.1
j) Nombre, empresa, número de la certificación API 653 y firma del Inspector Autorizado responsable de
la inspección.
k) Planos, fotografías, reportes de END y cualquier otra información pertinente deberán ser anexados
al reporte.
6.9.3 Recomendaciones.
Los reportes deberán incluir las recomendaciones para las reparaciones y el monitoreo
necesarios para restaurar la integridad del tanque por este estándar o mantener la integridad hasta la
próxima inspección, conjuntamente con las razones para las recomendaciones. El intervalo máximo
18
recomendado de inspección y la base para el cálculo de ese intervalo también deberá ser indicado.
Adicionalmente, los informes pueden incluir observaciones, sugerencias y recomendaciones menos
críticas.
6.9.3.1
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6.9.3.2 Es responsabilidad del dueño/operador del tanque revisar los hallazgos y recomendaciones de
la inspección, establecer el alcance de la reparación, si es necesaria, y determinar el programa
apropiado para las reparaciones, el monitoreo y las actividades de mantenimiento. Consideraciones
típicas del programa y ejemplos de reparaciones son:
a) Antes de regresar el tanque a servicio - reparaciones críticas para la integridad del tanque (p. ej.
reparaciones del fondo o el cuerpo).
b) Después de regresar el tanque a servicio - reparaciones menores y actividades de mantenimiento (p.
ej. mejoramiento del drenaje, pintura, reparación de manómetros, grouting, etc.).
c) En la próxima inspección interna programada - reparaciones y mantenimientos predecidos o
anticipados (p. ej. renovación del recubrimiento, reparaciones planeadas del fondo, etc.).
d) Monitoreo de condiciones por deterioro continuado - (p. ej. corrosión de las chapas del cuerpo o
techo, asentamiento, etc.).
El dueño/operador deberá asegurar que la disposición de todas las reparaciones y monitoreos
recomendados están documentados por escrito y que todas las razones están dadas si las acciones
recomendadas se han demorado o si han sido consideradas innecesarias.
6.10 Ensayos no destructivos.
El personal que hace exámenes no destructivos deberá cumplir con las calificaciones identificadas en
12.1.1.2, pero no necesitan ser certificados de acuerdo con el anexo D. Los resultados de cualquier
trabajo de NDE, sin embargo, deben ser considerados en la evaluación del tanque por un inspector
autorizado.
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SECCIÓN 7 – MATERIALES
7.1 Generalidades.
Esta sección da requerimientos generales para la selección de materiales para la reparación, alteración
y reconstrucción de tanque existentes. Requerimientos específicos para reparaciones y alteraciones
están cubiertos en la Sección 9.
7.2 Materiales nuevos.
Todos los materiales nuevos utilizados para reparación, alteración o reconstrucción, deben cumplir con
el estándar actual aplicable.
7.3 Materiales originales para tanques reconstruidos.
7.3.1 Chapas de cuerpo y fondo soldadas al cuerpo.
7.3.1.1 Todos los materiales de las chapas del cuerpo y fondo deben estar identificados. Materiales
identificados por los planos del contrato original, placas de identificación API u otra documentación
adecuada, no requiere identificación adicional. Materiales no identificados deben ser probados e
identificados según los requerimientos mostrados en 7.3.1.2. Después de identificados se deberá hacer
una determinación de la adecuación de estos materiales para el servicio esperado.
7.3.1.2 Cada chapa individual para la que no exista una adecuada identificación deberá ser sometida a
análisis químico y pruebas mecánicas como se requiere en ASTM A 6 y A 370, incluyendo pruebas
Charpy con entalla en V. Los valores de impacto deberán satisfacer los requerimientos del estándar API 18
650 sección 4.2.9, sección 4.2.10, sección 4.2.11 y tabla 4.4a o 4.4b. Cuando la dirección de laminación
no se conoce con precisión, se deberán tomar dos probetas de tensión de una esquina de cada chapa,
a ángulos rectos entre ellas y una de estas probetas deberán cumplir con los requerimientos de la
especificación.
7.3.1.3 Para materiales conocidos, todas las chapas del cuerpo y del fondo soldadas al cuerpo deberán
cumplir como mínimo con las propiedades químicas y mecánicas del material especificado para la
aplicación, con respecto al espesor y la temperatura de diseño del metal dadas en el estándar API 650
18
figura 4.1a o 4.1b.
7.3.2 Elementos estructurales.
Los perfiles estructurales laminados que serán reutilizados deben cumplir con los requerimientos de
ASTM A 7 como mínimo. Los materiales de los elementos estructurales nuevos deberán cumplir con los
requerimientos de ASTM A 6 o A 992 como mínimo.
Nota: ASTM A 7 fue una especificación de acero que fue descontinuada en la cuarta edición del estándar API
650, 1970.
7.3.3 Bridas y tornillos.
7.3.3.1 El material de las bridas debe cumplir con los requerimientos mínimos de las especificaciones
de materiales del estándar de construcción.
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7.3.3.2 Los pernos y tornillos deben cumplir con las especificaciones de materiales del estándar actual
aplicable.
7.3.4 Techo, fondo y vigas contra viento en chapa.
Si las chapas existentes van a ser usadas para la reconstruir el tanque, deberán ser chequeadas para
ver si tienen corrosión excesiva o picaduras (pitting). (Ver secciones 4 y 6).
7.4 Consumibles de soldadura.
Los materiales consumibles de soldadura deben estar conforme con la clasificación AWS que es
aplicable para el uso esperado.
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SECCIÓN 8 - CONSIDERACIONES DE DISEÑO PARA TANQUES RECONSTRUIDOS.
8.1 Generalidades.
Cualquier consideración específica de diseño distinta a las cargas normales del producto deben ser
especificadas por el dueño/operador. Referirse a 4.4.3, para la definición de sistemas de prevención de
liberación y barrera de prevención de liberación.
8.2 Juntas nuevas de soldadura.
8.2.1 Las juntas nuevas de soldadura deben cumplir con los requerimientos el estándar actual aplicable.
8.2.2 Todas las juntas nuevas del cuerpo deben ser soldaduras a tope, con fusión y penetración
completa.
8.3 Juntas existentes de soldadura.
Las juntas existentes de soldadura deben cumplir con los requerimientos del estándar de construcción.
8.4 Diseño del cuerpo.
8.4.1 Los espesores a ser usados para cada anillo del cuerpo cuando se chequea el diseño del tanque
debe estar basado en en mediciones tomadas dentro de los 180 días previos a la relocalización. (Ver
4.3.2 para el procedimiento de medición, el número y localización de los espesores medidos).
8.4.2 El nivel máximo de diseño del líquido para producto debe ser determinado calculando el nivel
máximo de diseño del líquido para cada anillo del cuerpo basado en la gravedad específica del producto,
el espesor actual medido de cada anillo del cuerpo, el esfuerzo admisible para el material en cada anillo
y el método de diseño a ser usado. El esfuerzo admisible para el material debe ser determinado usando
la tabla 5.2a o tabla 5.2b del estándar API 650. Para materiales no listados en la tabla 5.2a o tabla 5.2b
se debe usar un esfuerzo admisible que sea el menor de 2/3 de la resistencia de fluencia o 2/5 de la
resistencia de tensión.
8.4.3 El máximo nivel de líquido para prueba hidrostática debe ser determinado usando el espesor actual
medido de cada anillo del cuerpo, el esfuerzo admisible para el material en cada anillo y el método de
diseño a ser usado. El esfuerzo admisible para el material debe ser determinado usando la tabla 5.2a o
tabla 5.2b del estándar API 650. Para materiales no listados en la tabla 5.2a o tabla 5.2b se debe usar
un esfuerzo admisible que sea el menor de 3/4 de la resistencia de fluencia o 3/7 de la resistencia de
tensión.
8.4.4 Si es requerida una tolerancia de corrosión para el tanque reconstruido, la tolerancia de corrosión
requerida debe ser deducida del espesor actual antes de calcular el máximo nivel de líquido. Si el
espesor actual es mayor que el necesario para permitir el nivel de líquido requerido, el espesor extra
puede ser considerado como tolerancia de corrosión.
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8.4.5 La eficiencia de la junta y los niveles de esfuerzo admisible usados para el cálculo de diseño del
nivel de líquido deben ser consistentes con el método de diseño usado y con el grado y tipo de
inspección hecha de las juntas soldadas. La eficiencia de la junta y los niveles de esfuerzo admisible
para las juntas soldadas existentes que no son removidas y reemplazadas deben estar basadas en el
grado y tipo de inspección original hecha.
8.5 Penetraciones del cuerpo.
8.5.1 Las penetraciones reemplazadas y nuevas deberán ser diseñadas, detalladas, soldadas y
examinadas para cumplir los requerimientos del estándar actual aplicable.
8.5.2 Las penetraciones existentes deberán ser evaluadas para cumplimiento con el estándar de
construcción original.
8.6 Vigas contra viento y estabilidad del cuerpo.
8.6.1 Las vigas contra viento superiores e intermedias para tanques de extremo superior abierto deben
cumplir con los requerimientos del estándar actual aplicable.
8.6.2 Los tanques que van a ser reconstruidos deberán ser chequeados para pandeo inducido por el
viento de acuerdo con los procedimientos del estándar actual aplicable, usando los requerimientos de
viento para la localización donde el tanque sera reconstruido.
8.7 Techos.
8.7.1 Los diseños de los techos deben cumplir con los requerimientos del estándar de construcción.
8.7.2 Si el nuevo sitio requiere cargas de diseño más grandes que el sitio original, la adecuación del
techo existente debe ser evaluada usando el estándar actual aplicable.
8.8 Diseño sísmico.
Tanques que serán reconstruidos deberán ser chequeados para estabilidad sísmica con base en las
reglas del estándar actual aplicable, usando las dimensiones y espesores del tanque reconstruido. Los
tanques reconstruidos deberán ser construidos para cumplir con los requerimientos del estándar actual
aplicable. Pueden ser requeridas chapas del fondo más gruesas debajo del anillo inferior del cuerpo o
anclaje del tanque, aún si no fueron usados en el tanque original.
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Estándar API 653
SECCIÓN 9 - REPARACION Y ALTERACION DEL TANQUE
9.1 Generalidades.
9.1.1 La base para las reparaciones y alteraciones deberá ser una equivalencia del estándar API 650.
9.1.2 Los requerimientos de prueba hidrostática, ensayos no destructivos, criterios de aceptación para
las soldaduras y reparaciones de las chapas del cuerpo y las soldaduras, están especificados en la
sección 12.
9.1.3 Todos los trabajos de reparación deben ser autorizados por el Inspector Autorizado o un ingeniero
con experiencia en el diseño de tanques, antes del inicio de los trabajos de reparación. La autorización
para las alteraciones de los tanques de almacenamiento que cumplan con el estándar API 650 no se
puede dar sin que previamente sean consultadas y aprobadas por un ingeniero con experiencia en el
diseño de tanques de almacenamiento. El inspector autorizado designará los puntos de espera
requeridos para la inspección durante la secuencia de reparación o alteración y la documentación
mínima que debe ser entregada a la terminación del trabajo. El inspector autorizado puede dar
autorización previa general para reparaciones limitadas o de rutina, siempre y cuando que el Inspector
autorizado esté seguro de que las reparaciones no requerirán prueba hidrostática o no requieren una
evaluación de ingeniería.
9.1.4 Todo el diseño propuesto, la ejecución del trabajo, los materiales, los procedimientos de soldadura,
la examinación y métodos de prueba deberán ser aprobados por el inspector autorizado o por un
ingeniero con experiencia en diseño de tanques de almacenamiento. El inspector autorizado o un
ingeniero con experiencia en el diseño de tanques de almacenamiento deberá aprobar todos los trabajos
especificados de reparación y alteración en los puntos de espera designados y después de que las
reparaciones y alteraciones se han completado de acuerdo con los requisitos de esta norma.
9.1.5 El anexo 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. El anexo F no esta previsto para ser utilizado solo para determinar los requerimientos
de examinación para el trabajo cubierto en este documento. Los requisitos específicos que están
listadas entre la sección 1 y la Sección 12 deberán ser seguidos en todos los casos.
9.2
Remoción y reemplazo de material de chapa del cuerpo.
9.2.1 Espesor mínimo de chapa de reemplazo del cuerpo.
El espesor mínimo para reemplazo del cuerpo se deberá calcular de acuerdo con el estándar aplicable.
El espesor de la chapa de reemplazo del cuerpo no debe ser menor al mayor espesor nominal de
cualquier chapa adyacente del mismo anillo. Cualquier cambio en las condiciones de diseño original tal
como gravedad específica, presión de diseño, nivel del líquido y altura del cuerpo, deberá ser
considerado.
9.2.2 Dimensión mínima de la lamina de reemplazo del cuerpo.
9.2.2.1 La dimensión mínima será la mayor entre 12 in ó 12 veces el espesor de la chapa de reemplazo.
Las chapas de reemplazo pueden ser circulares, oblongas o cuadradas o rectangulares con las esquinas
redondeadas, excepto cuando se reemplace una chapa completa del cuerpo. La figura 9.1 muestra los
detalles típicos de chapas de reemplazo del cuerpo aceptables.
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Estándar API 653
9.2.2.2 Cuando una o más chapas completas del cuerpo o segmentos del cuerpo de altura total van a
ser removidos y reemplazados, se deben mantener los requerimientos de espaciamiento mínimo
especificado para las juntas verticales. Es aceptable remover y reemplazar chapas 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.
9.2.3 Diseño de las juntas soldadas.
9.2.3.1 Las chapas de reemplazo del cuerpo deberán ser soldadas con juntas a tope con penetración y
fusión completa, excepto como se permite para las reparaciones del cuerpo con parches traslapados.
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Estándar API 653
9.2.3.2 Los diseños de las juntas de soldadura para las chapas de reemplazo del cuerpo deberán ser
de acuerdo con API 650 sección 5.1.5.1 hasta sección 5.1.5.3. Las juntas en un tanque con juntas
soldadas traslapadas pueden ser reparados de acuerdo con el estándar de construcción. El diseño de
juntas soldadas traslapadas para las reparaciones del cuerpo con parches traslapados deberá cumplir
con los requerimientos de 9.3. Los detalles de soldadura deberán estar de acuerdo con 7.2 de API 650
y la sección 9 de este estándar.
9.2.3.3 Para chapas existentes del cuerpo de más de ½ in de espesor, el borde exterior de la soldadura
a tope de unión con las chapas de reemplazo del cuerpo será al menos el mayor entre 8 veces el espesor
de la soldadura o de 10 in desde el borde exterior de las juntas soldadas a tope existentes del cuerpo.
Para chapas del cuerpo existente de ½ in de espesor y menor, el espaciamiento puede ser reducido a 6
in desde el borde exterior de las juntas verticales o 3 in desde el borde exterior de las juntas horizontales.
Ver la figura 9.1 para las dimensiones mínimas.
Para chapas existentes del cuerpo de más de ½ in de espesor, el borde exterior de la soldadura a tope
de unión con las chapas de reemplazo del cuerpo será al menos el mayor entre 8 veces el espesor de
la soldadura o de 10 in desde el borde exterior de las juntas de soldadura de filete de unión del anillo
inferior del cuerpo al fondo, excepto cuando la chapa de reemplazo del cuerpo se extiende hasta e
intersecta la junta fondo-cuerpo a aproximadamente 90°. Para chapas del cuerpo existente de ½ in de
espesor y menor, el espaciamiento puede ser reducido a 6 in. Para chapas del cuerpo de tenacidad
desconocida que no cumple los criterios de exención de la figura 5.2, el borde de cualquier soldadura
vertical que une una chapa de reemplazo deberá estar a 3 in o 5t desde el borde de una soldadura de
unión en la chapa anular del fondo o a las soldaduras de unión de las chapas del fondo debajo del
cuerpo del tanque. La figura 9.1 tiene las dimensiones mínimas.
9.2.3.4 Para reducir el potencial de distorsión de un tanque existente debido a la soldadura de una chapa
de reemplazo en un anillo del cuerpo, el armado, la entrada de calor en la junta y la secuencia de
soldadura deberá ser considerado.
9.2.4 Instalación de puertas de acceso (door sheet)
Esta sección describe los requisitos para la reinstalación o el reemplazo de una puerta de acceso. Los
requisitos de la figura 9.1, figura 9.2, figura 9.3, figura 9.4 y figura 9.5 deberán usados para localizar
puertas de acceso con relación a las soldaduras existentes, a menos que un diseño alternativo ha sido
diseñado por un ingeniero de tanques de almacenamiento y el dueño/operador aprueba la alternativa
por escrito.
9.2.4.1 La instalación de puertas de acceso deberá cumplir con los requerimientos de 9.2.1, 9.2.2, 9.2.3
y 12.2.1.6.
9.2.4.2 La sección de chapa o chapa del cuerpo removida para la puerta de acceso en un tanque soldado
a tope puede ser reinstalado en su localización original o la sección puede ser reemplazado con material
nuevo de plancha o chapa del cuerpo. En cualquier caso, la instalación de la puerta de acceso deberá
utilizar juntas con penetración y fusión completa.
9.2.4.3 Para tanques con juntas traslapadas soldadas y tanques remachados, la reinstalación de una
sección de chapa o chapa original que cruza una junta horizonte existente no está permitido.
9.2.4.4 Las puertas de acceso que cruzan juntas verticales remachadas o soldadas traslapadas no están
permitidos en ningún caso.
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9.2.4.5 Si una línea de corte vertical de una puerta de acceso cruza una junta existente en un tanque
soldado a tope sin un desfase (offset) y la sección removida es re-instalada entonces deberá ser
requerida inspección END adicional en la intersección de la nueva soldadura vertical y la junta de
soldadura horizontal existente. Adicionalmente a los requerimientos de inspección END de 12.1.5.1 la
superficie posterior preparada del pase de raíz y el pase final (a cada lado) de las soldaduras nuevas
deberán ser inspeccionadas por los métodos de partículas magnéticas o líquidos penetrantes. La junta
de soldadura horizontal existente intersectada por la soldadura vertical nueva también deberá ser
examinada por los métodos de partículas magnéticas o líquidos penetrantes en una distancia de 6
pulgadas a ambos lados.
NOTA “Desfase” ("offset") es la distancia horizontal entre las soldaduras verticales por arriba y por debajo de
una junta horizontal, como se muestra en la figura 9.2, figura 9.3 y figura 9.5.
9.2.4.6 Si una línea de corte vertical de una puerta de acceso cruza una junta existente en un tanque
soldado a tope con un desfase, el mínimo desfase debe ser igual a la dimensión "V" como se muestra
en la Figura 9.5. Previamente a la soldadura de las juntas verticales nuevas, se debe cortar la junta de
soldadura horizontal existente en un mínimo de 12 pulgadas más allá de las juntas verticales nuevas.
Soldar la junta horizontal de último.
9.2.4.7 Si una línea de corte de una puerta de acceso cruza una junta horizontal traslapada soldada o
remachada, el ensamble de reemplazo deberá ser construido de dos planchas separadas, con la
sección inferior soldada a tope al anillo del cuerpo adyacente por medio de soldaduras verticales de
completa penetración y completa fusión. La sección superior deberá ser traslapada por encima o por
debajo de la sección inferior y la plancha o chapa superior deberá ser soldada a tope con la plancha o
chapa existente del cuerpo. Después de que las soldaduras a tope son completadas el traslape
horizontal deberá ser soldado con un filete de soldadura a lo largo de los bordes tanto interior como
exterior.
9.2.4.8 Las nuevas juntas de soldadura en tanques remachados deberán ser localizadas a un mínimo
de 12 pulgadas de las juntas remachadas existentes para minimizar el potencial de fugas de los
remaches y las juntas remachadas o los remaches y las juntas traslapadas remachadas deberán ser
soldadas con soldadura de sello o sellado con la aplicación de calafateado o de recubrimiento que sea
compatible con el producto específico almacenado.
NOTA: El calor generado por la soldadura puede causar fuga en los remaches y juntas remachadas cercanos.
9.3
Reparaciones del cuerpo con parches traslapados.
9.3.1 La reparación del cuerpo con parches traslapados es una forma aceptable de reparación para
tanques fabricados por soldaduras a tope, por chapas traslapadas soldadas o con cuerpos remachados,
bajo las condiciones mostradas en 9.3.2, 9.3.3 y 9.3.4, solamente cuando sea especificado por el dueño.
Adicionalmente, los detalles de las reparaciones deberán cumplir con los requerimientos de 9.3.1.1 a
9.3.1.10. Estas reparaciones son reparaciones permanentes sujetas a los programas de inspección y
mantenimiento del tanque. Estos requerimientos pueden ser usados para evaluar reparaciones
existentes a cuerpos con parches traslapados; sin embargo, los límites de espesor de la chapa no
necesitan ser aplicados.
9.3.1.1 Todos los materiales de reparación utilizados deben cumplir con los requerimientos del estándar
aplicable de construcción y del código API 653.
9.3.1.2 Las reparaciones del cuerpo con parches traslapados no se deben usar en ningún anillo del
cuerpo cuyo espesor (original de construcción) exceda de ½ in ni para reemplazar puertas de acceso
(door sheets) o chapas del cuerpo.
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9.3.1.3 Excepto como se permite en 9.3.3.2 y 9.3.4.3 el material de la reparación deberá ser el menor
entre ½ in o el espesor de las chapas del cuerpo adyacentes a la reparación, pero no debe ser menor
de 3/16 in.
9.3.1.4 La forma de la chapa del parche de reparación puede ser circular, oblonga o cuadrada o
rectangulares. Todas las esquinas, excepto en la junta cuerpo-fondo, deberán ser redondeadas a un
radio mínimo de 2 in. Las formas de las chapas de refuerzo de boquillas del estándar API 650 figura 5.8
también son aceptables.
9.3.1.5 Las chapas del parche de reparación pueden cruzar las juntas verticales u horizontales a tope
del cuerpo que han sido pulidas o esmeriladas a ras, pero deberán traslaparse como mínimo 6 in más
allá de la soldadura del cuerpo. Los requerimientos de espaciamiento de la figura 9.1 deberán ser
usados como base para localizar las chapas de reparación con respecto a las soldaduras a tope, filetes
soldados y juntas remachadas y otras chapas de reparación.
9.3.1.6 Las chapas de reparación se pueden extender e intersectar con la junta externa cuerpo-fondo si
los lados verticales intersectan la chapa del fondo con un ángulo de 90° y la soldadura cuerpo-fondo
está conforme con la figura 9-6. Las chapas de reparación puestas por el lado interior del cuerpo se
deberán colocar con una distancia mínima de 6 in entre las líneas de fusión de los filetes de soldadura
del parche y la junta cuerpo-fondo.
W = el menor espesor entre la chapa de reparación y la chapa del fondo.
Figura 9.6 - Chapas de reparación traslapadas a la unión externa cuerpo- fondo.
9.3.1.7 Las dimensiones máximas verticales y horizontales de las chapas de reparación son de 48 in y
72 in respectivamente. La dimensión mínima de la platina de reparación es de 4 in. Las chapas de
reparación se deben conformar con la curvatura del radio del cuerpo.
9.3.1.8 Las conexiones y sus refuerzos no deben quedar localizadas dentro de una reparación del
cuerpo con parches traslapados.
9.3.1.9 Previamente a la aplicación de una reparación del cuerpo con un parche traslapado, se deben
inspeccionar ultrasónicamente las áreas a ser soldadas para verificar el espesor remanente y que no
haya defectos.
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9.3.1.10 Las chapas de reparación no deberán ser traslapadas sobre juntas traslapadas de soldadura
del cuerpo, juntas remachadas del cuerpo, otras chapas traslapadas de reparación, áreas
distorsionadas o grietas o defectos no reparados.
9.3.2 Las chapas traslapadas de reparación se pueden utilizar para el taponamiento de huecos
ocasionados por la remoción de conexiones del cuerpo o la remoción de áreas severamente corroídas
o erosionadas. Adicionalmente se deberán satisfacer los siguientes requerimientos.
9.3.2.1 La soldadura deberá ser continua en el perímetro de la chapa de reparación y en el perímetro
interior del hueco en el cuerpo. El diámetro mínimo del hueco será de 2 in. Las aberturas en el cuerpo
debidas a la remoción de chapa deberán tener un radio de redondeo mínimo de 2 in en sus esquinas.
9.3.2.2 Los cuellos de las conexiones y las chapas de refuerzo de las mismas se deberán remover
completamente antes de la instalación de las chapas de reparación.
9.3.2.3 La selección del espesor de la chapa de reparación deberá estar basado en un diseño que esté
conforme con el código de construcción aplicable y con el estándar API 653, usando una eficiencia de
la junta que no exceda de 0.70. Las soldaduras de la chapa de reparación deberán ser filetes completos.
El tamaño mínimo de la chapa de reparación deberá ser de 4 in con un traslape mínimo de 1 in y máximo
de 8 veces el espesor del cuerpo (8t).
9.3.2.4 El espesor de la chapa de reparación no deberá exceder el espesor nominal de la chapa del
cuerpo adyacente a la reparación.
9.3.3 La reparación con parches traslapados puede ser utilizada para reforzar áreas de chapas muy
deterioradas que no estén en capacidad de resistir las cargas de servicio a las que está sometido el
tanque. La reparación con parches se puede utilizar también para reparar cuerpos que están por debajo
del espesor de retiro, siempre y cuando se cumplan los siguientes requerimientos adicionales:
9.3.3.1 La selección del espesor de la chapa de reparación se deberá estar basado en un diseño que
esté conforme con el código de construcción aplicable y con el estándar API 653, usando una eficiencia
de la junta que no exceda de 0.35. El perímetro de la soldadura deberá ser filete completo.
9.3.3.2 El espesor de la chapa de reparación no deberá exceder el espesor de la chapa del cuerpo en
el perímetro de la chapa de reparación por más de un tercio, pero no más de 1/8 in. El espesor de la
chapa de reparación no deberá exceder de ½ in.
9.3.3.3 La resistencia remanente del área deteriorada debajo de la chapa de reparación no deberá ser
considerado como efectiva para soportar las cargas calculadas de servicio o prueba hidrostática.
9.3.4 La reparación con parches traslapados puede ser utilizada para reparar pequeñas fugas del cuerpo
o minimizar el potencial de fugas de picaduras severas aisladas o picaduras generalizadas en una área
amplia, si se cumplen los siguientes requerimientos adicionales.
9.3.4.1 El espesor existente del cuerpo, excluyendo los huecos y las picaduras por corrosión, cumple
con el espesor mínimo aceptable del cuerpo como es determinado de acuerdo con los parágrafos 4.3.2
y 4.3.3.
9.3.4.2 La chapa de reparación es diseñada para soportar la carga de prueba hidrostática entre la chapa
de reparación y el cuerpo asumiendo que existe un hueco en el cuerpo y usando una eficiencia de la
junta de 0.35.
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9.3.4.3 El espesor de la chapa de reparación no deberá exceder el espesor de la chapa del cuerpo en
el perímetro de la chapa de reparación por más de un tercio, pero no más de 1/8 in. El espesor de la
chapa de reparación no deberá ser más delgada de 3/16 in ni más gruesa de ½ in. Se requiere filete
completo en el perímetro de la soldadura.
9.3.4.4 Este método de reparación no deberá ser usado si la exposición de los filetes de soldadura al
producto contenido en el tanque puede ocasionar corrosión localizada o si es probable que se forme
una celda de corrosión entre la chapa de la reparación y la chapa del cuerpo.
9.3.4.5 Este método de reparación no deberá ser usado para reparar fugas del cuerpo si la presencia
del producto contenido en el tanque, entre la chapa del cuerpo y la chapa de la reparación impedirá la
liberación de gases desde el tanque, para efectuar un trabajo en caliente.
9.3.4.6 El espesor existente de la chapa del cuerpo debajo de la chapa de reparación deberá ser
evaluada en cada inspección futura para asegurar que satisface los requerimientos del parágrafo
9.3.4.1. Si el espesor existente de la chapa del cuerpo no satisface 9.3.4.1 o la chapa de reparación no
satisface 9.3.3, se deberá reparar el área de acuerdo con 9.2 o 9.3.2.
9.4 Reparación de defectos de la lamina del cuerpo.
La necesidad de reparación de indicaciones tales como grietas, socavados o desgarraduras (tales como
las que quedan después de la remoción de elementos temporales), picaduras muy dispersas y áreas
corroídas descubiertas durante la inspección deberá ser determinada considerando cada caso
individual, de acuerdo con la sección 4. En áreas donde el espesor de la chapa del cuerpo excede las
condiciones requeridas de diseño, se permite esmerilar las irregularidades hasta obtener un contorno
suave y en una extensión tal que el espesor remanente sea adecuado para las condiciones de diseño.
Cuando el esmerilado hasta obtener una superficie con un contorno suave resultare en un espesor de
la chapa del cuerpo inaceptable, se podrá reparar la chapa del cuerpo depositando soldadura seguida
de inspección no-destructiva y pruebas de acuerdo con el parágrafo 12.1.8. Si áreas más extensas del
cuerpo requieren reparación, se deberá considerar el uso de chapas de reemplazo soldadas a tope o
parches de chapa traslapados soldados.
9.5 Alteración de los cuerpos para cambiar la altura.
Los cuerpos de los tanques pueden ser alterados adicionando material nuevo de chapa para aumentar
la altura del tanque. La altura del cuerpo modificado deberá estar de acuerdo con los requerimientos del
estándar actual aplicable y deberá tomar en consideración todas las cargas tales como las de viento y
sismo.
9.6 Reparación de soldaduras defectuosas.
Reparación de defectos de soldadura y discontinuidades están descritos en las siguientes
subsecciones.
9.6.1 Grietas, faltas de fusión y escorias y porosidad no aceptables que requieran reparación deberán
ser removidas completamente por arco-aire o esmeriladora y la cavidad resultante preparada
apropiadamente para soldadura y después ser soldada.
9.6.2 El refuerzo excesivo de la soldadura deberá ser reparado por esmerilado si es requerido por
4.3.8.2.
9.6.3 Socavados en soldaduras existentes considerados inaceptables deberán ser reparados con
soldadura adicional o esmerilado, como sea apropiado.
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9.6.4 Juntas de soldadura que han experimentado pérdida de metal inaceptable debido a corrosión
deberán ser reparados por esmerilado o soldadura.
9.6.5 Los defectos superficiales inaceptables deberán ser reparadas por esmerilado o soldadura.
9.6.6 Después de la reparación de los defectos de soldadura listados en 9.6, las áreas reparadas
deberán ser examinadas de acuerdo con los requerimientos de 12.1.3, excepto que las reparaciones
por socavados, corrosión y defectos superficiales en soldaduras a tope no necesitan examinación
radiográfica o por ultrasonido.
9.7 Reparación de las penetraciones (conexiones) del cuerpo.
9.7.1 Las reparaciones de penetraciones existentes deberán estar de acuerdo con los requerimientos
del estándar API 650 sección 5.7.
9.7.2 Se pueden adicionar chapas de refuerzos a boquillas existentes que no los tengan, cuando se
considere apropiado. La chapa de refuerzo deberá cumplir con todos los requerimientos dimensionales
y de espaciamiento de la soldadura del estándar API 650 sección 5.7. Ver la figura 9.7 y la figura 9.8
para detalles aceptables.
9.7.3 Como una alternativa, las chapas de refuerzo pueden ser adicionadas por la parte interior del
tanque siempre y cuando exista suficiente proyección del cuello de la conexión.
Figura 9.7 - Detalle típico de adición de chapa de refuerzo a boquilla existente del cuerpo.
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Figura 9.8 - Detalle típico de adición de chapa de refuerzo con forma de lápida (tombstone) a boquilla
existente del cuerpo.
9.8 Adición o reemplazo de las penetraciones del cuerpo.
9.8.1 Las penetraciones nuevas en el cuerpo (adición o reemplazo) deberán estar de acuerdo con los
requerimientos de materiales, diseño y alivio de esfuerzos del estándar API 650 sección 5.7 y de
acuerdo con 9.8.2 hasta 9.8.6 de este estándar.
9.8.2 El área requerida de refuerzo de la penetración del estándar API 650, sección 5.7.2, deberá ser
determinada usando el espesor requerido del cuerpo calculado con la ecuación en 4.3.3.1 b) de este
estándar, excepto que la variable S deberá ser el esfuerzo admisible de diseño de la tabla 5.2a o 5.2b
de API 650 para la chapa del cuerpo existente; usar 20,000 lbf/in2 si es de material desconocido. Se
puede usar una eficiencia de la junta de 1.0 (ver 9.8.5). La variable H deberá ser la altura desde la línea
de centro de la penetración hasta el nivel máximo del líquido, en ft.
9.8.3 Las penetraciones deberán ser prefabricadas en ensambles de inserto con alivio térmico de
esfuerzos cuando es requerido por el estándar API 650, parágrafo 5.7.4. Se puede usar API 650,
parágrafo 4.1.5, cuando el material de refuerzo es de los grupos IV hasta VI y el cuerpo existente es de
material de los grupos I hasta IIIA, de API 650.
9.8.4 Se deben cumplir con los siguientes requerimientos durante el montaje:
a) Si se utiliza diseño de refuerzo integral con chapa de inserto engrosada, la chapa de inserto
engrosada en su periferia deberá tener una transición de reducción de 1:4 que se ajuste con el espesor
nominal de la chapa del cuerpo adyacente.
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b) El espaciamiento entre las soldaduras debe ser de acuerdo con API 653 figura 9.1.
c) La chapa nueva insertada o la chapa de inserto engrosada deberá ser unida al material del cuerpo
existente con soldadura a tope de completa penetración y fusión.
9.8.5 Se deberán hacer examinaciones de acuerdo con la sección 12, excepto que las penetraciones
localizadas en una junta del cuerpo deberán recibir inspección radiográfica adicional de acuerdo con
API 650, parágrafo 5.7.3.4.
9.8.6 Penetraciones mayores de 4 in NPS deberán ser instaladas con el uso de una chapa insertada o
una chapa de inserto engrosada si el espesor de la chapa del cuerpo es mayor de ½ in y el material de
la chapa del cuerpo no cumple con los criterios de la temperatura de diseño del metal actual.
Adicionalmente se deben cumplir los siguientes requerimientos:
a) Para chapa insertada o chapa de inserto engrosada el diámetro mínimo deberá ser como mínimo el
mayor entre 1) el doble del diámetro del hueco en la chapa de inserto que acomoda la boquilla orientada
radialmente, o 2) el diámetro del hueco en la chapa de inserto más 12 in.
b) Para una chapa de inserto no circular o una chapa de inserto engrosada, la dimensión mínima a
través de la chapa de inserto de borde a borde en cualquier dirección (si no es circular), deberá ser al
menos la mayor entre 1) el doble de la dimensión del hueco en la chapa de inserto o chapa de inserto
engrosada en esa dirección, o 2) la dimensión del hueco en la chapa de inserto o chapa de inserto
engrosada en esa dirección más 12 in.
9.9 Alteración de las penetraciones existentes del cuerpo.
9.9.1 Las penetraciones existentes se pueden modificar si los detalles alterados cumplen con los
requerimientos de API 650 sección 5.7, incluyendo los de área mínima de refuerzo y los de
espaciamiento de las soldaduras alrededor de las conexiones.
9.9.2 Cuando se instala un nuevo fondo puede ser necesario alterar las penetraciones existentes en el
anillo inferior del cuerpo. Si el nuevo fondo se pone haciendo cortes a través del cuerpo varias pulgadas
por encima del fondo actual puede ocurrir que las distancias mínimas existentes alrededor de las
penetraciones y la nueva soldadura fondo-cuerpo no cumplan con los requisitos del estándar API 650.
Opciones para la alteración de penetraciones o chapas de refuerzo se dan en 9.9.2.1 hasta 9.9.2.3.
9.9.2.1 La chapa de refuerzo existente puede ser recortada, para incrementar la distancia entre las
soldaduras, siempre que el detalle alterado cumpla con los requerimientos del estándar API 650 sección
5.7. Se debe tener cuidado durante la operación de corte para evitar dañar el material del cuerpo por
debajo de la chapa de refuerzo. La soldadura existente que une la porción de la chapa de refuerzo que
va ser removida deberá ser removida completamente por esmerilado o arco-aire. El espaciamiento
mínimo requerido de las soldaduras puede ser reducido por 9.10.2.7(a) o (b) si los requerimientos de
9.10.2.7(c), (d) y (e) son cumplidos.
9.9.2.2 La chapa de refuerzo existente puede ser removida y una nueva chapa puede ser instalada,
excepto que el reemplazo de la chapa de refuerzo no es permitido en ensambles existentes que han
sido aliviados de esfuerzos térmicamente a menos que los requisitos de 11.3 sean cumplidos. Si no se
sabe si el ensamble fue aliviado de esfuerzos térmicamente, entonces la alteración deberá cumplir los
requisitos de API 650, Sección 5.7.4. Se debe ejercer cuidado cuando se remueva la chapa de refuerzo
existente para evitar dañar la chapa del cuerpo debajo de la chapa de refuerzo. Cuando la mitad superior
de la chapa de refuerzo existente cumple todos los requerimientos de API 650 se puede dejar en su
lugar con la aprobación del Comprador. En este caso, sólo la mitad inferior de la chapa de refuerzo
existente necesita ser retirada y reemplazada con una nueva. La mitad superior existente de la chapa
de refuerzo y la nueva sección inferior deberá tener un agujero de detección nuevo, si es necesario, o
un agujero taladrado y un niple de tubo soldado acoplado para la prueba neumática. El espesor de la
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chapa del cuerpo debajo del agujero de detección o del agujero taladrado deberá ser chequeado
después de la perforación y el espesor no deberá ser menor a 1/2 tmín, según lo calculado en 4.3.3.1
más cualquier tolerancia de corrosión requerida. Las soldaduras a ser reemplazadas alrededor del
perímetro de la chapa de refuerzo y entre la chapa de refuerzo y el cuello de la penetración deberán ser
completamente removidas por excavado y esmerilado. La nueva chapa de refuerzo deberá estar de
acuerdo con la figura 9.7. Si es requerido mantener el espaciado de la soldadura, una chapa de refuerzo
en forma de lápida puede ser utilizada (ver figura 9.8).
9.9.2.3 La penetración existente puede ser movida cortando la sección del cuerpo que la contiene,
incluyendo la chapa de refuerzo y levantando el ensamble a la elevación correcta (ver figura 9.9).
9.9.3 Cualquier componente de la penetración (cuello, brida y chapa de refuerzo) que esté en condición
adecuada de servicio después de ser removida, puede ser reutilizada.
Figura 9.9 - Método para elevar conexiones en el cuerpo.
9.9.4 Un fondo nuevo puede ser instalado a través de una chapa de refuerzo tipo lápida existente, si los
requerimientos de refuerzo y de espaciamiento de la soldadura se cumplen como se especifica en API
650. Uno de los siguientes métodos deberá ser usado.
a) Remover solamente la parte de la chapa de refuerzo existente necesario para soldad y probar la
nueva soldadura fondo-cuerpo. El borde inferior de la chapa de refuerzo deberá ser cortada
razonablemente recta y horizontal y biselada para facilitar la soldadura. Ver la figura 9.10 para los
detalles de las juntas soldadas.
b) Biselar el cuerpo desde el interior para permitir una soldadura de penetración completa entre el fondo
y el cuerpo. Este método deberá ser utilizado solamente en tanques en los que el espesor de la chapa
anular o de la chapa de borde del fondo es igual o mayor a 10 mm (3/8 in). Este detalle de soldadura
deberá ser utilizado a lo largo del ancho completo de la chapa de refuerzo y se deberá extender por un
mínimo de 25 mm (1 in) más allá de los bordes de la chapa de refuerzo. Más allá de la chapa de refuerzo,
la soldadura de penetración total deberá ser unida a la parte exterior de la soldadura de filete cuerpofondo para crear una "parada de agua" y luego una transición al detalle típico de soldadura cuerpofondo. Ver la Figura 9.11 para los detalles de las juntas soldadas.
c) La parte inferior de la chapa de refuerzo puede ser removida usando un corte horizontal entre la parte
inferior del cuello de la boquilla y el fondo nuevo según los requisitos de la figure 9.12. La chapa de
refuerzo removida (o nueva) deberá ser preparada para una soldadura de empalme de fusión completa
con agujero de detección adicionado (ver la figura 9.12). La chapa de refuerzo removida (o nueva)
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deberá ser reinstalada después de que la soldadura cuerpo-fondo se ha terminado, inspeccionado y
probado. La soldadura de empalme deberá ser hecha antes de hacer la soldadura de la chapa de
refuerzo a la soldadura del fondo. La soldadura de empalme terminada deberá ser examinada por
partículas magnéticas.
d) La parte inferior de la chapa de refuerzo existente puede ser removida y vuelta a instalar después de
que la nueva soldadura cuerpo-fondo es terminada. La chapa de refuerzo existente deberá ser cortada
por la línea central horizontal de la boquilla. Agujeros de detección se requieren en ambas partes de la
chapa de refuerzo (ver la figura 9.8).
e) La chapa de refuerzo existente puede ser removida, modificada y vuelta a instalar después de que la
nueva soldadura cuerpo-fondo es terminada (ver la figura 9.8).
NOTA 1 Las opciones d) y e) no están permitidas en las boquillas existentes tratadas térmicamente después
de la soldadura, a menos que se cumplan los requerimientos de 11.3.
NOTA 2 Para minimizar el daño a la chapa del cuerpo que se pueda ocasionar cuando tales reparaciones
son hechas, se debe tener cuidado cuando se remueva la chapa de refuerzo existente.
NOTA 1 En el uso de este detalle, se debe confirmar que la distancia desde la parte superior del
nuevo fondo hasta el centro de la boquilla cumple con API 650, tabla 5-6a o tabla 5-6b.
NOTA 2 Todas las soldaduras mostradas deberán ser examinadas individualmente según API
650, Sección 7.2.4.
Figura 9.10 - Detalles de instalación de un fondo nuevo a través de una chapa de refuerzo
existente tipo lápida.
9.10 Reparación de los fondos de los tanques.
9.10.1 Reparación de una porción de fondos de tanques.
9.10.1.1 Requerimientos de reparación en la zona general del fondo.
El uso de parches soldados para la reparación de porciones de fondos uniformemente soportados de
tanques es permitido, dentro de las limitaciones dadas en esta sección y el parágrafo 9.10.1.2. Ver la
figura 9.13 para detalles aceptables para chapas traslapadas soldadas de reparación.
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a) La dimensión mínima de un parche soldado que se traslapa sobre una soldadura ó un parche
existente del fondo es de 12 in. La forma del parche puede ser circular, oblonga o poligonal con esquinas
redondeadas.
b) Un parche soldado menor de 12 in de diámetro es permitido si: no se traslapa sobre ninguna
soldadura del fondo; no está puesto total o parcialmente sobre un parche existente; y se extiende más
allá del área corroída del fondo, si hay alguna, al menos 2 in. Este chapa del parche no deberá ser
menor de 6 in a través de cualquier dimensión.
c) Las chapas de parches soldados traslapados no deberán ser puestas sobre áreas del fondo del
tanque que tienen hundimientos generalizados, hundimientos localizados [excepto como se permite en
9.10.1.1d)], asentamientos o distorsiones mayores que los límites en el anexo B.
Nota: si el tanque aún está presentando asentamientos, puede no ser recomendable la adición de parches
soldados traslapados.
NOTA 1 En el uso de este detalle, se debe confirmar que la distancia desde la parte superior del
nuevo fondo hasta el centro de la boquilla cumple con API 650, tabla 5-6a o tabla 5-6b.
NOTA 2 Todas las soldaduras mostradas deberán ser examinadas individualmente según API
650, Sección 7.2.4.
Figura 9.11 - Detalles de instalación de un fondo nuevo a través de una chapa de refuerzo existente
tipo lápida.
d) Un parche soldado traslapado puede ser puesto sobre una abolladura mecánica o una área que tiene
un hundimiento localizado si: su dimensión no soportada no excede de 12 in en cualquier dirección; tiene
un espesor de al menos ¼ in; es al menos tan grueso como el fondo existente; y no se traslapa sobre
soldaduras u otros parches del fondo, excepto para tanques diseñados de acuerdo con API 650 anexo
M, los cuales deberán tener parches soldados traslapados de al menos 3/8 in de espesor.
e) Estas reparaciones son reparaciones permanentes, sujetas al programa de inspección y
mantenimiento del tanque.
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Caso 1 – El material del cuerpo cumple con los requerimientos de tenacidad de API 650, séptima
edición o posterior y la boquilla fue aliviada térmicamente (PWHT).
Caso 2 – El material del cuerpo cumple con los requerimientos de tenacidad de API 650, séptima
edición o posterior.
Caso 3 – El material del cuerpo no cumple con los requerimientos de tenacidad de API 650,
séptima edición o posterior.
NOTA 1 En el uso de este detalle, se debe confirmar que la distancia desde la parte superior del
nuevo fondo hasta el centro de la boquilla cumple con API 650, tabla 5-6a o tabla 5-6b y que
adicionalmente hay suficiente espacio para suminsitrar los mínimos espaciamientos H y J.
NOTA 2 Todas las soldaduras mostradas deberán ser examinadas individualmente según API
650, Sección 7.2.4
Figura 9.12 - Detalles de instalación de un fondo nuevo a través de una chapa de refuerzo existente
tipo lápida.
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f) La instalación de un sumidero nuevo deberá estar de acuerdo con API 650, sección 5.8.7, tablas 5.16a
y 5.16b y la figura 5.21.
g) Las dimensiones indicadas son desde la línea de fusión de las soldaduras de filete o hasta la línea
central de la soldadura a tope y también se aplican a las soldaduras nuevas a existentes.
h) Cuando el borde de una chapa de un parche soldado es aproximadamente paralelo a una junta del
fondo, el borde deberá ser mantenido a por lo menos 2 in desde junta de soldadura. Las chapas de
parches que no crucen una junta traslapada existente del fondo no deben estar más cerca que 2 in de
cualquier otra soldadura traslapada del fondo.
i) Las chapas de parches que cubren traslapes triples deben extenderse un mínimo de 12 in en todas
las direcciones a lo largo de todas las soldaduras traslapadas del fondo más allá del traslape triple.
j) Las chapas de parches que cruzan una soldadura existente del fondo no deben estar más cerca de 4
in de un traslape triple adyacente.
k) Los parches que cruzan juntas traslapadas existentes del fondo deberán cruzarlas creando un ángulo
de no menos de 45 grados. Los parches sobre traslapes triples deberán cruzar las juntas a 45 grados o
90 grados.
9.10.1.2
Reparaciones dentro de la zona crítica del fondo.
El uso de parches soldados es permitido para la reparación de porciones de fondos de tanques dentro
de la zona crítica (ver definición en 3.10), siempre y cuando se cumpla con lo establecido en 9.10.1.1 y
los siguientes requerimientos adicionales:
a) El espesor máximo para parches en la zona crítica es de ¼” y debe cumplir los requisitos de tenacidad
(impacto) de API 650, sección 4.2.9.
b) Cuando un parche traslapado soldado está dentro de una distancia de 6 in medida radialmente desde
el cuerpo, deberán tener forma de lápida (tombstone). Los lados del parche deberán intersectar la junta
cuerpo-fondo a aproximadamente 90°.
c) Las soldaduras perimetrales del parche traslapado dentro de la zona crítica deberá tener dos pases
como mínimo y ser examinada según los parágrafos 12.1.1.3 y 12.1.7.2.
d) No se permite la instalación de un parche traslapado con soldadura a tope a un parche adyacente
existente en la zona crítica.
e) No se permiten parches traslapados sobre parches existentes en la zona crítica.
f) La chapa del fondo debajo del perímetro del parche traslapado debe cumplir con los requerimientos
de espesor de 4.4.
g) Para tanques con chapas o chapas de tenacidad desconocida (definido en la sección 3), los filetes
de soldadura nuevos utilizado para instalar una plancha o chapa de parche tipo lápida en la zona crítica
deberán estar espaciados al menos del más grande de 3 in o 5t de las juntas de soldadura verticales
existentes en el anillo inferior del cuerpo, donde t es el espesor del anillo inferior del cuerpo, en pulgadas.
Ver la figura 9.13 para guía adicional sobre el espaciamiento de soldadura.
h) La dimensión mínima entre dos chapas de parche soldadas en la zona crítica deberá ser la mitad de
la dimensión aproximadamente paralela al cuerpo del parche más pequeño.
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i) La dimensión máxima a lo largo del cuerpo para chapas de parches soldadas en la zona crítica es de
24 in.
j) Las dimensiones hasta las soldaduras verticales del cuerpo se aplican a los cuerpos de tenacidad
desconocida.
Nota: el espesor de la chapa del fondo en el área de unión debe ser al menos 0.100 in antes de hacer la
soldadura del parche traslapado a la chapa del fondo. Referirse a API 2207 para información adicional.
9.10.1.2.1 No está permitida ninguna soldadura o recubrimiento de soldadura dentro de la zona crítica
del fondo excepto para la soldadura de: picaduras de corrosión aisladas (ver parágrafo 4.3.2.2), huecos
pequeños (pinholes), grietas en las chapas del fondo o en la soldadura cuerpo-fondo o en los parches
traslapados o donde la chapa del fondo soldada al cuerpo es reemplazada.
9.10.1.2.2 No se pueden usar parches traslapados si el espesor mínimo remanente de la chapa del
fondo que quedará cubierta en la línea de fusión (weld toe) de la soldadura cuerpo-fondo interna será
menor que el mínimo espesor requerido por 4.4.5 o 4.4.6 en la próxima inspección interna.
9.10.1.2.3 No están permitidos parches traslapados en la zona crítica en fondos de tanques con
temperaturas de operación que excedan de 200 °F para acero al carbono o de 100 °F para acero
inoxidables.
9.10.1.2.4 Si se requieren reparaciones dentro de la zona crítica más extensas que las listadas en
9.10.1.2, se deberá cortar la chapa del fondo soldada al cuerpo y una nueva chapa deberá ser instalada.
Los requerimientos de espaciamiento de las soldaduras deberán estar de acuerdo con 9.10.2.4, API
650 sección 5.1.5.4 y sección 5.1.5.5. La soldadura cuerpo-fondo deberá ser removida y reemplazada
en una distancia mínima de 12 in a cada lado de la nueva chapa del fondo.
9.10.1.3 El uso de parches traslapados que no cumplen con los requerimientos de 9.10.1.1 y 9.10.1.2.
es permitido si el método de reparación ha sido revisado y aprobado por un Ingeniero con experiencia
en el diseño de tanques de acuerdo con API 650. La revisión deberá considerar la fractura frágil, los
esfuerzos debidos al asentamiento, los esfuerzos debidos a la discontinuidad cuerpo-fondo, la
temperatura del metal, la mecánica de fracturas y el grado y la calidad de los END.
9.10.1.4 Indicaciones no aceptables tales grietas, cavidades, desgarraduras y áreas corroídas
descubiertas en las chapas del fondo localizadas afuera de la zona crítica, pueden ser reparadas por
medio del depósito de metal de soldadura seguido de inspección y pruebas de acuerdo con el parágrafo
12.1.7.3. Las irregularidades de la superficie y la contaminación en el área a ser reparada deberán ser
removidas antes de la soldadura.
9.10.1.5 La reparación de sumideros (sumps) localizados dentro del área crítica se deberán hacer de
acuerdo con el parágrafo 9.10.1.2.
9.10.1.6 La reparación de chapas corroídas dentro de la zona crítica están limitadas a la soldadura de
picaduras de corrosión o al recubrimiento con soldadura como se anotó anteriormente. La soldadura de
reparación de chapas del fondo es permitida si se satisfacen todas la siguientes condiciones:
a) La suma de las dimensiones de las picaduras de corrosión a lo largo de un arco paralelo a la junta
de unión cuerpo-fondo no excede de 2 in en una longitud de 8 in.
b) Deberá haber suficiente espesor remanente en las chapas del fondo para lograr una soldadura sana
completa y para evitar la sobre-penetración (burn-through). El espesor mínimo aceptable de la chapa
del fondo para soldaduras de reparación es de 0.100 in. Un espesor menor es permitido para soldaduras
de reparación solamente si esto es revisado y aprobado por un Ingeniero con experiencia en el diseño
y reparación de tanques.
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c) Todas las soldaduras de reparación deberán ser esmeriladas a ras con el material de la chapa
alrededor y serán inspeccionadas de acuerdo con el parágrafo 12.3.2.4.
9.10.2 Reemplazo de chapas del fondo de un tanque.
9.10.2.1 Requerimientos que gobiernan la instalación de reemplazo de un fondo nuevo sobre un fondo
existente están dados en 9.10.2.1.1 hasta 9.10.2.1.5.
9.10.2.1.1 Un colchón adecuado de material de protección no corrosivo como arena, gravilla o concreto
deberá ser usado entre el fondo viejo y el fondo nuevo.
9.10.2.1.2 El cuerpo deberá ser cortado con un corte uniforme hecho paralelo al fondo del tanque. El
nuevo fondo debe extenderse fuera del cuerpo como es requerido por API 650 sección 5.4.2. Todas las
reglas para el espaciamiento de las soldaduras deberán ser seguidas.
9.10.2.1.3 Los huecos en la fundación por debajo del fondo viejo deberán ser rellenados con arena,
piedra triturada, “grouting” o concreto.
9.10.2.1.4 Excepto como se permite en 9.10.2.7, las penetraciones en el cuerpo existente deberán ser
levantadas o sus chapas de refuerzo modificadas si la elevación del fondo nuevo resulta en detalles
inadecuados del refuerzo de la boquilla (ver figura 9.84 y API 650, sección 5.7.2) o si los requerimientos
de espaciamiento de la soldadura dados en API 650, sección 5.7.3 no son cumplidos.
9.10.2.1.5 Para tanques de techo flotante el nuevo perfil del fondo deberá mantener el techo nivelado
cuando está descansando en sus patas de soporte. La nivelación del techo flotante puede ser ajustada
cambiando la longitud de las patas de soporte. Las patas de soporte pueden permanecer con la misma
longitud para mantener la altura original por encima del fondo o ser recortadas en la misma cantidad
que el espesor del colchón de protección y del fondo nuevo.
9.10.2.2 Se deben instalar nuevas chapas de refuerzo para las columnas de soporte de los techos fijos.
Para las patas de soporte de los techos flotantes se deberán usar chapas de refuerzo de acero u otros
medios para distribuir las cargas en el fondo del tanque y para proporcionar una superficie de desgaste.
Si se utilizan chapas de refuerzo, estas deberán ser soldadas con soldadura continua al fondo del
tanque. Para techos flotante de aluminio, las chapas de refuerzo pueden ser omitidas si el
dueño/operador lo aprueba y se instalan nuevos espaciadores de acero inoxidable austenítico o
materiales no metálicos aceptables (p. ej., Teflón) para aislar las patas del fondo de acero al carbono.
Para techos flotantes de aluminio, espaciadores de acero inoxidable austenítico o materiales no
metálicos aceptables (p. ej., Teflón) se pueden instalar para aislar las patas del fondo de acero al carbono
en lugar de chapas de refuerzo, si el espaciador no dañará el recubrimiento del fondo, si no hay evidencia
de daños por corrosión de tales separadores en el fondo anterior y si el dueño/operador lo aprueba.
9.10.2.3 Cuando se remueve un fondo existente de un tanque, el cuerpo del tanque se debe separar
del fondo, por uno de los métodos siguientes:
a) Cortar el cuerpo paralelo al fondo a un mínimo de ½ in por encima de la soldadura fondo-cuerpo
(línea de corte B-B como se muestra en la figura 10-1).
b) Remover la soldadura de unión cuerpo-fondo, incluyendo cualquier penetración y zona afectada por
el calor, con un método adecuado tal como arco/aire o esmerilado.
Todas las áreas de la soldadura fondo-cuerpo preparadas por arco-aire deberán ser inspeccionadas con
partículas magnéticas y las áreas defectuosas deberán ser reparadas y reexaminadas.
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9.10.2.4 La instalación de un fondo nuevo de un tanque, después de la remoción de uno existente,
deberá cumplir todos los requerimientos de API 650. Excepto como es permitido en 9.10.2.7, las
penetraciones existentes del cuerpo deberán ser levantadas o sus chapas de refuerzo modificadas si la
elevación del fondo nuevo causa un refuerzo inadecuado de las boquillas o conexiones (ver figura 9-8
y API 650 sección 5.7.2) o si los requerimientos de espaciamiento de las soldaduras dados en API 650
sección 5.7.3 no son cumplidos. Para tanques con chapas del cuerpo de tenacidad desconocida, como
se define en la sección 3, las nuevas juntas de soldadura en el fondo o la chapa anular del fondo deberán
estar espaciadas al menos 3 in o 5t, lo que sea mayor, de las soldaduras de las juntas verticales
existentes en el anillo inferior del cuerpo, donde t es el espesor de ese anillo inferior del cuerpo, en
pulgadas.
9.10.2.5 El reemplazo de porciones de un fondo existente de un tanque (chapas rectangulares enteras
o segmentos grandes de chapas) no dentro de la zona crítica (ver definición en 3.10), son permitidas
bajo las mismas reglas que gobiernan la instalación de fondos en la construcción de tanques nuevos de
acuerdo con el estándar API 650 secciones 5.4 y 5.5.
9.10.2.6 Se deberán considerar los requerimientos listados en este parágrafo para tanques con
protección catódica y detección de fugas por debajo del fondo.
a) Para tanques que tienen protección catódica (CP) instalada debajo del fondo existente, se deberá dar
una consideración especial a la remoción de todo el fondo y la porción no utilizada del cuerpo para
prevenir el aislamiento de la corriente de la CP al fondo nuevo. La remoción del fondo viejo también es
importante en la prevención de la corrosión galvánica (ver API 651). Donde esto es posible, la remoción
del fondo viejo, exceptuando la porción no utilizada del cuerpo y no más de 18 in API 65del anillo del
fondo unido al cuerpo, deberá ser considerada.
b) Se deberá dar consideración a la posibilidad de instalación de un sistema de detección de fugas de
fugas en el fondo en este momento (tal como un RPB) para contener y canalizar de cualquier fuga del
fondo a un lugar donde pueda ser fácilmente observado desde el exterior del tanque. Ver 4.4.3.5 y API
650, anexo I.
9.10.2.7 Para tanques construidos con materiales que tienen una resistencia de fluencia de 50,000
lbf/in2 o menor, las penetraciones existentes del cuerpo no necesitan ser elevadas si se cumplen las
condiciones listadas en a) hasta e) de este parágrafo del código.
9.10.3 Parches de chapa adicionales soldados.
9.10.3.1 Si deben ser agregados a los fondos de los tanques otros parches de chapa soldados tales
como chapas de desgaste, de separación (isolation), chapas de impacto y chapas de soporte, estos
deberán ser instalados de acuerdo con 9.10.1 y examinados de acuerdo con 12.1.7. Para estos parches
de chapa adicionales soldados, si no se cumplen los requerimientos de espaciamiento de las soldaduras
de traslape en la Figura 9.13, será requerida inspección con partículas magnéticas (MT) o líquidos
penetrantes (PT) para las soldaduras expuestas o las porciones de las soldaduras que fallen en cumplir
con los criterios de espaciamiento mínimo. Ver la sección 12 para los requerimientos aceptación .
9.10.3.2 Parches de chapa que quedan dentro de la zona critica deberán ser instalados de acuerdo con
9.10.1.2 y cumplir con todos sus requerimientos.
9.11 Reparación de techos fijos.
9.11.1 Reparaciones.
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9.11.1.1 Las reparaciones de techos que involucran el venteo del tanque deberán ser hechas de tal
manera que el venteo normal y de emergencia cumplan con los requerimientos del estándar API 650,
sección 5.8.5.
9.11.1.2 Las reparaciones de techos que involucran la modificación de la estructura del techo y la junta
fracturable (si es aplicable) deberán ser hechas en cumplimiento con los requerimientos de API 650,
sección 5.10.
9.11.2 Techos cónicos soportados.
9.11.2.1 El espesor mínimo de las nuevas chapas deberá ser de 3/16 in más cualquier tolerancia de
corrosión como está especificado en las especificaciones de reparación. En el evento de que cargas
vivas en el techo en exceso de 25 lbf/ft2 sean especificadas (tales como aislamiento, operación en vacío,
altas cargas de nieve), el espesor de la chapa deberá estar basado en análisis usando los esfuerzos
admisibles de acuerdo con API 650 sección 5.10.3 (ver 9.11.2.2).
9.11.2.2 Los soportes del techo (vigas, columnas y bases) deberán ser reparadas o alteradas de manera
que bajo las condiciones de diseño los esfuerzos resultantes no excedan los niveles de esfuerzos dados
en API 650 sección 5.10.3.
9.11.3 Techos auto soportados.
9.11.3.1 El espesor mínimo de las nuevas chapas debe ser de 3/16 in o el espesor de chapa requerido
por API 650 sección 5.10.5 o sección 5.10.6 más cualquier tolerancia especificada de corrosión, lo que
sea mayor.
9.11.3.2 Los detalles de la junta de unión techo-cuerpo deberá cumplir con los requerimientos de API
650 sección 5.10.5, API 650 sección 5.10.6 o API 650 anexo F, como sea aplicable para el servicio
esperado.
9.12 Reparación de techos flotantes.
9.12.1 Techos flotantes externos.
Cualquier método de reparación que ponga el techo en la condición requerida es aceptable.
9.12.2 Techos flotantes internos.
Las reparaciones deberán ser hechas de acuerdo a los planos de construcción original, si están
disponibles. Si los planos originales de construcción no están disponibles las reparaciones del techo se
deberán hacer en cumplimiento con los requerimientos de API 650 anexo H.
9.12.3 Reparación de fugas en pontones.
Todas las fugas en pontones o compartimientos de techos flotantes de doble cubierta deberán ser
reparadas por medio de soldadura en las juntas que estén fugando o por el uso de parches de lamina.
9.13 Reparación o reemplazo de sellos de techo flotante.
9.13.1 Sellos primarios.
Los sistemas de sellos primarios tipo zapata o toroidal pueden ser removidos, reparados o
reemplazados. Para minimizar las pérdidas por evaporación y reducir los riesgos potenciales de peligro
para los trabajadores, no se debería desmontar mas de 1/4 del sistema de sellos del techo de un tanque
en servicio, a la vez. Espaciadores temporales para mantener el techo centrado deberán ser usados
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durante las reparaciones. Los sistemas de sellos primarios montados parcial o totalmente por debajo de
la barra de atornillado o de la parte superior del anillo de sello usualmente no pueden ser alcanzados
para permitir su remoción en servicio. En este caso las reparaciones en servicio están limitadas al
reemplazo de la tela del sello primario.
9.13.2 Sellos secundarios.
Los sistemas de sellos secundarios tipo zapata o toroidal pueden ser fácilmente instalados, reparados
o reemplazados mientras el tanque está en servicio.
Otros requerimientos para reparaciones o reemplazos de los sellos del techo se deben hacer de acuerdo
con los requerimientos de los parágrafos 9.13.3 a 9.13.6.
9.14 Boquillas en caliente (Hot taps).
9.14.1 Generalidades.
9.14.1.1 Los requerimientos dados más adelante cubren la instalación de conexiones radiales en
caliente “hot tap” de tanques existentes en servicio. Conexiones en caliente no son permitidas en material
del cuerpo que requiere de alivio térmico de esfuerzos como es especificado en API 650, sección 5.7.4.
a) Para chapas del cuerpo de tanques de tenacidad reconocida, (definido en la sección 3), el tamaño
de las conexiones y las limitaciones en el espesor del cuerpo están mostrados en la tabla 9.1.
Tabla 9.1 - Tamaño de la conexión hot tap y espesores de chapa del cuerpo.
Tamaño de la conexión
NPS
Espesor mínimo de la
chapa de cuerpo
(in)
(in)
≤6
3/16
≤8
1/4
≤ 10
5/16
≤ 14
3/8
≤ 16
7/16
≤ 18
1/2
b) Para chapas del cuerpo de tanques de tenacidad desconocida, (definido en la sección 3), aplican las
siguientes limitaciones:
1) Las boquillas deberán estar limitadas a un diámetro máximo de 4 in NPS.
2) La temperatura de la chapa del cuerpo deberá estar a o por encima de la temperatura mínima
de diseño del metal durante toda la operación de hot tap.
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3) Todas las boquillas deberán ser reforzadas. El refuerzo deberá ser calculado por API std 650,
sección 5.7.2. El espesor mínimo de la chapa del refuerzo deberá ser igual al espesor de la chapa
del cuerpo y el diámetro mínimo de la chapa del refuerzo no deberá ser menor que el diámetro del
corte en el cuerpo más 2 in.
4) La altura máxima del líquido en el tanque por encima de la localización del hot tap deberá ser tal
que el esfuerzo hidrostático del cuerpo del tanque sea menor que 7.000 lbf/in2 en la elevación del
hot tap.
9.14.1.2 La altura mínima del líquido en el tanque por encima de la localización del hot tap deberá ser
de al menos 3 pies durante la operación de hacer el hot tap.
9.14.1.3 La soldadura deberá ser hecha con electrodos de bajo hidrógeno.
9.14.1.4 No se permiten hot taps en los techos de los tanques o en localizaciones que queden dentro
del espacio de vapor/gas del tanques.
9.14.1.5 Los hot taps no se deberán instalar en chapas del cuerpo que tengan laminaciones o que estén
severamente corroídas.
9.14.1.6 No se permiten hot taps en tanques donde el calor de la soldadura pueda causar agrietamiento
por el medio (tal como agrietamiento cáustico o agrietamiento por esfuerzo-corrosión).
9.14.1.7 Las chapas de refuerzo para conexiones por hot tap no deberán cruzar ninguna junta de las
chapas del cuerpo o extenderse hasta la junta de soldadura fondo-cuerpo; ver figura 9.14
9.14.2 Procedimientos de “Hot Tap”.
El procedimiento específico para ejecutar el trabajo deberá ser desarrollado y documentado. El
procedimiento deberá incluir las prácticas dadas en API 2201.
9.14.3 Trabajo preparatorio.
9.14.3.1 El espaciamiento mínimo en cualquier dirección (entre líneas de fusión de las soldaduras) entre
el hot tap y las conexiones adyacentes deberá ser equivalente a la raíz cuadrada de RT, donde R es el
radio del tanque en pulgadas y T es el espesor de la chapa del cuerpo en pulgadas.
9.14.3.2 Las mediciones del espesor de la chapa del cuerpo se deberán hacer en al menos cuatro
puntos en la circunferencia de la localización propuesta de la conexión.
9.14.4 Limitaciones de material.
Los hot tap se deberán hacer solamente en materiales con tenacidad aceptable, como es definido en la
sección 3, a menos que se cumplan con los requerimientos adicionales de 9.14.1.1b).
9.14.5 Procedimiento de instalación
9.14.5.1 Las tuberías de las boquillas deberán ser cortadas al contorno del cuerpo y con bisel del lado
externo para soldadura de completa penetración (ver figura 9.14). La soldadura del cuello de la boquilla
al cuerpo deberá ser inspeccionada de acuerdo con 12.1.2.3.
9.14.5.2 Después de que la tubería esté soldada la chapa de refuerzo se debe instalar en una o dos
piezas con soldadura horizontal. La chapa de refuerzo a la conexión se debe instalar con soldadura de
completa penetración. Se debe tener cuidado para limitar tanto como sea posible la entrada de calor en
la junta.
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NOTA 1 Ver 12.1 para los requerimientos de END.
Figura 9.14 – Conexión en caliente (hot tap) para tanques (Ver nota 1)
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9.14.5.3 Después de que la chapa de refuerzo ha sido soldada al cuerpo y que se le ha efectuada la
inspección NDE requerida, el refuerzo se deberá probar neumáticamente con el procedimiento descrito
en API 650, sección 7.3.5. Después de que la válvula ha sido instalada en la brida, se debe efectuar en
la conexión una prueba de presión de al menos 1.5 veces la cabeza hidrostática antes de montar la
máquina de hot tap, la cual deberá ser atornillada a la brida. La presión requerida para la prueba de
presión deberá ser al menos el valor calculado con la siguiente fórmula:
P (psi) = 1.5 H2 G γw
donde,
H2
Altura del cuerpo del tanque (in).
G
gravedad específica del producto almacenado, como es especificado por el
comprador. La gravedad específica no deberá ser menor de 1.0.
γw
densidad el agua en libras fuerza por pulgada cúbica (lbf/in3).
9.14.5.4 Un operario calificado deberá operar la máquina de hot tap y cortar el hueco en el tanque,
siguiendo los procedimientos del fabricante de la máquina.
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SECCIÓN 10 - DESMANTELAMIENTO Y RECONSTRUCCION
10.1 Generalidades.
10.1.1 Este parágrafo establece los procedimientos para desmantelar y reconstruir tanques soldados
existentes que van a ser relocalizados en otro sitio.
10.1.2 Los requerimientos de prueba hidrostática, ensayos no-destructivos y los criterios de aceptación
para la calidad de las soldaduras para un tanque reconstruido están especificados en la sección 12.
10.1.3 El trabajo debe estar autorizado por un inspector autorizado o un ingeniero experto en diseño de
tanques de almacenamiento antes de comenzar el trabajo por una organización de reconstrucción (ver
3.23). El inspector autorizado designará los puntos de espera requeridos para la inspección durante el
proceso de reconstrucción y la documentación mínima que deberá ser enviada a la terminación del
trabajo.
10.1.4 El inspector autorizado o un ingeniero experto en diseño de tanques de almacenamiento deberán
aprobar todo el trabajo de reconstrucción en los puntos de espera designados y después de la
terminación de los trabajos de acuerdo con los requerimientos de este estándar.
10.2 Limpieza y liberación de gases.
El tanque debe estar completamente limpio y des-gasificado antes de empezar el desmantelamiento.
10.3 Métodos para el desmantelamiento.
10.3.1 Generalidades.
Se deben cortar las chapas del techo, cuerpo y fondo en tamaños que sean fácilmente transportables
al nuevo sitio para la reconstrucción.
10.3.2 Fondos.
10.3.2.1 Laminas del fondo que van a ser reutilizadas, deberán ser cortadas removiendo las soldadura
o cortando al menos a 2 pulgadas de las soldaduras existentes, excepto cuando los cortes cruzan las
soldaduras existentes.
10.3.2.2 Si el fondo va a ser utilizado, uno de los siguientes métodos es aceptable:
a) El fondo puede ser cortado del cuerpo a lo largo de las líneas A-A y B-B que se muestran en la figura
10.1, desechando las soldaduras y la chapa del fondo unida directamente al cuerpo.
b) Si todo el fondo va a ser reutilizado, el fondo puede ser cortado del cuerpo en la línea C-C dejando
el cuerpo con parte del fondo unido a él.
c) Si el tanque tiene una platina anular, este anillo se puede dejar unido al cuerpo o ser removido del
cuerpo cortando a lo largo de la línea B-B o removiendo de otra forma las soldadura cuerpo-platina
anular existentes
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10.3.3 Cuerpos.
10.3.3.1 Las chapas del cuerpo se pueden desmantelar usando uno de los siguientes métodos o
combinación de los mismos:
a) Cortando las juntas de las soldaduras existentes y la zona afectada por el calor (ZAC). Para este
propósito la mínima zona afectada por el calor será ½ del ancho del metal de soldadura o ¼ in, el que
sea menor, a ambos lados de la soldadura.
b) Cualquier anillo del cuerpo con espesor de ½ in o menor puede ser desmantelado cortando a través
de la soldadura sin remover la zona afectada por el calor (ZAC).
c) Los anillos del cuerpo se pueden desmantelar haciendo cortes verticales u horizontales a través del
cuerpo a mínimo 6 in de las soldaduras existentes, excepto cuando los cortes cruzan soldaduras
existentes.
Figura 10.1 - Localización de cortes en el cuerpo y fondo del tanque
10.3.3.2 Los anillos de refuerzo, incluyendo los anillos de refuerzo por viento y los anillos superiores se
pueden dejar unidos a las chapas del cuerpo o ser removidos cortando las soldaduras de unión. El área
donde se remueven elementos temporales deberá ser esmerilada a ras con la chapa del cuerpo.
10.3.3.3 El cuerpo se deberá cortar a lo largo de la línea B-B de la figura 10.1 mostrada. Las soldaduras
de unión cuerpo-fondo existentes no se deben reutilizar a menos que se use intacto el fondo completo.
10.3.4 Techos.
10.3.4.1 Las chapas se cortan deshaciendo las soldaduras en traslape o cortando a lo largo de las
soldaduras remanentes a un mínimo de 2 pulgadas de las soldaduras existentes, excepto donde los
cortes cruzan las soldaduras existentes.
10.3.4.2 Las estructuras se desmantelan removiendo los espárragos o deshaciendo la soldadura de
fijación.
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10.3.5 Marcado de las piezas
10.3.5.1 Las chapas del cuerpo, el fondo y el techo deberán ser marcadas antes del desmantelamiento
para una fácil identificación de listas y colocación cuando el tanque sea reconstruido. El material de
marcado deberá ser de un tipo durable. Planos mostrando la localización de las marcas de las piezas
también son un complemento útil.
10.3.5.2 Un mínimo de dos juegos de marcas de punzón deberán ser localizada en los bordes superior
e inferior de cada chapa del cuerpo para facilitar la alineación apropiada durante la reconstrucción.
10.4 Reconstrucción.
10.4.1 Generalidades.
10.4.1.1 La fundación para el tanque reconstruido deberá cumplir con las tolerancias de construcción
dadas en 10.5.6.
10.4.1.2 Los accesorios temporales deberán ser removidos y las áreas de la unión pulidas a ras con la
superficie de la chapa.
10.4.2 Soldadura.
10.4.2.1 Se deberán tomar las previsiones durante la reconstrucción de un tanque para asegurar que
los requerimientos de espaciamiento de la soldadura de la figura 9.1 sean mantenidos. Las juntas
verticales nuevas en anillos adyacentes del cuerpo, hechas de acuerdo con 10.3.3.1, no deberán estar
alineadas y deberán estar desfasadas unas de las otras a una distancia mínima de 5t, donde t es el
espesor de la chapa del anillo más grueso en el punto del desfase.
10.4.2.2 Los tanques y sus accesorios estructurales deberán ser soldados de acuerdo con los procesos
especificado en API 650 sección 5.8 y con los requerimientos de 10.4.2.3 hasta 10.4.2.11.
10.4.2.3 No se deberán hacer soldaduras de ninguna clase cuando las superficies a ser soldadas estén
húmedas por lluvia, nieve o hielo; cuando lluvia o nieve está cayendo sobre tales superficies; o durante
períodos de vientos altos a menos que el soldador y el trabajo estén apropiadamente protegidos. No se
deberán hacer soldaduras de ninguna clase cuando la temperatura del metal base sea menor de 0 °F.
Cuando la temperatura del metal base esté entre 0 °F y 32 °F o el espesor esté en exceso de 1 in, el
metal base dentro de las 3 in del lugar donde la soldadura va a ser iniciada deberá ser calentado a una
temperatura tibia a la mano (aproximadamente 140 ºF) antes de la soldadura. (Ver 10.4.4.3 para los
requerimientos de precalentamiento para chapas del cuerpo por encima de 1 ½ in de espesor).
10.4.2.4 Cada capa de metal de soldadura o de soldadura multicapas se deberá limpiar de escoria y
otros depósitos antes de que sea aplicada la siguiente capa.
10.4.2.5 Los bordes de todas las soldaduras deben llegar a la superficie de la chapa sin un ángulo
agudo. El máximo socavado permisible de las soldaduras deberá estar de acuerdo con API 650, sección
7.2.1.5 y API 650 sección 8.5.2.b).
10.4.2.6 El refuerzo de las nuevas soldaduras en todas las uniones a tope a cada lado de la chapa no
debe exceder los espesores que se muestran en la tabla 10.1.
10.4.2.7 Los puntos de soldadura (tack welds) usados en el ensamble de las juntas verticales del cuerpo
de los tanques deberán ser removidos y no deberá quedar en la junta terminada cuando las juntas son
soldadas manualmente. Cuando tales juntas son soldadas con el proceso de arco sumergido, los puntos
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de soldadura deberán ser limpiados cuidadosamente de toda la escoria de la soldadura pero no
necesitan ser removidos asegurando que están sanos y que son completamente fundidos en la las
capas de soldadura subsiguientes. Los puntos de soldadura deberán ser usando un procedimiento de
soldadura de filete o a tope, calificado de acuerdo con la sección IX del código ASME. Los puntos de
soldadura que van a permanecer en la junta, deberán ser hechos por soldadores calificados.
Tabla 10.1 - Espesores máximos del refuerzo en las soldaduras nuevas
(Dimensiones en pulgadas)
Espesor de la chapa
Espesor máximo del refuerzo
(in)
(in)
Juntas verticales
Juntas horizontales
≤½
3/
32
1/
8
> ½ hasta 1
1/
8
3/
16
>1
3/
16
1/
4
10.4.2.8 Si se han aplicado recubrimientos base (primer coatings) soldables en las superficies a ser
soldadas, deberán estar incluidos en las pruebas de calificación del procedimiento de soldadura para la
marca, formulación y máximo espesor del recubrimiento aplicado. Todos los demás recubrimientos
deberán ser removidos completamente del área a ser soldada previamente a la soldadura.
10.4.2.9 Se deberán usar electrodos de bajo hidrógeno para soldaduras de arco manual con electrodo
revestido, incluyendo la unión del primer anillo del cuerpo a las chapas del fondo o a la chapa anular,
como sigue:
a) Para todas las soldaduras en anillos del cuerpo por encima de ½ in de espesor de materiales API
650 grupos I a III.
b) Para todas las soldaduras en anillos del cuerpo de materiales API 650 grupos IV a VI.
10.4.2.10 Se deberán usar electrodos de bajo hidrógeno para soldaduras temporales y accesorios
nuevos permanentes de cuerpos de materiales API 650 grupos IV, IVA, V y VI. El procedimiento de
soldadura seleccionado no deberá causar agrietamiento bajo la capa; también deberá ser considerada
la necesidad de precalentamiento de las chapas gruesas y el efecto de temperaturas ambiente bajas
durante la soldadura.
10.4.2.11 Si las soldaduras existentes son encontradas insatisfactorias de acuerdo con el estándar de
construcción, deberán ser reparadas de acuerdo con 9.6.
10.4.3 Fondos.
10.4.3.1 Una vez extendidas y punteadas con soldadura las chapas del fondo, las juntas deberán ser
unidas por soldadura siguiendo una secuencia que resulte en la menor distorsión por contracción y
dejándolas, tan cerca como sea posible, a una superficie plana.
10.4.3.2 La soldadura del cuerpo al fondo (excepto para puertas de acceso) deberán ser terminadas
previamente a las soldaduras de las juntas del fondo.
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10.4.3.3 Las chapas en todas las juntas traslapadas se deberán mantener en un contacto estrecho
durante la soldadura.
10.4.4 Cuerpos.
10.4.4.1 Las chapas que se van a soldar a tope deben acoplarse y fijarse en posición durante la
soldadura. El desalineamiento en juntas verticales terminadas por encima de ⅝ in de espesor no
excederá de 10% del espesor de la chapa, con un máximo de ⅛ in. El desalineamiento en juntas
verticales de ⅝ in de espesor o menores no excederá de 1/16 in. Las juntas verticales deberán ser
terminadas antes de que sea hecha la soldadura horizontal inferior.
10.4.4.2 En juntas horizontales a tope terminadas, la chapa superior no se deberá proyectar más allá
de la cara de la chapa inferior en cualquier punto por más del 20% del espesor de la chapa superior, con
una proyección máxima aceptable de ⅛ in, excepto que una proyección de 1/16 in es aceptable para
chapas superiores menores de 5/16 in de espesor.
10.4.4.3 Para juntas verticales y horizontales en anillos del cuerpo construidos de material de mas de
1-½ in de espesor (basado en el espesor de la chapa más gruesa en la junta), se requieren
procedimientos de pases múltiples de soldadura, no siendo permitido pases de más de ¾ in de espesor.
Un precalentamiento mínimo de 200 ºF es requerido para estas juntas.
10.4.5 Techos.
Este estándar no incluye estipulaciones especiales para la reconstrucción, excepto que la estructura de
soporte (tal como vigas y cerchas (rafters y girders)) deben quedar razonablemente alineada con la
superficie del techo. Los otros requerimientos deben estar de acuerdo con el estándar de construcción.
10.5 Tolerancias dimensionales.
10.5.1 Generalidades.
10.5.1.1 Las tolerancias dadas en esta sección han sido establecidas para producir un tanque
reconstruido de aceptable apariencia e integridad estructural y para permitir un funcionamiento
apropiado de los techos flotantes y los sellos.
10.5.1.2 Las mediciones para verificar estas tolerancias deberá ser tomadas antes de la prueba
hidrostática del tanque reconstruido.
10.5.2 Verticalidad.
10.5.2.1 La pérdida máxima de verticalidad de la parte superior del cuerpo relativa al fondo del cuerpo
no debe exceder de 1/100 de la altura total del tanque, con un máximo de 5 in. El criterio de 1/100, con
un máximo de 5 in, también deberá ser aplicado para las columnas de soporte del techo fijo. Para
tanques con techos flotantes internos, se aplican los criterios de esta sección o API 650 sección 7.5.2 y
API 650 sección H.4.1.1, lo que sea más restrictivo.
10.5.2.2 La desviación de la verticalidad en un anillo del cuerpo no deberá exceder los valores
especificados para tolerancias en la acería en ASTM A 6 o A 20, lo que sea aplicable.
10.5.3 Redondez.
El radio medido a 1 ft por encima de la soldadura cuerpo-fondo no deberá exceder las tolerancias
mostradas en la Tabla 10.2.
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Las tolerancias del radio medidas más arriba de un pie por encima de la soldadura cuerpo-fondo no
deberán exceder tres veces las tolerancias dadas en la Tabla 10.2.
Tabla 10.2 - Tolerancias de redondez
Diámetro del tanque
Tolerancia en el radio
(ft)
(in)
< 40
± 1/ 2
40 a < 150
± 3/ 4
150 a < 250
±1
≥ 250
± 11/4
10.5. 4 Cresta (peaking).
No debe exceder de ½ in, medido con una regla horizontal de 36 in de longitud. Esta regla debe tener
el contorno igual al radio exterior del cuerpo.
10.5.5 Cintura (banding).
No debe exceder de 1 in, medido con una regla vertical de 36 in de longitud.
10.5.6 Fundaciones.
10.5.6.1 Para obtener las tolerancias mencionadas en 10.5.1 hasta 10.5.5 es esencial que se
suministren fundaciones ajustada con el plano para la reconstrucción del tanque. La fundación deberá
tener una capacidad de soporte adecuada para mantener la forma de la misma.
10.5.6.2 Para fundaciones que están especificadas para que se hagan en un plano horizontal, las
tolerancias deberán ser como sigue:
a) Cuando existe anillo de concreto, el tope del anillo se debe nivelar dentro de ±1/8 in en cualquier 30
ft de la circunferencia y dentro de ±1/4 in de la circunferencia medida del promedio de elevación.
b) Cuando no existe anillo de concreto, la base bajo el cuerpo se debe nivelar dentro de ±1/8 in en
cualquier 10 ft de circunferencia y dentro de ±½ in en la circunferencia total medida del promedio de
elevación.
10.5.6.3 Para fundaciones que están especificadas para que se hagan en un plano inclinado, las
diferencias de elevación sobre la circunferencia deberán ser calculadas a partir del punto más alto
especificado. Las diferencias actuales de elevación sobre el circunferencia deberán ser determinadas a
partir de la elevación real del punto más alto especificado. Las diferencias de elevación reales no se
deberán desviar de las diferencias calculadas por más de las siguientes tolerancias:
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a) Cuando existe anillo de concreto: ±1/8 in en cualquier 30 ft de la circunferencia y ±1/4 in de la
circunferencia total.
b) Cuando no existe anillo de concreto: ±1/8 in en cualquier 10 ft de la circunferencia y ±½ in en la
circunferencia total.
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SECCIÓN 11 – SOLDADURA
11.1 Calificaciones de soldadura.
11.1.1
Las especificaciones de procedimientos de soldadura (WPS) y los operarios de soldadura y
los soldadores deberán ser calificados de acuerdo con la sección IX del código ASME, los requerimientos
adicionales de API 650 sección 9 y este estándar. Los procedimientos de soldadura para escaleras,
ensambles de plataforma, pasamanos y otros ensambles misceláneos, pero su unión con el tanque
deberán cumplir con AWS D1.1, AWS D1.6 o la sección IX del código ASME, incluyendo el uso de
SWPS's.
11.2 Confirmación de la soldabilidad del acero de tanques existentes
11.1.2.1 La soldabilidad de los aceros de los tanques existentes deberá ser verificada. Si la
especificación del material para el acero de un tanque existente es desconocida, una probeta de prueba
para la calificación del procedimiento de soldadura deberá ser tomada de una chapa existente a la que
será soldada el acero nuevo. La probeta será probada para determinar la composición química y
propiedades mecánicas. No se requiere la remoción de una probeta, siempre que el procedimiento de
soldadura propuesto y el plan propuesto para el examen no destructivo es revisado y aprobado por un
ingeniero de tanques de almacenamiento.
11.1.2.2 Si se va a reparar más de un área y se ha tomado la decisión de remover una probeta de
prueba, un ingeniero de tanques de almacenamiento deberá determinar si es necesario remover
probetas de prueba adicionales. En lugar de remover probetas de prueba adicionales, Espectroscopia
de emisión óptica (OES), un método para el análisis de trazas de metales, puede ser usada para
comparar la composición del acero en una o más de las otras áreas a ser reparadas, contra los
resultados de la probeta de prueba para proporcionar suficiente confianza de que la reparación será
aceptable. Cuando la prueba de OES se realiza en varias chapas, un ingeniero de tanques de
almacenamiento deberá revisar los resultados y nuevamente determinar si es necesario remover
probeta de prueba adicionales.
11.2 Identificación y registros.
11.2.1 A cada soldador y operario de soldadura se le debe asignar un número, letra o símbolo de
identificación. Los registros de esta identificación, además de la fecha y resultados de las pruebas de
calificación del soldador deberán estar disponibles para el Inspector.
11.2.2 La identificación de los soldadores o los operarios de soldadura deberá ser estampada manual o
mecánicamente adyacente y a lo largo de las soldaduras terminadas y a intervalos que no excedan de
3 pies. En lugar del estampado se puede llevar un registro que identifique los soldadores empleados
para cada junta soldada; estos registros deberán estar disponibles para el Inspector. Las soldaduras de
las chapas del techo y de brida a cuello de las conexiones no necesitan ser identificadas con la marca
del soldador.
11.3 Métodos de precalentamiento o de soldadura con deposición controlada como alternativas al
tratamiento térmico después de la soldadura.
El precalentamiento o la soldadura con deposición controlada, como se describe en 11.3.1 y 11.3.2,
pueden ser usados en lugar de tratamiento térmico después de la soldadura (PWHT) para la reparación
de boquillas existentes para las cuales es requerido PWHT por el estándar API 653 o este fue efectuado
en la construcción original pero no es aconsejable o es mecánicamente innecesario para la reparación.
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Antes de usar cualquier método alternativo se deberá efectuar una revisión metalúrgica conducida por
un Ingeniero de tanques de almacenamiento, para evaluar si la alternativa propuesta es adecuada para
la aplicación. La evaluación deberá considerar las razones por las cuales fue hecho el tratamiento
térmico (PWHT) original al equipo, la susceptibilidad del servicio para promover agrietamiento por
esfuerzo-corrosión (stress corrosion cracking), esfuerzos en o cerca de las soldaduras, etc.
Si los materiales son de tenacidad desconocida y caen debajo de la curva de excepción de la figura 52, seguir los requerimientos de 11.3.2. El Ingeniero de tanques de almacenamiento deberá validar por
escrito la excepción para el PWHT. También el dueño/operador deberá validar por escrito la excepción.
La selección del método de soldadura usado deberá estar basado en la consideración técnica de la
adecuación de la soldadura en la condición como se soldó para las condiciones de operación y de
prueba hidrostática.
11.3.1 Método de precalentamiento (Pruebas de impacto no requeridas).
a) Este método está limitado para ser usado en materiales P-1 para los que no fueron requeridas
pruebas de impacto como parte de la construcción original o bajo los requerimientos actuales de API
650 sección 9.2.
b) La soldadura deberá ser limitada a los procesos de soldadura de arco con electrodo revestido
(SMAW), soldadura de arco gas-metal (GMAW), soldadura de arco con alambre tubular (FCAW) y
soldadura de arco gas-tungsteno (GTAW).
c) Los soldadores y los procedimientos de soldadura deberán ser calificados de acuerdo con las reglas
aplicables del código original de construcción, excepto que el tratamiento térmico después de la
soldadura de la probeta de prueba usada para calificar el procedimiento deberá ser omitida.
d) El área de soldadura deberá ser precalentada y mantenida a una temperatura mínima de 150 °C (300
°F) durante la soldadura. La temperatura de 150 °C (300 °F) deberá ser chequeada para asegurar que
100 mm (4 in) del material o cuatro veces el espesor del material (lo que sea mayor) a cada lado de la
ranura es mantenido a la temperatura mínima durante la soldadura. La máxima temperatura entre pases
no deberá exceder de 315 °C (600 °F). Cuando la soldadura no penetra a través del espesor completo
del material, el precalentamiento mínimo y la máxima temperatura entre pases necesitan ser mantenidas
solamente a una distancia de 100 mm (4 in) o cuatro veces la profundidad de la soldadura de reparación
(lo que sea mayor) a cada lado de la junta.
11.3.2 Método de soldadura con deposición controlada (Pruebas de impacto requeridas).
a) Este método puede ser usado cuando la soldadura se va a efectuar en materiales que fueron
requeridos de pruebas de impacto por 4.2.9 y 4.2.10 de API 650 como parte de la construcción original
o bajo los requerimientos actuales de API 650 sección 9.2 y está limitado a aceros P-1, P-3 y P-4.
b) La soldadura deberá ser limitada a los procesos de soldadura de arco con electrodo revestido
(SMAW), soldadura de arco gas-metal (GMAW), soldadura de arco con alambre tubular (FCAW) y
soldadura de arco gas-tungsteno (GTAW).
c) Una especificación de procedimiento de soldadura deberá ser desarrollada y calificada para cada
aplicación. El procedimiento de soldadura deberá definir las temperaturas de pre calentamiento, las
temperaturas entre pases y los requerimientos de temperatura de post-calentamiento de e)8) más abajo.
El espesor de las probetas en chapa y de las ranuras de reparación para la calificación deberán estar
de acuerdo con la Tabla 11.1.
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Tabla 11.1 - Métodos de soldadura como alternativas a la calificación con PWHT
Espesores de chapas de prueba y ranuras de reparación.
Profundidad t de la
ranura de prueba
soldadaa
Profundidad calificada
de ranura de
reparación
Espesor T de la
probeta de prueba
soldada
Espesor del
metal base calificado
t
<t
< 50 mm (2 in)
<T
t
<t
≥ 50 mm (2 in)
50 mm (2 in) a ilimitado
a La profundidad de la ranura usada para la calificación del procedimiento deberá ser suficientemente profunda para
permitir la remoción de las probetas de prueba requeridas.
El material para la prueba de calificación del procedimiento de soldadura deberá ser de la misma
especificación de material (incluyendo el tipo de la especificación, el grado, la clase y la condición de
tratamiento térmico) que la especificación original del material para la reparación. Si la especificación
original del material es obsoleta, el material usado para la prueba debería estar conforme tanto como
sea posible con el material usado para la construcción, pero en ningún caso el material deberá ser de
resistencia más baja o tener un contenido de carbono mayor de 0.35%.
d) Cuando son requeridas pruebas de impacto por el código de construcción aplicable al trabajo
planeado, el PQR deberá incluir suficientes prueba para determinar si la tenacidad del metal de
soldadura y la zona afectada por el calor en la condición como se soldó es adecuada para la mínima
temperatura de diseño del metal. Si son necesarios límites especiales de dureza para resistencia a la
corrosión (por ejemplo como se establece en NACE RP 0472, MR 0103 y MR 0175), el PQR también
deberá incluir resultados de las pruebas de dureza.
e) El WPS deberá incluir los siguientes requerimientos adicionales:
1) Las variables suplementarias esenciales del código ASME sección IX parágrafo QW-250, deberán
ser requeridas.
2) La máxima entrada de calor para cada capa no deberá exceder la usada en la prueba de calificación
del procedimiento.
3) La mínima temperatura de pre calentamiento para la soldadura no deberá ser menor que la usada en
la prueba de calificación del procedimiento.
4) La máxima temperatura entre pases para la soldadura no deberá ser mayor que la usada en la prueba
de calificación del procedimiento.
5) La temperatura de precalentamiento deberá ser chequeada para asegurar que 100 mm (4 in) del
material o cuatro veces el espesor del material (lo que sea mayor) a cada de la junta de soldadura será
mantenida a la mínima temperatura de precalentamiento durante la soldadura. Cuando la soldadura no
penetra a través del espesor completo del material, la temperatura mínima de pre calentamiento necesita
ser mantenida solamente a una distancia de 100 mm (4 in) o cuatro veces la profundidad de la soldadura
de reparación, lo que sea mayor, a cada lado de la junta.
6) Para los procesos de soldadura en 11.3.2b), usar solamente electrodos y metales de aporte que están
clasificados por la especificación de metal de aporte con un designador de hidrógeno difusible opcional
suplementario de H8 o más bajo. Cuando se usan gases de protección con un proceso, el gas deberá
exhibir un punto de rocío (dew point) que sea mayor de -60 ºF (-50 ºC). Las superficies en las cuales la
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soldadura será hecha se deberán mantener en una condición seca durante la soldadura y libre de óxido,
cascarilla de fabricación y contaminantes productores de hidrógeno tales como aceite, grasa y otros
materiales orgánicos.
7) La técnica de soldadura deberá ser de deposición controlada, capa revenida o técnica de media de
capa. La técnica específica deberá ser usada en la prueba de calificación del procedimiento.
8) Para soldaduras hechas con SMAW, después de la finalización de la soldadura y sin dejar que la
misma se enfríe por debajo de la temperatura mínima de precalentamiento se deberá elevar la
temperatura de la soldadura hecha hasta 260 ºC ± 30 ºC (500 ºF ± 50 ºF) por un período mínimo de dos
a cuatro horas para ayudar a la difusión de desgasificación de cualquier hidrógeno atrapado en el metal
de soldadura durante la soldadura. Este tratamiento de horneado (bake-out) del hidrógeno puede ser
omitido siempre y cuando que el electrodo usado esté clasificado por la especificación del metal aporte
de soldadura con un designador de hidrógeno difusible opcional suplementario de H4 (tal como E7018H4).
9) Después de que la soldadura de reparación terminada se ha dejado enfriar hasta la temperatura
ambiente, el pase final de refuerzo de la capa final de revenido deberá ser removida sustancialmente a
ras con la superficie del material base.
11.4 Seguridad en la soldadura.
La soldadura deberá estar conforme con los permisos y las precauciones de seguridad de la sección
1.4 de API 2009. Los permisos deberán considerar las condiciones del tanque en las áreas de trabajo
en caliente que puedan liberar vapores inflamables (tal como una perforación resultante de corrosión).
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SECCIÓN 12 – ENSAYOS Y PRUEBAS
12.1 Ensayos no destructivos (END's).
12.1.1 Generalidades.
12.1.1.1 Los ensayos no destructivos (END) deberán ser hechos de acuerdo con API 650 sección 8 y
los requerimientos suplementarios dados aquí.
12.1.1.2 El personal que ejecuta los ensayos no destructivos (END), deberá ser calificado de acuerdo
con API 650 sección 8 y los requerimientos suplementarios dados aquí.
12.1.1.3 Los criterios de aceptación deberán estar de acuerdo con API 650 sección 8 y los
requerimientos suplementarios dados aquí.
12.1.1.4 Los examinadores que realicen mediciones de espesor por ultrasonido deberán estar
calificados de acuerdo con un procedimiento y deberán estar certificados según ASNT UT Nivel II con
certificación completa o limitada para cualquiera de los métodos de medición de espesor digital (salida
numérica solamente) o medición de espesor A-scan de acuerdo con ASNT-SNT-TC-1A o un estándar
nacional equivalente reconocido por el dueño/operador. El personal en entrenamiento puede ser
utilizado si está bajo la supervisión directa de personal certificado nivel II o nivel III de UT.
12.1.1.5 Cada soldadura nueva depositada o cualquier cavidad resultante de operaciones de excavación
(gouging) o esmerilado deberá ser inspeccionada visualmente en la totalidad de su longitud. NDE
adicionales de estas soldaduras pueden ser requeridos como sea descrito en las siguientes secciones
relevantes.
12.1.1.6 El anexo G puede ser usado para dar guías adicionales en la calificación del personal y de los
procedimientos cuando se usan las herramientas de pérdida de flujo magnético (MFL) para la inspección
de los fondos de los tanques. Los dueño/operadores deberían determinar los requerimientos adicionales
para cumplir las necesidades de integridad de los fondos de sus tanques.
12.1.1.7 La examinación por ultrasonido de acuerdo con API 650 anexo U puede ser aplicada
alternativamente por acuerdo entre el Comprador y el Fabricante cuando el método de radiografía es
especificado para examinar las soldaduras.
12.1.2 Penetraciones del cuerpo.
12.1.2.1 Ensayo de ultrasonido para la examinación de chapas del cuerpo para verificar laminaciones
se deberá hacer en el área cercana afectada cuando:
a) Se adiciona una chapa de refuerzo a una conexión existente que no tiene refuerzo.
b) Se adiciona una conexión en caliente (hot tap).
12.1.2.2 Cavidades resultantes de excavado o esmerilado al remover soldaduras de unión en las chapas
de refuerzo existentes deberán ser inspeccionadas por el método de partículas magnéticas o líquidos
penetrantes.
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12.1.2.3 Las soldaduras terminadas que unen los cuellos de las conexiones y las chapas de refuerzo al
cuerpo deberán ser inspeccionadas por el método de partículas magnéticas o líquidos penetrantes.
Considerar examinación adicional (p. ej. partículas magnéticas fluorescentes o ultrasonido) para
conexiones en caliente a chapas del cuerpo de tenacidad desconocida (definido en la sección 3).
12.1.2.4 Las soldaduras terminadas de ensambles aliviados térmicamente deberán ser inspeccionadas
por el método de partículas magnéticas o líquidos penetrantes después del alivio de esfuerzos, pero
antes de la prueba hidrostática.
12.1.3 Examinación de defectos de soldadura reparados.
12.1.3.1 Cavidades resultantes de excavado o esmerilado al remover defectos de las soldaduras
deberán ser inspeccionadas por el método de partículas magnéticas o líquidos penetrantes.
12.1.3.2 Reparaciones terminadas de soldaduras a tope deberán ser inspeccionadas en la totalidad de
su longitud con métodos radiográficos o ultrasónicos. Sin embargo, para reparaciones terminadas de 18
soldaduras a tope encontradas en juntas de chapas del cuerpo a chapas del cuerpo, las radiografías
adicionales como es requerido en 12.2.1.1.c), 12.2.1.2.c) y 12.2.1.3.c), no aplican.
12.1.3.3 Reparaciones terminadas de soldaduras de filete deberán ser inspeccionadas en la totalidad
de su longitud con los métodos de examinación no-destructiva apropiados listado aquí.
12.1.4 Accesorios temporales y permanentes en las chapas del cuerpo.
12.1.4.1 Las soldaduras de accesorios permanentes (no incluidas las soldaduras cuerpo-fondo) y áreas
donde accesorios temporales han sido removidos y la proyección remanente de las soldaduras ha sido
removida deberán ser inspeccionadas visualmente.
12.4.1.2 Los requerimientos de esta sección deberán ser seguidas cuando se suelden materiales de los
grupos IV, IVA, V o VI de API 650. Las soldaduras terminadas de accesorios permanentes nuevos (no
incluidas las soldaduras cuerpo-fondo) y áreas donde accesorios temporales han sido removidos
deberán ser examinadas por el método de partículas magnéticas (o a opción del Comprador, por el
método de líquidos penetrantes).
12.1.5 Soldaduras entre chapas del cuerpo.
12.1.5.1 Las soldaduras nuevas de penetración que unen chapas existentes a chapas existentes o a
chapas nuevas del cuerpo deberán ser inspeccionadas con el método de examinación de radiografía
(ver 12.2). Adicionalmente, para chapas de espesores mayores que 1 in la superficie de la preparación
posterior del pase de raíz y el pase final (a cada lado) deberá ser inspeccionada en la totalidad de su
longitud por el método de partículas magnéticas o líquidos penetrantes.
12.1.5.2 Las soldaduras nuevas que unen material nuevo de chapa a material nuevo de chapa del
cuerpo (reemplazo o adición completo o parcial de un anillo del cuerpo) solo necesita ser inspeccionada
radiográficamente de acuerdo con API 650 sección 8.1.
12.1.6 Soldadura del cuerpo al fondo.
12.1.6.1 Soldadura nueva en la junta cuerpo-fondo deberá ser inspeccionada en la totalidad de su
longitud usando la caja de vacío de ángulo recto y una solución jabonosa o por la aplicación de aceite
diésel liviano. Adicionalmente, el primer pase de soldadura deberá ser inspeccionada por la aplicación
de aceite diésel liviano al lado opuesto del primer pase de soldadura hecho. Se deberá permitir que se
mantenga el aceite al menos 4 horas (preferiblemente toda la noche) y después la soldadura será
inspeccionada para verificar si hubo acción de paso. El aceite deberá ser removida antes de que sea
terminada la soldadura.
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12.1.6.2 Como una alternativa a 12.1.6.1, la soldadura inicial, interior y exterior del cuerpo, deberá tener
toda la escoria y elementos no-metálicos removidos de la superficie de la misma y ser inspeccionada
visualmente. Adicionalmente, después de la terminación de las soldaduras de filete interior o exterior o
de penetración parcial, estas deberán ser probadas presurizando el volumen entre las soldaduras interior
y exterior con aire a una presión de 15 psig y aplicando una solución jabonosa a ambas soldaduras.
Para asegurar que la presión del aire alcanza todas las partes de la soldadura, un bloqueo sellado en el
paso anular entre el interior y el exterior de las soldaduras debe ser proporcionados por por soldadura
en uno o más puntos. Adicionalmente, un acoplamiento pequeño de tubería en comunicación con el
volumen entre las soldaduras deberá ser soldado a cada lado de ésta y adyacente a los bloqueos. El
suministro de aire debe ser conectado en un extremo y un medidor de presión conectado a un
acoplamiento en el otro extremo del segmento bajo prueba.
12.1.6.3 La soldadura existente en la junta cuerpo-fondo deberá ser inspeccionada visualmente y por el
método de partículas magnéticas o líquidos penetrantes en la totalidad de su longitud debajo de un
parche traslapado soldado. Adicionalmente, 6 in de la junta cuerpo-fondo a cada lado de la chapa del
parche traslapado soldado deberá ser inspeccionada similarmente antes de la colocación de la chapa
de reemplazo para asegurar la integridad de la soldadura y para confirmar la ausencia de grietas en la
soldadura.
12.1.7 Fondos.
12.1.7.1 A la terminación de la soldadura en un fondo de un tanque, las chapas y la longitud total de las
soldaduras nuevas en las chapas del fondo del tanque deberán ser inspeccionadas visualmente para la
detección de defectos potenciales o fugas. Se debe poner atención especial a área tales como los
sumideros, cavidades, ranuras, traslapes triples de chapas, puntos de quiebre en el fondo, rastrilladuras
con el arco, áreas donde se removieron accesorios temporales y quemaduras causadas por el arco. Los
criterios de aceptación para la inspección visual y la reparación están especificados en API 650, 8.5.
Adicionalmente, todas las soldaduras nuevas, incluyendo las de unión de la chapa de un parche al fondo,
las áreas del fondo restauradas por soldadura y la restauración de soldaduras encontradas con defectos
durante la inspección interna, deberán ser inspeccionadas por uno de los métodos especificados en API
650, 7.3.3. Áreas con fugas deberán ser reparadas por esmerilado y re-soldados como sea requerido y
el área reparada deberá ser probada nuevamente.
12.1.7.2 Adicionalmente a los requerimientos en 12.1.7.1, el pase de raíz y el pase final de la soldadura
de un parche traslapado soldado en la zona crítica (ver 3.10 para su definición) deberán ser
inspeccionadas visualmente e inspeccionadas por el método de partículas magnéticas o líquidos
penetrantes en la totalidad de su longitud.
12.1.7.3 Adicionalmente a los requerimientos en 12.1.7.1, las áreas de las chapas del fondo reparadas
por soldadura deberán ser inspeccionadas por el método de partículas magnéticas o líquidos
penetrantes. Adicionalmente, el área reparada deberá ser probada también usando la caja de vacío y
solución jabonosa o un gas trazador y un detector.
12.1.8 Lamina del cuerpo.
12.1.8.1 Reparaciones de chapas del cuerpo con depósito de metal de soldadura.
Las áreas de la chapa del cuerpo que van a ser reparadas por soldadura deberán ser inspeccionadas
visualmente. Adicionalmente, las áreas de la chapa del cuerpo reparadas por soldadura deberán ser por
el método de partículas magnéticas (o por el método de líquidos penetrantes).
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12.1.8.2 Reparaciones de chapas del cuerpo con parches traslapados soldados.
Las soldaduras de unión de los parches traslapados soldados nuevos deberán ser examinadas
visualmente y deberán ser examinadas por el método de partículas magnéticas o líquidos penetrantes.
12.1.9 Techos fijos.
Juntas nuevas soldadas y reparaciones del techo deberán ser examinadas de acuerdo con API 650,
sección 7.3.2.2 y sección 7.3.8.
12.1.10 Techos flotantes.
12.1.10.1 Trabajo de reparación de techos flotantes de acero.
Después de que la reparación se ha terminado:
a) Efectuar una inspección visual desde los lados superior e inferior del techo flotante.
b) Efectuar una prueba de fugas con aire, caja de vacío, aceite penetrante, gas trazador (tracer gas) u
otro método de inspección no-destructiva, de las soldaduras reparadas (ver anexo F).
Como una alternativa al ítem b) se puede hacer una prueba de flotación del techo reparado.
La inspección y los criterios de aceptación de los ensayos no-destructivos (END) deberán estar de
acuerdo con 12.1.
12.2 Radiografías.
12.2.1 Número y localización de las radiografías.
El número y localización de las radiografías de las soldaduras de completa penetración de chapas del
cuerpo a chapas del cuerpo deberá estar de acuerdo con API 650 sección 8.1.2 y los siguientes
requerimientos adicionales:
12.2.1.1 Para juntas verticales:
a) Entre chapas de reemplazo del cuerpo nuevas y chapas de reemplazo del cuerpo nuevas, no se
requieren radiografías adicionales a aquellas requeridas por API 650 sección 8.1.2.2 y la figura 8.1
para una construcción nueva.
b) Entre chapas de reemplazo del cuerpo nuevas y chapas existentes del cuerpo, una radiografía
adicional deberá ser tomada en cada junta.
c) En juntas reparadas en chapas existentes del cuerpo, se deberá tomar una radiografía adicional en
cada unión.
12.2.1.2 Para juntas horizontales:
a) Entre chapas de reemplazo del cuerpo nuevas y chapas de reemplazo del cuerpo nuevas, no se
requieren radiografías adicionales a aquellas requeridas por API 650 sección 8.1.2.3 y la figura 8.1
para una construcción nueva.
b) Entre chapas nuevas de reemplazo del cuerpo y chapas existentes del cuerpo, se requiere una
radiografía adicional para cada 50 pies de soldadura horizontal reparada.
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c) En juntas reparadas en chapas existentes del cuerpo, se debe tomar una radiografía adicional para
cada 50 pies de soldadura horizontal reparada.
12.2.1.3 Para intersecciones entre juntas verticales y juntas horizontales:
a) Entre chapas de reemplazo del cuerpo nuevas y chapas de reemplazo del cuerpo nuevas, no se
requieren radiografías adicionales a aquellas requeridas por API 650 sección 8.1.2 y la figura 8.1
para una construcción nueva.
b) Entre chapas nuevas de reemplazo del cuerpo y chapas existentes del cuerpo, cada intersección
deberá ser radiografiada.
c) Todas las intersecciones reparadas entre chapas existentes deberán ser radiografiadas.
12.2.1.4 Para tanques reconstruidos, cada junta soldada a tope de la chapa anular deberá ser
radiografiada de acuerdo con API 650 sección 8.1.2.9.
12.2.1.5 Para tanques reconstruidos, se requiere inspección radiográfica del 25% de todas las uniones
de soldaduras nuevas con uniones existentes.
El dueño/operador deberá, con el consentimiento del contratista, determinar el alcance de la inspección
posterior y la reparación que pueda ser requerida.
Cualquier inspección posterior o reparación de soldaduras existentes deberá ser manejada por acuerdo
contractual entre el usuario/operador y el contratista de la reconstrucción del tanque.
12.2.1.6 Las soldaduras de chapas nuevas y reemplazadas del cuerpo y de puertas de acceso (door
sheet) deberán ser radiografiadas. Todas la uniones entre soldaduras de reparación y nuevas deberán
ser radiografiadas. Si son encontrados defectos, se deberá hacer radiografía 100% en la soldadura
reparada.
12.2.1.6.1 Para chapas de reemplazo circulares, se deberá tomar un mínimo de una radiografía
independientemente de su espesor. Cuando la chapa de reemplazo circular está localizada en una chapa
del cuerpo con espesor que excede de 1 in, la soldadura deberá ser totalmente radiografiada.
12.2.1.6.2 Para chapas de reemplazo cuadradas o rectangulares, al menos una radiografía deberá ser
tomada en una junta vertical y al menos una en una junta horizontal y una en cada esquina. Cuando la
chapa de reemplazo cuadrada o rectangular está localizada en una chapa del cuerpo con espesor que
excede de 1 in, las juntas verticales deberán ser totalmente radiografiadas.
12.2.1.7 La longitud mínima de diagnóstico de cualquier radiografía deberá ser de 6 in.
12.2.1.8 Para penetraciones instaladas usando chapas insertadas como está descrito en 9.8.6, las
soldaduras a tope terminadas entre la chapa de inserto o chapa de inserto engrosada y la chapa del
cuerpo adyacente deberán ser totalmente radiografiadas.
12.2.2 Criterios de aceptación para soldaduras de chapas existentes del cuerpo a chapas del cuerpo.
Si la radiografía de una intersección entre una soldadura nueva y una antigua detecta soldaduras
inaceptables de acuerdo con el estándar actual aplicable, las soldaduras existentes deberán ser:
a) Evaluadas de acuerdo con el estándar de construcción.
b) Evaluadas usando una evaluación de adecuación para el servicio (fitness-for-service).
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Estándar API 653
c) Reparadas de acuerdo con 9.6.
12.2.3 Marcado e identificación de las radiografías.
12.2.3.1 Cada película radiográfica deberá mostrar una identificación de los soldadores que hicieron las
soldaduras. Un mapa mostrando la localización, número de soldadura, número de la radiografía,
identificación de los soldadores y el grado de cada soldadura es una alternativa aceptable a este
requerimiento.
12.2.3.2 Las radiografías y los registros de radiografías de todas las soldaduras reparadas deberán estar
marcadas con la letra “R”.
12.3 Prueba hidrostática.
12.3.1 Cuando la prueba hidrostática es requerida.
Una prueba hidrostática deberá ser efectuada en lo siguiente:
a) Un tanque reconstruido.
b) Cualquier tanque al que se le han efectuado reparaciones o alteraciones mayores (ver sección 3), a
menos que sea exceptuada por 12.3.2 para la combinación aplicable de materiales, diseño y
aspectos de construcción.
c) Un tanque para el que una evaluación de ingeniería indica la necesidad de una prueba hidrostática
debido al incremento en la severidad del servicio. Ejemplos de severidad del servicio incrementada
son un aumento en la presión de operación (tal como el almacenamiento de un producto con una
gravedad específica mayor), bajar la temperatura de servicio (ver figura 5.2) y el uso de tanques que
han sido dañados.
12.3.2. Procedimiento de prueba hidrostática
El procedimiento de prueba hidrostática abarca los siguientes pasos:
1) Un tanque con una prueba hidrostática requerida por este estándar deberá ser llenado hasta el nivel
establecido en API 650 7.3.6 (1) (a), a menos que el nivel esté limitado por la condición del tanque como
se indica en la sección 4.3.3.2 de esta estándar.
2) Ese nivel de líquido deberá ser mantenido durante un mínimo de 24 horas.
3) El tanque deberá ser inspeccionado frecuentemente durante la operación de llenado para detectar
indicios de fugas o asentamiento. Cualquier junta de soldadura reparada por encima del nivel del líquido
deberá ser n examinada de acuerdo con API 650, Sección 7.3.6(1)(b).
12.3.3 Excepciones de la prueba hidrostática (Reparaciones o Alteraciones mayores).
12.3.3.1 Generalidades.
Una prueba hidrostática del tanque no es requerida para reparaciones mayores y alteraciones mayores
si se satisface 12.3.2.2 y además uno de los siguientes:
a) Las partes apropiadas de 12.3.3.3 hasta 12.3.3.6, o
b) Evaluación de adecuación para el servicio por 12.3.3.7.
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12.3.3.2 Requerimientos de Revisión/Aprobación/Autorización.
Los ítems a) y b) más abajo deberán ser satisfechos:
a) Las reparaciones han sido revisadas y aprobadas por un Ingeniero con experiencia en el diseño de
tanques de almacenamiento de acuerdo con el estándar API 650. El ingeniero deberá suministrar
por escrito la excepción para la prueba hidrostática.
b) El dueño/operador del tanque ha autorizado la excepción por escrito.
12.3.3.3 Reparación del cuerpo.
12.3.3.3.1 Para soldaduras a metal existente, desarrollar calificaciones del procedimiento de soldadura
basadas en la composición química del material existente, incluyendo los requerimientos de resistencia.
Los procedimientos de soldadura deberán ser calificados con materiales existentes o similares y
deberán incluir pruebas de impacto. Los requerimientos de impacto deberán seguir las porciones
apropiadas de API 650 sección 9.2.2 y deberán ser especificadas en el procedimiento de reparación.
12.3.3.3.2 Los materiales nuevos usados para la reparación deberá cumplir los requerimientos de la
edición actual de API 650 sección 4.
12.3.3.3.3 Los materiales existentes en el área de reparación deberán cumplir al menos uno de los
siguientes requerimientos.
a) Requerimientos de API 650 (séptima edición o posterior).
b) Caer dentro del área “seguro para usar” de la figura 5.2.
c) Los esfuerzos en el área de reparación no deberá exceder de 7 000 lb/in2. Este esfuerzo límite deberá
ser calculado como sigue:donde:
S
2.6 HDG
S 
t
es el esfuerzo en el cuerpo en libras fuerza por pulgada cuadrada (lbf/in2);
H
es la altura de llenado del tanque por encima de la parte inferior de la reparación o alteración
en pies (ft);
t
es el espesor del cuerpo en el área de interés en pulgadas (in);
D
es el diámetro medio del tanque en pies (ft);
G
es la gravedad específica del producto.
12.3.3.3.4 Las juntas verticales y horizontales a tope nuevas deberán tener completa penetración y
fusión.
12.3.3.3.5 La inspección del pase de raíz y del pase final deberá estar de acuerdo con 12.1.5.
Adicionalmente, la soldadura terminada deberá ser radiografiada totalmente.
12.3.3.3.6 Las soldaduras del cuerpo para la chapa del refuerzo al cuello de la conexión y del cuello de
la conexión al cuerpo deberán tener completa penetración y fusión. El pase de raíz de la soldadura de
unión de la conexión deberá ser preparada por el respaldo e inspeccionada por el método de partículas
magnéticas o líquidos penetrantes. La soldadura terminada deberá ser inspeccionada por los métodos
de partículas magnéticas o líquidos penetrantes y por el método de ultrasonido. Las inspecciones de
NDE y los criterios de aceptación deberán estar de acuerdo con 12.1.
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12.3.3.3.7 Ver 12.3.3.5 para las restricciones de la soldadura fondo-cuerpo.
12.3.3.3.8 Las puertas de acceso (door sheet) deberán cumplir con los requerimientos de este estándar
para la instalación de la chapa, excepto que ella no se deberá extender hasta o intersectar la junta
cuerpo-fondo.
12.3.3.4 Reparación del fondo dentro de la zona crítica.
Reparaciones en las chapas del fondo o las chapas anulares del fondo, dentro de la zona crítica (definido
en sección 3) deberá cumplir con lo siguiente.
a) Cumplir los requerimientos de 12.3.3.3.1 hasta 12.3.3.3.3.
b) Ser examinadas visualmente antes de la soldadura y examinados el pase de raíz y el pase final por
los métodos de partículas magnéticas o líquidos penetrantes. Las soldaduras a tope de la chapa
anular también deberán ser inspeccionadas por el método de ultrasonido después del pase final. Las
examinaciones de NDE y los criterios de aceptación deberán estar de acuerdo con 12.1.
12.3.3.5 Reparación a la soldadura cuerpo-fondo.
12.3.3.5.1 La reparación de la soldadura de unión del cuerpo a la chapa anular o del cuerpo a la chapa
del fondo deberá cumplir uno de los siguientes requerimientos.
a) Una porción de la soldadura (de cualquier longitud) puede ser removida y reemplazada siempre y
cuando que la soldadura de reemplazo cumpla con los requerimientos de tamaño de API 650 sección
5.1.5.7 y que la porción reemplazada no represente más del 50% de la sección transversal requerida
de la soldadura.
b) La soldadura por un lado del cuerpo puede ser completamente removida y reemplazada en una
longitud que no exceda de 12 in. Las reparaciones de la soldadura cuerpo-fondo que reemplazan
más del 50% de la sección transversal requerida de la soldadura no deberán estar más cerca de 12
in de cualquier otra, incluyendo las reparaciones por el lado opuesto del cuerpo.
12.3.3.5.2 Las reparaciones deberán ser inspeccionadas antes de la soldadura, después del pase de
raíz y después del pase final por examinación visual y también por los métodos de partículas magnéticas
o líquidos penetrantes. Las inspecciones de NDE y los criterios de aceptación deberán estar de acuerdo
con 12.1.
12.3.3.6 Levantamiento menor del cuerpo.
12.3.3.6.1 Los materiales del cuerpo y la zona crítica deberán cumplir con uno de los requerimientos de
12.3.2.3.3.
12.3.3.6.2 El ingeniero deberá considerar todas las variables pertinentes cuando se exceptúe de prueba
hidrostática una reparación de levantamiento menor del cuerpo, incluyendo pero no limitado a: la
magnitud del levantamiento requerido; el material; la tenacidad; el control de calidad; la inspección antes
y después de la reparación; la temperatura del material; la estabilidad futura de la fundación civil y las
técnicas de levantamiento (incluyendo los controles y mediciones). Consideración cuidadosa se deberá
dar a los esfuerzos y los daños potenciales que puedan resultar del levantamiento.
12.3.3.7 Evaluación de adecuación para el servicio (fitness-for-service).
El dueño/operador puede utilizar una evaluación de adecuación para el servicio (fitness-for-service) u
otra metodología apropiada de evaluación basada en principios y prácticas establecidas, para la
excepción de la prueba hidrostática. Los procedimientos y los criterios de aceptación para conducir un
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análisis alternativo no están incluidos en este estándar. Esta evaluación deberá ser efectuada por un
ingeniero con experiencia en el diseño de tanques de almacenamiento y las metodologías de evaluación
usadas.
12.3.4 Excepciones de la prueba hidrostática (Otros).
12.3.4.1 Generalidades.
Para claridad, las situaciones en 12.3.4.2 y 12.3.4.3 en sí mismas no requieren prueba hidrostática
porque no son reparaciones mayores o alteraciones mayores.
12.3.4.2 Reparación o alteración hecha a un techo flotante.
No se requiere prueba hidrostática.
12.3.4.3 Reparación o reemplazo del fondo fuera de la zona crítica.
Se pueden reemplazar por nuevas porciones de un fondo (algunas o todas las chapas rectangulares o
segmentos grandes de chapas) en tanques sin prueba hidrostática cuando el suelo debajo de las chapas
nuevas se encuentra en una condición aceptable para el Inspector autorizado o es restaurada a tal
condición y las dos condiciones siguientes son cumplidas.
1) Para tanques con chapa anular, la chapa anular y el área de soporte debajo de la chapa anular
(fundación de concreto o material del suelo) se mantiene intacta.
2) Para tanques sin chapa anular, la reparación o reemplazo del fondo no resulta en soldadura en el
fondo existente dentro de la zona crítica y el soporte del cuerpo y el fondo en la zona crítica
(definido en sección 3) permanece intacto.
12.4 Pruebas de fugas.
A las chapas de refuerzo nuevas o alteradas de penetraciones en el cuerpo se les deberá hacer una
prueba de fuga con aire y solución jabonosa de acuerdo con API 650 sección 7.3.4.
12.5 Evaluación de asentamientos durante la prueba hidrostática.
12.5.1 Cuando la evaluación de asentamiento es requerida.
Una evaluación de asentamiento deberá ser conducida para todos los tanques existentes a los que se
les haga una prueba hidrostática, excepto para tanques que tienen una historia de servicio documentada
de valores de asentamiento aceptables, y se ha anticipado que no ocurrirán asentamientos durante la
prueba hidrostática.
12.5.2 Evaluación inicial de asentamientos.
Cuando se requiere una evaluación de asentamientos de acuerdo con 12.5.1, el asentamiento del
tanque se chequea inicialmente con el tanque vacío usando un número par de puntos de medición de
la elevación, N, distribuidos uniformemente alrededor de la circunferencia. Una evaluación inicial de
asentamiento antes de la primera prueba hidrostática proporciona lecturas de base para la evaluación
del asentamiento futuro. En ausencia de esta evaluación inicial, el tanque deberá ser asumido nivelado
inicialmente.
El número mínimo de puntos de elevación deberá ser como se indica en la siguiente ecuación:
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Estándar API 653
𝐿=
𝐿
10
donde:
D = es el diámetro del tanque en pies (ft).
y
N = es el número mínimo requerido de puntos de medida del asentamiento, pero no menor de ocho.
Todos los valores de N deberán ser redondeados al siguiente número entero par mayor. El
máximo espaciamiento entre puntos de medida del asentamiento deberá ser de 32 ft.
12.5.3 Evaluación del asentamiento durante la prueba hidrostática.
Cuando se requiere una evaluación de asentamientos de acuerdo con 12.5.1, el asentamiento del
tanque deberá ser medido durante el llenado y cuando el agua alcance el 100% del nivel de prueba.
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Estándar API 653
SECCIÓN 13 - MARCACION Y ARCHIVO DE REGISTROS.
13.1 Placa de datos.
13.1.1 Tanques reconstruidos.
13.1.1.1 Tanques reconstruidos de acuerdo con este estándar deberán ser identificados con una placa
de identificación en un material resistente a la corrosión similar a la que se muestra en la figura 13.1.
Letras y números de no menos de 5/32 in de alto deberán estar en alto relieve o ser grabadas o
estampadas en la placa indicando la siguiente información:
a) Reconstruido por API 653.
b) Edición y número de revisión.
c) Año de terminación de la reconstrucción.
d) Si es conocido, el estándar de construcción y el año de la construcción original.
e) Diámetro nominal.
f) Altura nominal.
g) Gravedad específica de diseño.
h) Nivel de operación máximo permisible del líquido.
i) Nombre del contratista de la reconstrucción y el número de serie o de contrato asignado por el
contratista.
j) Número del dueño/operador para el tanque.
k) Material para cada anillo del cuerpo.
l) Temperatura máxima de operación.
m) Esfuerzo admisible usado en los cálculos de cada anillo del cuerpo.
13.1.1.2 La placa de identificación nueva deberá ser colocada en el tanque adyacente a la placa
existente, si hay alguna. Placas de identificación existente deberán ser dejadas colocadas en el tanque.
Las placas de identificación deberán ser colocadas como es especificado en API 650 sección 10.1 y
figura 10.1.
13.1.2 Tanques sin placa de identificación.
13.1.2.1 A solicitud del propietario, una placa de identificación puede ser colocado a un tanque que
cumpla con los requisitos de 13.1.2.2 hasta 13.1.2.4.
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
Figura 13.1 - Placa de identificación
13.1.2.2 Si la información requerida para completar la placa de identificación como es requerido por el
estándar de construcción está disponible y es trazable al tanque, una nueva placa de identificación de
reemplazo similar a la mostrada en la Figura 10.1 de API 650, puede ser unida al tanque bajo la dirección
del inspector autorizado. La nueva placa de identificación deberá contener toda la información requerida
por el estándar de construcción y deberá ser marcada como “Placa de Identificación de Reemplazo”.
13.1.2.3 Si la información requerida para completar la placa de identificación como es requerido por el
estándar de construcción no está disponible, una Placa de Identificación de la Evaluación, puede ser
unida al tanque bajo la dirección del inspector autorizado. siempre y cunado una evaluación de
adecuación para el servicio se efectué por secciones 4 y 5. La nueva placa de identificación deberá
contener la siguiente información:
a) Estándar API 653, Placa de Identificación de la Evaluación.
b) Número de tanque del dueño.
c) Empresa que se hizo la evaluación.
d) Fecha en que se realizó la evaluación.
e) Fecha de la edición y número de la adenda de API 653 que se utilizó para hacer la evaluación.
f) Diámetro nominal y la altura nominal, en metros (ft y in).
g) Máxima capacidad en m3 (barriles de 42 galones).
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
h) Nivel de líquido en metros (pies y pulgadas) que se utilizado para hacer la evaluación.
i) Gravedad específica del líquido utilizada para hacer la evaluación.
j) Temperatura de diseño de metal en °C (°F) utilizada para hacer la evaluación.
k) Presión interna y de vacío utilizadas para hacer la evaluación.
l) Temperatura máxima de diseño en °C (°F) utilizado para hacer la evaluación.
m) Especificación del material, si se conoce, para cada anillo del cuerpo.
n) Valores de tensión admisible en MPa (psi) utilizados para hacer la evaluación.
o) Eficiencia de la junta utilizada para hacer la evaluación (ver 4.3.3. o 4.3.4).
13.1.2.4 La placa de identificación deberá estar hecha de un metal resistente a la corrosión con las letras
y los números en bajo relieve, grabados o marcados con una altura no menor de 4 mm (5/32 in). Las
placas de identificación deberán ser unidas al tanque como se especifica en el estándar API 650.
Adicionalmente, la placa de identificación deberá estar claramente marcada como una Placa de
Identificación de Evaluación API 653. Referirse a la figura 13.2.
13.2 ARCHIVO DE REGISTROS
Cuando un tanque ha sido evaluado, reparado, alterado o reconstruido de acuerdo con este estándar la
siguiente información, según sea aplicable, deberá ser parte de los registros del dueño/operador para el
tanque (ver 6.8):
13.2.1 Cálculos para:
a) Evaluación de integridad de los componentes, incluyendo consideraciones de fractura frágil (ver
sección 5).
b) Re-rateo (incluyendo nivel del líquido).
c) Consideraciones de reparación y alteración.
13.2.2 Planos de reparación y reconstrucción.
13.2.3 Datos adicionales de soporte incluyendo, pero no limitado a la información pertinente para:
a) Inspecciones (incluyendo espesores).
b) MTR y certificados de calidad de materiales.
c) Pruebas.
d) Radiografías (deberán ser mantenidas al menos un año).
e) Consideraciones de fractura frágil.
f) Datos de la construcción original del tanque (fecha, estándar de construcción, etc.).
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
g) Localización e identificación (número del dueño/operador, número de serie).
h) Descripción del tanque (diámetro, altura, servicio).
i) Condiciones de diseño (nivel del líquido, gravedad específica, esfuerzo permisible, cargas inusuales
de diseño, etc).
j) Material y espesor del cuerpo por anillo.
k) Elevaciones del perímetro del tanque.
l) Registro de terminación de la construcción.
m) Bases para exceptuar la prueba hidrostática.
13.3 CERTIFICACION.
Tanques reconstruidos de acuerdo con este estándar requerirán información de tal reconstrucción y
certificación de que el diseño, reconstrucción, inspección y prueba fueron hechos en cumplimiento con
este estándar. La certificación deberá contener la información que se muestra en la figura 13.2 para
diseño o reconstrucción, como sea aplicable.
CERTIFICACIÓN PARA TANQUE
RECONSTRUIDO POR API 653
Por la presente certificamos que el tanque reconstruido en
y descrito como sigue:
Localización
Nº de serie
Nº del Propietario
Altura
Capacidad
Techo flotante o fijo
fue reconstruido, inspeccionado y probado de acuerdo con todos los requisitos aplicables de API Standard 653,
Edición,
Revisión, fechada
(incluyendo todo el material suministrado por
la organización de reconstrucción).
Organización de la reconstrucción
Representante Autorizado
Fecha
═════════════════════════════════════════════════════════════════
Figura 13.2 - Formatos de certificación.
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
CERTIFICACIÓN PARA TANQUE
DISEÑADO POR API 653
Por la presente certificamos que la evaluación del diseño del tanque reconstruido en
descrito como sigue:
Nº de serie
Nº del Propietario
Altura
Capacidad
y
Localización
Techo flotante o fijo
fue hecha por la organización abajo firmante de acuerdo con todos los requisitos aplicables de API Standard 653,
Edición,
Revisión, fechada
Organización de la reconstrucción
Representante Autorizado
Fecha
Figura 13.2 - Formatos de certificación.
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
ANEXO A
(informativo)
INFORMACION ANTERIOR DE EDICIONES PASADAS DE ESTANDARES API PARA TANQUES DE
ALMACENAMIENTO SOLDADOS.
API publicó una especificación para para tanques de almacenamiento soldados en 1935 titulado
Estándar 12C, Tanques de almacenamiento completamente soldados. Fueron publicados quince
ediciones y siete suplementos entre 1936 y 1958. API 12C fue reemplazado por el Estándar API 650,
Tanques soldados para almacenamiento de petróleo; se han publicado 12 ediciones y 23 suplementos,
revisiones o adendas de API 650. La edición actual de API 650 es la 12ª edición, adenda 2, publicada
en enero de 2016.
La tabla a continuación suministra un listado de las ediciones, suplementos y revisiones de API 12C y
API 650.
Tabla A.1 - Ediciones del estándar API 650 y su predecesor el estándar API 12C.
Estándar API 12C, Tanques de almacenamiento
Estándar API 650, Tanques soldados para
completamente soldados
almacenamiento de petróleo
Edición
Fecha
Primera
Julio 1936
Segunda
Octubre 1937
Edición
Primera
Suplemento
Fecha
Diciembre 1961
1963
Suplemento 1
Abril 1938
Segunda
Abril 1964
Suplemento 2
Septiembre 1938
Tercera
Julio 1966
Suplemento 3
Abril 1939
Suplemento 1
Tercera
Abril 1940
Cuarta
Marzo 1941
Quinta
Mayo 1942
Sexta
Agosto 1944
Suplemento 1
Octubre 1973
Séptima
Agosto 1946
Suplemento 2
Abril 1974
Septiembre 1947
Suplemento 3
Marzo 1975
Suplemento 1
Cuarta
Diciembre 1967
Suplemento 1
Quinta
Junio 1970
Abril 1971
Julio 1973
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RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
Tabla A.1 - Ediciones del estándar API 650 y su predecesor el estándar API 12C.
Estándar API 12C, Tanques de almacenamiento
Estándar API 650, Tanques soldados para
completamente soldados
almacenamiento de petróleo
Edición
Octava
Suplemento 1
Fecha
Septiembre 1948
Edición
Sexta
Fecha
Abril 1977
Diciembre 1949
Revisión 1
Mayo 1978
Novena
Octubre 1950
Revisión 2
Diciembre 1978
Décima
Septiembre 1951
Revisión 3
Octubre 1979
Undécima
Septiembre 1952
Suplemento 1
Septiembre 1953
Séptima
Revisión 1
Noviembre 1980
Febrero 1984
Duodécima
Octubre 1954
Octava
Noviembre 1988
Décimo tercera
Septiembre 1955
Novena
Julio 1993
Suplemento 1
Octubre 1956
Adenda 1
Diciembre 1994
Décimo cuarta
Octubre 1956
Adenda 2
Diciembre 1995
Décimo quinta
1958
Adenda 3
Diciembre 1996
Adenda 4
Diciembre 1997
Décima
Noviembre 1998
Adenda 1
Marzo 2000
Adenda 2
Noviembre 2001
Adenda 3
Agosto 2003
Adenda 4
Diciembre 2005
Errata
Abril 2007
Undécima
Junio 2007
Adenda 1
Noviembre 2008
Adenda 2
Noviembre 2009
Adenda 3
Agosto 2011
Errata
Octubre 2011
Duodécima
Marzo 2013
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
Tabla A.1 - Ediciones del estándar API 650 y su predecesor el estándar API 12C.
Estándar API 12C, Tanques de almacenamiento
Estándar API 650, Tanques soldados para
completamente soldados
almacenamiento de petróleo
Edición
NOTA
Fecha
Edición
Fecha
Errata
Julio 2013
Adenda 1
Septiembre 2014
Adenda 2
Enero 2016
Información para comprar ediciones pasadas de API 12C y API 650 está disponible al llamar a IHS Inc. al
teléfono 1-800-854-7179 (www.global.ihs.com).
A la fecha en que esta edición (o adenda) de API 653 fue publicada, la edición actual de API 650 es la
edición 12, adenda 2, publicada en enero de 2016. Por favor chequear con el departamento de
publicaciones de API o mire en www.api.org para ver cual es la última emisión de API 650.
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
ANEXO B
(normativo)
EVALUACION DEL ASENTAMIENTO DEL FONDO DEL TANQUE.
B.1 Introducción.
B.1.1 En la determinación de los efectos del asentamiento del suelo en los tanques de almacenamiento,
es una práctica común monitorear el asentamiento del fondo del tanque. En la mayoría de casos, tal
programa de monitoreo se inicia durante la construcción y continúa durante la prueba hidrostática y la
operación. Durante la operación, las medidas de asentamiento deberían ser tomadas con una frecuencia
planeada, con base en una evaluación de las predicciones de asentamiento del suelo. Para tanques
existentes que no tienen datos del asentamiento inicial, un programa de monitoreo del asentamiento
debería estar basado en la historia de servicio previo.
B.1.2 Si en algún momento el asentamiento se considera excesivo, el tanque se debería vaciar y renivelar. La re-nivelación de un tanque grande es caro y difícil de lograr. Por lo tanto, una decisión de renivelar un tanque es crucial, y depende en gran medida de la correcta interpretación y evaluación de los
datos monitoreados del asentamiento.
B.1.3 Los enfoques utilizados para corregir el asentamiento del cuerpo y fondo de un tanque incluyen
técnicas tales como reparaciones localizadas de las chapas del fondo, re-nivelación parcial de la periferia
del tanque y re-nivelación mayor de todo el fondo del tanque. Re-nivelación mayor del tanque,
involucrando el levantamiento total del cuerpo del tanque y el fondo de una sola vez, pueden introducir
altos esfuerzos localizados insiste en la estructura y deteriorar su integridad. Por lo tanto, al elegir las
técnicas para la corrección de los problemas de asentamientos, una alternativa al levantamiento total
del cuerpo del tanque y el fondo, debería ser considerado como una primera opción. Si se decide
levantamiento total del cuerpo del tanque y el fondo de una sola vez, esto debería ser efectuado por
personal con demostrada experiencia en esta técnica.
B.2 Tipos de asentamiento.
B.2.1. Mediciones de elevación.
Las mediciones del asentamiento del tanque debería ser realizado por personal experimentado en los
tipos de procedimientos de medida que van a ser efectuados, utilizando un equipo capaz de una
precisión suficiente para distinguir las diferencias del asentamiento.
Los tipos principales de asentamiento consisten en aquellos que están relacionados con las chapas del
fondo y el cuerpo del tanque. Estos asentamientos se pueden registrar por medio de la medición de
elevaciones alrededor de la circunferencia del tanque y a través del diámetro del mismo. Las figuras B.1
y B.2 muestran la recomendación de la cantidad mínima de ubicaciones en el cuerpo y el fondo del
tanque para hacer las mediciones del asentamiento. Los datos obtenidos de estas mediciones deberían
ser utilizados para evaluar la estructura del tanque. Lecturas adicionales de asentamiento pueden ser
necesarias para definir mejor las cavidades localizadas del fondo o los asentamientos de borde, para
refinar las mediciones de los asentamientos en zonas del cuerpo donde se sospecha que hay
asentamientos diferenciales (fuera de plano) localizados, o para mejorar la evaluación de los
asentamientos del fondo o de cuerpo. Las localizaciones de medición del asentamiento deben ser
reutilizados en las mediciones y evaluaciones futuras del asentamiento.
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
NOTA 1 Debe haber al menos ocho puntos de asentamiento. El espaciamiento máximo entre los
puntos de asentamiento es de 32 pies alrededor de la circunferencia.
NOTA 2 Los puntos serán igualmente espaciados alrededor del cuerpo del tanque. Ver 12.5.1.2
para el método para determinar el número de puntos de medición.
Figura B1. Medidas del asentamiento del cuerpo (Externo).
NOTA Ver 12.5.1.2 para el método para determinar el número de
puntos de medición.
Figura B.2 - Medidas del asentamiento del fondo (Interno). Tanque fuera de servicio.
En casos de distorsión o corrosión del fondo del tanque que se extiende más allá del cuerpo, las
mediciones de asentamiento del cuerpo tomadas cerca de las soldaduras traslapadas del fondo del
tanque pueden resultar en errores significativos en la medición de las elevaciones. Chapas del fondo
reparadas o reemplazadas, o fondos nuevos a través de ranuras en el cuerpo pueden no haber sido
instalados paralelos al fondo original. En algunos casos, resultados más consistentes y precisos pueden
ser obtenidos haciendo las mediciones de la elevación de la soldadura entre el primer y el segundo anillo
del cuerpo.
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
Medir el asentamiento del fondo y del borde cuidadosamente, teniendo en cuenta que las mediciones
realizadas cuando el fondo no está en contacto con el suelo o la fundación civil debajo del tanque puede
sobreestimar o subestimar el asentamiento del fondo y del borde de manera significativa. Si el
asentamiento medido está cerca del asentamiento máximo permitido, se debería considerar la repetición
de la medición forzando el fondo para que quede en contacto con el suelo, por ejemplo parándose sobre
él, o tomando un conjunto adicional de medidas en la misma área, donde el fondo está en contacto firme
con el suelo.
B2.2 Evaluación de asentamientos del cuerpo.
El asentamiento de un tanque es el resultado de uno, o una combinación de los siguientes tres
componentes del asentamiento.
B.2.2.1 Asentamiento uniforme. Este componente se puede predecir por adelantado, con exactitud
suficiente, a partir de los ensayos de los suelos. Puede variar en magnitud, dependiendo de las
características de los suelos. El asentamiento uniforme de un tanque no induce esfuerzos en la
estructura del tanque. Sin embargo, a las tuberías, las boquillas del tanque y los accesorios se les debe
dar adecuada consideración para prevenir problemas causados por tal asentamiento.
B.2.2.2 Asentamiento por inclinación del cuerpo rígido (inclinación plana). Este componente rota el
tanque en un plano inclinado. La inclinación producirá un aumento del nivel del líquido y, por lo tanto, un
aumento en los esfuerzos de membrana en el cuerpo del tanque. Además, la inclinación excesiva puede
causar deformación de los sellos periféricos en un techo flotante e inhibir el desplazamiento del mismo.
Este tipo de asentamiento podría afectar las boquillas del tanque que tienen tuberías conectadas a ellas.
La figura B.3 muestra que la localización del cuerpo del tanque asentado, después de la inclinación de
cuerpo rígido, puede ser representado por una curva cosenoidal o sinusoidal con respecto a su posición
original en un plano horizontal.
B.2.2.3 Asentamiento fuera-de-plano (asentamiento diferencial). Debido al hecho de que el cuerpo es
una estructura relativamente flexible el cuerpo del tanque se puede asentar en una configuración no
planar induciendo esfuerzos adicionales en el cuerpo del tanque. Los asentamientos fuera del plano del
cuerpo pueden llevar a producir una falta de redondez en el borde superior del cuerpo tanque, y
dependiendo de la extensión de la pérdida de redondez, pueden impedir el correcto funcionamiento del
techo flotante, de tal forma que sería requerida la re-nivelación del tanque. La pérdida de la redondez
causada por el asentamiento también puede afectar a las estructuras internas de soporte de techo, como
columnas y vigas. Tales asentamientos pueden causar también puntos planos que se desarrollan en el
cuerpo y afectar las boquillas que tengan tuberías fijas a ellas.
B.2.2.4 Si bien el asentamiento uniforme y la inclinación de cuerpo rígido de un tanque puede causar
problemas como se describe en B.2.2.1 y B.2.2.2, el asentamiento fuera de plano es el componente
importante para determinar y evaluar con el fin de garantizar la integridad estructural del cuerpo y el
fondo. Con base en este principio, un enfoque común es determinar las magnitudes del asentamiento
uniforme y de la inclinación de cuerpo rígido (si una inclinación de plano rígido existe o puede ser
identificado) para cada punto en la periferia del tanque. Si una inclinación de cuerpo rígido puede ser
distinguido, esto se vuelve importante como una referencia desde el cual medir las magnitudes de los
asentamientos fuera de plano. Cuando un patrón de asentamiento fuera del plano de un tanque tiene
un plano de inclinación rígida fácilmente distinguible, la metodología en este parágrafo se puede utilizar
para evaluar la aceptabilidad del tanque con asentamientos fuera del plano. Si un plano de inclinación
rígida no se puede determinar fácilmente, la metodología en B.2.2.5 se puede utilizar para evaluar la
aceptabilidad del tanque con asentamientos fuera del plano.
Una representación gráfica que ilustra el asentamiento de un cuerpo de un tanque con un inclinación de
cuerpo rígido bien definido, por el ajuste a una curva cosenoidal, se muestra en la figura B.3. La
construcción de esta curva de asentamiento se ha desarrollado de acuerdo con lo siguiente.
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Estándar API 653
Deflexión fuera-de-plano para el punto “i” es
Ui = deflexión fuera-de-plano para el punto “i”
Si = Ui -(½ Ui-1 + ½ Ui+1), por ejemplo
(+) cuando es por arriba de la curva cosenoidal
S11 = U11 - (½ U10 + ½ U12)
(-) cuando es por debajo de la curva cosenoidal, por ej.
U11 = (+)
U13 = (-)
NOTA Ver 12.5.1.2 para la definición de “N”.
Figura B.3 – Representación gráfica del asentamiento del cuerpo del tanque por B.2.2.4
a) El asentamiento real (en la mayoría de los casos una curva irregular) se representa en una curva,
graficando los puntos alrededor de la circunferencia del tanque, como la abscisa.
b) La distancia vertical entre el eje de la abscisa y el punto más bajo en esta curva (punto 22) es el
asentamiento mínimo, y se llama el componente del asentamiento uniforme. Una línea que pasa por
este punto, paralela a la abscisa, proporciona una nueva base o línea de referencia para las
mediciones de asentamiento, llamada asentamientos ajustados.
c) El plano de asentamientos de inclinación de cuerpo rígido, si está bien definido, es representado por
la curva cosenoidal óptima. Existen varios métodos para la determinación de esta curva cosenoidal
óptima. El método menos preciso es la técnica de dibujo a mano alzada (free hand), una especie de
procedimiento de ensayo y error para ajustar a la mejor curva cosenoidal a los datos. Un mejor
método es usar las capacidades matemáticas y gráficas de un computador.
d) Las distancias verticales entre la curva irregular y la curva cosenoidal representan las magnitudes de
los asentamientos diferenciales fuera de plano (Ui para el punto de medición i).
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
e) Un método de uso común y aceptado es utilizar un computador para resolver las constantes a, b, y
c, para encontrar la curva cosenoidal óptima de la forma:
Elevpred = a + b x cos (θ + c)
Donde Elevpred es la elevación predicha por la curva cosenoidal en el ángulo theta (θ). La curva
cosenoidal óptima es considerada válida (se ajusta con precisión a las elevaciones medidas) solamente
si el valor de R2 es mayor o igual a 0.9.
𝐿2 =
(𝐿𝐿𝐿 − 𝐿𝐿𝐿)
𝐿𝐿𝐿
donde:
Syy
es la suma de los cuadrados de las diferencias entre la elevación promedia medida y las
elevaciones medidas;
SSE
es la suma de los cuadrados de las diferencias entre las elevaciones medidas y las
predichas.
El método de ajuste lineal de mínimos cuadrados y el método de R 2 de ajuste de curvas son
herramientas estadísticas básicas. El uso de métodos estadísticos más rigurosos para determinar la
curva cosenoidal óptima, tales como procedimientos no lineales o iterativos, pueden ser utilizados por
aquellos con experiencia en su utilización.
La obtención de una curva cosenoidal estadísticamente válida puede requerir tomar más medidas que
los mínimos mostrados en la figura B.1. En muchos casos, el asentamiento fuera del plano puede estar
concentrado en una o más áreas. En tales casos, el enfoque de ajuste por mínimos cuadrados puede
predecir hacia abajo el asentamiento local fuera de plano y no es conservador. En estos casos R 2 será
típicamente menor a 0.9 y los procedimientos más rigurosos de ajuste de curvas se deben considerar.
Alternativamente, la solución puede no indicar un plano de inclinación rígida bien definida y el
procedimiento en B.2.2.5 debería ser considerado.
f) Las distancias verticales entre la curva irregular y la curva óptima representan las magnitudes de los
asentamientos fuera-de-plano (Ui en el punto de datos i). Si es la deflexión fuera-del-plano en el punto
i (ver figura B.3).
NOTA Cuando se determina la curva cosenoidal óptima como se describe en B.2.2.4 e), tomar mediciones
adicionales alrededor del cuerpo resultará en un ajuste más preciso de la curva cosenoidal. Sin embargo, el
uso de todos los puntos de medición en la ecuación mostrada en B.3.2.1 resultará en asentamientos fuera
del plano permisibles Smax muy pequeños, puesto que la longitud del arco L entre puntos de medición es
pequeño. Es aceptable usar todos los puntos de medición para desarrollar la curva cosenoidal óptima, pero
solamente utilizar un subconjunto de estos puntos, espaciados no más allá de 32 pies (8 como mínimo) al
calcular Si y Smax. Los puntos utilizados deben incluir los puntos más alejados de la curva cosenoidal óptima.
Por ejemplo, si se requieren 8 puntos, pero se tomaron 16 medidas y la longitud del arco entre los puntos de
medición se encuentra a sólo 15 pies, calcule la curva óptima coseno usando los 16 puntos pero sólo utilice
8 puntos para el cálculo de Si. Las ecuaciones en la figura B.3 deberían ser modificadas como sigue:
Si = Ui - (½ Ui-2 + ½ Ui+2)
S11 = U11 - (½ U9 + ½ U13)
B.2.2.5 Si un plano de inclinación de cuerpo rígido no puede ser bien definido o el máximo asentamiento
diferencial de acuerdo con B.3.2.1 es excedido, el procedimiento dado en esta sección puede ser usado
en lugar de un análisis más riguroso o una reparación.
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
● 16 mediciones iniciales.
□ Medidas adicionales para definir mejor el arco del asentamiento y el asentamiento máximo
Si, N = máximo asentamiento fuera del plano medido desde el plano indicado, la estimación N
Sarci, N = arco del asentamiento correspondiente a Si, N
Figura B.4 - Representación gráfica del asentamiento del cuerpo por B.2.2.5.
(Plano de inclinación que no está descrito por una curva cosenoidal óptima)
Si, = máximo asentamiento fuera del plano medido desde el plano indicado para el arco i
Sarci = arco del asentamiento correspondiente a Si
Sunif = ha sido eliminado de todas las mediciones
Figura B.5 - Representación gráfica del asentamiento del cuerpo por B.2.2.5.
(Plano de inclinación que está descrito por una curva cosenoidal óptima)
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RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
B.2.2.5.1 Para perfiles de asentamiento sin un plano bien definido de inclinación rígida, la longitud del
arco de asentamiento Sarc y el asentamiento fuera de plano en el punto considerado Si, deben
determinarse a partir de una gráfica con los datos de medición. La figura B.4 es una ilustración gráfica
de los diferentes términos y procedimientos de la medición, para la determinación de la longitud del arco
del asentamiento y el correspondiente asentamiento fuera de plano, incluyendo el refinamiento de las
mediciones, cuando sea necesario .
a) El asentamiento actual se representa utilizando los puntos alrededor de la circunferencia del tanque
como abscisa.
b) Una longitud de arco de asentamiento y de asentamiento máximo inicial se determina a partir de los
puntos representados de los datos que indican un cambio en la dirección de la pendiente del
asentamiento ( ver la figura B.4 ).
c) Pueden ser necesarios puntos de medición adicionales de asentamiento intermedios entre los puntos
que indican un cambio en dirección de la pendiente del asentamiento para refinar aún más la longitud
de arco del asentamiento y la ubicación y magnitud del máximo asentamiento.
d) Puede ser necesario repetir el paso c). La mejor estimación de la longitud del arco de asentamiento
y el asentamiento máximo deberá ser considerada por el procedimiento dado en B.3.2.2.
B.2.2.5.2 Si un ajuste cosenoidal válido del plano de inclinación rígida se puede determinar, pero el
máximo asentamiento fuera del plano determinado de acuerdo con B.3.2.1 es excedido, el procedimiento
en B.3.2.2 se puede utilizar para evaluar el asentamiento. En este caso véase la figura
B.5 para una ilustración gráfica de la determinación de la longitud del arco de asentamiento y el
correspondiente asentamiento fuera del plano.
B.2.2.5.3 Si el examen de la curva de asentamiento medido indica un patrón de doblado sobre un
diámetro del tanque, el máximo asentamiento fuera del plano se determinará utilizando una longitud de
arco del asentamiento del 50% de la circunferencia del tanque.
B.2.3. Asentamiento del borde.
B.2.3.1 El asentamiento del borde ocurre cuando el cuerpo se asienta de una manera aguda alrededor
de la periferia inferior del tanque, resultando en la deformación de la chapa del fondo cerca de la unión
cuerpo-fondo. La fig. B.6 ilustra este asentamiento.
Figura B.6 - Asentamiento de borde.
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Estándar API 653
B.2.3.2 La fórmula dada en B.3.4 puede ser usada para evaluar el asentamiento de borde.
Alternativamente, se puede efectuar un análisis riguroso del esfuerzo que se desarrolla en el perfil
deformado. La determinación del perfil deformado debería tener en cuenta lo siguiente:
a) La localización del punto de quiebre donde comienza el área de asentamiento requiere de un buen
análisis. Poniendo una regla recta en el borde del fondo asentado como se muestra en la figura B.6
y observando donde el fondo se separa de la regla ayudará a definir el punto de quiebre.
b) Si el fondo del tanque es cono inclinado hacia arriba o hacia abajo, el asentamiento B debería ser
medido desde una proyección del piso sin asentamiento, no desde el nivel encontrado. Ver API 653
figura B.7.
B.2.3.3 El asentamiento de borde B medido es definido como se muestra en la figura B.6. Bew es definido
como el asentamiento de borde permisible en un área donde hay una soldadura traslapada del fondo en
el área asentada que es esencialmente paralela (±20º) al cuerpo. Be es definido como el asentamiento
permisible en un área sin soldaduras en el fondo, o con solo soldaduras a tope en el fondo, o con
soldaduras traslapadas en el fondo que son esencialmente perpendiculares (±20º) al cuerpo.
B.2.3.4 La sección B.3.4 da métodos para la evaluación de los asentamientos de borde medidos B,
contra los asentamientos de borde permitidos Bew y Be. Dado que Bew es más conservador que Be, el
enfoque más simple es el de evaluar inicialmente el asentamiento B medido contra B ew para todas las
áreas asentadas. Si todas las áreas cumplen con este criterio, el asentamiento es aceptable y no es
necesaria una evaluación adicional. Si es necesario, diferentes áreas asentadas pueden ser evaluados
separadamente contra Bew y Be. Para áreas que contienen soldaduras traslapadas a un ángulo arbitrario
con el cuerpo, es permitido hacer interpolación para encontrar un asentamiento permitido entre Bew y Be
con base en el ángulo de la soldadura con el cuerpo.
Figura B.7 - Correcciones en la medición del asentamiento de borde.
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B.2.4 Asentamiento del fondo cerca del cuerpo del tanque.
B.2.4.1 La figura B.8 ilustra los asentamientos del fondo cerca del cuerpo del tanque.
B.2.4.2 La fórmula dada en B.3.3 puede ser usada para evaluar el asentamiento cerca del cuerpo del
tanque. Alternativamente, se puede efectuar un análisis riguroso del esfuerzo que se desarrolla en el
perfil deformado.
Figura B.8 - Asentamiento del fondo cerca del cuerpo.
B.2.5 Asentamiento localizado del fondo lejos del cuerpo del tanque.
B.2.5.1 Asentamiento localizado del fondo lejos del cuerpo del tanque son depresiones (o
protuberancias) que ocurren de una manera aleatoria, lejos del cuerpo (ver figura B.9).
B.2.5.2 La aceptabilidad de estos asentamientos localizados depende de los esfuerzos localizados en
la chapa del fondo, del diseño y calidad de las soldaduras traslapadas (pases sencillos o múltiples) y de
los defectos debajo de la chapa del fondo. La fórmula dada en B.3.3 puede ser usada para evaluar
asentamientos localizados, lejos del cuerpo del tanque. Estos límites son aplicables a fondos de tanques
que tienen juntas traslapadas con soldaduras por un solo lado.
B.3 Determinación del asentamiento aceptable.
B.3.1 Generalidades.
Para tanques con historia de servicio satisfactorio, puede ser posible aceptar asentamientos y
deformaciones de la fundación con respecto a al plano horizontal mayores que lo que permiten los
estándares de construcción para un tanque nuevo. Cada tanque debe ser evaluado basado en las
condiciones de servicio, los materiales de construcción, las características del suelo, el diseño de la
fundación civil y la historia de servicio del tanque. Los métodos discutidos en las siguientes secciones
no son mandatorios y aproximan el máximo asentamiento permisible. Sin embargo, la experiencia ha
mostrado que si el asentamiento excede los requerimientos siguientes, es requerida una evaluación
adicional o reparaciones.
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Figura B.9 - Depresiones localizadas o protuberancias del fondo lejos del cuerpo.
B.3.2 Asentamientos del cuerpo.
A partir de las mediciones descritas en B.2.2.4 y B.2.2.5 se determina el máximo asentamiento diferencial
(out-of-plane). La magnitud (valor absoluto) del máximo asentamiento diferencial deberá ser comparada
con los valores permisibles dados en B.3.2.1 o B3.2.2, como sea aplicable. Los asentamientos
admisibles fuera del plano dados en B.3.2.1 y B.3.2.2 no tienen en cuenta los cambios abruptos en la
elevación del cuerpo (ridges) o discontinuidades cerca del fondo del tanque en la región asentada, tales
como las boquillas tipo bajo. Tampoco consideran patrones de doblado en tanques de techo cónico
cuando la línea de doblado es adyacente a o a través de una línea de una o más columnas del techo, o a
patrones de asentamiento que incluyen asentamientos combinados del cuerpo y del borde. Los criterios
de asentamientos permisibles en B.3.2.2 son aplicables a tanques de acero al carbono y acero inoxidable
API 650 y los rangos de diámetros que figuran en B.3.2.2. Los asentamientos fuera de plano que no
cumplen con estas limitaciones deberían ser examinados adicionalmente con una evaluación de
ingeniería más rigurosa para determinar la necesidad de reparaciones, ver B.3.2.4 .
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RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
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B.3.2.1 Cuando se utiliza el procedimiento con un enfoque de la curva coseno óptima como se define
en B.2.2.4 para determinar el asentamiento fuera-de-plano, el asentamiento fuera-de-plano admisible
está dado por la siguiente ecuación (ver Nota):
∣ 𝐿𝐿𝐿𝐿,𝐿𝐿 ∣
=
(𝐿2 𝐿𝐿𝐿11)
2[(𝐿𝐿𝐿)]
donde:
Smax, ft es el asentamiento diferencial permisible, en pies (ft);
L
es la longitud del arco entre puntos de medición, en pies (ft);
Y
es la resistencia de fluencia del cuerpo, en libras fuerza por pulgada cuadrada (lbf/in2);
E
es el módulo de Young, en libras fuerza por pulgada cuadrada (lbf/in2);
H
es la altura del tanque, en pies (ft).
NOTA Esta ecuación está basada en "Criterios para el asentamiento de tanques", W. Allen Marr, M. Asce,
José A. Ramos y T. William Lambe, F. ASCE, Journal of Geotechnical Engineering Division, Proceedings of
the American Society of Civil Engineers, Vol. 108, agosto de 1982.
B.3.2.2 Cuando se usa el procedimiento en B.2.2.5 para determinar el asentamiento fuera del plano, el
asentamiento fuera del plano permisible está dado la siguiente ecuación (ver nota):
𝐿
𝐿
𝐿𝐿𝐿𝐿,𝐿𝐿𝐿𝐿 = 𝐿𝐿𝐿 [𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿𝐿 𝐿 ( ) 𝐿 ( ) , 4.0]
𝐿
𝐿
Diámetro del tanque
ft
K, tanques de extremo
superior abierto
K, tanques de techo fijo
D ≤ 50
28.7
10.5
50 < D ≤ 80
7.8
5.8
80 < D ≤ 120
6.5
3.9
120 <D ≤ 180
4.0
2.3
180 < D ≤ 240
3.6
No aplicable
240 < D ≤ 300
2.4
No aplicable
300 < D
No aplicable
No aplicable
donde:
Smax, in es el asentamiento diferencial permisible, en pulgadas (in);
Sarci
arco del asentamiento efectivo, ver B.2.2.5.1, en pies (ft);
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D
es el el diámetro del tanque, en pies (ft);
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Y
es la resistencia de fluencia del cuerpo, en libras fuerza por pulgada cuadrada (lbf/in2);
E
es el módulo de Young, en libras fuerza por pulgada cuadrada (lbf/in2);
H
es la altura del tanque, en pies (ft).
NOTA Esta ecuación está basada en “Reporte final del estudio del asentamiento fuera del plano”, J.
Andreani, N. Carr, reporte para API SCAST, mayo 2007.
B.3.2.3 La adecuación para el servicio puede ser también una preocupación en tanques con
asentamiento fuera del plano significativo. La pérdida de redondez puede impedir el funcionamiento del
techo flotante y también afectar las estructuras de apoyo interno del techo. La pérdida de redondez que
experimenta un tanque con asentamiento fuera del plano es apreciablemente sensible al arreglo real
del asentamiento. El dueño/operador puede desear especificar una inspección adicional o una
evaluación más rigurosa de la pérdida de redondez del tanque.
B.3.2.4 Si el asentamiento fuera del plano excede los límites aplicables descritos en B.3.2.1 o B.3.2.2,
una evaluación más rigurosa se puede realizar para determinar la necesidad de reparaciones. Esta
evaluación debe ser realizada por un ingeniero con experiencia en el análisis del asentamiento de
tanques.
B3.3 Asentamientos internos o protuberancias del fondo.
Medir la protuberancia o depresión. La protuberancia o depresión permisible está dada por la siguiente
formula:
BB = 0.37 R
donde:
BB
altura máxima de la protuberancia o profundidad de la depresión local, en in.
R
radio del circulo inscrito en el área de la protuberancia o la depresión local, en ft.
La figura B.10 es una representación gráfica de esta fórmula.
NOTA Esta ecuación está basada en "Criterios para el asentamiento de tanques", W. Allen Marr, M. Asce,
José A. Ramos y T. William Lambe, F. ASCE, Journal of Geotechnical Engineering Division, Proceedings of
the American Society of Civil Engineers, Vol. 108, agosto de 1982.
B.3.4 Asentamiento de borde.
B.3.4.1 El máximo asentamiento permisibles Bew se muestra en la figura B.11 para áreas asentadas que
incluyen soldaduras traslapadas del fondo esencialmente paralelas al cuerpo (±20º). En áreas asentadas
donde el asentamiento medido B excede el 75% del asentamiento permitido Bew, todas las soldaduras
cuerpo-fondo y las soldaduras del fondo deben ser inspeccionadas visualmente y con partículas
magnéticas o líquidos penetrantes. Todas las indicaciones deberían ser reparadas, o evaluadas para
riesgo de fractura frágil y por falla por fatiga antes de regresar el tanque a servicio.
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Figura B.10 - Máximo asentamiento de borde para áreas con soldaduras traslapadas del fondo
Figura B.11 - Máximo asentamiento de borde para áreas con soldaduras traslapadas del fondo
aproximadamente paralelas al cuerpo.
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B.3.4.2 Para áreas asentadas donde el asentamiento medido B excede el 75% de Bew, cualquier
soldadura dentro de 12 in a cada lado del área de quiebre (ver figura B.6) debería ser examinada
visualmente. Cualquier área sospechosa debería ser inspeccionada con partículas magnéticas o
líquidos penetrantes. Todas las indicaciones deberían ser reparadas o evaluadas para riesgo de fatiga
antes de regresar el tanque a servicio.
B.3.4.3 El máximo asentamiento permisible Be se muestra en la figura B.12 para áreas de asentamiento
de borde sin soldaduras, soldaduras a tope, o soldaduras traslapadas en el fondo que son esencialmente
perpendiculares al cuerpo (±20º). En áreas asentadas donde el asentamiento medido excede el 75% del
asentamiento permitido, todas las soldaduras cuerpo-fondo y las soldaduras del fondo deben ser
inspeccionadas visualmente y con partículas magnéticas o líquidos penetrantes. Todas las indicaciones
deberían ser reparadas, o evaluadas para riesgo de fractura frágil y por falla por fatiga antes de regresar
el tanque a servicio.
Figura B.12 - Máximo asentamiento de borde para áreas con soldaduras traslapadas del fondo
aproximadamente perpendiculares al cuerpo.
B.3.4.4 El máximo asentamiento permisible para áreas de asentamiento de borde con soldaduras
traslapadas a un ángulo arbitrario con el cuerpo puede ser interpolado entre Be y Bew de las figuras B.11
y B.12 y la siguiente fórmula:
Ba = Be - (Be - Bew) x senoa
Donde a es el ángulo de la soldadura con la línea de centro del tanque y Ba es el asentamiento
permitido para un área con una soldadura a ese ángulo (ver figura B.13).
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Figura B.13 - Asentamiento de borde con una soldadura traslapada a un ángulo arbitrario con respecto
al cuerpo.
B.3.4.5 En general, el asentamiento ocurre lentamente y para la mayoría de los tanques existentes se
presume que ha ocurrido en los primeros años de servicio. No se esperarán asentamientos adicionales
significativos después de las inspecciones iniciales. Por lo tanto, la práctica típica es comparar los
asentamientos de borde medidos con los asentamientos de borde máximo permitidos Bew y Be y no
incluir una tolerancia para asentamientos adicionales durante la operación subsecuente. Se anota que
la erosión del suelo adyacente al tanque puede causar asentamiento local. En este caso el asentamiento
continuará a menos que el suelo sea reparado y la erosión futura sea prevenida. Para casos en los que
asentamiento significativo adicional es esperado, un Ingeniero experimentado en la evaluación de
asentamiento de tanques debería evaluar el asentamiento esperado en la próxima inspección con los
límites en B.3.4. Esto es análogo a la tolerancia de corrosión para componentes que se espera que sean
corroídos.
B.3.4.6 Los límites para el asentamiento de borde descritos en B.2.3.1 hasta B.2.3.4 fueron
desarrollados para fondos típicos de tanques de ¼ in de espesor con corrosión mínima.
a) Los límites de asentamiento de borde pueden ser aplicados con precisión razonable a fondos de
tanques con espesores de 5/16 y 3/8 in.
b) Los límites de asentamiento de borde pueden ser aplicados con precisión razonable a fondos de
tanques con corrosión generalizada, siempre y cuando que las áreas cerca de todas las soldadura
sean más gruesas de 3/16 in.
c) Los límites de asentamiento de borde pueden ser aplicados con precisión razonable a fondos de
tanques con corrosión localizada, si las áreas adelgazadas en las áreas asentadas (más cerca que
“R” al cuerpo) más delgadas de 3/16 in son menores de 12 in de diámetro y el área adelgazada no
incluye una soldadura.
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d) El asentamiento se presume que será lento, y una pequeña cantidad adicional de asentamiento es
esperada de ocurrir antes de la próxima inspección.
B.3.4.7 Los asentamientos de borde incrementan los esfuerzos secundarios en la soldadura fondocuerpo. Si se hacen reparaciones con soldadura a la soldadura fondo-cuerpo en un área donde el
asentamiento excede de ½ de Be, estos esfuerzos adicionales deberían ser evaluados por un Ingeniero
con experiencia en evaluación de asentamiento de tanques antes de permitir la no ejecución de la prueba
hidrostática por 12.3.
B.4 Reparaciones.
B.4.1 Si es determinado que han ocurrido asentamientos que están más allá de los límites permisibles
establecidos en las secciones previas, entonces se debería dar una consideración a hacer reparaciones
o se debería efectuar un análisis riguroso de esfuerzos para evaluar el perfil deformado. Varias técnicas
de reparación han sido discutidas anteriormente. El juzgamiento de las reparaciones debería ser
atenuado por el conocimiento de la historia de servicio del tanque, las reparaciones previas, las
inspecciones anteriores, las condiciones de cimentación del tanque, las características del suelo, el
material de construcción y las estimaciones de futuros asentamientos. Ver 9.10 para detalles de
reparación sugeridos.
B.4.2 Tanques con asentamientos de borde superiores a los límites y supuestos dados en B.2.3.1 hasta
B.2.3.7, deberían ser reparados. Cualquier chapa que exceda las deformaciones aceptables
(típicamente 2% a 3%) debería ser reemplazada. Re-nivelar el tanque no removerá la deformación
plástica, de manera que nivelar el tanque sin reemplazar la deformación puede no ser una reparación
suficiente. Las soldaduras en las zonas de deformaciones altas deberían ser removidas y reemplazadas,
o ser sometidas a una evaluación de adecuación para el servicio por un ingeniero con experiencia en la
evaluación de asentamientos de tanques. La condición que lleva al asentamiento inaceptable debe
corregirse. Dependiendo de la severidad y localización de los asentamientos, las reparaciones
requeridas pueden ser la nivelación del suelo bajo el fondo del tanque o la reparación de la base,
pudiendo requerir el uso de gatos para elevar y nivelar el cuerpo. En lugar de reparaciones se puede
hacer un análisis detallado de las áreas asentadas efectuado por un Ingeniero con experiencia en diseño
de tanques y evaluación de asentamientos. El análisis debe considerar esfuerzos primarios y
secundarios y el riesgo de fractura frágil y fatiga.
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ANEXO C
(informativo)
LISTAS DE CHEQUEO PARA LA INSPECCIÓN DE TANQUES
El anexo C contiene las listas de chequeo que ilustran los componentes del tanque y los ítems auxiliares
que deberían ser considerados para la inspección interna y externa de los tanques. Esta información se
proporciona como orientación a los Dueños/Operadores para el desarrollo de un programa de inspección
para la evaluación de cualquier instalación de tanque específica. El formato las listas de chequeo facilita
el registro de los resultados de la inspección.
NOTA 1 Los usuarios de las listas de chequeo no deberían basarse exclusivamente en la información
contenida en este documento. Buenas prácticas de negocios, científicas, de ingeniería y de juicio de
seguridad deberían ser utilizadas en el empleo de la información contenida en estas listas.
NOTA 2 Donde sea aplicable, las autoridades competentes deberían ser consultadas.
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LISTA DE CHEQUEO
INSPECCION API 653 – TANQUE FUERA DE SERVICIO
Realizado
Item
C.2.1 GENERAL.
a. Verificar si el tanque ha sido limpiado, está libre de gases y es seguro para entrar.
b. Verificar si el tanque está completamente aislado de las líneas de entrada de producto, de la
alimentación de energía eléctrica y de las líneas de vapor.
c. Verificar si el techo está debidamente soportado, incluyendo la estructura de soporte del techo
y las patas de soporte de los techos flotantes.
d. Verificar que no exista el riesgo de caída de elementos tales como partes corroídas del techo
o su estructura de soporte, estalactitas de asfalto e hidrocarburos atrapados en accesorios
bloqueados o no abiertos.
e. Verificar que no existe el reisgo de superficies deslizantes en el fondo o el piso del tanque.
f. Verificar que las soldaduras en las escaleras y ganchos de izaje son adecuadas y están en
buenas condiciones.
g. Verificar si hay superficies con corrosión severa, cordones de soldadura o superficies
engrasadas donde se vayan a efectuar soldaduras y que necesiten mejor limpieza, incluído
chorro de arena.
h. Revisión de las lecturas del potencial de la protección catódica.
C.2.2 EXTERIOR DEL TANQUE.
a. Inspeccionar accesorios que se hayan abierto durante la limpiezaca, tales como el interior de
conexiones a las que se les han removido válvulas, ensambles (lower floating swing sheave
assemblies), etc.
b. Inspección del techo con ultrasonido o por martilleo.
c. Entrar e inspeccionar los compartiminetos de los pontones del techo flotante.
C.2.3 FONDO - SUPERFICIE INTERIOR.
Inspector:
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Observaciones
LISTA DE CHEQUEO
INSPECCION API 653 – TANQUE FUERA DE SERVICIO
Realizado
Item
a. Inspección por martilleo del fondo completo y visual usando una linterna sostenida cerca de la
superficie y paralela a ella y de acuerdo con el plano de distribución de la lámina.
b. Medir la profundidad de las áreas de corrosión local (pitting) y describir su apariencia (bordes
con filo, tipo lago, densos, aisladas, etc.).
c. Marcar la áreas que requieren parches de reparación o inspección adicional.
d. Marcar la localización de probetas de inspección (turning coupons).
e. Inspección de todas las soldaduras para verificar si hay corrosión o fugas, especialmente la
soldadura cuerpo-fondo.
f.
Inspeccionar las láminas del borde del fondo (sketches) para verificar si hay corrosión o
fugas.
g. Verificar la condición de los sumideros internos (sump). El líquido remanente deberá ser
removido para permitir la inspección completa y la prueba de vacío de las soldaduras. La tapa
del fondo y la lámina lateral y sus soldauras se deben evaluar por corrosión en el lado del
producto y en el lado del suelo.
h. Localizar y marcar cavidades (voids) debajo del fondo.
i. Registrar la información del fondo en un esquema utilizando las láminas del fondo como una
rejilla. Hacer un listado de con la identificación, localización y tamaño de los parches
requeridos.
j. Hacer prueba de vacío de las soldaduras de traslape del fondo.
k. Inspección por martilleo por ultrasonido de cualquier área localizada que se vea ligeramente
descolorida o damp.
l. Inspección de todos los refuerzos debajo de soportes, orejas (brackets) y ganchos en el
fondo.
m. Inspección de las láminas de apoyo de las patas de soporte del techo flotante para verificar si
hay corrosión, cortaduras o combamiento (dimpling) debido a carga excesiva.
Inspector:
Certificación API No.:
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Date:
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Observaciones
LISTA DE CHEQUEO
INSPECCION API 653 – TANQUE FUERA DE SERVICIO
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Item
n. Inspeccionar las platinas de base de las columnas de soporte del techo fijo y los elementos de
restricción de movimiento de la columna en el fondo.
o. En zonas sísmicas 3 y 4, verificar que los soportes del techo no están soldados al fondo del
tanque y que tienen restricción de movimiento horizontal solamente.
p. Inspeccionar el área debajo del cable (swing line cable) para verificar si hay cortaduras o
defectos (dragging).
q. Marcar las conexiones antiguas de prueba de aceite y aire para remoción y parcheo.
r. Identificar y reportar áreas de depriesión en el fondo en las que no hay un adecuado drenaje.
s. Inspeccionar el recubrimiento del fondo para verificar si hay huecos, levantamiento
(disbonding), deterioro y decoloramiento.
C.2.4 CUERPO – LAMINAS Y SOLDADURAS.
a. En fondos cónicos con inclinación hacia arriba, inspeccionar detalladamente y medir la
profundidad de metal perdido por corrosión en una longitud de 2” a 4” de la parte inferior del
cuerpo (área de empozamiento del agua).
b. Medir la profundidad de la corrosión localizada (pitting) en cada anillo del cuerpo.
c. Inspeccionar y estimar la canitdad de metal perdida por corrosión en las cabezas de los
remaches o de los tornillos.
d. Inspecconar detalladamente la junta cuerpo-fondo.
e. Inspeccionar para verificar si hay daños por ranuras (grooving) verticales en las láminas,
ocasionados por protuberencias en el montaje de los sellos.
f. Inspeccionar el recubrimiento para verificar si hay huecos, levantamiento (disbonding),
deterioro y decoloramiento.
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Observaciones
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INSPECCION API 653 – TANQUE FUERA DE SERVICIO
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g. Inspeccionar para verificar si hay áreas que presenten desgastadas (rubbing), causadas por
demasiada presión de las zapatas del sello o luz inadecuada entre el cuerpo y el techo
flotante.
h. Inspeccionar para verificar si hay indicaciones de fugas de producto por las láminas o las
soldaduras.
i. Si el cuerpo tiene juntas remachadas o apernadas, registrar la localización de las indicaciones
de fugas, con fotografías o un mapa, para prevenir el caso en que se puedan perder durante
la preparación de la superficie para pintura.
j. Medir el espacio anular (annular space) en intervalos de 40 ft (12 m).
k. Verificar la redondez y verticalidad del cuerpo.
C.2.5 CUERPO – CONEXIONES DE SOBRE-LLENADO (MOUNTED OVERFLOW).
a. Inspeccionar para verificar si hay corrosión o el filtrado (screening) es inadecuado.
b. Verificar que la conexión de sobre-llenado no está por encima de las válvulas o equipos del
tanque.
C.2.6 TECHO - SUPERFICIE INTERIOR.
C.2.6.1 General
a. Inspeccionar visualmente las láminas del techo para verificar si hay corrosión localizada
(pitting), huecos y formación de costras (scale buildup).
b. Inspección por martilleo por ultrasonido de cualquier área que presente disminución de
espesor, especilamente en el área de la cámara de gas evaporado en techos flotantes y en el
borde (edge) de los techos cónicos.
c. Inspeccionar todos los ganchos (clips), soportes (brackets), brazos (braces), etc. soldados a
las láminas (deck plates) para verificar si las ruanas de refuerzo (pads) no se encuentran
sueltas.
Inspector:
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Observaciones
LISTA DE CHEQUEO
INSPECCION API 653 – TANQUE FUERA DE SERVICIO
Realizado
Item
d. Si no hay ruanas de refuerzo, hacer inspección por líquidos penetrantes (PT) para verificar si
hay agrietamiento en las soldaduras.
e. Inspeccionar el recubrimiento para verificar si hay huecos, levantamiento (disbonding),
deterioro y decoloramiento.
f. Hacer prueba de chispa (spark test) al recubrimiento interior si no se tiene previsto aplicar
nuevas capas.
C.2.6.2 Estructura de soporte del techo fijo.
a. Inspeccionar las columnas de soporte para verificar si hay disminución de espesor en los 2 ft
(0.6 m) superiores.
b. En columnas tipo API (dos canales soldadas) inspeccionar para verificar si los puntos de
soldadura están rotos por corrosión, a menos que las canales estén unidas por cordón de
soldadura continuo.
c. Verificar la soldadura de las platinas de base a las columnas y de los elementos (clips) de
restricción del movimiento horizontal.
d. Determinar si las columnas en tubo están rellenas con concreto o vacías. Si el tubo está
vacío, verificar que los agujeros de drenaje del interior del tubo en la parte inferior, stán
abiertos.
e. Inspecionar y medir los espesores de las vigas y demás elementos estructurales para verificar
si hay disminución de espesor, especialmente cerca del centro del techo. Reportar las
pérdidas de metal.
f. Verificar si hay las vigas y elementos estructurales sueltos o pandeados.
g. Inspeccionar y medir las cartelas para verificar si hay disminución de espesor y chequear si
están firmemente unidas a la parte superior de las columnas.
h. Reportar si las columnas tiene brazos en cruz (cross bracing) en el área entre la bomba baja
de salida (low pump out) de la parte superior del techo (para instalación futura de techo
flotante interno).
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INSPECCION API 653 – TANQUE FUERA DE SERVICIO
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Item
i. Inspecconar y reportar la presencia de líneas de choque montadas en el techo (roof-mounted
swing line bumpers).
j. Tomar fotografías o hacer esquemas de la estructura de techo, si no hay planos disponibles.
C.2.7 TECHO FIJO - ACCESORIOS.
C.2.7.1 Desfogues de inspección e iluminación (inspection and light hatches).
a. Inspeccionar los desfogues para verificar si hay corrosión o huecos, el estado de la pintura y
la tapa de sello (Cover sealing).
b. En tapas sueltas (loose covers) verificar si la cadena de seguridad (safety chain) está en
buenas condiciones.
c. En desfogues de iluminación (light hatches) de más de 30” a través (across), verificar las
barras de seguridad.
d. Inspecconar la condición de los empaques en las tapas (bold or latched down hathc covers).
C.2.7.2 Conexión de soporte de “staging”
a. Inspeccionar la condición del soporte (staging) para verificar si hay corrosión.
C.2.7.3 Respiradores y venteos.
a. Inspeccionar y hacer mantenimiento a los respiradores (breather).
b. Inspeccionar las mallas (screens) de los respiradores y venteos.
C.2.7.4 Desfogues de emergencia P/V (emergencia P/V hatches).
a. Inspeccionar y hacer mantenimiento a los desfogues de presión/vacío. El ajuste debe ser
suficientemente alto para prevenir el cascabeleo (chattering) de los respiradores durante la
operación normal.
b. Inspeccionar los sellos líquidos del desfogee para verificar si hay corrosión y el nivel
apropiado del líquido en el sello.
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Observaciones
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INSPECCION API 653 – TANQUE FUERA DE SERVICIO
Realizado
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C.2.7.5 Desfogue de muestreo (sample hatch)
a. Inspeccionar el desfogue de muestra para verificar si hay corrosión
b. Chequear que la tapa opera apropiadamente.
c. Si el tanque no tiene pozo de medición (gauge well), verificar el marcador de distancia “holdoff” y chequear la medida.
C.2.8 TECHO FLOTANTE.
C.2.8.1 Cubierta del techo (roof deck).
a. Inspeccionar por prueba por martilleo las áreas entre el anillo del techo (roof rim) y el cuerpo.
(Si el acceso para la prueba por martilleo, medir la distancia desde el borde inferior del techo
hasta el área corroída y después hacer la prueba por martilleo desde el interior del ponton).
b. En servicio de agua “ácida” (sour water) limpiar y probar todas las juntas soldadas de la
cubierta del techo para verificar si hay grietas, a menos que los traslapes inferiores hayan sido
sellados con soldadura.
c. Verificar que los drenajes del techo del techo están abiertos o que el tapón de drenaje está
abierto en caso de lluvia inesperada.
d. En cubiertas de techo planas o cónicas hacia abajo, verificar que hay una barrera para vapor
(vapor dam) alrededor de la periferia del techo. La barrera debe ser continua sin espacios que
permitan el escape de vapores hacia el área de sello desde debajo del centro del techo.
C.2.8.2 Pontones del techo flotante (pontoons).
a. Inspección visual de cada pontón para verifcar si hay fugas de producto.
b. Meter un alambre delgado a través de las conexiones de venteo “cuello de
ganso” (gooseneck vents) en las tapas de los huecos de inspección, para verificar que se
encuentran abiertos.
c. Inspeccionar los mecanismos de cierre de cada tapa de los huecos de inspección.
Inspector:
Certificación API No.:
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No.: TKRev.:
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d.
-
Verificar y reportar si cada pontón es:
Hermético a vapores (los cajones de los compartimientos (bulkhead) tienen soldaduras de
sello por un lado en la parte superior e inferior y por los lados).
-
Hermético a líquidos (tiene soldaduras de sello en la parte inferior y por los lados).
-
Es inaceptable (lo mínimo es que sea hermético a los líquidos)
C.2.8.3 Aberturas en el techo flotante (cutouts).
a. Inspección visual por el lado inferior de las aberturas para verificar si hay daños mecánicos.
b. Inspección visual de las soldaduras para verificar si hay grietas.
c. Inspección visual de las láminas para verificar si hay disminución de espesor, huecos (pitting)
o erosión.
d. Medir las aberturas del mezclador y registrar el espesor de la lámina para instalación futura o
reemplaxo del mezclador.
C.2.8.4 Soportes del techo flotante.
a. Inspección visual de las patas para verificar que no presentan disminución de espesor.
b. Verificar que las patas tienen una muesca en la parte inferior para drenaje del interior.
c. Verificar que las patas no están pandeadas o golpeadas en la parte inferior.
d. Inspeccionar los huecos de los pasadores en las camisas para verificar que no tienen
rebabas.
e. Verificar la verticaldad de todas las patas.
f. Verificar el adecuado arriostramiento de todas las patas a través de una porción sencilla del
techo.
g. Inspeccionar el área alrededor de las patas para verificar si hay grietas, si no hay ruanas de
refuerzo interno o si las ruanas del lado superior no están soldadas por debajo a la lámina de
la cubierta.
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INSPECCION API 653 – TANQUE FUERA DE SERVICIO
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h. Inspeccionar el sistema de sello de las patas de dos posiciones y los tapones de vapor en las
patas inferiores fijas (fixed low legs) para verificar si hay deterioro de los sellos.
i. En soportes del techo montados en el cuerpo, verificar que hay una luz adecuada con base
en el máximo movimiento del techo determinado por la posición del techo relativa al pozo de
medición o al elemento anti-rotacional.
C.2.9 CONJUNTO DE SELLO DEL TECHO FLOTANTE.
C.2.9.1 Conjunto de sello primario con zapatas (primary shoe assembly).
a. Remover cuatro secciones del sello de espuma (foam-filled seals) en localizaciones a 90°
para inspección.
b. Inspeccionar los accesorios de fijación al anillo perimetral del techo (roof rim) para verificar
que no hay disminución de espesor, pandeos, soldaduras rotas o desgaste en los huecos de
los pasadores.
c. Inspeccionar los ganchos soldados al anillo perimetral del techo (roof rim) para verificar que
no hay disminución de espesor.
d. Inspeccionar las zapatas para verificar que no hay disminución de espesor o perforaciones.
e. Inspeccionar los tornillos, ganchos y accesorios para verificar que no tienen daños.
f. Inspeccionar la membrana del sello para verificar que no presenta deterioro, endurecimiento,
perforaciones o rasgaduras.
g. Medir la longitud de la membrana desde la parte superior de la zapata hasta el anillo
perimetral del techo y verificar contra el máximo espacio anular previsto para el techo en
operación.
h. Inspeccionar la luz de las zapatas sobre los cuellos de las conexiones, mezcladores, etc. para
verificar que es adedcuada.
i. Inspeccionar las zapatas para verificar que no presentan daños causados por choques contra
los cuellos de las conexiones, mezcladores, etc.
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INSPECCION API 653 – TANQUE FUERA DE SERVICIO
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C.2.9.2 Conjunto de sello primario toroidal (primary toroidal assembly).
a. Inspeccionar la membrana del sello para verificar que no presenta desgaste, deterioro,
endurecimiento por tostadura, perforaciones o rasgaduras.
b. Inspeccionar el sistema de empujamiento del sello hacia abajo para verificar que no está
alabeado o torcido.
c. Inspeccionar la espuma para verificar que no presenta absorción de líquido o deterioro.
C.2.9.3 Conjunto de sello secundario montado en el anillo perimetral (rim-mounted secondaries).
a. Inspeccionar la barra de tornillos montados en el anillo perimetral (rim-mounted bolting bar)
para verificar si hay corrosión y soldaduras rotas.
b. Medir y hacer plano de reporte de la luz de separación entre cuerpo y sello.
c. Inspección visual de la junta desde abajo, para verificar si hay perforaciones según se puede
evidenciar si hay paso de luz.
d. Inspeccionar la membrana o elemento de sello para verificar que no hay deterioro o
endurecimiento por tostadura.
e. Inspeccionar la pestaña en contacto con el cuerpo para verificar que no hay daños, corrosión
o desgaste.
e. Inspeccionar para verificar que no hay obstrucciones por encima del techo.
C.2.10 ACCESORIOS DEL TECHO FLOTANTE.
C.2.10.1 Entradas de inspeccion de hombre en el techo.
a. Inspeccionar las paredes de los cuellos de las entradas de hombre para verificar que no hay
disminución de espesor o corrosión localizada (pitting).
b. En tanques con auto-medidores (autogauges) de interfase chequear los sellos alrededor de la
cinta de medición y los cables de guía a través de la tapa del manhole.
c. Inspeccionar los empaques de las tapas y los pernos
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INSPECCION API 653 – TANQUE FUERA DE SERVICIO
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C.2.10.2 Venteo del anillo perimetral del techo.
a. Chequear el anillo para buscar corrosión (pitting) y huecos.
b. Chequear la condición de la malla de protección en los venteos.
c. En tanques con techo flotante donde las reglas ambientales requieren de venteos cerrados,
chequear la tubería del venteo para verificar que no hay corrosión en la junta tubo-anillo
perimetral y para chequear que el bloqueo es adecuado.
C.2.10.3 Rompe-vacío, tipo respirador.
a. Verificar si se hizo mantenimiento y se chequeó la operación de la válvula respiradora
b. Chequear que el cuello de la conexxión no se proyecta más de ½ in por debajo de la cubierta
del techo.
C.2.10.4 Rompe-vacío, tipo mecánico.
Inspeccionar el eje para verificar que no hay adelgazamiento. Medir que tanto se levanta la tapa
del rompe-vacío por encima del tubo cuando el techo está soportado en la posición alta y baja de
las patas.
a. En las patas altas:
b. En las patas bajas:
C.2.10.5 Drenajes del techo. Sistema abierto, incluyendo drenajes de emergencia.
a. Chequear el nivel del líquido dentro de los drenajes del techo para verificar que el espacio de
desalojo es adecuado. Reportar si la distancia entre el nivel de líquido y la parte alta del
drenaje es insuficiente.
b. Si el tanque está bajo algún requisito jurisdiccional (p. ej. Air Quality Monitoring District),
inspeccionar el tapón del drenaje de vapor del techo.
c. Si el drenaje de emergencia no está en el centro del techo, chequear que hay al menos tres
drenajes de emergencia.
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INSPECCION API 653 – TANQUE FUERA DE SERVICIO
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C.2.10.6 Drenajes del techo. Sistema cerrado, sumidero para drenajes (drain basins).
a. Inspeccionar para verificar si hay corrosión (piiting) y adelgazamiento.
b. Inspeccionar el recubrimiento de protección (por el lado de arriba).
c. Inspeccionar la tapa o el filtro (screen) del sumidero de drenajes para verificar si hay
corrosión.
d. Hacer prueba de la operación de la válvula cheque.
e. Chequear la existencia de la válvula cheque cuando el fondo del sumidero de drenajes está
por debajo del nivel del producto del tanque.
f. Inspeccionar las soldaduras del sumidero de drenajes a la cubierta del techo para verificar si
hay grietas.
g. Chequear la tubería de salida del sumidero de drenajes para verificar que está
adecuadamente reforzada en la cubierta del techo (incluyendo la lámina de refuerzo).
C.2.10.7 Drenajes del techo. Sistema cerrado, línea de drenaje fija en el fondo del tanque.
a. Prueba de martilleo de la línea de drenaje fija en el fondo del tanque para verificar si hay
adelgazamiento y taponamiento por descascaramiento (scale) o residuos (debris).
b. Inspeccionar los soportes y sus refuezos para veificar si hay fallas en las soldaduras y
corrosión.
c. Chequear que la tubería está guiada y que no está bloqueada rígidamente a los soportes,
para evitar el desgarramiento de las lñaminas del fondo del tanque.
C.2.10.8 Drenajes del techo. Sistema cerrado, drenaje con tubería flexible.
a. Inspeccionar para verificar si hay daños por el exterior de la tubería.
b. Chequear para verificar si hay obstrucciones que puedan afectar la tubería.
c. Inspeccionar las cubiertas que protejen la tuberia de cortaduras (snagging).
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d. Inspeccionar los resultados de la prueba hidrostática del sistema de dreanje flexible.
C.2.10.9 Drenajes del techo. Sistema cerrado, drenaje con junta articulada.
a. Prueba de martilleo de la tuberí rígida en el sistema de juntas flexibles para verificar si hay
adelgazamiento y taponamiento por descascaramiento (scale) o residuos (debris).
b. Inspeccionar el sistema para verificar si hay señales de pandeo o deformación.
c. Inspeccionar los resultados de la prueba hidrostática.
d. Inspeccionar la estructura de soporte y sus refuerzos.
C.2.10.10 Sistema de automedición y alarma.
a. Chequear la libertad de movimiento de la cinta a través de la guía de la cinta de automedición.
b. Inspeccionar la libertad de movimiento de los “sheaves”.
c. Prueba de operación de los chequeadores (checkers).
d. Inspeccionar la cinta y el cable para verificar si hay enrrollamientos (twisting) y deshilachados
(fraying).
e. Probar la libertad de movimiento de la cinta a través de las guías de los “sheaves” y de la
tubería de guía.
f. En tanques de extremo abierto, chequear que las compuerta de las cintas con cable no tienen
más de 1 ft de cinta expuesto con el flotador en su punto más bajo.
g. Chequear el flotador para verificar que no tiene fugas.
h. Chequear la acción de resorte de los anclajes de la guía del flotador por medio del halado y
soltado del cable.
i. Inspeccionar los pozos de flotación (floatwells) en techos flotantes para verificar si hay
adelgazamiento y corrosión de las paredes justo por encima del nivel del líquido.
j. Chequear que la cinta de automedición está agarrada firmente al flotador.
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k. Inspeccionar los sellos (fabric seals) del cable de la cinta y del alambre guía del flotador a
través de la tapa del pozo del flotador.
l. Inspeccionar que la abrazadera (clip) inferior de unión del cable guía; inspeccionar para
verificar si hay una barra de contrapeso temporal en lugar de una abrazadera soldada
permanentemente.
m. Inspeccionar los indicadores tipo tabla de auto-medición (board-type autogauge) para verificar
su legibilidad y su libertad de movimiento.
n. Medir y registrar las siguientes distancias para determinar si pueden ocurrir daños del sello si
el techo del tanque se desplaza más allá desde:
1. El ángulo superior del techo hasta el lado de abajo del sistema de guía de la cinta.
2. El nível de líquido en el flotador superior hasta la parte superior del sello secundario.
o. Identificar si el techo flotante tiene la cinta conectada directamente al techo.
p. Alarla de sobrellenado: inspeccionar que los interruptores de la alarma de sobrellenado están
operando apropiadamente.
C.2.11 ACCESORIOS COMUNES DEL TANQUE.
C.2.11.1 Pozo de medición.
a. Inspeccionar si la puerta de la tubería del pozo presenta adelgazamiento a una distancia de
aproximadamente dos tercios por encima del fondo: mirar si hay adelgazamiento de los
bordes de las ranuras.
b. Chequear si hay corrosión en la junta de la tubería. Chequear que las cuerdas de muestreo,
pesos, termómetros, etc., han sido removidos de la tubería.
c. Chequear la conicidad en el extermo inferior de la tubería aproximadamente a 1 ft por encima
del fondo.
d. La condición de la arandela (washer) de la tubería del pozo y si su lado conformado (flared)
esta dirigido hacia el lado más cercano de la lámina de refuerzo del separador (hold off pad).
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e. Chequear que los soportes del pozo de medición están soldados a la lámina de refuerzo o al
cuerpo y no directamente a la lámina del fondo.
f. Chequear la operación de la tapa del pozo de medición.
g. Chequear la presencia de un marcador de distancia del separador (hold off) en la tubería del
pozo y registrar esta distancia.
Distancia del separador (hold off)
h. Identificar y reportar el tamaño de la tubería y si esta es solida o ranurada. Reportar el tamaño
de las ranuras.
i. Chequear que la lámina de separación de distancia (hold off distance plate) tiene soldadura
de sello en el fondo y que cualquier soporte del pozo de medición está soldado a la lámina y
no directamente al fondo.
j. Inspecciona el flotador del control de vapor y el cable.
k. Chequear la presencia y condición de la arandela (washer) del pozo de medición.
l. Chequear el tapón de cierre (bull plug) o la tapa ciega en la válvula de la arandela del pozo de
medición.
m. Inspeccionar la guía del pozo de medición en el techo flotante para verificar si hay corrosión
(pitting) y adelgazamiento.
n. Inspeccionar los rodillos de guía y las láminas de deslizamiento para verificar su libertad de
movimiento.
o. Inspeccionar la condición del sistema de sello de la tubería del pozo de medición.
p. En servicio en petróleo negro (black oil) o diesel: si el pozo de medición se usa también para
muestreo, chequear la presencia de una escotilla tipo ladrón (thief-type hatch) y tipo medición
(gauge-type hatch) para evitar derrames (spillage).
q. Inspeccionar visualmente el interior de la tubería para verificar que no hay protuberancias que
puedan frenar o dañar el flotador del control de vapor
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C.2.11.2 Sistema de muestreo, escotilla de muestreo en el techo (roof sample hatches).
a. Inspeccionar las escotillas de muestreo montadas en el tercho para verificar las láminas de
refuerzo y si hay agrietamientos.
b. Inspeccionar la operación de la tapa.
c. Si el tanque está bajo algún requisito jurisdiccional (p. ej. Air Quality Monitoring District),
inspeccionar las tapas de las escotillas de muestreo para un sello adecuado.
d. Chequear el alineamiento horizontal de las escotillas de muestreo en el techo flotante interno
debajo de las escotillas del techo fijo
e. Inspeccionar el sistema de sello de las tapas de las escotillas de muestreo en el techo flotante
interno.
f. Inspeccionar la cuerda y el cabrestante (recoil reel) de las escotillas de muestreo en el techo
flotante.
C.2.11.3 Conexiones (boquillas) del cuerpo.
a. Inspecciona las conexiones del cuerpo para verificar la existencia de corrosión (pitting) y
adelgazamiento.
b. Inspeccionar las conexiones “hot tap” para verificar el ribeteado (trimming) de los huecos.
c. Identificar el tipo y tamaño de las conexiones en el cuerpo.
d. Identificar y describir el la tubería interna, incluyendo las de tipo codo-hacia-arriba (elbow-up)
y codo-hacia-abajo (elbow-down).
C.2.11.4 Conexiones del cuerpo, que se proyectan dentro del tanque.
a. Inspeccionar las láminas de refuerzo de los soportes de la tubería soldados al fondo del
tanque.
b. Inspeccionar par ver que la tubería está libre para moverse a lo largo de los soportes sin
deformaciones o acciones de desgarramiento de las láminas del fondo.
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c. Inspeccionar las válvulas de las conexiones para verificar si hay fugas por los empaques y
daños en las caras de las bridas (flanges).
d. Inspeccionar las bridas y las válvulas de las conexiones del calentador de corriente (heater
stream) para verificar que no hay cortaduras en el cableado.
e. Reportar cuales conexiones tienen válvulas y elementos de alivio térmico de presión (thermal
pressure relief bosses).
f. En líneas de llenado internas del tipo codo-hacia-abajo, inspeccionar la lámina de desgaste
en el fondo del tanque.
g. En líneas de llenado del tipo codo-hacia-arriba en tanques de techo flotante, chequear que la
abertura está dirigida contra el lado inferior del techo y no contra el espacio de vapor del
tanque. Inspeccionar el área de impacto para verificar si hay erosión.
C.2.11.5 Difusores y sistema de aire de “envolvimiento” (air rolling).
a. Inspeccionar la tubería difusora para verificar si hay erosión y adelgazamiento.
b. Chequear los huecos en el difusor para verificar si hay desgaste excesivo y alargamiento.
c. Inspeccionar los soprtes del difusor para verificar si hay daños y corrosión.
d. Chequear las restricciones en los soportes del difusor, los anclajes de los mismos y la línea
de movimiento longitudinal.
e. Inspeccionar las arañas de aire (air spiders) en el fondo de los tanques de aceite lubricante
(lube oil) para verificar si hay taponamiento y juntas roscadas dañadas o rotas
C.2.11.6 Líneas de “balanceo” (swing lines).
a. Inspeccionar la junta flexible para verificar si hay grietas o fugas.
b. Rayar marcas en la junta flexible entre las dos caras móviles y el extremo resaltado de la
línea de balanceo para chequear la libertad de movimeinto de la junta, indicado por la
separación entre las marcas rayadas.
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c. Chequear que las juntas flexibles mayores de 6 in están soportadas.
d. inspeccionar la tubería de la línea de balanceo para verifcar si hay corrosión profunda o en las
soldaduras.
e. Soltar los tapones de los venteos en los venteos y escuchar si hay vacío. La falta de vacío
indica fugas en el pontón.
f. Chequear los resultados de la prueba de aire durante la reparación de los pontones.
g. Inspeccionar los pontones para verificar si hay corrosión (pitting).
h. inspeccionar las conexiones del cable de empuje hacia abajo (pull-down) al balanceo.
i. Inspeccionar la condición del soporte montado en el fondo, del parachoques (bumper)
limitador del techo fijo o del parachoques (bumper) limitador montado en el cuerpo para
verificar la condición de la madera, si hay corrosión en la soldadura o los tornillos y la
soldadura de sello al fondo o el cuerpo.
j. Inspeccioar la cadena de sujeción (hold down chain) para verificar si hay corrosión o
eslabones débiles.
k. Chequear que hay lámina de refuerzo donde la cadena se conecta con el fondo.
l. Si el flotador de balance en un techo flotante o techo flotante interno no tiene un mecanismo
limitador que prevenga que el balanceo no exceda de 60 grados, medir y calcular el máximo
ángulo posible con el techo en sobrellenado.
Máximo ángulo en sobrellenado
.
(Si el ángulo calculado excede de 65 grados, se recomienda la instalación de una abrazadera
limitadora).
m. Inspeccionar el cable de sujeción (pull-down) para verificar que no este deshilachado.
n. Inspeccinar si hay tres grapas del cable donde este se agarra al extremo de la línea de
balanceo o al ensamble en el techo (double-reeved). Inspeccionar los “sheaves” para verificar
su libertad de movimiento.
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o. Inspeccionar la operación del winche (winch) y chequear el indicador de altura para verificar
legibilidad y precisión.
p. Inspeccionar el ensamble del “sheave” montado en el fondo en el extremo del pontón para
verificar libertad de rotación del “sheave”.
q. Inspeccionar el ensamble del “sheave” montado en el cuerpo para verificar libertad de
rotación del “sheave”., adelgazamiento por corrosión y corrosión (pitting) de la caja (housing)
del “sheave”.
r. Inspeccionar el ensamble del “sheave” superior para verificar libertad de movimiento del
“sheave”.
s. Inspeccionar el ensamble del ensamble del cable de contra-peso para verificar si hay
corrosión y libertad de operación.
C.2.11.7 Estructura (rack) de los calentadores de las entradas de inspeccion de hombre.
a. Inspeccionar la estructura del calentador de las entradas de inspeccion de hombre para
verificar si hay soldaduras rotas y pandeo de los rieles de deslizamiento.
b. Medir y registrar la longitud del calentador y la longitud del trazador (track).
C.2.11.8 Platinas de desgaste de los mezcladores y soportes de los deflectores.
a. Inspeccionar las láminas del fondo y del cuerpo y los parales (stand) del deflector.
b. Inspeccionar para verificar si hay erosión y corrosión en las platinas de desgaste.
Inspeccionar para verificar si hay rigidez, sanidad estructural , corrosión y erosión de las
láminas de las cubiertas y las platinas de refuerzo que están unidas con soldadura de sello al
fondo debajo de las patas de los parales del deflector.
c. Medir la tolerancia para el aspa (propeller) entre la parte inferior del paral del deflector
(deflector stand) y el techo cuando este está en las patas bajas.
C.2.12 ESTRUCTURA DE ACCESO DEL TANQUE.
C.2.12.1 Barandas.
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INSPECCION API 653 – TANQUE FUERA DE SERVICIO
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a. Identificar y reportar el tipo (tubería de acero, tubería galvanizada, tubería cuadrada, ángulo) y
tamaño de las barandas.
b. Inspeccionar para verificar si hay corrosión y huecos o falla de la pintura.
c. Inspeccionar las soldaduras de unión.
d. Inspeccionar si hay juntas frías (cold joints) y bordes agudos. Inspeccionar los pasamanos y
los platinas intermedias (midrails).
e. Inspeccionar la barra o cadena de seguridad para verificar si hay corrosión si están
funcionando y tienen la longitud adecuada.
f. Inspeccionar los pasamanos entre la escalera rodante y la plataforma de medición para
verificar si hay huecos peligrosos cuando el techo flotante está en su nivel más bajo.
C.2.12.2 Estructura de la plataforma.
a. Inspeccionar la estructura para verificar si hay corrosión o fallas de la pintura.
b. Inspeccionar la unión de la estructura a los soportes y de estos al tanque para verificar si hay
corrosión y fallas de la soldadura.
c. Chequear las platinas de refuerzo donde los soportes están unidos al cuerpo o techo.
d. Inspeccionar la superficie donde se apoyan las láminas de la cubierta o la rejilla, para verificar
si hay adelgazamiento o huecos.
e. Chequear que las uniones de láminas planas a láminas planas tienen soldadura de sello.
C.2.12.3 Cubierta y rejilla de la plataforma.
a. Inspeccionar las láminas de la cubierta para verificar si hay adelgazamiento causado por
corrosión o huecos (no huecos de drenaje) y fallas en la pintura.
b. Inspeccionar la soldadura lámina-a-estructura para verificar si hay descascaramiento por
corrosión (rust scale buildup)
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INSPECCION API 653 – TANQUE FUERA DE SERVICIO
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c. Inspeccionar la rejilla para verificar si hay adelgazamiento causado por corrosión de las barras
y fallas de la soldadura.
d. Chequear las grapas de unión de la rejilla. Donde la rejilla ha sido colocada para reemplazar
lámina, medir el desnivel del peldaño por encima y por debajo de la superficie de la rejilla y
compararlo con otros desniveles en la escalera.
C.2.12.4 Escalera de gato (Starway stringers).
a. Inspeccionar la escalera de gato para verificar si hay corrosión, fallas de la pintura y fallas de
las soldaduras. Inspeccionar las uniones de los peldaños de la escalera.
b. Inspeccionar las soldaduras de unión de los soportes al cuerpo y de las platinas de refuerzo.
c. Inspeccionar la unión de los soportes de acero al concreto para verificar si hay corrosión.
C.2.12.5 Escalera rodante.
a. Inspeccionar las varillas (stringers) de la escalera para verificar si hay corrosión
b. Identificar e inspeccionar los peldaños fijos (barra cuadrada, barra redonda, ángulos) para
verificaar las soldaduras de unión y si hay corrosión, particularmente donde los ángulos de los
peldaños están soldados a las varillas.
c. Chequear si hay desgaste y corrosión donde la escalera rodante se une a la plataforma de
medición.
d. Inspeccionar la barra de pivote para verificar si hay desgaste y si es segura.
e. Inspeccionar la operación de los escalones auto-nivelantes de la escalera.
f. Inspeccionar las partes móviles para verificar si hay corrosión y desgaste.
g. Inspeccionar las ruedas de la escalera rodante para verificar la libertad de movimiento, áreas
planas y desgaste del eje.
h. Inspeccionar el alineamiento de la escalera con la estructura de rodamiento en el techo.
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INSPECCION API 653 – TANQUE FUERA DE SERVICIO
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i. Inspeccionar la superficie superior de la estructura de rodamiento para verificar si hay
desgaste por las ruedas, para asegurar al menos 18 in de estructura no desgastada
(estructura suficientemente larga).
j. Inspeccionar las soldaduras de unión de la estructura de rodamiento para verificar si hay
corrosión.
k. Inspeccionar los soportes de la estructura de rodamiento para verificar las soldaduras de sello
de las platinas de refuerzo a las láminas de la cubierta.
l. Chequear por dimensionamiento, el ángulo máximo de la estructura de rodamiento cuando el
techo está en las patas en posición baja.
m. Si la estructura de rodamiento de la escalera se extiende dentro de los 5 ft del borde del techo
sobre el lado lejano, chequear el pasamanos en la parte superior del cuerpo en ese lado.
NOTAS
1.
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INSPECCION API 653 – TANQUE EN SERVICIO
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√
C.1.1 Fundación.
a. Medir los niveles de la fundación y las elevaciones del piso del tanque.
C.1.1.1 Anillo de Concreto
a. Inspeccionar para verificar si hay roturas, descascarmiento y grietas particularmente debajo del las
platinas de respaldo usadas para hcer soldaduras a tope en la platina anular debajo del cuerpo del
tanque.
b. Inspeccionar las aberturas para drenajes del tanque en el anillo, en el respaldo de los sumideros de agua
y en la supeerficie superior del anillo para verificar si hay indicaciones de fugas del fondo.
c. Inspección de posibles cavidades debajo de la fundación y vegetación en el área de la platina anular.
d. Chequear que las rutas de drenaje del agua de lluvia del cuerpo drenen lejos del tanque.
e. Chequear por asentamiento alrededor del perímetro del tanque.
C.1.1.2 Asfalto.
a. Inspeccionar por asentamiento alrededor del tanque que conduzca a un desplazamiento de agua hacia el
tanque y no de la forma apropiada, lejos del tanque.
b. Verificar por áreas que indiquen fugas de hidrocarburo.
C.1.1.3 Mugre o arena con residuos de aceite.
a. Inspeccionar por asentamiento alrededor del tanque que conduzca a un desplazamiento de agua hacia el
tanque y no de la forma apropiada, lejos del tanque.
Inspector:
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OBSERVACIONES
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INSPECCION API 653 – TANQUE EN SERVICIO
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Item
√
C.1.1.4 Rocas.
a. Presencia de roca molida bajo el piso usualmente resulta in severo daño por corrosión en la parte de
abajo del piso. Hacer una nota para realizar inspección adicional con ultrasonido, la prueba de martillo o la
extracción de cupones cuando el tanque este fuera de servicio.
C.1.1.5 Drenaje en los lados del tanque.
a. Inspeccionar para ver si el drenaje se mueve hacia fuera del área del tanque.
b. Verificar las condiciones de operación de los drenajes del dique.
C.1.1.6 Condición del área externa (Housekeeping).
a. Inspeccionar el área para verificar la propia disposición de basura, hierbajos y cualquier crecimiento de
material combustible en el área.
C.1.1.7 Protección catódica.
a. Revisión de las lecturas del potencial del sistema de protección catódica.
C.1.2 Cuerpo del tanque.
C.1.2.1 Inspeccción visual externa.
a. Visualmente inspeccionar por fallas en la pintura y/ o corrosión.
b. Limpia el área de la soldadura del “chime” (área externa angular en el piso del tanque) y verifica por
corrosión y desgaste en la lamina y/ o soldadura.
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√
c. Inspeccionar el sello del piso hacia la fundación del tanque, por todo su perímetro.
C.1.2.2 Interna (Tanques de techo flotante).
a. Visualmente inspeccionar para corrosión, fallas estructurales y/ o fallas en el recubrimieto o la pintura del
área.
C.1.2.3 Inspección de tanques remachados.
a. Inspeccionar la superficie externa de los remaches y lasa juntas para verificar si hay fugas.
b. Localizar las fugas en un esquema o fotografía (la localización marcada en el tanque se puede perder al
hacer la limpieza abrasiva para la pintura).
c. Inspecccionar los remaches para verificar si tienen pérdidas porcorrosión o desgaste.
d. Inspeccionar las juntas verticales para ver si han sido soldadas con filetes traslapados completos para
incrementar la eficiencia de la junta.
e. Si no existe registro de las juntas verticales remachadas, dimensionar y dibujar (o fotografiar) el arreglo de
los remaches: número de juntas, tamaño del remache, longitud del paso, y anotar si la junta es remachada
a tope o traslapada.
C.1.2.4 Viga contra viento (Wind girder) (Tanques de techo flotante).
a. Inspeccionar la viga y el pasamanos para verificar por daños por corrosión, daño a la pintura, ampollas,
especialmente cuando este ocurre en la unión entre soldaduras.
b. Chequear las soldaduras de los soportes para ver si hay picaduras por corrosión, especialmente en las
láminas del cuerpo.
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INSPECCION API 653 – TANQUE EN SERVICIO
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√
c. Anotar si los soportes tienen laminas de refuerzo soldadas al cuerpo del tanque.
C.1.3 Accesorios del cuerpo (Shell Appurtenances).
C.1.3.1 Entradas de inspección de hombre y conexiones.
a. Inspeccionar por grietas o signos de fugas en las uniones de las soldaduras en las boquillas, man-holes y
refuerzos.
b. Inspeccionar por doblez del cuerpo del tanque en áreas cercanas a las boquillas, debido a deflexión de la
tubería.
c. Inspeccionar para fugas en el área de los flanges y tornillos.
d. Inspeccionar los sellos del aislamiento alrededor de los man-holes y las boquillas.
e. Chequear para verificar si es inadecuado el espesor de las bridas y las tapas de la boquilla del agitador.
C.1.3.2 Cabezales de tubería del tanque (Tank Piping Manifolds).
a. Inspeccionar los manifolds en la tubería, flanges y válvulas para verificar fugas.
b. Inspeccionar los componentes del sistema de prevención de fuegos.
c. Chequear visualmente las tuberías ancladas al tanque que pudieran ser peligrosas para el cuerpo del
tanque o las conexiones del fondo del tanque en caso de un movimiento de tierra.
d. Chequear si el alivio del la presión térmica (thermal pressure relief) de las tuberías del tanque.
e. Chequear la operación de los reguladores en tanques con sistemas de gas de purga.
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√
f. Chequear las conexiones de toma-muestras para detectar fugas y verificar la operación apropiada de las
válvulas.
g. Chequear los indicadores de temperatura para ver si hay daños y probar la precisión de los mismos.
h. Chequear las soldaduras de los soportes de las tapas (davit) montados en el cuerpo arriba de las válvulas
de 6 in y mayores.
C.1.3.3 Sistema de auto-medición de nivel del tanque (Autogauge system).
a. Inspeccionar la guía de medición y la carcaza del “sheave” inferior (balanceos flotantes) para verificar si
hay fugas.
b. Inspeccionar la cabeza del automedidor para verificar si hay daños.
c. Empujar el chequeador en la cabeza del automedidor para verificar el movimiento apropiado de la cinta.
d. Identificar el tamaño y el material de construcción de la guía de la cinta de auto-medición (tanques de
techo flotante).
e. Preguntar al operador si la cinta tiend a enredarse durante el movimiento del techo (tanques de techo
flotante).
f. Comparar el nivel actual del producto con la lectura del equipo automedidor (la variación máxima es de 2
in)..
g. En tanques de techo flotante, cuando el techo está en su posición más baja, chequear que no haya más
de 2 ft de la cinta expuesta en el extremo de la guía de la misma.
h. Inspeccionar la condición y la legilibilidad del tablero en automedidores tipo tablero.
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√
i. Probar la libertad de movimiento del indicador marcador y el flotador.
C1.3.4 Estación de muestreo montada en el cuerpo.
a. Inspeccionar las líneas de muestreo para verificar el funcionamiento de las válvulas y líneas de
taponamiento, incluyendo la línea de drenaje o retorno al tanque.
b. Chequear la bomba de circulación para verificar si hay fugas y problemas de operación.
c. Probar los brazos y soportes de las líneas y equipos de muestreo.
C.1.3.5 Calentadores (Man-hole montado en el cuerpo).
a. Inspeccionar los drenajes de condensado para ver si hay presencia de producto, que sería indicación de
fugas.
C.1.3.6 Mezclador (Mixer).
a. Inspeccionar para verificar si el montaje de las bidas y los soportes es correcto.
b. Inspeccionar para verificar si hay fugas.
c. Inspeccionar la condición de las líneas de potencia eléctrica y las conexiones del mezclador.
C1.3.7 Líneas de balanceo: operación del malacate (Swing lines: winch operation).
a. No flotantes. Levantar y luego bajar la línea de balanceo.con el malacate y chequear el apriete seguro del
cable para confirmar que la línea de balanceo baja apropiadamente.
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INSPECCION API 653 – TANQUE EN SERVICIO
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√
b. Flotantes. Con el tanque lleno hasta la mitad o más bajar la línea de balanceo luego soltar el cable y
chequear si el balanceo ha halado el cable apretado, indicando que el malacate está operando
apropiadamente.
c. Indicador. Chequear que el indicador se mueve en la dirección apropiada. Los indicadores de las líneas
de balanceo flotantes muestran un nivel bajo a medida que el cable es enrrollado hacia arriba en el
malacate. Los indicadores de las líneas de balanceo no-flotantes muestran lo opuesto.
C.1.4 Techo.
C1.4.1 Corrosión interna de la lámina de la cubierta.
a. Por seguridad, antes de ingresar al techo, chequear con equipo de ultrasonido o con un martillo de bola
liviano para probar la lámina de la cubierta del techo cerca del borde para verificar si hay adelgazamiento
(La corrosión ataca normalmente primero la lámina de la cubierta en los bordes de los techos fijos y en
las vigas de soporte -rafters- del centro del techo.
C1.4.2 Corrosión externa de la lámina de la cubierta.
a. Inspeccionar visualmente para verificar si hay falla de la pintura, huecs, picaduras y corrosion por
producto en la cubierta del techo.
C.1.4.3 Drenaje de la cubierta del techo.
a. Mirar para ver si hay indicaciones de empozamiento de agua (Combamiento excesivo de la cubierta indica
fallas posible de las vigas de soporte en techos fijos. Areas de empozamiento grandes en techos flotantes
indican diseño de los drenajes inapropiado o, si están en un solo lado, que el techo está desnivelado con
posibles fugas en los pontones).
C1.4.4 Nivel del techo flotante.
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√
a. En varias localizaciones, medir la distancia desde la lámina de borde (rim) a una junta horizontal de
soldadura arriba del techo. Una variación en las medidas indica un techo desnivelado con posible falta de
redondez o falta de verticalidad del cuerpo, pontones con fugas o con obstáculos. En tanques de
diámetros pequeños, una condición de desnivel puede indicar cargas desiguales en ese nivel.
C1.4.5 Prueba de gases de techos flotantes internos.
a. Hacer medidiciones para prueba de gas explosivo en la parte superior del techo flotante interno. Si hay
mediciones positivas puede ser indicación de fugas del techo, fugas del sistema de sello o ventilación
inadecuada del área por encima del techo flotante interno.
C1.4.6 Aislamiento del techo.
a. Inspeccionar visualmente para ver si hay grietas o fugas en el recubrimiento del aislamiento de protección
contra el clima donde los escurrimientos del agua de lluvia puede penetrar dentro del aislamiento.
b. Inspeccionar para ver si hay aislamiento húmedo debajo del recubrimiento del aislamiento de protección
contra el clima.
c. Remover secciones pequeñas del aislamiento y chequear la lámina de la cubierta del techo para ver si hay
corrosión y huecos cerca del borde del área aislada.
C1.4.7 Sistemas de sellos del techo.
a. Inspeccionar la condición del sello, medir y registrar lel espacio máximo de separación del techo al cuerpo
(rim spaces) y as luces (gaps) máximas cuerpo-a-sello alrededor de la circunferencia completa, en el nivel
de inspección (Nota: inspección del sello y mediciones de los espacios de separación del techo y de las
luces cuerpo-a-sello en más de un nivel, puede ser necesario para determinar completamente si existe
cualquier problema en otros niveles de operación del tanque).
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INSPECCION API 653 – TANQUE EN SERVICIO
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√
b. Medir y registrar la distancia del espacio anular alrededor del del techo en separaciones de 30 ft (mínimo
para cuatro cuadrantes). Las mediciones se deberían por parejas en puntos directamente opuestos.
1.
Pareja opuesta 1.
2.
Pareja opuesta 2.
c. Chequear si el textil de sello (seal fabric) en las zapatas del sello primaria está empujando las zapatas
separándolas del cuerpo (textil de sello con ancho insuficiente).
d. Inspeccionar el textil de sello para ver si hay deterioro, huecos, rasgaduras y grietas.
e. Inspeccionar las partes metálicas visibles para ver si hay corrosión y desgaste.
f. Inspeccionar para ver si hay aberturas en el sello que permitan emisiones de gases.
g. Inspeccionar para detectar alguna protuberancia de remache o tornillo que este raspando o erosionando
el cuerpo del tanque.
h. Empujar el sistema de sellos primarios y secundarios alrededor del cuerpo del tanque paraa verificar su
operación correcta.
i. Inspeccionar los sellos secundarios para ver si hay signos de pandeo o indicaciones de que su ángulo
con el cuerpo es muy superficial.
j. Inspeccionar los sello raspadores tipo cuña (wedge-type wiper) para verificar flexibilidad flexibilidad,
resiliencia, grietas y rrasgaduras..
C.1.5 Accesorios del techo.
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INSPECCION API 653 – TANQUE EN SERVICIO
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√
C.1.5.1 Lugar para tomar muestras.
a. Inspeccionar condición de la cobertura.
b. Verificar la condición de la junta que sella la cobertura.
c. Verificar si hay corrosión.
C1.5.2 Pozo de medición (Gauge well).
a. Inspeccionar la parte visible del pozo de medición para detectar defectos.
b. Inspeccionar la condición de guía del techo flotante, particularmente la condición de los rodillos en la
base.
C.1.5.3 Venteos del espacio de vapor del techo (Rim vents).
a. Verificar la condición de los filtros contra el ingreso de animales e insectos que puedan impedir el
funcionamiento adecuado del sistema.
C1.5.4 Inspeccionar los pontones.
a. Visualmente revise para detectar derrames dentro del “pontoon”
b. Examinar el interior del pontoon para detectar explosividad.
C.1.6 Pasamanos, plataformas y escaleras.
C.1.6.1 Pasamanos y barandas.
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INSPECCION API 653 – TANQUE EN SERVICIO
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√
a. Identificar y reportar el tipo (tubería de acero, tubería galvanizada, tubería cuadrada, ángulo) y tamaño
de las barandas.
b. Inspeccionar para verificar si hay corrosión y huecos o falla de la pintura.
c. Inspeccionar las soldaduras de unión.
d. Inspeccionar si hay juntas frías (cold joints) y bordes agudos. Inspeccionar los pasamanos y los
platinas intermedias (midrails).
e. Inspeccionar la barra o cadena de seguridad para verificar si hay corrosión si están funcionando y
tienen la longitud adecuada.
f. Inspeccionar los pasamanos entre la escalera rodante y la plataforma de medición para verificar si hay
huecos peligrosos cuando el techo flotante está en su nivel más bajo.
C.1.6.2 Estructura de la plataforma.
a. Inspeccionar la estructura para verificar si hay corrosión o fallas de la pintura.
b. Inspeccionar la unión de la estructura a los soportes y de estos al tanque para verificar si hay corrosión
y fallas de la soldadura
c. Chequear las platinas de refuerzo donde los soportes están unidos al cuerpo o techo.
d. Inspeccionar la superficie donde se apoyan las láminas de la cubierta o la rejilla, para verificar si hay
adelgazamiento o huecos.
e. Chequear que las uniones de láminas planas a láminas planas tienen soldadura de sello.
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INSPECCION API 653 – TANQUE EN SERVICIO
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√
C.1.6.3 Cubierta y rejilla de la plataforma.
a. Inspeccionar las láminas de la cubierta para verificar si hay adelgazamiento causado por corrosión o
huecos (no huecos de drenaje) y fallas en la pintura.
b. Inspeccionar la soldadura lámina-a-estructura para verificar si hay descascaramiento por corrosión
(rust scale buildup)
c. Inspeccionar la rejilla para verificar si hay adelgazamiento causado por corrosión de las barras y fallas
de la soldadura.
d. Chequear las grapas de unión de la rejilla. Donde la rejilla ha sido colocada para reemplazar lámina,
medir el desnivel del peldaño por encima y por debajo de la superficie de la rejilla y compararlo con
otros desniveles en la escalera.
C.1.6.4 Escalera de gato (Starway stringers).
a. Inspeccionar la escalera de gato para verificar si hay corrosión, fallas de la pintura y fallas de las
soldaduras. Inspeccionar las uniones de los peldaños de la escalera.
b. Inspeccionar las soldaduras de unión de los soportes al cuerpo y de las platinas de refuerzo.
c. Inspeccionar la unión de los soportes de acero al concreto para verificar si hay corrosión.
C.1.6.5 Escalera rodante.
a. Inspeccionar las varillas (stringers) de la escalera para verificar si hay corrosión
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INSPECCION API 653 – TANQUE EN SERVICIO
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√
b. Identificar e inspeccionar los peldaños fijos (barra cuadrada, barra redonda, ángulos) para verificaar
las soldaduras de unión y si hay corrosión, particularmente donde los ángulos de los peldaños están
soldados a las varillas.
c. Chequear si hay desgaste y corrosión donde la escalera rodante se une a la plataforma de medición.
d. Inspeccionar la barra de pivote para verificar si hay desgaste y si es segura.
e. Inspeccionar la operación de los escalones auto-nivelantes de la escalera.
f. Inspeccionar las partes móviles para verificar si hay corrosión y desgaste.
g. Inspeccionar las ruedas de la escalera rodante para verificar la libertad de movimiento, áreas planas y
desgaste del eje.
h. Inspeccionar el alineamiento de la escalera con la estructura de rodamiento en el techo.
i. Inspeccionar la superficie superior de la estructura de rodamiento para verificar si hay desgaste por las
ruedas, para asegurar al menos 18 in de estructura no desgastada (estructura suficientemente larga).
j. Inspeccionar las soldaduras de unión de la estructura de rodamiento para verificar si hay corrosión.
k. Inspeccionar los soportes de la estructura de rodamiento para verificar las soldaduras de sello de las
platinas de refuerzo a las láminas de la cubierta.
l. Chequear por dimensionamiento, el ángulo máximo de la estructura de rodamiento cuando el techo
está en las patas en posición baja.
m. Si la estructura de rodamiento de la escalera se extiende dentro de los 5 ft del borde del techo sobre el
lado lejano, chequear el pasamanos en la parte superior del cuerpo en ese lado.
Inspector:
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INSPECCION API 653 – TANQUE EN SERVICIO
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√
NOTAS:
1.
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
ANEXO D
(normativo)
CERTIFICACION DEL INSPECTOR AUTORIZADO.
D.1 Examen.
Un examen escrito para certificar un inspector autorizado dentro del ámbito de aplicación del API 653
será administrado por un tercero designado por la API. El examen se basará en el estándar actual API
653 y en el cuerpo de conocimientos publicado por API.
D.2 Certificación.
D.2.1 Un certificado de Inspector Autorizado API 653 se emite cuando un solicitante ha presentado con
éxito el examen de certificación API 653 y cumple los criterios de educación y la experiencia. La
educación y la experiencia, combinados, deberán ser igual a por lo menos una de las siguientes:
a) Una licenciatura en ciencias, en ingeniería o tecnología más un año de experiencia en la supervisión
o desempeño de actividades de inspección según se describe en API 653.
b) Un grado de dos años o certificado de ingeniería o tecnología, más dos años de experiencia en el
diseño, construcción, reparación, inspección u operación de tanques de almacenamiento sobre
superficie, de los cuales un año debe estar en supervisión o ejecución de las actividades de
inspección según se describe en API 653.
c) Un diploma de escuela secundaria o su equivalente, más tres años de experiencia en el diseño,
construcción, reparación, inspección, u operación de tanques de almacenamiento sobre superficie,
de los cuales un año debe estar en la supervisión o la realización de las actividades de inspección
descritas en API 653.
d) Un mínimo de cinco años de experiencia en el diseño, construcción, reparación, inspección u
operación de tanques de almacenamiento sobre superficie, de los cuales un año debe estar en la
supervisión o la realización de las actividades de inspección descritas en API 653.
D.2.2 Un certificado de inspector autorizado API es válido por tres años a partir de la fecha de su emisión.
D.2.3 Un certificado de inspector autorizado API es válido en todas las jurisdicciones y en cualquier otro
lugar que acepte o no prohíbe de otra forma el uso de API 653.
D.3 Agencia de certificación.
API será el organismo de certificación.
D.4 Retroactividad.
Los requisitos de certificación del API 653 no tendrá efecto retroactivo o interpretarse como aplicándose
antes de los 12 meses después de la fecha de publicación de esta edición o adenda de API 653. Los
requisitos de re-certificación de D.5 no serán retroactivos o interpretarse como aplicándose antes de los
12 meses después de la fecha de publicación de esta edición o adenda de API 653
Pag.: 128 de: 161
INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
D.5 Re-certificación.
D.5.1 Se requiere re-certificación a los tres años de la fecha de emisión del certificado de inspector
autorizado API 653. Será requerida re-certificación por examen escrito para los inspectores autorizados
que no han estado activamente involucrados como inspectores autorizados en el período de certificación
de los últimos tres años. Los exámenes de re-certificación será de acuerdo con todas las disposiciones
contenidas en API 653.
D.5.2 Un inspector autorizado activamente involucrado se definirá como una de las siguientes
disposiciones:
a) Un mínimo de 20% del tiempo dedicado a realizar actividades de inspección o supervisión de las
actividades de inspección o de ingeniería de apoyo a las actividades de inspección según se describe
en API 653, en el período de los últimos tres años de la certificación.
b) La ejecución de las actividades de inspección o supervisión de las actividades de inspección o de
ingeniería de apoyo a las actividades de inspección en 75 tanques de almacenamiento sobre la
superficie según se describe en API 653, en el período de los últimos tres años de la certificación.
NOTA Las actividades de inspección comunes a otros documentos de inspección de la API (END, el
mantenimiento de registros, la revisión de documentos de soldadura, etc.) puede ser considerado aquí.
D.5.3 Una vez cada dos períodos de re-certificación (cada seis años), los inspectores activamente
involucrados como inspectores autorizados deberán demostrar el conocimiento de las revisiones de API
653 que fueron establecidas en los seis años previos. Este requisito será efectivo a los seis años de la
fecha de la certificación inicial del inspector. Los inspectores que no han participado activamente como
inspectores autorizados dentro del período de los últimos tres años deberán ser re-certificados como se
requiere en D.5.1.
Pag.: 129 de: 161
INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
ANEXO E
(Dejado intencionalmente en blanco)
Pag.: 130 de: 161
INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
ANEXO F
(normativo)
Resumen de requerimientos de ensayos no destructivos (END).
Tabla F.1 - Resumen de requerimientos de END
Proceso
Soldaduras que requieren inspección
Sección de referencia
VE
Cavidades dejadas por la remoción de parches
API 653, 12.1.2.2
VE
Soldaduras terminadas en ensambles con alivio de esfuerzos
después del alivio pero antes de la prueba hidrostática.
API 653, 12.1.2.4
VE
Todas las soldaduras de filete y las reparaciones terminadas
de soldaduras de filete.
API 650, 7.3.2.2 y API
653 12.1.3.3
VE
Soldaduras terminadas de accesorios nuevos permanentes y
áreas donde se han removido accesorios temporales.
API 653, 12.1.4.2
VE
Soldaduras nuevas de chapa del cuerpo a chapa del cuerpo.
API 653, 12.1.5
VE
Puntos de soldadura de armado dejados en el lugar.
API 650, 7.2.1.8
VE
Chapa del fondo y todas las soldaduras, incluyendo la
soldadura de unión de una chapa de parche al fondo, para
chapas nuevas del fondo.
API 653, 12.1.7.1
VE
Soldaduras de raíz y final de una chapa de parche al fondo en
la zona crítica.
API 653, 12.1.7.2
VE
Áreas de las chapas de fondo reparadas con soldadura.
API 653, 12.1.7.3
VE
Áreas de una chapa del cuerpo que va a ser reparada por
soldadura.
API 653, 12.1.8.1
VE
Cavidades por la remoción de defectos de soldadura.
API 653, 12.1.3.1
VE
Pase de raíz y pase final de soldaduras a tope de chapas
anulares.
API 653, 12.3.2.4.1.b
VE
Áreas reparadas de la soldadura cuerpo-fondo.
API 653, 12.3.2.5.2
MT o PT
Cavidades por la remoción de soldaduras de chapas de
refuerzo existentes.
API 653, 12.1.2.2
MT o PT
Soldaduras nuevas de cuello de la conexión al cuerpo, de
cuello de la conexión a chapa de refuerzo y de chapa de
refuerzo al cuerpo.
API 653, 12.1.2.3
MT o PT
Soldaduras terminadas en ensambles con alivio de esfuerzos
después del alivio pero antes de la prueba hidrostática.
API 653, 12.1.2.4
MT o PT
Cavidades por la remoción de defectos de soldadura.
API 653, 12.1.3.1
Pag.: 131 de: 161
INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
Tabla F.1 - Resumen de requerimientos de END
Proceso
Soldaduras que requieren inspección
Sección de referencia
MT o PT
Para materiales API 650 de los grupos IV, IVA, V y VI:
soldaduras terminadas de accesorios nuevos permanentes y
áreas donde se han removido accesorios temporales en
materiales API 650 de los grupos IV, IVA, V o VI (o con la
aprobación del Comprador, con líquidos penetrantes).
API 653, 12.1.4.2
MT o PT
Superficie preparada por excavación (back gouge) del pase de
raíz y la superficie final de soldaduras nuevas de chapas del
cuerpo donde el cuerpo es mas grueso de 1 in.
API 653, 12.1.5.1
MT o PT
Soldaduras existentes cuerpo-fondo que quedarán debajo de
una chapa de parche, más 6 in a cada lado.
API 653, 12.1.6.3
MT o PT
Soldaduras de raíz y final de una chapa de parche al fondo en
la zona crítica.
API 653, 12.1.7.2
MT o PT
Chapa del fondo restaurada por soldadura.
API 653, 12.1.7.3
MT o PT
Áreas de una chapa del cuerpo reparada por soldadura.
API 653, 12.1.8.1
MT o PT
MT o PT de reparaciones a la chapa anular o a las chapas del
fondo dentro de la zona crítica después del pase de raíz y el
pase final.
API 653, 12.3.2.4.1 b
MT o PT
MT o PT de las reparaciones de las soldaduras cuerpo-fondo
antes y después del pase de raíz y después del pase final.
API 653, 12.3.2.5.2
MT o PT
Superficie preparada por excavación (back gouge) del pase de
raíz de soldaduras de completa penetración de cuello de la
conexión al cuerpo y las soldadura de la chapa de refuerzo
como es requerido por API 653, 12.3.2.3.5, requerimiento
específico para la excepción de la prueba hidrostática.
API 653, 12.3.2.3.5
MT
Solo inspección con partículas magnéticas es requerida para
áreas de la soldadura removida por excavación (back gouge)
de las soldaduras fondo-cuerpo cuando se remueve un fondo.
API 653, 9.10.2.3
MT
El estándar de aceptación de la inspección de partículas
magnéticas es ASME sección V, artículo 7.
API 650, 8.2.1
PT
El estándar de aceptación de la inspección de líquidos
penetrantes es ASME sección V, artículo 6.
API 650, 8.4.1
UT
Áreas del cuerpo sobre las cuales se soldarán chapas de
reparación traslapadas.
API 653, 9.3.1.9
UT
Áreas del cuerpo sobre las cuales se soldarán nuevas chapas
de refuerzo o boquillas en caliente (hot tap).
API 653, 12.1.2
UT
Reparaciones terminadas de soldaduras a tope, a menos que
sean radiografiadas.
API 653, 12.1.3.2
UT
Las soldaduras de completa penetración de cuello de la
conexión al cuerpo y las soldadura de la chapa de refuerzo
como es requerido por API 653, 12.3.2.3.6, requerimiento
específico para la excepción de la prueba hidrostática.
API 653, 12.3.2.3.6
Pag.: 132 de: 161
INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
Tabla F.1 - Resumen de requerimientos de END
Proceso
Soldaduras que requieren inspección
Sección de referencia
UT
Reparaciones de las soldaduras a tope de la chapa anular
después del pase final.
API 653, 12.3.2.4.1.b
VB
Soldaduras nuevas fondo-cuerpo, a menos que se hayan
probado con aceite penetrante (diesel).
API 653, 12.1.6
VB
Soldaduras nuevas del fondo, a menos que se hayan probado
con gas trazador.
API 653, 12.1.7.3
VB
Soldaduras nuevas del techo para tanques diseñados para ser
herméticos.
API 650, 7.3.7
VB
Trayectorias potenciales de fugas en el fondo.
API 653, 12.1.7.1
VB
Parches de chapas soldadas al fondo.
API 653, 12.1.7.1 y
12.1.7.2
VB
Chapas del fondo restauradas por soldadura.
API 653, 12.1.7.3
Requerido para soldaduras nuevas del fondo, a menos que se
hayan probado con caja de vacío.
API 653, 12.1.7
Gas
trazador
Primer pase de las soldaduras nuevas de la unión fondoAceite
cuerpo y el pase final de las soldaduras nuevas de la unión
penetrante fondo-cuerpo, a menos que la soldadura final se hayan
probado con caja de vacío.
API 653, 12.1.6
Aceite
Soldaduras de las cubiertas del techo flotante y otras juntas
penetrante que requieran hermeticidad de vapor o de líquido.
API 650, H.6.1 y C.4.2
Soldaduras de chapas de refuerzo-cuerpo, chapas de
Prueba de
refuerzo-boquilla, boquilla al cuerpo o para boquillas nuevas o
aire
alteradas en el cuerpo.
API 650, 7.3.4
Pase inicial de las soldaduras del cuerpo-fondo por dentro y
Prueba de
por fuera del cuerpo, si las soldaduras no se han probado con
aire
caja de vacío o aceite penetrante.
API 653, 12.1.6.2
RT
Soldaduras a tope en chapas de inserto o chapas insertadas
engrosadas conteniendo penetraciones deberán ser
radiografiadas completamente.
API 653, 12.2.1.8
RT
Reparaciones de soldaduras a tope, a menos que se hayan
examinado con ultrasonido.
API 653, 12.1.3.2
RT
Juntas verticales y horizontales y uniones de chapas nuevas
del cuerpo soldadas a chapas nuevas del cuerpo y chapas
nuevas soldadas a chapas existentes. Esta sección cubre
reemplazos del cuerpo y puertas de acceso (door sheets)
API 653, 12.2
RT
Soldaduras a tope del cuerpo en tanques reconstruidos.
API 653, 12.2.1.5
RT
Juntas nuevas de la chapa anular.
API 650, 8.1.2.9
RT
Juntas verticales y horizontales del cuerpo como es requerido
por API 653, 12.3.2.3.5, como requerimiento específico para
exceptuar la prueba hidrostática.
API 653, 12.3.2.3.5
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
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Definiciones:
MT = Partículas magnéticas.
Ac. Pen = Aceite penetrante.
PT = Líquidos penetrantes.
RT = Inspección radiográfica.
UT = Inspección por ultrasonido.
VB = Prueba con caja de vacío.
VE = Inspección visual.
Estándares de aceptación:
Prueba de aire: Ninguno
Aceite penetrante: Ninguno
MT PT: ASME Sección VIII, apéndice 8 (páragrafos 8-3, 8-4, 8-5)
RT: ASME Sección VIII (parágrafo UW-51 (b))
Gas trazador: Ninguno
UT: API Std. 650, Sección 8.3.2.5
VB: Ninguno
VE: API Std 650, Sección 8.5.1
Calificaciones del examinador de END:
Prueba de aire: Ninguno
Aceite penetrante: Ninguno
MT PT: API Std 650, Sección 8.2.3
RT: ASNT SNT-TC-1A nivel II o III. El personal nivel I puede ser usado bajo la supervisión
de personal nivel II o nivel III con un procedimiento escrito, de acuerdo con ASME Sección
V, Artículo 2.
Gas trazador: Ninguno
UT: ASNT SNT-TC-1A nivel II o III. El personal nivel I puede ser usado bajo la supervisión
de personal nivel II o nivel III con un procedimiento escrito, de acuerdo con ASME Sección
V, Artículo 4.
VB: API Std 650, Sección 8.6.4
VE: API Std 650, Sección 8.5.1
Requisitos de procedimiento:
Prueba de aire: API Std 650, Sección 7.3.5
Aceite penetrante: Ninguno
MT - PT: ASME Sección V
RT: ASME Sección V, artículo 2
Gas trazador: API Std 650, 8.1.11
UT: ASME Sección V
VB: API 650, Sección 8.6
VE: Ninguno
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ANEXO G
(informativo)
CALIFICACION DE OPERARIOS Y PROCEDIMIENTOS DE INSPECCION DE FONDOS DE
TANQUES.
G.1 Introducción.
G.1.1 Éste anexo es una guía para la calificación tanto de los procedimientos como del personal que
realiza la inspección del fondo del tanque. El dueño/operador, pueden elegir entre aplicar este anexo
como esta escrito o modificarlo para ajustarlo a sus aplicaciones o necesidades propias. Las
inspecciones del fondo del tanque son un factor importante para suministrar al dueño/operador más
seguridad con respecto a la integridad del tanque. Como resultado, es primordial que se utilicen los
procedimientos y el personal calificados para las inspecciones. Así mismo, se deben establecer
acuerdos y requerimientos específicos entre el dueño/operador y la empresa de inspección autorizada,
para la calificación de los procesos de inspección del tanque y los inspectores.
G.1.2 Se han desarrollado varias herramientas de END para la inspección del fondo de los tanques. La
mayoría de estas herramientas son complejas y requieren que el operador posea un alto grado de
conocimiento y entrenamiento. La efectividad de las inspecciones puede variar dependiendo del equipo
a utilizar, el procedimiento de inspección y el entrenamiento del inspector.
A menudo, el dueño/operador no posee la habilidad para determinar fácilmente si la inspección del fondo
del tanque puede asegurar la condición actual del fondo del tanque. Los requerimientos en éste anexo,
proveerán al dueño/operador información adicional en cuanto a que en la inspección del fondo del
tanque se encontrará una pérdida de material significativa.
G.2 Definiciones.
G.2.1 Variables esenciales: Variables en el procedimiento que no se pueden cambiar sin que el
procedimiento y los inspectores se hayan re-calificado.
G.2.2 Inspectores: Los inspectores y técnicos END que aprueban las indicaciones del tanque.
G.2.3 Escaneo del fondo: El uso del equipo en zonas largas del fondo del tanque para detectar la
corrosión. Un tipo de que es el equipo que utiliza la técnica de MFL (Magnetic Flux Leakage).
G.2.4 Empresa de inspección autorizada: Organizaciones que emplean un inspector para tanques de
almacenamiento certificado por API (Ver 3.4).
G.2.5 Variables no esenciales: Variables en el procedimiento que se pueden cambiar sin la re-calificación
de los procedimientos y/o los inspectores.
G.2.6 Examen de calificación: Examen de demostración que se utiliza para comprobar que el
procedimiento o inspector pueden encontrar y aprobar exitosamente la pérdida de material del fondo del
tanque.
G.2.7 Inspector: Individuo que opera el equipo de inspección del fondo.
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G.2.8 Determinación (prove-up): Actividad que se utiliza para determinar acertadamente el espesor
remanente del fondo en áreas donde el equipo de inspección del fondo encuentra las indicaciones. Esto
se complementa usualmente con el método de UT.
G.2.9 Inspección del fondo del tanque: La inspección del fondo del tanque usando un equipo especial
para determinar el espesor remanente del fondo del tanque. Incluye la detección y aprobación de las
indicaciones. No incluye la inspección visual, comprendida en la inspección interna.
G.2.10 Procedimiento de inspección del fondo del tanque (TBP): Procedimiento escrito calificado que
describe las variables esenciales y no esenciales para la inspección del fondo del tanque. El
procedimiento puede incluir múltiples métodos y herramientas, ej. escanear el fondo, escanear
manualmente y UT aprobado.
G.2.11 Registro de calificación del inspector del fondo del tanque (TBEQ): Registro del examen de
calificación para un inspector específico. Este registro debe contener la información para todas las
variables esenciales y los resultados del examen de calificación.
G.2.12 Registro de calificación del procedimiento del fondo del tanque (TBPQ): Registro del examen de
calificación para el procedimiento de inspección del fondo del tanque. Este registro debe contener la
información para las variables esenciales y los resultados del examen de calificación.
G.2.13 Variables o variables del procedimiento: La información específica en el procedimiento que
suministre la dirección y limitaciones para el inspector. Ejemplos incluidos: espesor de chapa, traslapes
del escaneo del fondo adyacente, velocidad de escaneo, manejo del equipo, etc.
G.3 Procedimientos para la inspección del fondo del tanque.
G.3.1 Cada empresa de inspección autorizada que realice inspecciones en fondos de tanques es
responsable de tener y usar los procedimientos para ésta evaluación (TBP). Los procedimientos
suministran la dirección a los inspectores para realizar la inspección del fondo del tanque. Un
procedimiento también permite al cliente o usuario autorizado, verificar si los inspectores realizan
correctamente la inspección.
G.3.2 La empresa de inspección autorizada que realiza la inspección del fondo del tanque debe
desarrollar los procedimientos para dicha inspección (TBP).
G.3.3 Cada TBP deberá especificar las variables esenciales y las no esenciales. La Sección G.5.3
suministra la guía para la determinación del procedimiento adecuado para dichas variables. Cada
procedimiento debe especificar los límites de las variables apropiadas, ej. rango de espesor de la chapa.
G.4 Inspectores del fondo del tanque.
G.4.1 Los inspectores solo deben estar certificados para el trabajo a realizar en el campo. Por ejemplo,
los inspectores que solo utilizan equipo para inspección de fondo y no aprueban la falla con un método
de seguimiento, solo necesitan estar certificados para la operación de inspección.
G.4.2 El propósito de calificar al inspector es el de determinar si es capaz de establecer correctamente
la condición del fondo del tanque utilizando un procedimiento calificado.
G.4.3 Cada empresa de inspección autorizada es responsable de entrenar, examinar y calificar a los
operadores de inspección y los inspectores que emplean usando las técnicas correspondientes. Las
calificaciones obtenidas a través de una empresa de inspección autorizada, no son necesariamente
válidas para otra empresa (Ver G.4.4 y G.4.9(f)).
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G.4.4 La empresa de inspección autorizada es responsable por el entrenamiento de cada operador de
inspección que emplea. Cada uno de ellos debe recibir un entrenamiento de mínimo 40 horas. Éste
entrenamiento debe incluir:
a) Instrucción en los principios/métodos de los END usados para la inspección del fondo, limitaciones y
aplicación del equipo y procedimiento de inspección específicos, calibración y operación del equipo,
variables básicas para la operación del equipo de inspección, etc.
b) Operación manual del escáner del fondo bajo supervisión directa de un inspector calificado.
Cuando se emplean inspectores experimentados, la empresa de inspección autorizada debe verificar y
documentar su entrenamiento previo y proporcionar un entrenamiento adicional si es necesario. Así
mismo, se debe entrenar a los inspectores con experiencia que sean empleados, en cuanto a los
requerimientos específicos del procedimiento y el equipo de inspección a ser utilizado por el nuevo
empleador.
G.4.5 La empresa de inspección autorizada es responsable de evaluar a cada operador de inspección
por medio de un examen escrito. Las preguntas del mismo deben ser apropiadas para el método de
inspección a ser utilizado. La empresa que realiza el examen, debe establecer el puntaje de aprobación
para el examen escrito.
G.4.6 La empresa de inspección autorizada es responsable de calificar a todos los inspectores
empleados. Todos los inspectores (operadores de inspección e inspectores que aprueban las
indicaciones) deben calificarse por medio de un examen en inspección de chapas según G.5. Solo una
tercera parte de las compañías, sin conflicto con algún interés en las aplicaciones de la inspección de
fondo de tanque, o las compañías del cliente, deben facilitar las pruebas para la calificación. El inspector
se considera calificado si se cumple con el criterio de aceptación especificado en G.5.3.
G.4.7 Durante el examen de calificación, se debe completar el registro de calificación del inspector para
la inspección del fondo del tanque (TBEQ) para cada inspector. El TBEQ es un registro de las variables
usadas durante la prueba de calificación y en éste la compañía debe registrar:
a) Las variables esenciales de la prueba de calificación.
b) Los resultados de la prueba.
c) Número de horas de entrenamiento del individuo.
d) Puntaje en el examen escrito de entrenamiento.
El TBEQ debe certificarse por medio de la firma del representante de la empresa de inspección
autorizada y del representante de la compañía que suministra el examen.
G.4.8 El TBEQ debe ser escrito en cualquier formato que contenga toda la información requerida.
G.4.9 Los operadores de inspección del fondo (operadores o inspectores UT), deben recalificarse
cuando cualquiera de los siguientes puntos se aplique:
a) Cuando el inspector no esta calificado según el TBP usado por el cliente.
b) Cuando la empresa de inspección autorizada cambia el TBP, este cambio requiere una nueva
calificación del procedimiento.
c) Cuando el operador no ha realizado inspección del fondo de tanques en 6 meses.
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d) Cuando el operador no ha utilizado el procedimiento específico (TBP) por 12 meses.
e) Cuando la empresa de inspección autorizada tiene una razón para cuestionar la habilidad del
inspector.
f) Cuando un inspector se cambia a otra empresa de inspección autorizada que utiliza procedimientos
con variables esenciales que difieren del procedimiento del empleador anterior.
G.5 Examen de calificación.
G.5.1 Examen de calificación para chapas.
G.5.1.1 El examen de calificación será realizado en el fondo de un tanque de muestra con
discontinuidades diseñadas. Este tanque debe ser de mínimo 70 ft2 para facilitar el espacio para las
discontinuidades diseñadas. El material utilizado para fabricar las chapas de muestra puede ser acero
nuevo o usado. Debe tenerse en cuenta que los resultados obtenidos durante los exámenes de
calificación pueden no ser indicativos de los resultados de exámenes realizados en otras chapas que
difieren en calidad y permeabilidad. Cuando se utilice acero usado para propósitos de calificación, los
estándares de aceptación de la prueba de calificación recomendados en el numeral G.5.2, pueden no
ser apropiados. En ese caso, el cliente debe establecer sus propios estándares de aceptación.
G.5.1.2 El número mínimo y tipo de picaduras de muestra por el lado de abajo (underside) localizados
en las chapas del tanque se describen a continuación:
Espesor remanente del tanque (t)
(pulg.)
Número mínimo de picaduras
t < 0.050
2
0.050 < t < ½ T
5
½ T < t < 2/3 T
4
donde:
T=
espesor del fondo nominal.
t=
espesor del fondo remanente en las discontinuidades de la chapa prueba.
Nota: Las picaduras de muestra deben ser hemisféricos teniendo un rango de profundidad a diámetro
desde 20% - 50%. No deben ser orificios planos del fondo ya que el inspector puede interpretarlos como
laminaciones. También no se deben utilizar los orificios cónicos maquinados debido a que dificultan su
indicación con métodos de UT. El cliente y el operador pueden considerar el establecer discontinuidades
adicionales cerca del eje de la chapa, ej. menos de 6 pulg. del eje, para determinar si dicha discontinuidad
se puede establecer según los procedimientos de la empresa de inspección autorizada. Cualquier
discontinuidad establecida más cerca de las 6 pulg. del eje de la chapa, debe ser adicional a aquellas
indicadas anteriormente y no se debe incluir en la determinación de la calificación, a menos que sea
requerida específicamente por el cliente u operador; y estos defectos deben establecerse como
detectables en los procedimientos de la empresa de inspección.
G.5.1.3 El número mínimo y tipo de picaduras del lado del producto de muestra localizados en las chapas
del tanque se describen a continuación:
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Espesor remanente del tanque (t)
(pulg.)
Número mínimo de picaduras
0.050 < t < ½ T
2
½ T < t < 2/3 T
2
G.1.5.4 También debe existir al menos un área que represente la corrosión general del lado del suelo.
Ésta área debe ser de mínimo 10 pulg.2 (64.52 cm2) y tener un espesor del fondo remanente de
aproximadamente ½ T(espesor nominal de la chapa).
G.5.2 Estándares de aceptación del examen de calificación.
G.5.2.1 El siguiente criterio de aceptación debe cumplirse tanto para la calificación de un procedimiento
de inspección como para el inspector. Si se cumple el criterio de aceptación, se debe considerar
calificado el inspector y el procedimiento. El cliente u operador pueden sustituir el criterio de aceptación
alternativo, de una manera más o menos conservadora, dependiendo de sus necesidades y
requerimientos específicos.
G.5.2.2 Cuando se va a realizar la calificación del procedimiento o del operador de inspección, éste debe
ser capaz de detectar las siguientes discontinuidades:
Espesor remanente del tanque (t)
(pulg.)
Discontinuidades que se deben
encontrar
t < 0.050
90% - 100%
0.050 < t < ½ T
70% - 90%
½ T < t < 2/3 T
40% - 60%
Área de corrosión general
100%
G.5.2.3 Cuando se va a realizar la calificación del procedimiento o inspector, que aprueba las
indicaciones, éste debe ser capaz de determinar la profundidad de la discontinuidad como se específica
a continuación:
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Tipo de fondo del tanque
Profundidad de la discontinuidad
Sin recubrimiento
± 0.020 pulg.
Recubrimiento ligero < 0.030 pulg.
± 0.030 pulg.
Recubrimiento grueso > 0.030 pulg.
Por acuerdo con el dueño/operador
El dueño/operador, deben determinar si las dimensiones adicionales de la discontinuidad se deben
registrar durante el proceso de calificación.
G.5.2.4 Dado que las no discontinuidades tienden a ocasionarse más por cuestiones de eficiencia de la
inspección que por cuestiones de integridad del fondo del tanque, el cliente y operador deben determinar
si éstas deben ser registradas en el proceso de calificación.
G.5.3 Variables del examen de calificación.
G.5.3.1 Las variables esenciales son aquellos ítems que tienen un efecto significativo en la calidad de
la inspección si son cambiadas a las utilizadas durante el proceso de calificación.
G.5.3.2 La lista de la Tabla G-1 sugiere los ítems que pueden considerarse como variables esenciales
para el examen de calificación cuando se realice la calificación del procedimiento de inspección del
fondo del tanque y el inspector. Las variables esenciales pueden ser diferentes para tipos distintos de
inspección de fondo de tanque. Las empresas de inspección autorizadas son responsables de
determinar cuáles variables adicionales se deben considerar variables esenciales para cada inspección
del fondo del tanque.
G.5.3.3 Se deben registrar las variables esenciales y los valores en el TBP y en el TBEQ.
G.5.3.4 Las variables no esenciales son aquellos ítems que tendrán un efecto menor en la calidad de la
inspección. Las variables no esenciales pueden ser diferentes para los distintos tipos de inspección del
fondo del tanque.
G.5.3.5 Las variables no esenciales se deben listar en el TBP pero no es necesario en el TBPQ o TBEQ.
La siguiente lista corresponde a los ítems que pueden considerarse variables no esenciales. Los
fabricantes de equipos y las empresas de inspección autorizadas son responsables de determinar cuáles
factores adicionales se deben considerar variables no esenciales para cada inspección del fondo del
tanque.
a) Velocidad de inspección.
b) Patrón de inspección.
c) Limitaciones de altura.
d) Traslape entre inspecciones.
e) Limpieza de la chapa.
f) Asentamientos no críticos del equipo.
Nota: Algunas de las variables no esenciales listadas pueden ser realmente variables para tipos
específicos de equipos.
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Tabla G-1 – Variables esenciales sugeridas para los exámenes de calificación
Variable Esencial
Usada durante el examen
Calificada
Equipo de inspección (escáner)
Según lo examinado
Igual al examinado
Equipo de demostración
Según lo examinado
Igual al examinado
Procedimiento de demostración
Según lo examinado
Igual al examinado
T
T+0.005 in / T-0.130 pulg.
Sin recubrimiento
0.000 pulg.
0.001 in < tc < 0.030 in
0.001 in - 0.030 pulg.
0.031 in < tc < 0.080 in
0.031 in – 0.080 pulg.
Espesor de la chapa (T)
Espesor de recubrimiento (tc)
tc > 0.080 0.000 pin
Distancia desde el cuerpo (ds)
Ajustes críticos del equipo
Umbral de ajuste (Th)
Calibración del chequeo funcional
ds
Menor a 8 in o ds
Según lo examinado
Según fabricante
Th
< 10% Th
Según lo examinado
Igual al examinado
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ANEXO H
(normativo)
EVALUACIÓN DE SERVICIO SIMILAR.
Este anexo se suministra como una guía para la ejecución de una evaluación para servicio similar. Este
anexo no tiene todo incluido y es no-mandatorio. No tiene la intención de evitar el uso de otros métodos
de evaluación de servicio similar. Este anexo contiene ejemplos de hojas de datos que ilustran los
elementos que deberían tenerse ser considerados al realizar una evaluación de servicio similar. El
formato de hoja de datos facilita el registro de los hallazgos de la evaluación.
NOTA 1 Los siguientes ejemplos son meramente con fines de ilustración. Cada empresa debería desarrollar
su propio enfoque. No están para ser considerado de naturaleza exclusiva o exhaustiva. API no ofrece
ninguna garantía, expresa o implícita de dependencia o las omisiones de la información contenida en este
documento.
NOTA 2 Donde sea aplicable, debe consultarse a las autoridades competentes.
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H.1 Alcance.
En este anexo se ofrece orientación para la realización de una evaluación de servicio similar para
establecer los intervalos de inspección para tanques para los cuales las tasas de corrosión no se han
medido directamente como está referenciado en 6.3.2 y 6.4.2. Este anexo está destinado para ser usado
por un inspector autorizado, ingeniero tanque de almacenamiento y otra persona (s) que tienen
conocimientos y experiencia en la realización de evaluaciones de servicios similares.
H.2 Evaluación de servicio similar.
Varios criterios deben ser evaluados para determinar si el tanque candidato está en servicio similar con
el tanque de control. Evaluación de servicios similares requiere una cantidad suficiente de la recolección
y análisis de datos y se debe realizar de una manera integral y completa de acuerdo con un programa
de gestión de riesgo establecido . La evaluación de servicios similares se hace con el diseño,
construcción, operación, mantenimiento y datos de inspección. Los datos deben ser obtenidos mediante
el uso de procedimientos directos e indirectos de examen tales como MT y UT, evaluar la corrosividad
del producto, medir niveles de PC, determinar las propiedades del suelo y otros factores. Consultar la
"Hoja de datos - Evaluación de servicio similar", que proporciona un lugar para registrar los datos
requeridos. Los datos deben recogerse para cada uno de los tanques características enumeradas en la
hoja de datos, tanto para el tanque de control y depósitos de candidatos y una evaluación hacen para
determinar si los servicios son similares. Por lo general, no habrá una coincidencia exacta de todos los
datos , o algunos de los datos necesarios incluso no ser conocido. Cuando no hay una coincidencia
exacta entre uno o más criterios de evaluación adicional es necesaria para determinar si los tanques
pueden ser considerados para estar en servicio similar. La figura H.1 ilustra los pasos para realizar una
evaluación de servicio similar. La "Evaluación de servicio Similar - Hoja de datos" es para facilitar la
comparación de los datos para los dos tanques. Si los criterios para el tanque de control y el tanque
candidato coinciden, el tanque candidato puede ser considerado en un servicio similar al del tanque de
control para ese criterio en particular .
H.2.1 Evaluación adicional.
Cuando se requiere una evaluación adicional debido a un criterio básico individuo que no coincide, las
referencias de la tabla en la sección que describe los factores adicionales que deben ser evaluados. Si
los factores adicionales en la referencia especificada en la sección se evalúan como suficientemente
similares, los tanques se consideran en servicio similar para ese factor. Si todo los requisitos adicionales
se satisfacen, los tanques se consideran en servicio similar. La(s) evaluación(es) adicional(es) se debe
documentar y se mantiene en el archivo de registro de acuerdo con 6.8 .
H.2.1.1 Año de erección del tanque: si los criterios para el tanque de control y el tanque candidato no
coinciden, las siguientes disposiciones adicionales deben cumplirse para considerar que ambos tanques
están en servicio similar :
a) La diferencia de edades de los tanques debe ser considerada en los cálculos de la tasa de corrosión
,y
b) Cualquier diferencia sustancial en los estándares de diseño y/o construcción con los que se
construyeron los tanques se deben tener en cuenta en la evaluación de servicio similar.
H.2.1.2 Material del fondo: si los criterios para el tanque de control y el tanque candidato no coinciden,
las siguientes disposiciones adicionales deben cumplirse para considerar que ambos tanques están en
servicio similar:
a) El material del fondo del tanque candidato debe tener propiedades de resistencia a la corrosión
similares a las del material del fondo del tanque de control,
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b) El tanque candidato, o tanto el tanque candidato como el de control, utilizan un revestimiento eficaz
para evitar la corrosión de la producto del lado de la parte inferior, y
c) El potencial de corrosión del fondo por el lado del suelo se evalúa para ser similar para ambos
materiales del fondo del tanque.
H.2.1.3 Material del cuerpo: si los criterios para el tanque de control y el tanque candidato no coinciden,
las siguientes disposiciones adicionales se deben cumplir para considerar que ambos tanques están en
servicio similar :
a) El material del cuerpo del tanque candidato debe tener propiedades de resistencia a la corrosión
similares a las del material del cuerpo del tanque de control,
b) El tanque candidato, o tanto el tanque candidato como el de control, utilizan un revestimiento
adecuado para evitar la corrosión del lado del producto del cuerpo, y
c) El tanque candidato, o tanto el tanque candidato como el de control, utilizan una pintura o
recubrimiento adecuado para evitar la corrosión de la parte externa del cuerpo.
H.2.1.4 Tolerancia de corrosión Fondo/Cuerpo: Si los criterios para el tanque de control y el tanque
candidato no coinciden, la diferencia en la tolerancia de corrosión debe tenerse en cuenta en los cálculos
de la vida remanente y de los intervalos de inspección a tener en cuenta para considerar los tanques en
servicio similar.
H.2.1.5 Tipo de recubrimiento del Fondo/Espesor/Edad: Si los criterios para el tanque de control y el
tanque candidato no coinciden, la diferencias en los sistemas de revestimiento del fondo deben ser
evaluados. Las disposiciones de API de 652 deben ser utilizados para evaluar la protección contra la
corrosión relativa proporcionada por los diferentes sistemas de revestimiento.
H.2.1.6 Protección catódica: Si los criterios para el tanque de control y el tanque candidato no coinciden,
se aplicarán las siguientes disposiciones adicionales. Las disposiciones de API 651 deberían ser
utilizados para evaluar la protección contra la corrosión relativa proporcionada por los sistemas de
protección catódica:
a) Si el tanque candidato está protegido con un sistema de protección catódica apropiadamente
diseñado y funcional y el tanque de control no, el tanque candidato puede ser considerado como
estando en servicio similar con respecto a la protección catódica;
b) Si el tanque de control está protegido con un sistema de protección catódica apropiadamente
diseñado y funcional, y el tanque candidato no, el tanque candidato no se considera que está en
servicio similar con respecto a la protección catódica;
c) Si el tanque de control y el tanque candidato están protegidos con protección catódica
adecuadamente diseñadas y funcionales sistemas, los tanques pueden ser considerados como
estando en servicio similar con respecto a la protección catódica.
H.2.1.7 Fondo doble: si el tanque candidato y/o el tanque de control tiene múltiples fondos, la evaluación
servicio similar de la corrosión del lado del suelo debe estar basado en el material que está en contacto
con el lado inferior de la chapa primaria (superior) del fondo.
H.2.1.8 Suelo/Material en contacto con la chapa del fondo: cualquier diferencia en los siguientes factores
entre el tanque de control y el tanque candidato debe ser evaluada para determinar si el tanque
candidato está en servicio similar como el tanque de control:
a) El suelo o el tipo de material;
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b) El pH ;
c) La alcalinidad ;
d) La humedad ;
e) La salinidad ;
f) La resistividad ;
g) Tipo de aceite (si la fundación tiene arena aceitada);
h) Suelo/limpieza del material;
i) Gradación del suelo;
j) Cloruros;
k) Sulfatos.
H.2.1.9 Condiciones ambientales: cualquier diferencia en los siguientes factores entre el tanque de
control y el tanque candidato debe ser evaluada para determinar si el tanque candidato está en servicio
similar como el tanque de control:
a) Temperatura promedio más baja de un día;
b) Exposición al aire salino u otros elementos corrosivos.
H.2.1.10 Condiciones actuales de servicio: cualquier diferencia de los siguientes factores entre el tanque
de control y el tanque candidato debe ser evaluada para determinar si el tanque candidato está en
servicio similar como el tanque de control:
a) La clasificación de productos (véase el cuadro H.1);
b) La gravedad específica de líquido;
c) La presión de vapor Reid a 60 °F;
d) La temperatura normal de funcionamiento;
e) Capa de gas (blanketing) inerte, si se utiliza;
f) Agua del fondo, si se utiliza;
g) El contenido de azufre;
h) Tiempo de permanencia en el servicio;
i) Corrosividad del producto.
H.2.1.11 Condiciones anteriores de servicio: si el tanque de control y/o el tanque candidato previamente
se han utilizado para diferentes servicios que el servicio actual, los mismos factores que se describen
en H.2.1.10 deberían ser evaluados para la condiciones de servicio anteriores.
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
H.2.1.12 Clasificación del producto: la tabla H.1 clasifica una gran variedad de líquidos comúnmente
almacenados en tanques de almacenamiento sobre el suelo. Esta tabla sirve como guía para evaluar
las condiciones de servicio actuales o anteriores.
H.2.1.13 Consideraciones adicionales: además de los factores mencionados anteriormente, los
siguientes datos, si está disponible para el tanque de control y el tanque candidato, deberían ser
evaluados para determinar si el tanque candidato está en condición de servicio similar como el tanque
de control:
a) Datos de MFL para el fondo del tanque;
b) Datos de medición de espesor por ultrasonido (UT);
c) Datos del sistema de vigilancia de fibra óptica;
d) Datos de la vigilancia del tubo de protección catódica;
e) La integridad del fondo del tanque datos de prueba;
f) Los procedimientos de mantenimiento, incluyendo la frecuencia y los métodos de limpieza de
tanques.
H.3 Ejemplo de determinación vida restante.
H.3.1 Fondo del tanque.
La figura H.2 ilustra un método para determinar el intervalo de tiempo en el que un fondo de un tanque
alcanzará su espesor mínimo de la chapa del fondo, más allá del cual el tanque debería ser reparado o
retirado del servicio . En este ejemplo, el espesor de metal original era ¼ in cuando el tanque se
construyó en 1970. El espesor mínimo de la chapa del fondo en el siguiente intervalo de inspección fue
de 0.05 in (Ver también la tabla 4.4). En el momento de esta evaluación (10 de junio, 1990), el tanque
estaba en servicio con crudo ácido (sour crude). El servicio anterior incluyó 20 años en servicio con
crudo ácido (sour crude). Sobre la base de los espesores medidos y la tasa calculada de corrosión, la
vida útil remanente o el tiempo para llegar al espesor mínimo de 0.050 in de la chapa del fondo se
proyecta que sea aproximadamente de 20 años, o el 10 de junio 2010. Ver 4.4.5 para el cálculo del
espesor mínimo para el fondo de un tanque.
H.3.2 Cuerpo del tanque.
La figura H.3 ilustra un método para determinar el intervalo de tiempo en el que el cuerpo de un tanque
llegará a su límite de pérdida de metal, más allá del cual el tanque debería ser reparado o retirado del
servicio. En este ejemplo, el espesor de metal original era 1/2 in cuando el tanque se construyó en 1990.
El límite de la pérdida de metal del anillo superior del cuerpo se calculó en ¼ in. En el momento de esta
evaluación (15 de noviembre de 2002), el tanque estaba en servicio con gasolina dulce (sweet gasoline).
Los servicios anteriores incluyeron cerca de siete años con crudo dulce (sweet crude) y cerca de tres
años en servicio con crudo ácido (sour crude). Sobre la base de los espesores medidos en las
inspecciones periódicas y las tasas de corrosión calculados a partir de ellos, la vida útil remanente o el
tiempo para alcanzar el límite de pérdida de metal de ¼ in se proyecta que sea aproximadamente de
cuatro años, o el 1 agosto de 2006. Ver 4.3.3 para el cálculo del espesor mínimo para un anillo completo
del cuerpo.
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RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
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Tabla H.1 - Clasificación de servicio similar del producto.
Clase
Descripción
Ejemplo
A
Petróleo ligero de bajo contenido de Fuel oil Nº 2, diésel, kerosene, combustible
azufre (<1% de azufre).
para aviones, gasolina.
B
Petróleo ligero de alto contenido de
azufre (> 1% de azufre).
C
Petróleo pesado “sweet sulfur” (<1% Gasóleo pesado y “sweet” residual.
de azufre).
D
Petróleo pesado “sour sulfur” (> 1%
de azufre).
“Sour” residual.
E
“Slop” y agua de proceso.
Ver descripción.
F
Aceite lubricante acabado.
Aceites automotriz, diésel y de aviación.
G
Lodos.
Ácidos, no ácidos.
Petróleo sin terminar para calefacción,
destilado.
Petróleo volátil liviano (Clase 1).
Petróleo no pegajoso (Clase 2).
H
Petróleos crudos
Petróleo pegajoso pesado (Clase 3).
No fluido (crudo pesado, de alta parafina)
(Clase 4).
I
Aditivos.
Aditivos de rendimiento de la gasolina.
J
Disolventes.
Cetonas, alcohol, tolueno, xileno, glicoles,
éteres de glicol.
K
Químicos.
Ácidos fosfórico, sulfúrico, clorhídrico,
fórmico y nítrico.
NOTA Esta tabla no tiene todo incluido. Adicionalmente, puede haber una variabilidad
significativa en la composición química de los productos dentro de una clasificación listada.
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Figura H.1 - Pasos para hacer una evaluación de servicio similar.
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Figura H.2 – Ejemplo de curvas de tasa de corrosión para el fondo de un tanque de almacenamiento.
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Figura H.3 - Ejemplo de curvas de tasa corrosión para los anillos superiores de un tanque de
almacenamiento.
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ANEXO I
(informativo)
PREGUNTAS Y SUGERENCIAS DE CAMBIO
I.1 Introducción.
Este anexo describe el proceso establecido por API para 1) enviar consultas a API y 2) presentar
sugerencias para cambios de este estándar. Las consultas y sugerencias para cambio son bienvenidas
y alentadas, Estas consultas proporcionan retroalimentación del lector útil al Comité API responsable en
cuanto a exactitud técnica, uso de tecnología actual, claridad, consistencia y completamiento del
estándar. API intentará contestar todas las consultas válidas. Las consultas enviadas que no cumplan
con este Anexo serán devueltas sin contestar.
Las secciones I.2 hasta I.8 a continuación, cubren el envío de consultas. Ver la sección I.8 para
instrucciones acerca del envío de sugerencias de cambio
I.2 Referencias para consultas.
I.2.1 API mantiene varios sitios web que proporcionan la información que debería ser tenida en cuenta
cuando se considera enviar una consulta.
I.2.2 La consulta puede haber sido tratada formalmente antes por el Subcomité y la interpretación
resultante fijada en el sitio web de API en:
- Para todos los estándares: http://mycommittees.api.org/standards/techinterp/default.aspx
- Estándares de refinación: http://mycommittees.api.org/standards/techinterp/refequip/default.aspx
Para ambos enlaces, haga clic en el estándar en cuestión para descargar el archivo.
I.2.3 Adicionalmente, una adenda o errata, que pueden haber tratado su consulta, pueden ser
encontrados en el sitio web de API en:
- Para todos los estándares: http://www.api.org/Standards/adenda/
- Estándares de refinación: http://www.api.org/Standards/adenda/add-ref.cfm
I.3 Definiciones.
I.3.1 Consulta: una pregunta sobre cuál es el significado de un parágrafo específico, figura o tabla en el
estándar, p. ej. que es lo que las palabras dicen. No es una pregunta sobre la intención del estándar.
I.3.2 La respuesta a una consulta. Típicamente es una simple respuesta "Si" o "No" con una breve
aclaración si es necesario. Este término también es utilizado para referirse a la pregunta y respuesta
combinadas.
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Estándar API 653
I.4 Política de API en relación con las consultas.
I.4.1 API ha establecido los siguientes límites a su actividad en el tratamiento de las consultas.
a) API no aprueba, certifica, tasa, o endosa cualquier ítem, construcción, dispositivo patentado o
actividad.
b) API no actúa como un consultor en problemas de ingeniería específicos.
c) API no proporciona información sobre la comprensión general o la aplicación del estándar.
I.4.2 Todas las consultas que resultan en interpretaciones se pondrán a disposición del público en el
sitio web de API.
I.5 Presentación de consultas.
I.5.1 Un formato electrónico para la presentación y envío de las consultas se puede encontrar en el
sitio web de API http://rfi.api.org/. Por favor usar este medio para enviar su consulta.
I.5.2 Todas las consultas deben cumplir con lo siguiente:
a) Estándar actual: si una consulta se refiere a una versión o adenda que no es la última, el Subcomité
desarrollará la interpretación basada en los requerimientos de la versión actual.
b) Referencia específica: el números del parágrafo, la figura o la tabla aplicable deberá ser citado en la
consulta.
c) Estructura de la consulta: las consultas deben estar escritas de tal forma que la respuesta pueda ser
SI o NO, con detalles técnicos adicionales si es necesario. La descripción de la consulta debería ser
técnica y editorialmente correcta y escrita en idioma Inglés comprensible.
d) Antecedentes: proporcionar una explicación de los antecedentes es opcional, pero es recomendado
para ayudar al comité en la comprensión de la consulta.
e) Tema único: el alcance de la consulta deberá estar limitado a un solo tema o a un grupo de temas
estrechamente relacionados.
f) Formato general:
1) El formato general de la consulta debería ser el siguiente: "¿El páragrafo XXX de API - 6XX
requiere que.....?".
2) Quien hace la consulta deberá indicar lo que es requerido en su opinión, como la respuesta a la
misma.
3) Asi se cree que una revisión del estándar también se necesita, se deberá proporcionar la redacción
recomendada.
g) Quien consulta no debería usar el proceso de consulta para mejorar su entendimiento general, sus
habilidades de diseño y el uso del estándar. Hay consultores no afiliados con API disponibles para
este propósito.
h) Es importante que quien hace la consulta entienda la diferencia entre consulta y sugerencia de
cambio. API alienta ambos, pero el envío y los procedimientos de manejo del comité son diferentes.
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RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
I.5.3 Guías generales para el envío se pueden encontrar también en el sitio web de API:
http://www.api.org/Publications-Standards-and-Statistics/FAQs-and-Inquiries/FAQs/TechnicalQuestion/Guidelines-for-submission.aspx
I.6 Proceso típico de las consultas.
I.6.1 El proceso típico de una consulta es:
a) Quien hace la consulta deberá preparar la misma, incluyendo cualquier información necesaria de los
antecedentes, en pleno cumplimiento con este Anexo y enviarla al Coordinador de estándares de API
.
b) El Coordinador de estándares de API comprueba la consulta para verificar el cumplimiento de los
requisitos de la presentación de una consulta.
c) Si la consulta no puede ser respondida por cualquier razón, el Coordinador emitirá una carta modelo
a quien hace la consulta indicando el o los motivo(s) por los que no se puede responder la consulta.
d) Si el Coordinador cree que la consulta es válida, se remitirá al Subcomité para estudio y se avisará a
quien hace la consulta utilizando la carta modelo.
e) El Subcomité evaluará la solicitud y, o bien desarrollará una respuesta o determinará que la consulta
no puede ser contestada, y avisará al Coordinador en consecuencia. El Subcomité considerará la
necesidad de modificar el estándar para resolver los problemas técnicos, agregar nuevos
requerimientos, hacer correcciones editoriales, mejorar la claridad, eliminar conflictos, etc.
f) La interpretación será publicada en la página web de API cuando sea aprobada por el Subcomité.
I.6.2 El tiempo requerido para procesar una consulta válida según lo descrito en I.6.1 puede llegar a
tardar hasta un año.
I.7 Interpretaciones que responden a consultas.
I.7.1 Una interpretación es escrita por el Subcomité para suministrar la respuesta específica a una
consulta. Típicamente la consulta no contendrá la intención del estándar, ni dará razones para los
requerimientos, ni dará bases históricas, ni suministrará un entendimiento general del estándar. Si la
consulta se formula adecuadamente, la interpretación puede ser una respuesta de una sola palabra.
Con varias consultas, puede haber la necesidad de proporcionar frases aclaratorias, tales como límites
a la aplicabilidad.
I.7.2 Aunque no es posible desarrollar interpretaciones rápidamente para resolver necesidades
inmediatas, la industria en su conjunto se beneficia cuando las consultas son utilizadas como un medio
para tratar de comprender los requerimientos técnicos del estándar.
I.8 Sugerencias para cambios.
I.8.1 Una “sugerencia para cambio” es una comunicación (el correo electrónico es preferido) de un lector
de API que propone hacer un cambio específico al estándar .
I.8.2 Cualquier formato es aceptable, siempre y cuando el contenido sea claro.
I.8.3 El medio más efectivo para enviar las sugerencias al correo electrónico del Coordinador de API :
standards@api.org .
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
I.8.4 El contenido de una propuesta de cambio debería incluir el número del estándar, la edición y la
adenda y los números de los parágrafos, las tablas o las figuras, etc correspondientes. Proporcionar
tanta explicación como sea necesaria para estar seguro de que el lector entiende las cuestiones
técnicas. Proporcionar el lenguaje específico que usted piensa que se necesita para implementar el
cambio. Por último, incluir su nombre, empresa si hay alguna y su dirección de correo o e-mail.
I.8.5 API enviará todas las sugerencias que están adecuadamente escritas al Subcomité para su
consideración. El Subcomité evaluará cada sugerencia y determinará si es necesario un cambio. Las
sugerencias que son aceptadas por el Subcomité serán reflejadas en una futura edición o adenda, pero
una respuesta avisando a quien hace la sugerencia al Subcomité puede no ser emitida.
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RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
ANEXO S
(normativo)
TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE ACERO INOXIDABLE AUSTENITICO.
S.1 Alcance.
S.1.1 Este anexo cubre la inspección, reparación, alteración y reconstrucción de tanques de acero
inoxidable que fueron construidos de acuerdo con API 650, anexo S.
S.1.2 Establece solamente los requerimientos que difieren de las reglas básicas en este estándar. Para
requerimientos no establecidos, las reglas básica deben ser seguidas.
S.2 Referencias.
No hay cambios para la sección 2.
S.3 Definiciones.
No hay cambios para la sección 3.
S.4 Adecuación para el servicio.
S.4.1 En 4.2.4.1 los requerimientos de API 650, S.3.5 también deberán ser cumplidos.
S.4.2 En 4.2.4.3 anexo M los requerimientos serán cumplidos para tanques de acero inoxidables con
temperaturas de diseño por encima de 40ºC (100ºF) según lo modificado por S.3.6.2 a S.3.6.8.
S.4.3 En 4.3.3.1 el esfuerzo máximo admisible S será modificado como sigue, para la condición de
diseño (Sd) y la condición de prueba hidrostática (St) la tensión máxima permitida para todos los anillos
del cuerpo serán el menor entre 0.95Y o 0.4T.
S.4.4 La tabla 4.2 deberá estar acorde con API 650, Tabla S.4. Cuando el alcance de la radiografía
aplicada a la soldadura existente es desconocido, la eficiencia de junta de 0.7 será utilizada.
S.4.5 En 4.3.3.5c, será cambiado para leer "operación a temperaturas mayores a 40ºC (100ºF)".
S.4.6 En 4.3.3.6 el factor 2/3Y será substituido por 3/4Y.
S.4.7 En 4.3.4 estas reglas no cubren tanques de acero inoxidable.
S.5 Fractura Frágil.
S.5.1 El tanque es adecuado para uso continuado de servicio a temperatura ambiente.
S.6 Inspección.
No hay cambios para la sección 6.
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
S.7 Materiales.
S.7.1 En 7.3.1.2 añadir referencia a ASTM A 480.
S.7.2 El material estructural puede ser de chapa prefabricada. El material de chapa y estructural deberá
cumplir con API 650, S.2.
S.8 Consideraciones del diseño para tanques reconstruidos
S.8.1 En 8.4.3 el esfuerzo admisible de tensión será revisada para cumplir con los esfuerzos admisibles
de tensión de API 650, sección S.3.2.2.1.
S. 9 Reparación y alteración de tanques.
S.9.1 Conexiones en caliente en 9.14 en acero inoxidable no son tratadas en este anexo.
S.10 Desmontaje y reconstrucción.
S.10.1 La soldadura también deberá cumplir los requisitos de API 650, S.4.11 .
S.10.2 El corte térmico del acero inoxidable se hará con los métodos de arco de carbón con polvo de
hierro ardiendo (iron powder burning carbon arc) o de arco de plasma.
S.10.3 Los requerimientos de almacenaje de API 650, S.4.2 deberán cumplirse.
S.10.4 Cuando es especificado por el comprador los requerimientos de API 650, S.4.5 deberán ser
cumplidos.
S.11 Soldadura.
S.11.1 La soldadura también cumplirá los requerimientos de API 650, S.4.11.
S.12 Examinación y prueba.
S.12.1 Cualquier referencia al método de partículas magnéticas será substituido por el método de
líquidos penetrantes.
S.12.2 En 12.3 la calidad del agua de prueba deberá cumplir con API 650, S.4.10.
S.13 Anexos.
S.13.1 En el anexo F (Resumen de requerimientos de END), cualquier referencia a examinación por
partículas magnéticas no deberá ser considerada.
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RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
ANEXO SC
(normativo)
TANQUES DE ALMACENAMIENTO MEZCLADOS DE ACERO INOXIDABLE Y AL CARBONO.
SC.1 Alcance.
SC.1.1 Este anexo cubre la inspección, reparación, alteración y reconstrucción de tanques de material
mezclado que fueron construidos de acuerdo con el código API 650, anexo SC.
SC.1.2 Establece solamente los requerimientos que difieren de las reglas básicas en este estándar, del
anexo S de este estándar, del anexo X de este estándar y de API 650 anexo SC. Para requerimientos
no establecidos, las reglas básica deben ser seguidas.
SC.1.3 En este anexo el término “acero inoxidable” incluye acero inoxidable austenítico o acero dúplex
inoxidable a menos que se indique de otro modo.
SC.2 Referencias.
No hay cambios para la sección 2.
SC.3 Definiciones.
No hay cambios para la sección 3.
SC.4 Adecuación para el servicio.
S.4.1 Revisión para 4.2.4.1: los requerimientos de API 650, S.3.5 y API 650, X.3.6 también deberán ser
cumplidos para los componentes de acero inoxidable del tanque.
SC.4.2 Adición para 4.2.4.3: este anexo aplica a tanques en servicios no-refrigerado con una
temperatura máxima de diseño que no exceda de 260 ºC (500 ºF). Para los propósitos de este anexo,
la temperatura de diseño deberá ser la máxima temperatura de diseño como es especificada por el
dueño/operador.
NOTA Reacciones exotérmicas que ocurren dentro de un tanque no calentado, pueden producir
temperaturas que excedan de 40 ºC (100 ºF).
SC.4.3 Agregar a 4.3.3.1: el esfuerzo máximo admisible S deberá ser modificado como sigue, para la
condición de diseño (Sd) y la condición de prueba hidrostática (St) el esfuerzo máximo admisible para
los anillos del cuerpo en acero inoxidable austenítico serán el menor entre 0.95Y o 0.4T.
SC.4.4 La tabla 4.2 de eficiencias para juntas soldadas deberá estar acorde con API 650, Tabla S.4 o
API 650, Tabla X.3. Cuando el alcance de la radiografía aplicada a la soldadura existente es
desconocido, entonces una eficiencia de junta de 0.7 deberá ser utilizada.
SC.4.5 Revisar 4.3.3.5.c para leer "operación a temperaturas mayores a 40 ºC (100 ºF)".
SC.4.6 Revisar 4.3.3.6 para reemplazar el factor 2/3Y por 3/4T para componentes de acero inoxidable
austenítico.
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
SC.4.7 Las reglas en 4.3.4 no cubren tanques remachados de material mezclado.
SC.5 Consideraciones de fractura frágil.
La evaluación de fractura frágil deberá ser hecha de acuerdo con la sección 5 de este estándar para
aceros al carbono, se la sección S.5 de este estándar para aceros inoxidables austeníticos y la sección
X.5 de este estándar para aceros inoxidables dúplex.
SC.6 Inspección.
No hay cambios para la sección 6 .
SC.7 Materiales.
Los requerimientos de materiales para situaciones de materiales mezclados están sin cambios con
respecto al documento base, excepto como es modificado por API 653 anexos S y X (S.7 y X.7) para
aceros inoxidables.
SC.8 Consideraciones del diseño para tanques reconstruidos.
Los esfuerzos admisibles en 8.4.2 y 8.4.3 para los componentes de acero inoxidable deberán ser
revisados para satisfacer las tensiones permisibles de API 650, anexo S o API 650, anexo X.
SC. 9 Reparación y alteración de tanques.
SC.9.1 Adicionar a 9.2: chapas de inserto en el cuerpo deberán ser hechas de acuerdo con API 650
sección SC 3.2.2.
SC.9.2 Adicionar a 9.3: parches traslapados deberán ser hechos de acero al carbono en acero al
carbono y de acero inoxidable en acero inoxidable.
SC.9.3 Adicionar 9.8: penetraciones y refuerzos en el cuerpo deberán ser hechas de acuerdo con API
650 sección SC 3.4.
SC.9.4 Adicionar 9.10 reparación de fondos de los tanques deberán ser hechas de acuerdo con API 650
sección SC 3.1.
SC.9.5 Adicionar 9.14: conexiones en caliente (hot tap) en acero inoxidable no son tratadas en este
anexo.
SC.10 Otros.
Para desmantelamiento y reconstrucción, soldadura, examinación y pruebas y anexos, ver las
siguientes secciones del documento básico: S.10 hasta S.13 para componentes de acero inoxidable
austenítico y X.10 hasta X.13 para acero inoxidable dúplex.
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
ANEXO X
(normativo)
TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE ACERO INOXIDABLE DÚPLEX.
X.1 Alcance.
X.1.1 Este anexo cubre la inspección, reparación, alteración y reconstrucción de tanques de acero
inoxidable que fueron construidos de acuerdo con el código API 650, anexo X.
X.1.2 Establece solamente los requerimientos que difieren de las reglas básicas en este estándar. Para
requerimientos no establecidos, las reglas básica deben ser seguidas.
X.2 Referencias.
No hay cambios para la sección 2.
X.3 Definiciones.
No hay cambios para la sección 3.
X.4 Adecuación para el servicio.
X.4.1 En 4.2.4.1 los requerimientos de API 650, X.3.6 también deberán ser cumplidos.
X.4.2 En 4.2.4.3 anexo M los requerimientos serán cumplidos para tanques de acero dúplex inoxidables
con temperaturas de diseño por encima de 40ºC (100ºF) según lo modificado por API 650 secciones
X.3.7.2 a X.3.7.5.
X.4.3 En 4.3.3.1 el esfuerzo máximo admisible S deberá ser calculado de la misma manera que para
acero al carbono.
X.4.3.1 Y = esfuerzo máximo admisible de fluencia de la chapa a la temperatura de diseño; usar las
propiedades del material S32304 si la especificación del material dúplex es desconocida.
X.4.3.2 T = esfuerzo máximo admisible de tensión de la chapa a la temperatura de diseño; usar las
propiedades del material S32304 si la especificación del material dúplex es desconocida.
X.4.4 La eficiencia de la junta a ser usada para evaluación deberá ser tomada de API 650 tabla X.3 en
lugar de la tabla 4-2. Cuando el alcance de la radiografía aplicada a la soldadura existente es
desconocido, una eficiencia de junta de 0.7 será utilizada.
X.4.5 En 4.3.3.5.c, será cambiado para leer "operación a temperaturas mayores a 40ºC (100ºF)".
X.4.6 Las reglas en 4.3.4 para tanques remachados no cubren tanques de acero dúplex inoxidable.
X.5 Consideraciones de fractura frágil.
X.5.1 En 5.3.2 la edición y adenda aplicable de API 650 para tanques de acero dúplex inoxidable es la
11a edición, adenda 1 o posterior.
X5.2 5.3.5 no aplica para tanques de acero dúplex inoxidable.
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
X5.3 las reglas de 5.3.8 deberán ser reemplazadas con lo siguiente: tanques construidos con acero
dúplex inoxidable cuya prueba de tenacidad o excepción de la prueba de tenacidad esté de acuerdo con
API 650 sección X.2.3.2 puede ser considerado con tenacidad adecuada para continuar en servicio.
X.6 Inspección.
No hay cambios para la sección 6 .
X.7 Materiales.
X.7.1 En 7.3.1.2 añadir referencia a ASTM A 480 y A 240.
X.7.2 El estructural puede ser chapa prefabricada. El material de chapa y estructural deberá cumplir con
API 650 sección X.2.
X.8 Consideraciones del diseño para tanques reconstruidos.
En 8.4.2 y 8.4.3 la tensión permisible será revisada para satisfacer las tensiones permisibles de API
650, anexo X.
X.9 Reparación y alteración de tanques.
X.9.1 En la aplicación de los requerimientos de 9.1.1 de fabricación y construcción, se deberá cumplir
API 650 secciones X.4.1 hasta X.4.9, excepto como es permitido en X.10.2 de este anexo.
X.9.2 Conexiones en caliente (hot tap) en acero inoxidable (referencia sección 9.14) no son tratadas en
este anexo.
X.10 Desmontaje y reconstrucción.
X.10.1 La soldadura también deberá cumplir los requerimientos del API 650, X.4.11.
X.10.2 Corte con arco de carbón no deberá ser usado, excepto cuando sea acordado por escrito por el
Comprador, como una excepción a X.9.1, para ciertas operaciones de desmantelamiento.
X.10.3 Los requerimientos de almacenaje del API 650, X.4.2 deberán cumplirse.
X.10.4 Cuando sea especificado por el Comprador, los requerimientos de API 650 sección X.4.5 deberán
ser cumplidos.
X.11 Soldadura.
X.11.1 La soldadura también cumplirá los requerimientos de API 650, X.4.12.
X.12 Examinación y prueba.
X.12.1 Cualquier referencia al método de partículas magnéticas será substituido por el método de
líquidos penetrantes.
X.12.2 En 12.3. la calidad del agua de ensayo deberá cumplir con API 650. X.4.10.
X.13 Anexos.
X.13.1 Anexo F (Resumen de requerimientos de END), cualquier referencia a examinación por
partículas magnéticas no deberá ser considerada.
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INSPECCIÓN, REPARACION, ALTERACIÓN Y
RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO
Estándar API 653
BIBLIOGRAFIA
1. Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction. API STANDARD 653. Fifth Edition,
November 2014. American Petroleum Institute.
2. Aboveground Storage Tanks. Myers, Philip E. 1997. McGraw Hill.
3. Guide to Storage Tanks & Equipment. Bob Long & Bob Garner. 2004. Professional Engineering
Publishing.
4. The Aboveground Steel Storage Tank Handbook. Brian D. Digrado & Gregory A. Thorp. 2004. John
Wiley & Sons, Inc
Pag.: 161 de: 161
Pag.:
5
162 de: