API 653 Español

Inspección, reparación, alteración y reconstrucción de tanques

API ESTÁNDAR 653 QUINTA EDICIÓN, NOVIEMBRE DE 2014

Notas especiales Las publicaciones API necesariamente abordan problemas de naturaleza general. Con respecto a circunstancias particulares, las leyes y reglamentos locales, estatales y federales deben ser revisados. Ni API ni ninguno de API empleados, subcontratistas, consultores, comités, u otros cesionarios ofrece ninguna garantía o representación, ya sea expresa o implícita, con respecto a la exactitud, integridad o utilidad de la información contenida en el presente documento, ni asume ningún tipo de responsabilidad para cualquier uso, o los resultados de tal uso, de cualquier información o proceso revelado en esta publicación. Ni la API ni ninguno de los empleados de la API, subcontratistas, consultores u otros cesionarios representan que el uso de esta publicación no infringiría los derechos de propiedad privada. Las publicaciones API pueden ser utilizadas por cualquiera que desee hacerlo. El Instituto ha realizado todos los esfuerzos para asegurar la precisión y la fiabilidad de los datos contenidos en ellos; sin embargo, el Instituto no hace ninguna representación, garantía o garantía en relación con esta publicación y por la presente rechaza expresamente cualquier responsabilidad o responsabilidad por pérdida o daño resultante de su uso o por la violación de cualquier autoridad con jurisdicción con la que esta publicación pueda entrar en conflicto. Las publicaciones de la API se publican para facilitar la amplia disponibilidad de ingeniería probada, sólida y prácticas operativas. Estas publicaciones no pretenden obviar la necesidad de aplicar un criterio de ingeniería sólido con respecto a cuándo y dónde deben utilizarse estas publicaciones. La formulación y publicación de las publicaciones API no pretende de ninguna manera inhibir a nadie de usar otras prácticas. Cualquier fabricante que marca equipos o materiales de conformidad con los requisitos de marcado de una norma API es el único responsable de cumplir con todos los requisitos aplicables de esa norma. API no representa, garantiza ni garantiza que tales productos de hecho cumplan con el estándar API aplicable. Las áreas clasificadas pueden variar según la ubicación, las condiciones, el equipo y las sustancias involucradas en cualquier situación. Los usuarios de esta Norma deben consultar con las autoridades competentes que tengan jurisdicción. Los usuarios de esta Norma no deben confiar exclusivamente en la información contenida en este documento. Se debe utilizar un criterio comercial sólido, científico, de ingeniería y de seguridad al emplear la información contenida en este documento.

Notas especiales Las publicaciones API necesariamente abordan problemas de naturaleza general. Con respecto a circunstancias particulares, las leyes y reglamentos locales, estatales y federales deben ser revisados. Ni API ni ninguno de API empleados, subcontratistas, consultores, comités, u otros cesionarios ofrece ninguna garantía o representación, ya sea expresa o implícita, con respecto a la exactitud, integridad o utilidad de la información contenida en el presente documento, ni asume ningún tipo de responsabilidad para cualquier uso, o los resultados de tal uso, de cualquier información o proceso revelado en esta publicación. Ni la API ni ninguno de los empleados de la API, subcontratistas, consultores u otros cesionarios representan que el uso de esta publicación no infringiría los derechos de propiedad privada. Las publicaciones API pueden ser utilizadas por cualquiera que desee hacerlo. El Instituto ha realizado todos los esfuerzos para asegurar la precisión y la fiabilidad de los datos contenidos en ellos; sin embargo, el Instituto no hace ninguna representación, garantía o garantía en relación con esta publicación y por la presente rechaza expresamente cualquier responsabilidad o responsabilidad por pérdida o daño resultante de su uso o por la violación de cualquier autoridad con jurisdicción con la que esta publicación pueda entrar en conflicto. Las publicaciones de la API se publican para facilitar la amplia disponibilidad de ingeniería probada, sólida y prácticas operativas. Estas publicaciones no pretenden obviar la necesidad de aplicar un criterio de ingeniería sólido con respecto a cuándo y dónde deben utilizarse estas publicaciones. La formulación y publicación de las publicaciones API no pretende de ninguna manera inhibir a nadie de usar otras prácticas. Cualquier fabricante que marca equipos o materiales de conformidad con los requisitos de marcado de una norma API es el único responsable de cumplir con todos los requisitos aplicables de esa norma. API no representa, garantiza ni garantiza que tales productos de hecho cumplan con el estándar API aplicable. Las áreas clasificadas pueden variar según la ubicación, las condiciones, el equipo y las sustancias involucradas en cualquier situación. Los usuarios de esta Norma deben consultar con las autoridades competentes que tengan jurisdicción. Los usuarios de esta Norma no deben confiar exclusivamente en la información contenida en este documento. Se debe utilizar un criterio comercial sólido, científico, de ingeniería y de seguridad al emplear la información contenida en este documento.

Prefacio Nada de lo contenido en ninguna publicación API debe interpretarse como la concesión de ningún derecho, implícito o no, para la fabricación, venta o uso de cualquier método, aparato o producto cubierto por patentes de letras. Tampoco debería interpretarse que nada contenido en la publicación asegura a nadie contra la responsabilidad por infracción de patentes de letras. Debe: Como se usa en un estándar, est ándar, "deberá" indica un requisito mínimo para cumplir con la especificación. Debería: Como se usa en un estándar, "debería" denota una recomendación o lo que se aconseja pero no se requiere para cumplir con la especificación. Algunas partes de esta publicación se han cambiado de la edición anterior. Las ubicaciones de los cambios se han marcado 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 ajustes editoriales menores, como la renumeración de una sección / subsección o figura / tabla (las referencias dentro del texto que se actualizaron posteriormente no están marcadas). Las notaciones de barra en los márgenes se proporcionan como una ayuda para los usuarios, pero API no ofrece ninguna garantía en cuanto a la precisión de dichas notaciones de barra. Este documento fue producido bajo los procedimientos de estandarización de API que aseguran la notificación y participación apropiadas en el proceso de desarrollo y se designa como un estándar API. Las preguntas relativas a la interpretación del contenido de esta publicación o comentarios y preguntas sobre los procedimientos bajo los cuales se desarrolló esta publicación deben dirigirse por escrito al Director de Estándares, American Petroleum Institute, 1220 L Street, NW, Washington, DC 20005. Solicitudes para el permiso de reproducir o traducir todo o cualquier parte del material publicado aquí también debe dirigirse al director. El American Petroleum Institute mantiene este estándar bajo procedimientos de mantenimiento continuo. Estos procedimientos establecen un programa documentado para la publicación regular de adiciones o revisiones, que incluyen acciones de consenso oportunas y documentadas sobre las solicitudes de revisión de cualquier parte de la norma. Ver el anexo I para información adicional. Las revisiones propuestas deberán presentarse en cualquier momento al Director, Standards, American Petroleum Institute, 1220 L Street, NW, Washington, D.C. 20005-4070, [email protected] [email protected]..

Contenido Página 1 Alcance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-1 1.1 Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-1 1.2 Cumplimiento de este estándar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-1 1.3 Jurisdicción. Jurisdicción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-1 1.4 Prácticas de trabajo trabajo seguras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-1 2 referencias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-1 2.1 Publicaciones referenciadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-1 2.2 Otras referencias. referencias. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-2 3 definiciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-1 4 Idoneidad para el servicio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-1 4.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-1 4.2 Evaluación del techo del tanque. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-1 4.3 Evaluación del depósito de tanques. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-2 4.4 Evaluación del fondo del tanque. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4-11 4.5 Evaluación de la Fundación Tanque. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-16

5 Consideraciones de Fractura Frágil. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-1 5.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-1 5.2 Consideraciones Básicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-1 5.3 Procedimiento de evaluación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-1 6 inspección . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-1 6.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-1 6.2 Consideraciones de frecuencia de inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-1 6.3 Inspecciones desde el exterior del tanque. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-1 6.4 Inspección interna. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-2 6.5 Alternativa a la inspección interna para determinar el grosor inferior. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-6 6.6 Trabajo preparatorio para la inspección interna. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-6 6.7 Listas de verificación de inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-7 6.8 registros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-7 6.9 informes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-7 6.10 Examen no destructivo (ECM). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-8 7 Materials . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-1 7.1 General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-1

7.2 New Materials. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-1 7.3 Original Materials for Reconstructed Tanks . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-1 7.4 Welding Consumables . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-1 8 Design Considerations for Reconstructed Tanks . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-1 8.1 General . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-1 8.2 New Weld Joints . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-1 8.3 Existing Weld Joints . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-1 8.4 Shell Design . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-1 8.5 Shell Penetrations . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-1 8.6 Windgirders and Shell Stability . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-2

8.7 techos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-2 8.8 Diseño sísmico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-2 9 Reparación y alteración de tanques. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-1 9.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-1 9.2 Eliminación y reemplazo del material de la placa Shell. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-1 9.3 Reparaciones de Shell que usan placas de parche soldadas por vuelta. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-6 9.4 Reparación de defectos en el material de la placa de la carcasa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-8 9.5 Alteración de las cáscaras del tanque para cambiar la altura de la cáscara. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-8 9.6 Reparación de soldaduras defectuosas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-8 9.7 Reparación de penetraciones de conchas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-9

9.8 Adición o sustitución de penetraciones de conchas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-9 9.9 Alteración de las penetraciones de conchas existentes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9-11 9.10 Reparación de fondo del tanque. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-15 9.11 Reparación de techos fijos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-19 9.12 Reparación de techos flotantes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-20 9.13 Reparación o reemplazo de sellos perimetrales de techo flotante. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-20 9.14 Hot Taps. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-21 10 Desmantelamiento y reconstrucción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10-1 10.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10-1 10.2 Limpieza y liberación de gas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10-1 10.3 Métodos de desmantelamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10-1 10.4 Reconstrucción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10-3 10.5 Tolerancias dimensionales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10-5 11 Soldadura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11-1 11.1 Cualificaciones de soldadura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11-1 11.2 Identificación y registros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11-1

11.3 Métodos de soldadura con depósito precalentado o controlado como alternativas al calor posterior a la soldadura Tratamiento (PWHT). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11-1 11.4 Seguridad de soldadura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11-3 12 Examen y prueba. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12-1 12.1 NDE. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12-1 12.2 radiografías . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12-3 12.3 Pruebas hidrostáticas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12-5 12.4 Pruebas de fugas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12-8 12.5 Liquidación medido durante las pruebas hidrostáticas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12-8 13 Marcado y mantenimiento de registros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13-1 13.1 Placas de identificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13-1 13.2 Mantenimiento de registros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13-2 13.3 Certificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13-2  Anexo A (informativo) Antecedentes sobre ediciones anteriores de estándares de tanque de almacenamiento con soldadura API. . . . . . . . . . . . A-1  Anexo B (normativo) Evaluación del asentamiento del fondo del tanque. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-1

Inspección, reparación, alteración y reconstrucción de tanques 1 Alcance 1.1 Introducción 1.1.1 Esta norma abarca tanques de almacenamiento de acero fabricados según  API 650 y su predecesor API 12C. Proporciona los requisitos mínimos para mantener la integridad de tales tanques después de que han sido puestos en servicio y aborda la inspección, la reparación, la alteración, la reubicación y la reconstrucción. 1.1.2 El alcance está limitado a la base del tanque, fondo, cubierta, estructura, techo, accesorios adjuntos y toberas en la cara de la primera brida, primera unión roscada o primera conexión de extremo de soldadura. Muchos de los requisitos de diseño, soldadura, inspección y materiales de la  API 650 pueden aplicarse en la inspección de mantenimiento, clasificación, reparación y alteración de los tanques en servicio. En el caso de aparentes conflictos entre los requisitos de esta norma y API 650 o su predecesor API 12C, esta norma regirá para los tanques que se hayan puesto en servicio. 1.1.3 Esta norma emplea los principios de la API 650; sin embargo, los propietarios / operadores del tanque de almacenamiento, en base a la consideración de la construcción específica y los detalles operativos, pueden aplicar esta norma a

cualquier tanque de acero construido de acuerdo con las especificaciones de un tanque. 1.1.4 Este estándar está destinado a ser utilizado por organizaciones que mantienen o tienen acceso a personal de ingeniería e inspección con formación técnica y experiencia en el diseño, fabricación, reparación, construcción e inspección de tanques. 1.1.5 Esta norma no contiene reglas o directrices para cubrir todas las condiciones variadas que pueden ocurrir en un tanque existente. Cuando no se dan los detalles de diseño y construcción, y no están disponibles en el estándar como construido, se deben usar detalles que proporcionen un nivel de integridad igual al nivel proporcionado por la edición actual de API 650. 1.1.6 Esta norma reconoce los conceptos de evaluación de aptitud para el servicio para evaluar la degradación en servicio de la presión que contiene componentes. API 579-1 / ASME FFS-1, Fitness-For-Service, proporciona procedimientos de evaluación detallados o criterios de aceptación para los tipos específicos de degradación a los que se hace referencia en esta norma. Cuando este estándar no proporciona procedimientos de evaluación específicos o criterios de aceptación para un tipo específico de degradación o cuando esta norma explícitamente permite el uso de criterios de aptitud para el servicio, API 5791 / ASME FFS-1 puede usarse para evaluar los diversos tipos de degradación o requisitos de prueba abordados en esta norma. 1.2 Cumplimiento de este estándar

El propietario / operador tiene la responsabilidad final de cumplir con las disposiciones de esta norma. La aplicación de esta norma está restringida a las organizaciones que emplean o tienen acceso a una agencia de inspección autorizada como se define en 3.3. En caso de que a una parte que no sea el propietario / operador se le asignen ciertas tareas, como reubicar y reconstruir un tanque, los límites de responsabilidad de cada parte serán definidos por el propietario / operador antes de comenzar el trabajo. 1.3 Jurisdicción Si alguna de las disposiciones de este estándar presenta un conflicto directo o implícito con cualquier regulación legal, regirá el reglamento. Sin embargo, si los requisitos de esta norma son más estrictos que los requisitos de la regulación, los requisitos de esta norma regirán. 1.4 Prácticas de trabajo seguras Se hará una evaluación de los riesgos potenciales a los cuales el personal puede estar expuesto al realizar inspecciones internas de tanques, realizar reparaciones o desmontar tanques. Los procedimientos se desarrollarán según el las pautas dadas en API 2015 y API 2217A que incluirán salvaguarda para la salud y seguridad del personal, prevención de incendios y explosiones accidentales y la prevención de daños a la propiedad. La conformidad con los procedimientos de permiso es una práctica de trabajo segura esencial para la protección del personal y la propiedad. Donde la soldadura y el trabajo en caliente están involucrados, la API 2009 establece que "Excepto en áreas específicamente designadas como seguro para trabajos en caliente, se debe obtener

un permiso de trabajo en caliente antes de comenzar cualquier trabajo. trabajo que puede implicar una fuente de ignición ". Véase también API Recommended Practice 2016. Es posible que se deban desarrollar procedimientos especiales para ciertas actividades descritas en esta norma que no están completamente cubiertas por las publicaciones API referenciadas; p.ej. precauciones de seguridad para el personal que accede a los tanques de techo flotante que están en servicio, o gas que libera el lado inferior de un tanque. El Apéndice B de  API 2009 proporciona información breve sobre tanques de inertización. El uso de la inercia como precaución de seguridad debe abordar los riesgos personales que se introducen al usar gas inerte en el lugar de trabajo y la implementación debe hacerse en consulta con especialistas que estén familiarizados con dichos procesos. Finalmente, los procedimientos deben cumplir con las regulaciones de seguridad federales o estatales relacionadas con los "espacios confinados" u otras disposiciones relevantes. Sección 2-Referencias 2.1 Publicaciones referenciadas Los siguientes estándares, códigos, publicaciones y especificaciones se citan en esta norma. La última edición o revisión se usará a menos que se indique lo contrario. Práctica recomendada por la API 579-1 /  ASME FFS-1, Fitness-For-Service Práctica recomendada API 580, Inspección basada en el riesgo

 API estándar 620, diseño y construcción de tanques de almacenamiento de gran tamaño, soldados y de baja presión

 API Norma 2217A, Pautas para un trabajo seguro en espacios confinados inertes en las industrias del petróleo y petroquímica

 API estándar 650, tanques soldados para almacenamiento de aceite

Caldera ASME y Código de recipientes a presión (BPVC) 1, Sección V: Examen no destructivo

Práctica recomendada por la API 651, Protección catódica de tanques de almacenamiento en el suelo. Práctica recomendada por la API 652, Revestimiento de fondos de tanque de almacenamiento de petróleo en el suelo  API estándar 2000, tanques de almacenamiento atmosférico y de baja presión de ventilación: no refrigerados y refrigerados  API Recommended Practice 2003, protección contra igniciones que surgen de estática, rayos y corrientes perdidas Práctica recomendada API 2009, Soldadura segura, corte y prácticas de trabajo caliente en el petróleo y

 ASME BPVC, Sección VIII: Recipientes a presión; División 2: Reglas alternativas  ASME BPVC, Sección IX: Calificaciones de Soldadura y Soldadura  ASNT SNT-TC-1A 2, Calificación de personal y certificación en pruebas no destructivas  ASTM A6 3, especificación estándar para requisitos generales para barras de acero estructural laminado, placas, formas y tablestacas  ASTM A20, especificación estándar para requisitos generales para placas de acero para recipientes a presión

Industrias petroquímicas

 ASTM A36, especificación estándar para el acero estructural de carbono

Estándar API 2015, Requisitos para la seguridad en la entrada y limpieza de tanques de almacenamiento de petróleo

 ASTM A370, Métodos de prueba estándar y definiciones para pruebas mecánicas de productos de acero

Prácticas recomendadas por API 2016, pautas y procedimientos para ingresar y limpiar depósitos de almacenamiento de petróleo

 ASTM A992, especificación estándar para formas de acero estructural

Práctica recomendada por la API 2201, Prácticas seguras de toma de contacto en caliente en las industrias del petróleo y la petroquímica Práctica recomendada de API 2207, preparación de fondos de tanque para trabajo en caliente

 AWS D1.1 4, Código de soldadura estructural-Acero  AWS D1.6, Código de soldadura estructural-Acero inoxidable Norma NACE RP 0205-2005 5, Práctica recomendada para el diseño, fabricación e inspección de tanques para el almacenamiento de la unidad de alquilación

de refinación de petróleo. Ácido sulfúrico gastado a temperaturas ambientales 2.2 Otras referencias  Aunque no se menciona en este estándar, la siguiente publicación puede ser de interés.  API estándar 2610, diseño, construcción, operación, mantenimiento e inspección de instalaciones de terminales y tanques  ANSI / AWS Z49.1, Seguridad en soldadura y corte y procesos afines

3.2 como-construido estándar El estándar (como el estándar API o el estándar UL 5) usado para la construcción del componente del tanque en cuestión. Si no se conoce este estándar, el estándar asbuilt es el estándar que estaba en vigor en la fecha de instalación del componente. Si la fecha de la instalación del componente es desconocida, entonces la norma actual aplicable será considerado como el estándar como construido. Consulte el Anexo A para obtener una lista de los estándares del tanque de almacenamiento con soldadura  API. El estándar utilizado para las reparaciones o alteraciones realizadas después de la construcción original es el estándar como construido solo para esas reparaciones o alteraciones, por lo que puede haber más de un estándar como construido para un tanque. 3.3 agencia de inspección autorizada Una de las siguientes organizaciones que emplean un inspector de tanque de almacenamiento sobre tierra certificado por  API.

Sección 3-Definiciones  A los efectos de esta norma, se aplican las siguientes definiciones. 3.1 modificación Cualquier trabajo en un tanque que cambie sus dimensiones físicas o configuración.

a) La organización de inspección de la  jurisdicción en la que se opera el tanque de almacenamiento de superficie. b) La organización de inspección de una compañía de seguros que tiene licencia o está registrada y escribe un seguro de tanques de almacenamiento sobre el suelo. c) Un propietario / operador de uno o más tanques de almacenamiento de superficie que mantiene una organización de

inspección para actividades relacionadas solo con su equipo y no para los tanques de almacenamiento en superficie destinados a la venta o reventa. d) Una organización independiente o individuo bajo contrato y bajo la dirección de un propietario / operador y reconocido o no prohibido por la jurisdicción en la que se opera el tanque de almacenamiento de superficie. El programa de inspección del propietario / operador proporcionará los controles necesarios para el uso de los inspectores autorizados contratados para inspeccionar los tanques de almacenamiento de superficie.

Un cambio de las condiciones de funcionamiento anteriores que implican diferentes propiedades del producto almacenado, tales como gravedad específica o corrosividad y / o diferentes condiciones de servicio de temperatura y / o presión. 3.8 tanque de control El (los) tanque (s) para los cuales se conocen y documentan las tasas de corrosión y el historial de servicio. 3.9

3.4

tasa de corrosión

inspector autorizado

La pérdida total de metal dividida por el período de tiempo durante el cual ocurrió la pérdida de metal.

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

3.10 zona critica

3.5

La parte del fondo del tanque o placa anular dentro de 3 pulgadas del borde interior de la carcasa, medida radialmente hacia adentro.

punto de ruptura

3.11

El área en el fondo del tanque donde comienza la liquidación.

norma aplicable actual

3.6 tanque candidato El (los) tanque (s) para los cuales no se conocen las tasas de corrosión. 3.7 cambio en el servicio

La edición actual del estándar (como el estándar API o el estándar UL) que se aplica si el tanque se construyó hoy. 3.12 hoja de puerta Una placa (o placas) cortada de un depósito existente para crear una abertura de acceso temporal. Una vez completado el trabajo planificado, la (s) hoja (s) de la puerta se reinstalará o reemplazará.

3.13 examinador Una persona que asiste al inspector realizando un examen no destructivo (NDE) específico en tanques de almacenamiento sobre el suelo y evalúa los criterios de aceptación aplicables, pero no interpreta los resultados de esos exámenes de acuerdo con la API 653, a menos que el propietario / usuario lo capacite y lo autorice específicamente. 3.14 inspección externa Una inspección visual formal, realizada o supervisada por un inspector autorizado, para evaluar todos los aspectos del tanque como sea posible sin suspender operaciones o requerir el apagado del tanque (ver 6.3.2). 3.15 evaluación de aptitud para el servicio Una metodología mediante la cual se evalúan los defectos contenidos en una estructura para determinar la adecuación de la estructura defectuosa para el servicio continuo sin fallas inminentes.

Una prueba realizada con agua, en la que se utiliza la cabeza de fluido estático para producir cargas de prueba. 3.18 inspector Un título abreviado para un inspector de tanques autorizado calificado y certificado de acuerdo con este estándar. 3.19 inspección interna Una inspección formal y completa, supervisada por un inspector autorizado, de todas las superficies internas accesibles del tanque (ver 6.4.1). 3.20 alteración mayor / o reparación mayor Una alteración o reparación que incluye cualquiera de los siguientes: a) instalar una penetración de la cáscara más grande que NPS 12 debajo del nivel de líquido de diseño; b) instalar una penetración inferior dentro de 12 pulgadas de la carcasa;

3.16

c) quitar y reemplazar o agregar una placa de carcasa debajo del nivel de líquido de diseño donde la dimensión más larga de la

golpecito caliente

La placa de repuesto excede 12 pulgadas;

Identifica un procedimiento para instalar una boquilla en la carcasa de un tanque que está en servicio.

d) retirar o reemplazar el material anular de la placa anular donde excede la dimensión más larga de la placa de reemplazo

3.17

12 pulg .;

hydrotest

e) completa o parcial (más de la mitad del espesor de la soldadura), eliminación y reemplazo de más de 12 pulgadas de soldadura vertical que une las placas de la carcasa o la soldadura radial que une el anillo anular de la placa; f) instalar una nueva parte inferior;

para el uso de las disposiciones de cualquiera de los siguientes secciones de este estándar: a) Sección 5.3.2 (basada en la edición de la norma de construcción original del tanque, o mediante pruebas de cupones); b) Sección 5.3.5 (basado en el grosor);

NOTA La instalación de una parte de un nuevo fondo como se describe en 12.3.3.3 no se define como una reparación importante.

c) Sección 5.3.6 (basada en la temperatura más baja del metal de diseño);

g) extracción y reemplazo de parte de la soldadura que une la carcasa al fondo, o al anillo anular de la placa, en exceso de

3.24

las cantidades enumeradas en 12.3.2.5.1 a);

d) Sección 5.3.8 (basado en las curvas de exención).

reconstrucción

h) levantar el caparazón de un tanque.

Cualquier trabajo necesario para volver a armar un tanque que ha sido desmontado y reubicado en un nuevo sitio.

3,21

3.25

operador propietario

organizacion de reconstruccion

La entidad legal que tiene el control y / o la responsabilidad de la operación y el mantenimiento de un almacenamiento existente

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

tanque. 3.22 producto lado El lado del tanque que está en contacto con el producto líquido almacenado. 3.23 dureza reconocida Una condición que existe cuando el material de un componente se considera aceptable

3.26 reparar El trabajo necesario para mantener o restaurar un tanque a una condición adecuada para un funcionamiento seguro. Las reparaciones incluyen reparaciones mayores (ver 3.20) y reparaciones que no son reparaciones mayores. Ejemplos de reparaciones incluyen: a) extracción y reemplazo de material (como el techo, la carcasa o el material inferior, incluido el metal de soldadura) para mantener la integridad del tanque;

b) volver a nivelar y / o levantar el gato de un tanque, fondo o techo;

El lado del fondo del tanque que está en contacto con el suelo.

c) agregar o reemplazar placas de refuerzo (o porciones de las mismas) a las penetraciones existentes de la cáscara;

3.30

d) reparación de fallas, tales como desgarros o ranuras, por trituración y / o surcos, seguido de soldadura.

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

3.27 organización de reparaciones Una organización que cumple con cualquiera de los siguientes: a) un propietario / operador de tanques de almacenamiento sobre la superficie que repara o altera su propio equipo de acuerdo con esta norma; b) un contratista cuyas calificaciones sean aceptables para el propietario / operador de los tanques de almacenamiento de superficie y que realicen reparaciones o alteraciones de acuerdo con este estándar; c) una persona autorizada, aceptada o no prohibida por la jurisdicción, y que realiza reparaciones de acuerdo con esta norma. 3.28 evaluación de servicios similares El proceso mediante el cual se establecen las tasas de corrosión y los intervalos de inspección para un tanque candidato, utilizando las tasas de corrosión y el historial de servicio de un tanque de control con el fin de establecer la próxima fecha de inspección. 3.29 lado del suelo

ingeniero de tanques de almacenamiento

3.31 dureza desconocida Una condición que existe cuando no se puede demostrar que el material de un componente satisface la definición de dureza reconocida.

d) propiedades del producto almacenado tales como gravedad, temperatura y corrosividad específicas; e) temperaturas de diseño del metal en la ubicación de servicio del tanque; f) carga viva del techo externo, viento y cargas sísmicas; g) la base del tanque, el suelo y las condiciones de asentamiento; Sección 4-Idoneidad para el servicio 4.1 General 4.1.1 Cuando los resultados de una inspección de tanques muestran que se ha producido un cambio a partir de la condición física original de ese tanque, se realizará una evaluación para determinar su idoneidad para el uso continuado. 4.1.2 Esta sección proporciona una evaluación de la idoneidad de un tanque existente para un servicio continuo, o para un cambio de servicio, o al tomar decisiones que involucren reparaciones, alteraciones, desmantelamiento, reubicación o reconstrucción de un tanque existente. 4.1.3 La siguiente lista de factores a considerar no es inclusiva para todas las situaciones, ni está destinada a ser un sustituto del análisis de ingeniería y del  juicio requerido para cada situación: a) corrosión interna debida al producto almacenado o a los fondos de agua; b) corrosión externa debido a la exposición ambiental; c) niveles de estrés y niveles de estrés permitidos;

h) análisis químico y propiedades mecánicas de los materiales de construcción; i) distorsiones del tanque existente;  j) condiciones operativas tales como tasas de llenado / vaciado y frecuencia. 4.2 Evaluación del techo del tanque 4.2.1 General 4.2.1.1 La integridad estructural del techo y el sistema de soporte del techo se verificará. 4.2.1.2 Las placas de techo corroídas hasta un espesor promedio de menos de 0.09 pulg. En cualquier área de 100 in.2 o placas de techo con cualquier agujero a través de la placa de techo deben repararse o reemplazarse. 4.2.2 Techos fijos 4.2.2.1 Los miembros del soporte del techo (vigas, vigas, columnas y bases) deben ser inspeccionados para verificar su solidez mediante un método aceptable para el inspector responsable. Las columnas distorsionadas (como las columnas fuera de plomada), corroídas y dañadas se deben evaluar y reparar o reemplazar si es necesario. Se debe prestar especial

atención a la posibilidad de una corrosión interna severa de las columnas de las tuberías (la corrosión puede no estar evidenciada por una inspección visual externa).

los criterios de API 650, Anexo C, para techos flotantes externos y el Anexo H para techos flotantes internos. Sin embargo, la actualización para cumplir con esta norma no es obligatoria.

4.2.2.2 Cuando se requiere una junta frangible de techo a cubierta, evalúe si hay artículos que afecten el cumplimiento de los requisitos bajo API 650, Sección 5.10.2.6.  Algunos ejemplos de algunos elementos para evaluar incluyen la corrosión de la  junta del tanque a la cáscara o

4.2.4 Cambio de servicio

modificación de la junta del tejado a la cubierta del tanque (como el refuerzo de la  junta, la unión de la baranda u otro cambio de área de la junta frangible). 4.2.3 Techos flotantes 4.2.3.1 Las áreas de placas de techo y pontones que exhiben grietas o pinchazos deben repararse o las secciones afectadas reemplazadas. Los agujeros a través de las placas del techo deben repararse o reemplazarse. 4.2.3.2 Las áreas que se enfrentan deben ser evaluadas para determinar la probabilidad de que se produzcan perforaciones previas a la próxima inspección interna programada. De ser así, las áreas afectadas serán reparadas o reemplazadas. 4.2.3.3 Los sistemas de soporte de techo, los sistemas de sellado perimetral, accesorios como una escalera de techo, dispositivos antirrotación, sistemas de drenaje de agua y sistemas de ventilación serán evaluados para las reparaciones o reemplazos necesarios. 4.2.3.4 La orientación para la evaluación de los techos flotantes existentes se basará en

4.2.4.1 Presión interna Todos los requisitos de la norma actual aplicable (por ejemplo, API 650, Anexo F) se considerarán en la evaluación y las posteriores modificaciones en el techo del tanque y la unión de techo a cubierta. 4.2.4.2 Presión externa Según corresponda, la estructura de soporte del techo (si corresponde) y la unión de techo a cubierta deben evaluarse para los efectos de un vacío parcial de diseño. Se usarán los criterios descritos en  API 650, Anexo V. 4.2.4.3 Operación a temperatura elevada Todos los requisitos de API 650, Anexo M, deben considerarse antes de cambiar el servicio de un tanque a operación a temperaturas superiores a 200 ° F. 4.2.4.4 Operación a una temperatura más baja que el diseño original Si la temperatura de funcionamiento se cambia a una temperatura inferior a la del diseño original, se cumplirán los requisitos de la norma actual aplicable para la temperatura más baja. 4.2.4.5 Ventilación normal y de emergencia 4.2.4.5.1 Se considerarán los efectos del cambio en las condiciones de operación (incluido el servicio del producto y las tasas de bombeo) en la ventilación normal y de emergencia.

4.2.4.5.2 Se deben inspeccionar las ventilaciones para un funcionamiento correcto y se debe verificar que las pantallas estén libres de obstrucciones. 4.3 Evaluación del depósito de tanques 4.3.1 General 4.3.1.1 Deben evaluarse los defectos, el deterioro u otras condiciones (por ejemplo, cambio de servicio, reubicación, corrosión mayor a la tolerancia original a la corrosión) que puedan afectar adversamente el desempeño o la integridad estructural de la cáscara de un tanque existente y una determinación con respecto a idoneidad para el servicio previsto. 4.3.1.2 La evaluación de la cáscara del tanque existente deberá ser realizada por un ingeniero de tanques de almacenamiento e incluirá un análisis de la cáscara para las condiciones de diseño previstas, en función del espesor y material existente de la placa de la cáscara. El análisis tomará en consideración todas las condiciones y combinaciones de carga anticipadas, incluida la presión debida a la cabeza estática del fluido, la presión interna y externa, las cargas de viento, las cargas sísmicas, las cargas vivas del techo, las cargas de las toberas, el asentamiento y las cargas de los accesorios. 4.3.1.3 La corrosión de la carcasa se presenta de muchas formas y grados variables de severidad y puede ocasionar una pérdida de metal generalmente uniforme en una superficie grande o en áreas localizadas. También puede ocurrir picaduras. Cada caso debe tratarse como una situación única y una inspección exhaustiva realizada para determinar la naturaleza y el alcance de la corrosión antes de desarrollar un procedimiento de

reparación. La picadura no representa normalmente una amenaza significativa para la integridad estructural general de una concha, a menos que esté presente en forma severa con picaduras muy próximas entre sí. Los criterios para evaluar tanto la corrosión general como las picaduras se definen a continuación. 4.3.1.4 Los métodos para determinar el grosor mínimo de la carcasa adecuado para la operación continua se proporcionan en 4.3.2, 4.3.3 y 4.3.4 (ver la sección 6 para la frecuencia de la inspección). 4.3.1.5 Si no se pueden cumplir los requisitos de 4.3.3 (soldados) o 4.3.4 (remachados), se repararán las áreas corroídas o dañadas, o se reducirá el nivel de líquido permisible del tanque o se retirará el tanque. El nivel de líquido permisible para el uso continuo de un tanque puede establecerse utilizando las ecuaciones para un grosor mínimo aceptable (ver 4.3.3.1 y 4.3.4.1) y resolviendo la altura, H. El grosor real, determinado por inspección, menos El límite de corrosión se utilizará para establecer el límite de nivel de líquido. El nivel máximo de líquido de diseño no debe excederse. 4.3.2 Determinación de espesor real 4.3.2.1 Para determinar los espesores de control en cada curso de la cáscara cuando hay áreas corroídas de un tamaño considerable, los espesores medidos deben promediarse de acuerdo con el siguiente procedimiento (ver Figura 4.1). a) Para cada área, el inspector autorizado determinará el espesor mínimo, t2, en cualquier punto de la zona corroída,

excluyendo pozos ampliamente dispersos (ver 4.3.2.2). b) Calcule la longitud crítica, L:, pero no más de 40 pulg. donde L es la longitud vertical máxima, en pulgadas, sobre la cual se supone que las tensiones del aro "promedian" alrededor de las discontinuidades locales; NOTA La longitud vertical real del área corroída puede exceder a L. D es el diámetro del tanque, en pies; t2 es el espesor mínimo, en pulgadas, en un área de corrosión, excluyendo los pozos. c) El inspector autorizado deberá determinar visualmente o de otro modo qué plano vertical (s) en el área es probable que sea el más afectado por la corrosión. Las mediciones del perfil se tomarán a lo largo de cada plano vertical para una distancia, L. En el plano o planos, determine el espesor promedio más bajo, t1, promediada sobre una longitud de L, usando al menos cinco mediciones equidistantes sobre la longitud L. d) Ver 4.3.3.1 para valores mínimos permitidos para t1 y t2. También se considerarán las cargas adicionales en 4.3.3.4. e) Los criterios para la operación continua son los siguientes: i) el valor t1 será mayor o igual a tmin (ver 4.3.3 o 4.3.4), sujeto a la verificación de todas las demás cargas enumeradas en 4.3.3.5; ii) el valor t2 será mayor o igual al 60% de tmin; y

iii) cualquier tolerancia a la corrosión requerida para el servicio hasta el momento de la próxima inspección se agregará a tmin y al 60% de tmin. 4.3.2.2 Los pozos ampliamente dispersos pueden ignorarse siempre que: a) no se obtienen profundidades de pozo, ya que el espesor de la capa restante es inferior a la mitad del grosor mínimo de la capa de tanque aceptable, excluyendo el margen de corrosión; y b) la suma de sus dimensiones a lo largo de cualquier línea vertical no supera los 2 pulg. en un 8 pulg. longitud (ver Figura 4.2). 4.3.3 Cálculo de espesor mínimo para el depósito del tanque soldado NOTA En general, el espesor mínimo aceptable (tmin) para todo un curso de concha se determina usando 4.3.3.1 a) con H determinado en la parte inferior de cada curso de concha y los resultados utilizados como base para juzgar la idoneidad para el servicio continuo para el tanque. Si se identifican áreas localmente delgadas o si se investigan áreas específicas (como para la instalación de una boquilla), se puede usar el método de 4.3.3.1 b) para completar la evaluación con H determinado para esa ubicación particular. 4.3.3.1 El grosor mínimo aceptable de la placa de cubierta para el servicio continuo se determinará mediante uno o más de los métodos indicados en este documento. Estos métodos están limitados a tanques con diámetros iguales a 200 pies o menos. a) Al determinar el grosor mínimo aceptable para un curso de concha completo, tmin se calcula de la siguiente manera:

b) Al determinar el grosor mínimo aceptable para cualquier otra porción de un curso de concha (como un área localmente adelgazada o cualquier otra ubicación de interés), tmin se calcula de la siguiente manera: donde tmin es el grosor mínimo aceptable, en pulgadas para cada curso calculado a partir de la ecuación anterior; sin embargo, tmin no debe ser inferior a 0.1 pulg. para cualquier curso de tanques; D es el diámetro nominal del tanque, en pies (pies); H es la altura desde el fondo del curso de la cubierta bajo consideración hasta el nivel máximo de líquido cuando evaluación de un curso de concha completo, en pies (pies); o es la altura desde el fondo de la longitud L (ver 4.3.2.1) desde el punto más bajo de la parte inferior de L del área localmente adelgazada al nivel máximo de líquido, en pies (pies); o es la altura desde el punto más bajo dentro de cualquier ubicación de interés hasta el nivel máximo de líquido, en pies (pies); G es la gravedad específica más alta de los contenidos; es la tensión máxima admisible en libras por pulgada cuadrada (lbf / in.2); use el menor de 0.80Y o 0.429T para el curso inferior y segundo; use el menor de 0.88Y o 0.472T para todos los demás cursos. Se muestran las tensiones admisibles de la cáscara en la Tabla 4.1 para los materiales enumerados en las ediciones actuales y anteriores de API 12C y API 650;

NOTA para los tanques reconstruidos, S estará de acuerdo con la norma vigente vigente; Y es la resistencia mínima de fluencia especificada de la placa; use 30,000 lbf / in.2 si no se conoce; T es la menor de la resistencia a la tracción mínima especificada de la placa o 80,000 lbf / in.2; use 55,000 lbf / in.2 si no se conoce; E es la eficiencia conjunta original para el tanque. Use la Tabla 4.2 si se desconoce la E original. E = 1.0 cuando se evalúa el espesor de retirada en una placa corroída, cuando se aleja de las soldaduras o juntas por lo menos en un espesor mayor de 1 pulgada o dos veces. 4.3.3.2 Si el tanque será sometido a prueba hidrostática, la altura de prueba hidrostática, Ht, estará limitada por uno o más de los siguientes métodos. El tanque no debe llenarse por encima del nivel determinado por el valor menor de Ht determinado a continuación. a) Después de determinar el espesor de control de todo un curso de concha, Ht calculó de la siguiente manera: b) Después de determinar el espesor de control en 4.3.2.1 para un área localmente adelgazada, o en cualquier otro lugar de interés dentro de un curso de cubierta, Ht se calcula de la siguiente manera: dónde Ht es la altura desde el fondo del curso del cascarón en consideración a la altura de prueba hidrostática cuando se evalúa un curso completo de cascarón en pies; o es la altura desde la parte inferior de la longitud, L, (ver 4.3.2.1) para el área más

severamente adelgazada en cada recorrido de la cáscara hasta la altura de la prueba hidrostática en pies; o es la altura desde el punto más bajo dentro de cualquier otra ubicación de interés para la altura de la prueba hidrostática en pies;

StEtmin

St es el máximo esfuerzo de prueba hidrostático admisible en libra de fuerza por pulgada cuadrada (lbf / in.2); use el menor de 0.88Y o 0.472T para los cursos inferiores y segundos; use el menor de 0.9Y o 0.519T para todos los demás cursos.

StEtmin

NOTA 1 Dependiendo de la gravedad específica del contenido utilizado para determinar tmin, Ht puede ser menor que H. Probar el tanque a H puede producir el área corroída. NOTA 2 Si Ht es menor que H, el propietario / operador deberá determinar la consecuencia y la aceptabilidad de operar el tanque en H, su nivel máximo de líquido de diseño. Las reparaciones a las secciones de la cubierta por encima de Ht deberán cumplir con los requisitos de 12.3.2. NOTA 3 Para los tanques reconstruidos, St se ajustará a la norma vigente vigente. 4.3.3.3 Alternativamente, el grosor mínimo aceptable de la placa de cubierta para tanques con diámetros iguales o inferiores a 200 pies puede calcularse de acuerdo con el método del punto de diseño variable en  API 650, 5.6.4, sustituyendo "S × E" por "S "; E y S pueden definirse como en 4.3.3.1. 4.3.3.4 El método del punto de diseño variable se usará para tanques de más de 200 pies de diámetro, con todas las variables definidas como en 4.3.3.1. Ht

2.6D = --------------- + 1 Ht

2.6D = --------------Copyright American Petroleum Institute Proporcionado por IHS bajo licencia con  API Licensee = Subcuenta revisada de la Universidad de Texas / 5620001114 No se permite reproducción ni conexión a redes sin licencia de IHS No para reventa, 12/24/2014 20:25:43 MST - `,,` `` ``, `` `` `,` ``, `,,`, `,,`, -`-`,,` ,, `,` ,, `--- -Tabla 4.1: Tensiones Máximas Permitidas de la Shell (No se debe usar para Tanques Reconstruidos, Ver Nota 6) NOTA 1 ASTM A7, ASTM A9, ASTM A10 y  ASTM A442 son especificaciones de materiales ASTM obsoletas anteriormente enumeradas en API 12C y API 650. NOTA 2 Los valores de esfuerzo de fluencia y resistencia a la tracción que se muestran son por API 653 para material ASTM soldado de origen desconocido. NOTA 3 Esta disposición es para tanques remachados, construidos de cualquier clase de material, evaluados según 4.3.4.1 de este estándar. NOTA 4 Esta disposición es para tanques remachados, construidos con grados conocidos de material, evaluados según 4.3.4.2 de esta norma. Para todos los

cursos, la tensión de la cáscara máxima admisible para las condiciones del producto y de la prueba hidrostática se enumeran en la columna para la tensión de producto admisible, S.

e) cargas externas causadas por tuberías, equipos montados en tanques, sujetadores, etc.

NOTA 5 Esta disposición es para tanques remachados, construidos con grados desconocidos de material, evaluados según 4.3.4.2 de esta norma.

g) cargas debidas a la liquidación.

NOTA 6 Las tensiones admisibles para los tanques reconstruidos se tabulan en la API 650, la Tabla 5-2a o 5-2b o se calcula según 8.4 de esta norma. NOTA 7 Las tensiones admisibles se calculan según 4.3.3.1 y 4.3.3.2 de esta norma, a menos que se indique lo contrario. El calculado admisible las tensiones se redondean a las 100 lbf / in.2 más cercanas. Tabla 4.2-Eficiencias conjuntas para juntas soldadas 4.3.3.5 Las determinaciones de espesor de 4.3.3.1, 4.3.3.2 y 4.3.3.3 consideran la carga líquida solamente. Todas las demás cargas también deben evaluarse de acuerdo con el estándar de construcción original; y el juicio de ingeniería se usará para evaluar diferentes condiciones o nueva información. Según corresponda, se tendrán en cuenta las siguientes cargas: a) pandeo inducido por el viento; b) cargas sísmicas; c) operación a temperaturas superiores a 200 ° F; d) presión externa inducida por vacío;

f) vuelco inducido por el viento;

4.3.3.6 Como alternativa a los procedimientos descritos anteriormente, cualquier adelgazamiento de la cáscara del tanque por debajo del grosor de pared mínimo requerido debido a la corrosión u otro desperdicio puede evaluarse para determinar la adecuación para el servicio continuo empleando el diseño mediante los métodos de análisis definidos en la Sección VIII , División 2, Apéndice 4 del Código  ASME; o API 579-1 / ASME FFS-1, Sección 4, Sección 5 o Sección 6, según corresponda. Cuando se utilicen los criterios de ASME, el valor de tensión utilizado en el diseño del tanque original se sustituirá por el valor de Sm de la División 2, si el esfuerzo de diseño es menor o igual al menor de 2/3Y (resistencia mínima de fluencia especificada) o 1 / 3T (resistencia mínima a la tracción especificada). Si el esfuerzo de diseño original es mayor a 2 / 3Y o 1/3T, entonces el menor de 2 / 3Y o 1 / 3T será sustituido por Sm. 4.3.4 Cálculo de espesor mínimo para el tanque del tanque remachado 4.3.4.1 El espesor mínimo aceptable para las cáscaras de los tanques remachados se calculará utilizando la ecuación de 4.3.3.1, excepto que se usarán los siguientes criterios de esfuerzo admisible y las eficiencias conjuntas: S es 21,000 lbf / in.2; E es 1.0 para la placa de carcasa 6 pulgadas o más lejos de los remaches.

Consulte la Tabla 4.3 para conocer las eficiencias conjuntas para ubicaciones dentro de 6 pulgadas de remaches. 4.3.4.2 Las eficiencias de las juntas del remache que figuran en la Tabla 4.3 son mínimos conservadores para los detalles de construcción del tanque remachado y se incluyen para simplificar las evaluaciones del tanque remachado. Sin embargo, en algunos casos puede ser ventajoso calcular las eficiencias reales de las articulaciones del remache usando métodos computacionales aplicables a las articulaciones remetadas y de tipo extremo. Cuando se utiliza esta alternativa de eficiencias conjuntas calculadas, se aplicarán las siguientes tensiones máximas admisibles: a) para el esfuerzo de tracción máximo en la sección neta de la placa, use el menor de 0.80Y o 0.429T; use 21,000 lbf / in.2 si T o Y es desconocido; b) para la cizalladura máxima en la sección neta del remache, use 16,000 lbf / in.2; c) para el máximo esfuerzo de rodadura en placas o remaches, use 32,000 lbf / in.2 para remaches en una sola cizalladura, y 35,000 lbf / in.2 para remaches en doble cizalladura. 4.3.4.3 Para tanques con juntas remachadas, se considerará si la corrosión afecta tales juntas y en qué medida. Si los cálculos muestran que existe exceso de grosor, este exceso puede tomarse como tolerancia a la corrosión. 4.3.4.4 Las cargas no líquidas (ver 4.3.3.5) también se considerarán en el análisis de tanques remachados.

4.3.5 Distorsiones 4.3.5.1 Las distorsiones de la carcasa incluyen áreas fuera de redondez, con hebillas, puntos planos, y picos y bandas en las juntas soldadas. 4.3.5.2 Las distorsiones de las cáscaras pueden ser causadas por muchas condiciones, como asentamiento de la cimentación, sobrepresión o depresión, viento fuerte, mala fabricación de cáscara o técnicas de reparación, etc. 4.3.5.3 Las distorsiones de Shell se evaluarán de manera individual para determinar si las condiciones específicas se consideran aceptables para el servicio de tanque continuo y / o el grado de acción correctiva. 4.3.6 Deficiencias Los defectos tales como grietas o laminaciones deben ser examinados y evaluados a fondo para determinar su naturaleza, extensión y necesidad de reparación. Si se necesita una reparación, se debe desarrollar e implementar un procedimiento de reparación. El requisito de reparar cicatrices tales como golpes de arco, gubias o lágrimas de soldaduras de fijación temporales debe evaluarse caso por caso. Se eliminarán las grietas en la soldadura de cáscara a cáscara. 4.3.7 Vigas de viento y rigidizadores de carcasa La evaluación de un depósito de tanque existente para la idoneidad para el servicio también debe considerar los detalles y el estado de cualquier vigas de viento o rigidizadores de concha. La degradación por corrosión de estos elementos estructurales o sus soldaduras de fijación a

la carcasa pueden hacer que estos elementos sean inadecuados para las condiciones de diseño. 4.3.8 soldaduras de Shell El estado de las soldaduras de la cisterna del tanque se evaluará en cuanto a la idoneidad para el servicio, utilizando los criterios de este estándar, el estándar como construido o la evaluación del servicio de aptitud física. Se evaluará cualquier defecto o deterioro, como la corrosión o picaduras de las soldaduras existentes. De ser necesario, se establecerán procedimientos de reparación apropiados o se volverá a evaluar la altura de llenado segura del tanque. Algunos defectos típicos con soldadura a tope y procedimientos recomendados para reparaciones se dan en 9.6. 4.3.9 Penetraciones de Shell 4.3.9.1 La condición y los detalles de las penetraciones de la cáscara existentes (boquillas, huecos, aberturas de limpieza, etc.) se deben revisar al evaluar la integridad de una cáscara de tanque existente. Detalles tales como el tipo y la extensión del refuerzo, el espaciamiento de la soldadura y el espesor de los componentes (placa de refuerzo, cuello de la boquilla, brida de empernado y placa de cubierta) son consideraciones importantes y deben revisarse para la adecuación estructural y el cumplimiento del estándar construido. Las soldaduras existentes en la cubierta del tanque que no deben ser modificadas o afectadas por reparaciones y están más cerca de lo requerido por la API 650 (Séptima Edición o posterior) son aceptables para el servicio continuo si las soldaduras son examinadas por el método de partículas magnéticas y no tienen

defectos rechazables o indicaciones La molienda para eliminar defectos de soldadura es admisible si el perfil resultante satisface los requisitos de espesor de base y de soldadura. Las reparaciones de soldadura no se pueden usar para aceptar espacios de soldadura. más cerca de lo permitido por la API 650 (Séptima Edición o posterior), excepto lo permitido por 9.10.2.7. Cualquier otro incumplimiento, o deterioro debido a la corrosión, debe ser evaluado y los procedimientos de reparación establecidos cuando sea apropiado o el tanque reajustado, según sea necesario. 4.3.9.2 El grosor de la pared de la boquilla se evaluará para la presión y todas las demás cargas. 4.3.10 Operación a temperaturas elevadas Los tanques de construcción soldada que operen a temperaturas elevadas (superiores a 200 ° F, pero menos de 500 ° F) deberán evaluarse en cuanto a la adecuación del servicio. Los requisitos de esta sección se basan en parte en los requisitos de API 650, Anexo M. 4.3.10.1 Operación Continua a Temperaturas Elevadas 4.3.10.1.1 Los tanques existentes que fueron originalmente diseñados y construidos según los requisitos de la API 650, Anexo M-1a o M-1b, deben ser evaluados para el servicio continuo, de la siguiente manera. a) El caparazón del tanque se evaluará de conformidad con 4.3.3, excepto que el esfuerzo admisible (S) para todos los recorridos del caparazón no deberá exceder 0.80Y. El valor de Y se tomará como el

límite de fluencia especificado mínimo del material de la cubierta multiplicado por el factor de reducción de la resistencia del límite de API 650, Tabla M-1. Cuando se desconoce la resistencia mínima especificada para el rendimiento del material de la cáscara, la evaluación se basará en un valor supuesto de 30,000 lbf / in.2. b) Si el material de la placa inferior en la zona crítica se ha reducido en grosor más allá de las disposiciones del original la tolerancia de corrosión del fondo del tanque, si corresponde, la junta de cáscara a fondo debe evaluarse para temperatura elevada, líquido ciclos de cabeza y térmica. Se puede usar la técnica de análisis simplificada recomendada en API 650, Sección M.4. para satisfacer este requisito. 4.3.10.1.2 Los tanques de servicio de temperatura elevada existentes que no fueron diseñados y construidos originalmente para la los requisitos de la API 650, Anexo M, pero tienen un historial de operación exitoso, se evaluarán para continuar servicio como se señala en 4.3.10.1.1. Si el diámetro del tanque supera los 100 pies y el tanque no se construyó con una soldadura a tope anillo anular, se requiere un análisis de la zona crítica [ver 4.3.10.1.1 b)]. Además, el máximo funcionamiento la temperatura no debe exceder las temperaturas a las que el tanque ha funcionado con éxito en el pasado.

4.3.10.2 Conversión a la operación a temperaturas elevadas Los tanques existentes que no fueron diseñados y construidos originalmente a los requisitos del API 650, Anexo M serán evaluado para un cambio en el servicio a temperaturas elevadas como sigue. a) El caparazón del tanque se evaluará de conformidad con API 650, Anexo M. Las presiones admisibles del caparazón de este estándar (API 653) no se usará. b) La necesidad de un anillo anular soldado a tope debe determinarse de conformidad con API 650, Anexo M e instalado si necesario. c) La junta de cáscara a base debe evaluarse en cuanto a las condiciones de fatiga. Además, la adecuación de la placa inferior El material en la zona crítica se basará en los requisitos de esta norma. 4.4 Evaluación del fondo del tanque 4.4.1 General Las estrategias de inspección del fondo del tanque deben proporcionar datos adecuados que, cuando se usan con los procedimientos en este estándar, determinará la integridad del fondo del tanque necesaria para evitar la fuga de fluidos que pueden causar daño ambiental. Cada aspecto de los fenómenos de corrosión y otros posibles mecanismos de fugas o fallas

ser examinado. La evaluación periódica de la integridad del fondo del tanque se realizará además de la evaluación interna

d) las tensiones colocadas en las placas inferiores por las cargas de soporte del techo y el asentamiento de la cubierta;

inspecciones especificadas en 6.4. El período de evaluación será menor o igual al correspondiente interno

e) corrosión de la parte inferior (normalmente en forma de picaduras);

intervalo de inspección indicado en 6.4.2. El uso de pruebas de detección de fugas o sistemas de monitoreo (como dobles fondos o revestimientos debajo de fondos de tanques con tuberías de detección de fugas) satisfarán el requisito de evaluación periódica entre inspecciones internas El asentamiento excesivo de cimientos de los tanques de almacenamiento puede afectar la integridad de las cáscaras y fondos de los tanques. Por lo tanto, monitorear el comportamiento de asentamiento de los tanques es una práctica reconocida para evaluar la integridad de los fondos de los tanques. Ver

f) drenaje inadecuado que provoca que el agua superficial fluya debajo del fondo del tanque; g) la falta de un anillo de placa anular cuando sea necesario; h) asentamiento desigual que da como resultado altas tensiones localizadas en las placas inferiores; i) las columnas de soporte del techo u otros soportes soldados al fondo del tanque donde no se hizo suficiente margen para el movimiento;  j) almohadillas de cimentación de roca o grava con vacíos superficiales inadecuadamente llenos; k) relleno no homogéneo debajo del fondo del tanque (por ejemplo, un trozo de arcilla en una almohadilla de base de arena);

 Anexo B para técnicas para evaluar la liquidación del fondo del tanque.

l) sumideros inadecuadamente compatibles.

4.4.2 Causas de falla en el fondo

4.4.3 Sistemas de prevención de liberación de fondo del tanque (RPS)

La siguiente lista da algunas causas históricas de pérdida o falla en el fondo del tanque que se considerarán en la decisión de alinear, reparar o reemplazar un fondo del tanque: a) picaduras internas y picaduras en el servicio previsto; b) corrosión de las juntas de soldadura (soldadura y zona afectada por el calor); c) historial de grietas de juntas soldadas;

 API admite el uso de un sistema de prevención de versiones (RPS) para mantener la integridad de los fondos de los tanques. El término RPS se refiere al conjunto de normas API y prácticas recomendadas que están diseñadas para mantener la integridad del tanque y proteger así el medio ambiente. Con respecto a los fondos del tanque, estos incluyen: inspección interna del fondo del tanque; sistemas de detección de fugas y

pruebas de fugas del tanque; instalando protección catódica para la parte inferior del fondo del tanque; revestimiento del fondo del interior del tanque; proporcionar una barrera de prevención de liberación (RPB) debajo del fondo del tanque; o alguna combinación de estas medidas, según el entorno operativo y el servicio del tanque. 4.4.3.1 Inspección interna La inspección interna del fondo del tanque tiene como objetivo evaluar la integridad actual del fondo e identificar las condiciones del problema que pueden conducir a una pérdida futura de integridad. Las técnicas de inspección interna, como el monitoreo de asentamientos en el fondo, y las consideraciones para determinar la frecuencia de inspección apropiada, se encuentran en 4.4.6, Sección 6, Anexo B,  Anexo C y en otros lugares. 4.4.3.2 Sistemas de detección de fugas y pruebas de fugas Los sistemas de detección de fugas de tanques y las pruebas de fugas están destinados a identificar, cuantificar y / o localizar una falla en la integridad del fondo del tanque que no es detectable visualmente ni a través de la conciliación del inventario. La detección de fugas puede ser integral al diseño del tanque, ya sea construido o modificado (por ejemplo, RPB con monitoreo intersticial) o puede funcionar por separado (por ejemplo, monitoreo de vapor de suelo y marcador químico); puede ser operado por el propietario del tanque o como una prueba o servicio de un tercero; y puede detectar fugas de forma continua o periódica. Los sistemas de detección de fugas de tanques y los métodos de prueba se enumeran y discuten en la API 575.

4.4.3.3 Protección catódica Los sistemas de protección catódica están destinados a mitigar la corrosión de las superficies de acero en contacto con el suelo, como la parte inferior de los fondos del tanque. La API 651 cubre una base de selección para sistemas de protección catódica. 4.4.3.4 Protección interna del revestimiento Los revestimientos internos y revestimientos para el lado superior del fondo del tanque están destinados a mitigar la corrosión al proporcionar una barrera entre el fondo del tanque y las fuentes de corrosión. Los revestimientos y recubrimientos aplicados para superficies internas de fondos de tanques están cubiertos por la API 652. 4.4.3.5 Liberación de las barreras de prevención (RPB) Un RPB incluye fondos de acero, materiales sintéticos, revestimientos de arcilla, almohadillas de hormigón y todas las demás barreras o combinaciones de barreras colocadas en el fondo o debajo de un tanque, que tienen la función de: 1) evitando el escape del material liberado, y 2) que contiene o canaliza el material liberado para la detección de fugas. El diseño de RPB está cubierto en detalle en el Anexo I de la API 650. La sustitución de los fondos de los tanques se cubre en 9.10.2. Si se toma una decisión para reemplazar un fondo existente, la API admite la evaluación de la instalación de un RPB o el uso continuado de un RPS. La evaluación debe

considerar la efectividad de otros controles RPS, el producto almacenado, la ubicación del tanque y las sensibilidades ambientales. 4.4.4 Mediciones de espesor de la placa inferior Se encuentran disponibles varios métodos para determinar la corrosión del suelo de la placa inferior del tanque. Los métodos varían en la medida en que pueden medir de forma fiable la corrosión general y las picaduras. Se puede requerir una combinación de estos métodos junto con técnicas de extrapolación y análisis para establecer las condiciones probables de todo el fondo del tanque. Flujo magnético Las herramientas de fuga (MFL) se usan comúnmente, junto con herramientas de medición de espesor por ultrasonidos (UT), para examinar los fondos del tanque. Las técnicas de medición por espesores ultrasónicos se usan con frecuencia para confirmar y cuantificar más los datos obtenidos mediante el examen MFL, pero estas técnicas pueden no requerirse según el procedimiento y la aplicación específicos. La calidad de los datos obtenidos tanto de MFL como de las técnicas de espesor por ultrasonidos depende del personal, el equipo y los procedimientos. El anexo G puede usarse para proporcionar orientación en el personal calificado y los procedimientos para obtener datos de espesor. 4.4.5 Espesor mínimo para la placa inferior del tanque La cuantificación del espesor restante mínimo de los fondos de los tanques en función de los resultados de la medición se puede hacer por el método descrito en

4.4.5.1. Se pueden usar otros enfoques como el método probabilístico en 4.4.5.2. 4.4.5.1 Un método aceptable para calcular el grosor mínimo mínimo aceptable para todo el fondo o partes del mismo es el siguiente: MRT = (Mínimo de RTbc o RTip) - O (StPr + UPr) dónde MRT es el grosor mínimo restante al final del intervalo. Or. Este valor debe cumplir con los requisitos de Tabla 4.4 y 4.4.5.4 y 4.4.6; O bien, el intervalo de funcionamiento en servicio (años para la próxima inspección interna) no excede el permitido por 6.4.2; RTbc es el grosor restante mínimo de la corrosión del lado inferior después de las reparaciones; RTip es el grosor restante mínimo de la corrosión interna después de las reparaciones; StPr es la tasa máxima de corrosión no reparada en la parte superior. StPr = 0 para áreas recubiertas del fondo. La vida esperada del recubrimiento debe ser igual o superior a O para usar StPr = 0; UPr es la tasa máxima de corrosión en el lado inferior. Para calcular la tasa de corrosión, use el espesor restante mínimo después de las reparaciones. Asuma una tasa lineal basada en la edad de los tanques. UPr = 0 para áreas que tienen protección catódica efectiva. NOTA 1 Para las áreas de un fondo que han sido escaneadas por el proceso de fuga de flujo magnético (o exclusión), y no

tienen una protección catódica efectiva, el espesor usado para calcular UPr debe ser el menor del umbral MFL o el grosor mínimo de corrosión áreas que no se reparan El umbral MFL se define como el espesor restante mínimo que se debe detectar en las áreas examinadas. Este valor debe ser predeterminado por el propietario del tanque en función del intervalo de inspección deseado. Las áreas de corrosión del lado inferior que se reparan deben evaluarse con la tasa de corrosión para el área reparada a menos que se haya eliminado la causa de la corrosión. La evaluación se realiza utilizando la tasa de corrosión del área reparada para UPr, y agregando el grosor de la placa de parche (si se usa) al término "mínimo de RTbc o RTip". NOTA 2 La corrosión de la placa inferior incluye la pérdida de metal de la corrosión aislada o general. 4.4.5.2 Para el método probabilístico, se hace un análisis estadístico de los datos de espesor de las mediciones (ver 4.4.6) que proyectan el espesor restante, en base a la exploración de muestra del fondo. 4.4.5.3 Si los espesores mínimos del fondo, al final del período de operación en servicio, se calculan como menores que los espesores mínimos de renovación del fondo indicados en la Tabla 4.4, o menos que los espesores mínimos de renovación del fondo que proporcionen un riesgo aceptable según se determine por una evaluación RBI por 6.4.2.2.2, el fondo se alineará, reparado, reemplazado o el intervalo para la siguiente inspección interna acortado. 4.4.5.4 A menos que se realice un análisis de esfuerzo, el grosor mínimo de la placa

inferior en la zona crítica del fondo del tanque definido en 9.10.1.2 será menor de la mitad del grosor original de la placa inferior (sin incluir la tolerancia original a la corrosión) o 50% de tmin del curso inferior de la cáscara según 4.3.3.1 pero no menos de 0.1 in. Las picaduras aisladas no afectarán de manera apreciable la resistencia de la placa. 4.4.5.5 La reparación de las picaduras internas, cuando se realiza para extender el período de servicio en servicio, debe ser mediante soldadura de pozo, soldadura por superposición o parches de vueltas, seguido de inspección y prueba. La extensión de las reparaciones de soldadura está limitada en la zona crítica de acuerdo con 9.10.1.2. 4.4.5.6 El tratamiento de picaduras en el fondo mediante el uso de reparaciones no soldadas (por ejemplo, recubrimientos, calafateo) no puede usarse para aumentar RTip para calcular MRT. 4.4.5.7 El espesor de la proyección de la placa inferior más allá de la cubierta, medida a la altura de la punta de la soldadura de filete de abajo hacia abajo, no debe ser inferior a 0.1 pulg. La proyección de la placa inferior más allá de la punta exterior de la la cáscara de soldadura de cáscara a cáscara debe tener al menos 3/8 pulg. 4.4.6 Espesor mínimo para anillo de placa anular 4.4.6.1 Debido a los requisitos de resistencia, el espesor mínimo del anillo anular de la placa es generalmente mayor a 0.10 in. Las picaduras aisladas no afectarán de manera apreciable la resistencia de la placa. A menos que se realice un análisis de esfuerzo, el grosor de la placa anular

deberá estar de acuerdo con 4.4.6.2 o 4.4.6.3, según corresponda. 4.4.6.2 Para los tanques en servicio con un peso específico del producto inferior a 1.0, que requieren placas anulares para otras consideraciones de carga sísmica, el espesor de las placas anulares no debe ser menor que el grosor indicado en Tabla 4.5, más cualquier cantidad especificada de corrosión. La interpolación está permitida dentro de la Tabla 4.5 basada en el estrés de la cubierta determinada por la Nota b de la Tabla 4.5. 4.4.6.3 Para los tanques en servicio con un peso específico del producto de 1.0 o mayor, que requieren placas anulares para otras consideraciones de carga sísmica, el espesor de las placas anulares debe estar de acuerdo con API 650, Tabla 5-1a o 5-1b , más cualquier cantidad especificada de corrosión. La interpolación está permitida dentro de la API 650, Tabla 5-1a o 5-1b en función del estrés de la cubierta determinada por la Nota b de la API 650, Tabla 5-1. 4.4.6.4 Para tanques que utilizan placas anulares espesadas para consideraciones sísmicas, se debe realizar una evaluación sísmica de acuerdo con los requisitos del estándar construido, usando el espesor real de la placa anular existente. 4.4.6.5 Para el espesor y la proyección de la placa anular más allá del caparazón, ver 4.4.5.7. 4.5 Evaluación de la Fundación Tanque 4.5.1 General 4.5.1.1 Las causas principales del deterioro de la base son: asentamiento, erosión, agrietamiento y deterioro del hormigón

iniciado por: calcinación, ataque por agua subterránea, ataque por heladas y ataque por álcalis y ácidos. Para garantizar la idoneidad para el servicio, todas las cimentaciones de los tanques deben inspeccionarse periódicamente (ver 6.3). 4.5.1.2 A continuación se describen brevemente algunos mecanismos de deterioro del concreto. a) El calcinado (pérdida de agua de hidratación) puede ocurrir cuando el concreto ha estado expuesto a temperaturas suficientemente altas durante un período de tiempo. Durante los períodos de enfriamiento intermedio, el concreto puede absorber la humedad, hincharse, perder fuerza y agrietarse. b) El deterioro del hormigón expuesto al agua subterránea puede ser causado por un ataque químico, por cambios cíclicos en la temperatura y por la congelación de la humedad. c) La expansión de la humedad de congelación en concreto poroso, o en concreto con grietas menores de asentamiento o grietas de temperatura, puede causar astillas y / o el desarrollo de grietas estructurales serias. d) Los álcalis de tipo sulfato, y en menor medida, los cloruros, pueden actuar de forma corrosiva para destruir la unión del hormigón. e) Las grietas de temperatura (grietas finas de ancho uniforme) no afectan seriamente la resistencia de la estructura de cimentación de concreto; sin embargo, estas grietas pueden ser puntos de acceso potenciales para la filtración de humedad o agua que eventualmente podrían provocar la corrosión del acero de refuerzo.

4.5.1.3 Cuando se va a usar un tanque a temperatura elevada [> 93 ° C (200 ° F)], se considerarán las disposiciones de la API 650, Sección B.6 en la evaluación de la idoneidad para el servicio del tanque Fundación. 4.5.2 Reparación o reemplazo de cimientos 4.5.2.1 Si hay una necesidad de reemplazo o instalación de cimentación, el nuevo perfil de cimentación debe cumplir con la tolerancia en 10.5.6. De manera alternativa, si la nueva base se va a construir hasta el fondo, no se requiere cambiar la nivelación del tanque si es revisado y aprobado por un ingeniero de tanques de almacenamiento considerando la plomada de la cáscara, la presencia o ausencia de distorsión de la cáscara y el original Nivel de construcción que justifica dejar el tanque en el estado actual de nivelación. 4.5.2.2 Las almohadillas de hormigón, las paredes anulares y los pilares, que muestren evidencia de desprendimientos, grietas estructurales o deterioro general, deben repararse para evitar que el agua entre en la estructura de concreto y corroer el acero de refuerzo. 4.5.3 Tornillos de anclaje La distorsión de los pernos de anclaje y el agrietamiento excesivo de las estructuras de hormigón en las que están incrustados pueden ser indicaciones de asentamiento de cimentación serio o de un estado de elevación de sobrepresión del tanque. Sección 5: Consideraciones de Fractura Frágil 5.1 General Esta sección proporciona un procedimiento para la evaluación de los tanques

existentes para la idoneidad para la operación continua o el cambio de servicio con respecto al riesgo de fractura frágil y no complementa o reemplaza los requisitos de la Sección 12 para el examen y las pruebas de las pruebas hidrostáticas de reparados Tanques modificados o reconstruidos. El procedimiento se aplica tanto a los tanques soldados como remachados; sin embargo, el procedimiento se basa principalmente en la experiencia y los datos obtenidos de tanques soldados. 5.2 Consideraciones Básicas 5.2.1 Se usa un árbol de decisión (ver Figura 5.1) para presentar el procedimiento de evaluación para fallas debidas a fracturas frágiles. El árbol de decisiones se basa en los siguientes principios. 5.2.2 En todos los incidentes reportados de falla del tanque debido a fractura frágil, ocurrió una falla poco después de la erección durante las pruebas hidrostáticas o en el primer llenado en clima frío, después de un cambio en el servicio de temperatura inferior o después de una reparación / alteración. Esta experiencia muestra que una vez que un tanque ha demostrado la capacidad de resistir los efectos combinados del nivel máximo de líquido (tensiones más altas) y la temperatura operativa más baja sin fallar, el riesgo de falla debido a la fractura frágil con servicio continuo es mínimo. 5.2.3 Cualquier cambio en el servicio debe ser evaluado para determinar si aumenta el riesgo de falla debido a una fractura frágil. En el caso de un cambio a un servicio más severo (como operar a una temperatura más baja o manipular un producto con un

peso específico mayor), es necesario considerar la necesidad de una prueba hidrostática para demostrar aptitud para un nuevo servicio más severo. Se deben considerar los siguientes aspectos: a) la probabilidad de reparaciones / alteraciones ya que la prueba hidrostática original no cumple con los requisitos de esta norma; b) deterioro del tanque desde la prueba hidrostática original. 5.3 Procedimiento de evaluación 5.3.1 Se utilizará el procedimiento de evaluación ilustrado en la figura 5.1. Cada uno de los pasos clave, numerados de 1 a 11 en el árbol de decisiones, corresponden secuencialmente a las explicaciones proporcionadas a continuación. 5.3.2 Paso 1: los tanques cumplen con los requisitos de API 650 (Séptima edición o posterior) o API 650, Apéndice G (Quinta y Sexta ediciones) para minimizar el riesgo de falla debido a fracturas frágiles.  Alternativamente, también se puede demostrar que los tanques cumplen con los requisitos de dureza de la API 650 (Séptima Edición o posterior) mediante pruebas de impacto de muestras de cupones de un número representativo de placas de concha. 5.3.3 Paso 2: muchos tanques que continúan funcionando con éxito en el mismo servicio no se construyeron según los requisitos de la API 650 (consulte las ediciones y los apéndices mencionados en 5.3.2). Estos tanques son potencialmente susceptibles a fallas debido a fracturas frágiles y requieren una evaluación como se ilustra en el árbol de decisiones.

5.3.4 Paso 3: a los efectos de esta evaluación, las pruebas hidrostáticas demuestran la aptitud para el servicio continuo con un riesgo mínimo de falla debido a fracturas frágiles, siempre que todos los requisitos que rigen para reparaciones, alteraciones, reconstrucción o cambios en el servicio estén de acuerdo con esta norma (incluida la necesidad de realizar pruebas hidrostáticas después de reparaciones importantes, alteraciones importantes o reconstrucción). La eficacia de la prueba hidrostática para demostrar la aptitud para el servicio continuo se demuestra con la experiencia de la industria. 5.3.5 Paso 4: si el grosor de la cáscara del tanque no es mayor a 0.5 pulg., El riesgo de falla debido a una fractura frágil es mínimo, siempre que se haya realizado una evaluación de la adecuación del servicio de acuerdo con la Sección 4. Para esta evaluación se utilizará el espesor nominal original para la placa más gruesa del depósito. 5.3.6 Paso 5: No se han detectado fallas de los tanques debidas a fracturas frágiles a temperaturas de 60 ° F o más. Se puede obtener una garantía similar contra la fractura por fragilidad aumentando la temperatura del metal al calentar el contenido del tanque. 5.3.7 Paso 6: la experiencia de la industria y las pruebas de laboratorio han demostrado que se requiere una tensión de membrana en las placas del depósito de al menos 7 ksi para causar fallas debido a fracturas frágiles. 5.3.8 Paso 7: Los tanques construidos a partir de los aceros listados en la Figura 4-1 de la API 650 pueden usarse de acuerdo

con sus curvas de exención, siempre que se haya realizado una evaluación de la adecuación del servicio de conformidad con la Sección 4 de esta norma. Además, los tanques construidos de acuerdo con otro código o norma reconocidos a nivel nacional que contenga reglas de tenacidad (como la API 620) pueden usarse de acuerdo con las reglas actuales de tenacidad de ese estándar. Los tanques fabricados a partir de aceros de especificaciones de materiales desconocidos, de más de 1/2 pulgada de espesor y que operan a una temperatura del metal de la cáscara por debajo de 60 ° F, pueden usarse si el tanque cumple con los requisitos de la figura 5.2. El espesor nominal original para la placa más gruesa del depósito se utilizará para la evaluación. Para los tanques sin calefacción, la temperatura del metal de la carcasa debe ser la temperatura del metal de diseño como se define en API 650, Sección 3.4. 5.3.9 Paso 8: el riesgo de falla debido a una fractura frágil es mínimo una vez que un tanque ha demostrado que puede funcionar a un nivel de líquido máximo especificado a la temperatura esperada más baja sin fallar.  A los efectos de esta evaluación, la temperatura más baja esperada se define como la temperatura media más baja de un día como se muestra en API 650, Figura 42. Es necesario verificar los registros del registro del tanque y los registros meteorológicos para asegurarse de que el tanque funcionó al nivel de líquido máximo especificado cuando la temperatura media de 1 día fue tan baja como se muestra en  API 650, Figura 4-2. Figura 5.2 - Curva de exención para tanques construidos a partir de acero al carbono con especificación de material desconocido

5.3.10 Paso 9: se puede realizar una evaluación para establecer un sobre operativo seguro para un tanque basado en el historial operativo. Esta evaluación se basará en la combinación más severa de temperatura y nivel de líquido que experimente el tanque durante su vida. La evaluación puede mostrar que el tanque necesita ser recalificado u operado de manera diferente; existen varias opciones: a) restringir el nivel de líquido; b) restringir la temperatura mínima del metal; c) cambiar el servicio a un producto almacenado con un peso específico más bajo; d) combinaciones de los Elementos a), b) yc), anteriores. El propietario / operador también puede hacer un análisis más riguroso para determinar el riesgo de falla debido a una fractura frágil al realizar un análisis de mecánica de fractura basado en principios y prácticas establecidas. Los procedimientos y los criterios de aceptación para realizar un análisis alternativo no están incluidos en esta norma. 5.3.11 Paso 10: Todas las reparaciones, alteraciones y traslados deben realizarse de acuerdo con esta norma. 5.3.12 Paso 11: Se realizará una evaluación para determinar si el cambio de servicio pone al tanque en mayor riesgo de falla debido a fractura frágil. El servicio puede considerarse más severo y crear un mayor riesgo de fractura frágil si la temperatura de servicio se reduce (por ejemplo, cambio del servicio de aceite caliente al producto a temperatura ambiente) o el producto se

cambia a uno con mayor gravedad específica y, por lo tanto, aumenta las tensiones. Sección 6-Inspección 6.1 General La inspección periódica en servicio de los tanques se realizará como se define en este documento. El propósito de esta inspección es asegurar la integridad continua del tanque. Las inspecciones, distintas de las definidas en 6.3, deberán ser dirigidas por un inspector autorizado. 6.2 Consideraciones de frecuencia de inspección 6.2.1 Se deben considerar varios factores para determinar los intervalos de inspección para los tanques de almacenamiento. Estos incluyen, entre otros, los siguientes: a) la naturaleza del producto almacenado; b) los resultados de los controles de mantenimiento visual; c) tolerancias de corrosión y tasas de corrosión; d) sistemas de prevención de corrosión; e) condiciones en inspecciones previas; f) los métodos y materiales de construcción y reparación;

puesta a tierra frecuente de patas de soporte de techo flotante); k) requisitos jurisdiccionales; l) cambios en el servicio (incluidos los cambios en fondos de agua); m) la existencia de un doble fondo o una barrera de prevención de liberación. 6.2.2 El intervalo entre inspecciones de un tanque (tanto interno como externo) debe estar determinado por su historial de servicio, a menos que razones especiales indiquen que debe realizarse una inspección previa. Debe estar disponible un historial del servicio de un tanque dado o de un tanque en servicio similar (preferiblemente en el mismo sitio) para que las inspecciones completas puedan programarse con una frecuencia acorde con la tasa de corrosión del tanque. En el flujo, se deben considerar los métodos de examen no destructivo al establecer las frecuencias de inspección. 6.2.3 Las regulaciones jurisdiccionales, en algunos casos, controlan la frecuencia y el intervalo de las inspecciones. Estas regulaciones pueden incluir requisitos de pérdida de vapor, condición de sello, fugas, diques apropiados y procedimientos de reparación.

g) la ubicación de tanques, como aquellos en áreas aisladas o de alto riesgo;

El conocimiento de tales regulaciones es necesario para garantizar el cumplimiento de los requisitos de programación e inspección.

h) el riesgo potencial de contaminación del aire o del agua;

6.3 Inspecciones desde el exterior del tanque

i) sistemas de detección de fugas;

6.3.1 Inspecciones rutinarias en servicio

 j) cambio en el modo operativo (por ejemplo, frecuencia de ciclo de llenado,

6.3.1.1 La condición externa del tanque se controlará mediante una inspección visual

cercana desde el suelo de forma rutinaria. Esta inspección puede ser realizada por el propietario / operador personal, y puede hacerse por personas que no sean autorizadas inspectores como se define en 3.4. El personal que realiza esta inspección debe conocer las operaciones de la instalación de almacenamiento, el tanque y las características del producto almacenado. 6.3.1.2 El intervalo de tales inspecciones deberá ser consistente con las condiciones en el sitio particular, pero no deberá exceder un mes. 6.3.1.3 Esta inspección rutinaria en el servicio debe incluir una inspección visual de las superficies exteriores del tanque. Evidencia de fugas; distorsiones de la cáscara; signos de asentamiento; corrosión; y el estado de la base, los recubrimientos de pintura, los sistemas de aislamiento y los accesorios deben estar documentados para que un inspector autorizado realice un seguimiento. 6.3.2 Inspección externa 6.3.2.1 Todos los tanques recibirán una inspección externa visual por parte de un inspector autorizado. Esta inspección se llamará inspección externa y debe llevarse a cabo al menos cada cinco años o años RCA / 4N (donde RCA es el diferencia entre el grosor de la cáscara medido y el espesor mínimo requerido en milésimas de pulgada, y N es la tasa de corrosión de cáscara en milésimas por año), lo que sea menor. Los tanques pueden estar en operación durante esta inspección.

6.3.2.2 Los tanques aislados deben tener aislamiento removido solo en la medida necesaria para determinar el estado de la pared exterior del tanque o el techo. 6.3.2.3 Los componentes del sistema de puesta a tierra del tanque, tales como las derivaciones o las conexiones mecánicas de los cables, se verán visualmente. Las prácticas recomendadas que se ocupan de la prevención de la ignición de hidrocarburos están cubiertas por API 2003. 6.3.3 Inspección de espesor ultrasónico 6.3.3.1 Las mediciones externas de espesor de ultrasonidos de la carcasa pueden ser un medio para determinar una tasa de corrosión general uniforme mientras el tanque está en servicio, y puede proporcionar una indicación de la integridad de la carcasa. El propietario / operador determinará el alcance de tales mediciones. 6.3.3.2 Cuando se usa, las mediciones del espesor ultrasónico deben hacerse a intervalos que no excedan de lo siguiente. a) Cuando no se conozca la tasa de corrosión, el intervalo máximo será de cinco años. Se pueden estimar las tasas de corrosión de los tanques en un servicio similar en función de las mediciones de espesor tomadas en un intervalo que no exceda los cinco años. b) Cuando se conoce la tasa de corrosión, el intervalo máximo será el más pequeño de RCA / 2N años (donde RCA es la diferencia entre el espesor de la capa medida y el espesor mínimo requerido en mils, y N es la tasa de corrosión de la capa en mils por año) o 15 años. 6.3.3.3 La inspección interna de la cubierta del tanque, cuando el tanque está fuera de

servicio, puede sustituirse por un programa de medición externa del espesor ultrasónico si el intervalo de inspección interno es igual o inferior al intervalo requerido en 6.3.3.2 b). 6.3.4 Encuestas de protección catódica 6.3.4.1 Cuando la corrosión del fondo del tanque exterior está controlada por un sistema de protección catódica, las inspecciones periódicas del sistema se llevarán a cabo de acuerdo con la API 651. El propietario / operador revisará los resultados de la encuesta. 6.3.4.2 El propietario / operador deberá asegurar la competencia del personal que realiza las encuestas. 6.4 Inspección interna 6.4.1 General 6.4.1.1 La inspección interna se requiere principalmente para hacer lo siguiente. a) Asegúrese de que la parte inferior no esté corroída gravemente y gotee. b) Reúna los datos necesarios para las evaluaciones mínimas de espesor de la parte inferior y de la cáscara detalladas en la Sección 6. Según corresponda, estos datos también deberán tener en cuenta las mediciones externas de espesor ultrasónico realizadas durante las inspecciones en servicio (ver 6.3.3). c) Identifique y evalúe cualquier asentamiento en el fondo del tanque. 6.4.1.2 Todos los tanques deberán llevar a cabo una inspección interna formal en los intervalos definidos por 6.4.2. El inspector autorizado supervisará o llevará a cabo un examen visual y asegurará la calidad y la

integridad de los resultados del examen no destructivo (NDE). Si la inspección interna se requiere únicamente con el fin de determinar la condición e integridad del fondo del tanque, la inspección interna puede llevarse a cabo con el tanque en servicio utilizando diversas mediciones de espesor robótico por ultrasonidos y otros métodos de inspección en corriente 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. Se pueden usar métodos electromagnéticos para complementar la inspección ultrasónica en corriente. Si se selecciona una inspección en servicio, los datos y la información recopilados serán suficientes para evaluar el espesor, la tasa de corrosión y la integridad del fondo del tanque y establecer el intervalo de inspección interno, en función del espesor del fondo del tanque, la tasa de corrosión y la integridad, utilizando los métodos incluidos en este estándar. 6.4.2 Intervalos de inspección Los intervalos de inspección iniciales y posteriores deberán cumplir con los requisitos de 6.4.2.1 y 6.4.2.2. Para los tanques existentes, el propietario / operador del tanque revisará el intervalo de inspección interna y cumplirá con esta sección dentro de los 5 años a partir de la fecha de la primera publicación de la Norma  API 653, Cuarta Edición, Apéndice 2, enero de 2012. 6.4.2.1 Intervalo Inicial de Inspección Interna Los intervalos iniciales de inspección interna para los tanques recién construidos

y / o tanques restaurados se establecerán según 6.4.2.1.1 o 6.4.2.1.2. 6.4.2.1.1 El intervalo desde la fecha de servicio inicial hasta la primera inspección interna no deberá exceder los 10 años a menos que un tanque tenga una o más de las medidas de prevención de fugas, detección, mitigación de la corrosión o contención enumeradas en la Tabla 6.1. La fecha inicial de inspección interna se basará en créditos incrementales para las salvaguardas adicionales en la Tabla 6.1, que son acumulativas. Por ejemplo, el intervalo máximo para un fondo de ¼ de pulgada que tiene una barrera de prevención de liberación y un forro de fibra de vidrio se determinaría de la siguiente manera: 10 años (inicial) + 5 años (revestimiento de fibra de vidrio) + 10 años (barrera de prevención de liberación) = 25 años. El intervalo de inspección inicial no excederá de 20 años para los tanques sin una barrera de prevención de liberación, o 30 años para tanques con una barrera de prevención de liberación. 6.4.2.1.2 Como una alternativa para establecer el intervalo inicial de acuerdo con la Sección 6.4.2.1 y la Tabla 6.1, la fecha inicial de inspección interna y la reevaluación pueden establecerse utilizando la evaluación basada en el riesgo (RBI) según 6.4.2.2.2. Estas evaluaciones pueden establecer un intervalo de inspección inicial superior a 10 años pero no superior a 20 años para tanques sin una barrera de prevención de liberación, o 30 años para tanques con barrera de prevención de liberación, excepto lo siguiente.

Si se ha realizado una evaluación RBI, el intervalo máximo de inspección interna inicial no se aplica a los tanques que almacenan lo siguiente. 1) Sustancias altamente viscosas que se solidifican a temperaturas inferiores a 110 ° F (algunos ejemplos de estas sustancias son: asfalto, fundente de techos, residuo, fondos de vacío y crudo reducido); 2) Cualquier sustancia o mezcla que sea: a) no se ha identificado ni regulado como producto químico o material peligroso según las leyes aplicables de la jurisdicción; y b) que el propietario / operador haya determinado que no afectará adversamente las aguas superficiales o subterráneas más allá de la instalación o afectará la salud humana o el medio ambiente. 6.4.2.2 Intervalo interno posterior de inspección El intervalo entre las inspecciones internas subsiguientes se determinará de acuerdo con los procedimientos de tasa de corrosión de 6.4.2.2.1 o con los procedimientos de inspección basados en el riesgo como se describe en 6.4.2.2.2. 6.4.2.2.1 El intervalo de inspección subsiguiente (más allá de la inspección inicial) se puede determinar usando la tasa de corrosión del fondo del tanque medido y el grosor restante mínimo de acuerdo con 4.4.5. Durante cualquier examen para determinar las tasas de corrosión, el propietario / operador debe asegurarse de que entienden la efectividad de las técnicas de inspección empleadas para detectar y medir los posibles mecanismos de daño.

 Al cambiar el servicio, un propietario / operador puede decidir usar tasas internas de corrosión obtenidas de una evaluación de servicio similar (realizada según el  Anexo H de la API 653) al establecer las fechas posteriores de inspección interna. Cuando se utilicen los procedimientos de velocidad de corrosión de 6.4.2.2.1, el intervalo de inspección interno posterior máximo será de 20 años para tanques sin una barrera de prevención de liberación, o 30 años para tanques con barrera de prevención de liberación. 6.4.2.2.2 Un propietario / operador puede establecer el intervalo de inspección interna posterior utilizando procedimientos de inspección basados en el riesgo (RBI) de acuerdo con API RP 580 y los requisitos adicionales de esta sección. Los resultados de la evaluación RBI se usarán para establecer una estrategia de inspección de tanques que defina los métodos de inspección más apropiados, la frecuencia apropiada para las inspecciones internas, externas y en servicio, y las medidas de prevención y mitigación para reducir la probabilidad y las consecuencias de las fugas del tanque o fracaso. Una evaluación RBI consistirá en una evaluación sistemática tanto de la probabilidad de falla como de las consecuencias asociadas de la falla, de acuerdo con la API RP 580. La evaluación RBI se debe documentar exhaustivamente, definiendo claramente todos los factores que contribuyen tanto a la probabilidad como a la consecuencia de la fuga del tanque o falla La evaluación RBI debe ser realizada por un equipo que incluye experiencia en inspección y ingeniería con conocimiento de

la aplicación adecuada de los principios API RP 580, diseño, construcción y modos de deterioro del tanque. La evaluación RBI deberá ser revisada y aprobada por un equipo como se indicó anteriormente a intervalos que no excedan los 10 años o más a menudo si los cambios en el proceso, el equipo o las consecuencias lo  justifican. La metodología RBI aplicada (no todas las evaluaciones individuales) deberá tener una revisión de validación documentada para demostrar que tiene todos los elementos clave definidos en API 580 y esta sección. La validación debe ser realizada por una entidad externa al equipo de evaluación RBI. Si las tasas de corrosión se basan en inspecciones previas, se derivarán de la eficacia de inspección alta o media definida por los procedimientos del usuario propietario. Consulte API RP 581 para ver ejemplos de eficacia de inspección alta y mediana. Las tasas de corrosión debidas a la baja eficacia de la inspección, como el punto UT, no se utilizarán en el proceso RBI. Se eliminará un tanque de servicio cuando el riesgo supere los criterios de riesgo aceptables establecidos por el procedimiento del usuario propietario. NOTA: La API no recomienda el funcionamiento de los fondos del tanque a fallas, ni el funcionamiento de los tanques indefinidamente con fugas de fondo conocidas o sospechosas. 6.4.2.2.2.1 Los factores de probabilidad que deben evaluarse en las evaluaciones del RBI del tanque, además de los factores de probabilidad en el API RP 580 incluyen, entre otros, los siguientes:

a) espesor original, tipo de soldadura y edad de las placas inferiores; b) los métodos de análisis utilizados para determinar las tasas de corrosión del costado del lado del suelo, del lado del producto y externas tanto de la carcasa como del fondo y la precisión de los métodos utilizados; c) historial de inspección, incluidos los datos de falla del tanque; d) resistividad del suelo; e) tipo y diseño de la calidad del cojín del tanque / cojín, incluido el control de calidad en la construcción; f) drenaje de agua del área de la berma; g) tipo / efectividad del sistema de protección catódica y el historial de mantenimiento; h) temperaturas de funcionamiento; i) los efectos en las tasas de corrosión internas debido al servicio del producto;  j) revestimiento interno / revestimiento / tipo de revestimiento, edad y condición; k) uso de serpentines de vapor y detalles de extracción de agua; l) la calidad del mantenimiento del tanque, incluidas las reparaciones y alteraciones previas;

o) la efectividad de una inspección incluye los métodos de examen y el alcance que serán determinados por el inspector; p) fallas funcionales, tales como sellos de techos flotantes, sistemas de drenaje de techos, etc .; q) datos de liquidación; r) garantía de calidad / control durante la construcción del tanque, incluyendo limpieza de la plataforma, pendiente del fondo, instalación de cimientos, documentos / registros para mostrar cómo se construyó el tanque, etc. 6.4.2.2.2.2 Los factores de consecuencia que deben evaluarse en las evaluaciones del RBI del tanque incluyen, entre otros, los siguientes: a) fondo del tanque con detalles de barrera de prevención de liberación (RPB) (simple, doble, RPB, revestimientos internos reforzados, etc.); b) tipo de producto y volumen; c) modo de falla, (es decir, fuga lenta al medio ambiente, ruptura del fondo del tanque o fractura frágil de la cáscara del tanque); d) identificación de receptores ambientales tales como humedales, aguas superficiales, aguas subterráneas, acuíferos de agua potable y lecho de roca;

m) los códigos y estándares de diseño y los detalles utilizados en la construcción, reparación y alteración del tanque (incluidos los fondos del tanque);

e) distancia a los receptores ambientales;

n) materiales de construcción;

g) la movilidad del producto en el medio ambiente, incluidas las emisiones al suelo, la viscosidad del producto y la permeabilidad del suelo;

f) efectividad de los sistemas de detección de fugas y el tiempo de detección;

h) características de sensibilidad de los receptores ambientales del producto;

consideración cuando se realizan inspecciones en servicio y fuera de servicio.

i) costo para remediar la posible contaminación;

6.8 Registros

 j) costo para limpiar el tanque y reparar; k) costo asociado con la pérdida de uso; l) impacto en la seguridad pública y la salud; m) capacidades de contención de dique (volumen y estanqueidad). 6.5 Alternativa a la inspección interna para determinar el grosor inferior En los casos en que la construcción, el tamaño u otros aspectos permitan el acceso externo 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 requisitos de datos de Tabla 4.4. Sin embargo, en estos casos, la consideración de otros artículos de mantenimiento puede dictar intervalos de inspección interna. Este enfoque alternativo se documentará y formará parte del registro permanente del tanque. 6.6 Trabajo preparatorio para la inspección interna Se deben preparar y seguir procedimientos de trabajo específicos cuando se realicen inspecciones que aseguren la seguridad y salud del personal y eviten daños a la propiedad en el lugar de trabajo (ver 1.4). 6.7 Listas de verificación de inspección El Anexo C proporciona listas de verificación de muestra de artículos para su

6.8.1 General Los registros de inspección forman la base de un programa de inspección / mantenimiento programado. (Se reconoce que los registros pueden no existir para los tanques más viejos, y los juicios deben basarse en la experiencia con los tanques en servicios similares). El propietario / operador debe mantener un archivo completo que consta de tres tipos de registros, a saber: registros de construcción, inspección historia y historial de reparación / alteración. 6.8.2 Registros de construcción Los registros de construcción pueden incluir información de la placa de identificación, planos, especificaciones, informe de finalización de construcción y cualquier resultado de pruebas y análisis de materiales. 6.8.3 Historial de inspección El historial de inspección incluye todas las mediciones tomadas, la condición de todas las partes inspeccionadas, y un registro de todos los exámenes y pruebas. También se incluirá una descripción completa de las condiciones inusuales con recomendaciones para la corrección de los detalles que causaron las condiciones. Este archivo también contendrá los cálculos de la tasa de corrosión y el intervalo de inspección. 6.8.4 Historial de reparación / alteración El historial de reparación / alteración incluye todos los datos acumulados en un tanque

desde el momento de su construcción con respecto a las reparaciones, alteraciones, reemplazos y cambios de servicio (registrados con las condiciones del servicio, como la temperatura y presión del producto almacenado). Estos registros deben incluir los resultados de cualquier experiencia con recubrimientos y forros. 6.9 informes 6.9.1 General Para cada inspección externa realizada según 6.3.2 y cada inspección interna realizada por 6.4, el inspector autorizado preparará un informe por escrito. Estos informes de inspección junto con las recomendaciones de los inspectores y la documentación de la disposición serán mantenidos por el propietario / operador durante la vida útil del tanque. Las  jurisdicciones locales pueden tener informes adicionales y requisitos de mantenimiento de registros para las inspecciones de tanques. 6.9.2 Contenido del informe

e) la lista de componentes inspeccionados y las condiciones encontradas (una lista de verificación general tal como se encuentra en el Anexo C puede usarse para identificar el alcance de la inspección) y las deficiencias encontradas; f) métodos de inspección y pruebas utilizadas (visual, MFL, UT, etc.) y resultados de cada método o prueba de inspección; g) tasas de corrosión del fondo y la cáscara; h) mediciones y análisis de la encuesta de asentamientos (si se realiza); i) recomendaciones por 6.9.3.1;  j) nombre, compañía, número de certificación API 653 y firma del inspector autorizado responsable de la inspección; k) dibujos, fotografías, informes de NDE y otra información pertinente se adjuntarán al informe. 6.9.3 Recomendaciones

c) alcance de la inspección, incluidas las áreas que no fueron inspeccionadas, con las razones dadas (por ejemplo, alcance limitado de la inspección, acceso físico limitado;

6.9.3.1 Los informes deben incluir recomendaciones para las reparaciones y el monitoreo necesarios para restablecer la integridad del tanque según este estándar y / o mantener la integridad hasta la próxima inspección, junto con los motivos de las recomendaciones. El intervalo de inspección máximo recomendado y la base para el cálculo de ese intervalo también se indicarán. Además, los informes pueden incluir otras observaciones menos críticas, sugerencias y recomendaciones.

d) descripción del tanque (número, tamaño, capacidad, año de construcción, materiales de construcción, historia del servicio, diseño del techo y el fondo, etc.), si está disponible;

6.9.3.2 Es responsabilidad del propietario / operador revisar los hallazgos y recomendaciones de la inspección, establecer un alcance de reparación, si es necesario, y determinar el momento

Los informes incluirán como mínimo la siguiente información: a) fecha (s) de inspección; b) tipo de inspección (externa o interna);

apropiado para las actividades de reparación, monitoreo y / o mantenimiento. Las consideraciones típicas de temporización y ejemplos de reparaciones son: a) antes de devolver el tanque a las reparaciones de servicio críticas para la integridad del tanque (por ejemplo, reparación de la parte inferior o de la cáscara); b) después de que el tanque regrese al servicio: reparaciones menores y actividad de mantenimiento (por ejemplo, mejora de drenaje, pintura, reparaciones de calibres, lechada, etc.); c) en la siguiente inspección interna programada: reparaciones y mantenimiento previstos o anticipados (por ejemplo, renovación de revestimiento, reparaciones de fondo planificadas, etc.); d) controle la condición para el deterioro continuo (por ejemplo, corrosión de la placa del techo y / o de la carcasa, asentamiento, etc.). El propietario / operador se asegurará de que la disposición de todas las reparaciones y controles recomendados se documente por escrito y se den los motivos si las acciones recomendadas se retrasan o se consideran innecesarias. 6.10 Examen no destructivo (NDE) El personal que realiza la ECM debe cumplir con las calificaciones identificadas en 12.1.1.2, pero no necesita ser certificado de acuerdo con el Anexo D. Sin embargo, los resultados de cualquier trabajo ECD deben considerarse en la evaluación del tanque por un inspector autorizado. Sección 7-Materiales

7.1 General Esta sección proporciona los requisitos generales para la selección de materiales para la reparación, alteración y reconstrucción de tanques existentes. Los requisitos específicos para reparaciones y alteraciones están cubiertos en la Sección 9. 7.2 nuevos materiales Todos los materiales nuevos utilizados para la reparación, alteración o reconstrucción deberán cumplir con la norma vigente vigente. 7.3 Materiales originales para tanques reconstruidos 7.3.1 Placas de carcasa y parte inferior soldadas a la carcasa 7.3.1.1 Deberán identificarse todos los materiales de la placa de cubierta y las placas inferiores soldadas al armazón. Los materiales identificados por los planos originales del contrato, las placas de identificación de la API u otra documentación adecuada no requieren una identificación adicional. El material no identificado será probado e identificado por los requisitos que se describen en 7.3.1.2. Después de la identificación, se determinará la idoneidad del material para el servicio previsto. 7.3.1.2 Cada placa individual para la que no exista una identificación adecuada deberá someterse a análisis químicos y pruebas mecánicas según lo requerido en ASTM A6 y ASTM A370, incluida la muesca en forma de Charpy. Los valores de impacto deberán satisfacer los requisitos de API 650, Sección 4.2.9, Sección 4.2.10, Sección 4.2.11, y Tabla 4-4a o Tabla 4-4b. Cuando

la dirección de rodadura no se conoce definitivamente, se tomarán dos especímenes de tensión en ángulo recto entre sí desde una esquina de cada placa, y una de esas probetas debe cumplir con los requisitos de especificación. 7.3.1.3 Para materiales conocidos, todas las placas de carcasa y placas inferiores soldadas a la carcasa deben cumplir, como mínimo, las propiedades químicas y mecánicas del material especificado para la aplicación con respecto al grosor y la temperatura del diseño de los metales indicada en API 650, Figura 4 -1a o la figura 4-1b.

7.4 Consumibles de soldadura Los consumibles de soldadura deberán cumplir con la clasificación de AWS que sea aplicable al uso previsto. Sección 8: Consideraciones de diseño para tanques reconstruidos 8.1 General El dueño / operador especificará cualquier otra consideración de diseño específico que no sea la carga normal del producto. Ver 4.4.3 para los sistemas de prevención de liberación y la definición de la barrera de prevención de liberación.

7.3.2 Estructural

8.2 Nuevas juntas de soldadura

Las formas estructurales laminadas existentes que se van a reutilizar deberán cumplir con el requisito de ASTM A7 como mínimo. El nuevo material estructural debe cumplir con los requisitos de ASTM A36 o  ASTM A992 como mínimo.

8.2.1 Los detalles de las juntas de soldadura deben cumplir con los requisitos de soldadura del estándar actual aplicable.

NOTA ASTM A7 fue una especificación de acero que fue discontinuada en la Cuarta Edición de API 650, 1970. 7.3.3 Bridas y sujetadores 7.3.3.1 El material de la brida debe cumplir con los requisitos mínimos de las especificaciones del material en la norma según la construcción.

8.2.2 Todas las juntas de concha nuevas deben ser uniones soldadas a tope con penetración completa y fusión completa. 8.3 Juntas soldadas existentes Las uniones de soldadura existentes deben cumplir los requisitos del estándar según lo construido. 8.4 Diseño de Shell

7.3.4 Torno, fondo y placa Windgirders

8.4.1 El espesor que se usará para cada curso de la cáscara cuando se revisa el diseño del tanque se basará en las mediciones tomadas dentro de los 180 días previos a la reubicación. (Consulte 4.3.2 para medir el procedimiento, el número y las ubicaciones de los espesores medidos).

Si las placas existentes se van a usar para reconstruir el tanque, se verificará si hay corrosión excesiva y picaduras (consulte la Sección 4 y la Sección 6).

8.4.2 El nivel máximo de líquido de diseño para el producto se determinará calculando el nivel máximo de líquido de diseño para cada curso de la cáscara en función de la

7.3.3.2 Los sujetadores deben cumplir con las especificaciones del material de la norma vigente vigente.