API Std. 653 INSPECCIÓN, REPARACIÓN, ALTERACIÓN Y RECONSTRUCCIÓN DE TANQUES
Generalidades Las publicaciones del API abordan problemas de índole general. Estas publicaciones deberían ser revisadas ante circunstancias particulares o en presencia de regulaciones y leyes gubernamentales. Las publicaciones de API son de libre uso para quien quiera aplicarlas. Los documentos del API son publicados para permitir el fácil acceso del publico a practicas de operación e ingeniería que han sido probadas como seguras. No es intención de los documentos emitidos por API el obviar la necesidad de aplicar criterios de ingeniería adecuados, aún cuando los mismos se utilicen en tiempo y lugar adecuados. Esta Norma está basada en el conocimiento y experiencia acumulada por los dueños de las instalaciones, operadores, fabricantes y reparadores de tanques de acero para almacenamiento. El objeto de esta Norma es brindar guías para las actividades de Inspección, reparación, alteración y reconstrucción de tanques de acero de almacenamiento usados en la industria del petróleo y química.
Si es utilizada esta Norma para la Inspección, reparación, alteración o reconstrucción de tanques de almacenamiento, el dueño/usuario de la instalación puede elegir modificar, eliminar o ampliar secciones de esta Norma. Es altamente recomendable, que tales modificaciones se realicen suplementando esta Norma, en lugar de incorporar secciones de ésta en otra norma completa. Las reglas y requerimientos establecidas en esta Norma son requisitos mínimos. No se debe interpretar que esta Norma aprueba o recomienda algún tipo de diseño en particular ni que limita los métodos de inspección, reparación, alteración o reconstrucción. Cada edición, revisión o adenda de esta Norma puede ser usada desde la fecha de emisión de la misma y que figura en la primer hoja de la norma. Cada edición, revisión o adenda de esta Norma se hace efectiva seis meses después de la fecha de edición. Generalmente las normas API son revisadas, confirmadas o dadas de baja como mínimo cada cinco años, con extensiones de tiempo extra de hasta dos años.
SECCIÓN 1 – ALCANCE 1.1 – INTRODUCCIÓN 1.1.1 Esta Norma se aplica a tanques de almacenamiento de acero construidos según API 650 y su predecesora API 12C. Establece requerimientos mínimos para el mantenimiento de la integridad de tales tanques luego que han sido puestos en servicio. 1.1.2 El alcance está limitado a fundaciones, pisos, cuerpos, estructuras, techos, accesorios agregados y boquillas hasta la cara de la primera brida, la primera junta roscada o la primera soldadura de cierre de conexión. Muchos de los requerimientos de diseño, soldadura, ensayos y materiales de API 650 pueden ser aplicados en las tareas de inspección, reparación y alteración de tanques en servicio. En caso de conflicto entre ésta norma y la API 650 o API 12C, ésta norma es la que prevalecerá sobre las otras.
1.1.3 Esta norma se basa en principios establecidos en la API 650, sin embargo los dueños/ usuarios de tanques de almacenamiento, basados en detalles de fabricación y operación específicos, podrán aplicar esta norma a cualquier tanque de acero construido por una especificación de tanques. 1.1.4 Es intención de esta norma que la misma sea usada por Organizaciones que mantienen o tienen acceso a personal de Ingeniería e inspección técnicamente entrenado y con experiencia en el diseño, fabricación, reparación e inspección de tanques. 1.1.5 No contiene reglas o guías que cubran todas las posibles situaciones presentes en los tanques de almacenamiento. Cuando no se dispone de detalles de diseño y construcción, y los mismos no pueden ser obtenidos de la norma de fabricación, se deberán utilizar los criterios de diseño y construcción que asegure el nivel de integridad establecido en API 650.
1.1.6 Esta norma reconoce los conceptos de aptitud para el servicio, como una manera de evaluar la degradación en servicio que sufren los componentes retenedores de presión. La norma API RP 579 provee de procedimientos detallados de evaluación y los criterios de aceptación para los distintos mecanismos de daño referenciados en esta norma. Cuando esta norma no provee los procedimientos específicos de evaluación y criterios de aceptación para un mecanismo de daño específico, o cuando se permite el uso de criterios de aptitud para el servicio, RP 579 podrá ser usada para evaluar la degradación o los ensayos indicados en esta norma. 1.2 – CUMPLIMIENTO CON LA NORMA El Dueño/Operador, tiene la responsabilidad última por el cumplimiento de lo establecido en esta norma. La aplicación de esta norma está restringida a Organizaciones que emplean o tienen acceso a Agencias de Inspección Autorizadas. Cuando otras partes, distintas al Dueño/Operador, tengan responsabilidad sobre tareas a realizar sobre el tanque, el Dueño/Operador debe limitar estas responsabilidades previo al inicio de las tareas.
1.3 – JURISDICCIÓN Si algún requerimiento establecido en esta norma, entra directa o indirectamente en conflicto con alguna regulación, ésta última será la que prevalece. Sin embargo si los requerimientos de esta norma son más exigentes que la regulación serán los requerimientos de ésta norma los que prevalezcan. 1.4 – PRACTICAS DE TRABAJO SEGURO Se deberá realizar una evaluación de los potenciales peligros para el personal cuando se realizan inspecciones internas, reparaciones y reconstrucciones de tanques. Los procedimientos deben ser desarrollados siguiendo los lineamientos de las normas API 2015, API RP 2016 y la publicación 2217A. Puede ser necesario desarrollar procedimientos específicos para desarrollar tareas descritas en esta norma pero no cubiertas por la normativa de seguridad referenciada. Los procedimientos de seguridad desarrollados deberán asimismo cumplir con las regulaciones gubernamentales que cubren todos estos aspectos.
SECCIÓN 2 – REFERENCIAS 2.1 – PUBLICACIONES REFERENCIADAS Las siguientes Normas, Códigos, Publicaciones y Especificaciones, son citadas en esta Norma. A menos que se indique lo contrario, se deberá usar la ultima edición o revisión de estas Normas. API RP 579 - Aptitud para el Servicio. Std 620 - Diseño y Construcción de Tanques de Almacenamiento Grandes, Soldados, de Baja Presión. Std 650 - Tanques de Acero Soldados para el Almacenamiento de Petróleo. RP 651 - Protección Catódica para Tanques de Almacenamiento a nivel del Terreno. RP 652 - Recubrimientos para Pisos de Tanques de Almacenamiento a nivel del Terreno Std 2000 - Ventilación Atmosférica y De Baja Presión de Tanques de Almacenamiento: Refrigerados y No Refrigerados.
RP 2003 - Protección Contra Igniciones que se Producen por la Estática, Relámpagos, y las Corrientes Parásitas. Std 2015 - Requerimientos para la Entrada y Limpieza Segura de Tanques de Almacenamiento de Petróleo. RP 2016 - Pautas y Procedimientos para la Entrada y la Limpieza de Tanques de Almacenamiento de Petróleo. Publ 2201, Procedimientos para soldaduras o conexiones soldadas en equipos en servicio. Publ 2207, Preparación del piso de tanques para trabajos en caliente. Publ 2217A, Guía para trabajos en espacios confinados inertes en la industria petrolera. ASME Código de Calderas y Recipientes de Presión: Sección V, “Ensayos No Destructivos” Sección VIII, División 2, “Recipientes a Presión”, Reglas Alternativas. Sección IX, “Calificaciones de Soldadura”. ASNT SNT-TC-1A, Calificación y Certificación del Personal en los Ensayos No Destructivos.
ASTM A 6, Requerimientos Generales para chapas de Acero Laminado, Perfiles y Barras para uso estructural. A 20, Requerimientos Generales para chapas de Acero para Recipientes a Presión. A 370, Método de Ensayo Estándar y Definiciones para Ensayos Mecánicos de Productos de Acero. A 992, Acero para Perfiles Estructurales para uso en Estructuras de Edificios. AWS D1.1, Norma de Soldadura de Acero Estructural. D1.6, Norma de Soldadura de Acero Inoxidable Estructural. 2.2 - OTRAS REFERENCIAS Aunque no son citadas en esta norma, las siguientes publicaciones pueden ser de interés. API Std 2610, Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento e Inspección de Terminales e Instalaciones de Tanques.
SECCIÓN 3 – DEFINICIONES Alteración Cualquier tarea desarrollada sobre un tanque que cambia sus dimensiones o configuración. Agencia de Inspección Autorizada Alguna de las siguientes Organizaciones que emplea un Inspector de tanques de almacenamiento certificado por API. - La Organización de Inspección de la Jurisdicción en la cual el tanque de almacenamiento opera. - La Organización de Inspección de una Compañía de seguros que está autorizada o registrada para emitir pólizas de seguros sobre tanques de almacenamiento. - El Dueño/Operador de uno o mas tanques de almacenamiento, que mantiene una Organización de Inspección para las actividades relacionadas con sus propios tanques y no para tanques para ser vendidos o revendidos. - Un Individuo u Organización Independiente con contrato y bajo la dirección de un Dueño/Operador, y reconocido o no prohibido por la Jurisdicción en la cual el tanque opera. Los programas de inspección del Dueño/Operador, deben proveer los controles necesarios para el uso de los Inspectores contratados.
Inspector Autorizado Empleado de una Agencia de Inspección Autorizada y certificado como Inspector de Tanques de Almacenamiento, según el Apéndice D de esta Norma. Punto de quiebre El área del piso de un tanque donde se inicia el asentamiento. Cambio en el servicio Un cambio en las condiciones de operación que involucran diferentes propiedades del producto almacenado, tales como gravedad específica, corrosividad y condiciones diferentes de temperatura o presión. Tasa de corrosión Es el total de metal perdido dividido el tiempo en que esa perdida ocurrió. Zona crítica Porción del piso del tanque o placa anular dentro de las 3” (75 mm) desde el borde interior del cuerpo, medido radialmente hacia el interior del tanque. Hot Tap Actividad de colocar una boquilla sobre el cuerpo del tanque estando en servicio.
Inspector Representante del departamento de integridad mecánica de una Organización, que es responsable de cumplir tareas de aseguramiento y control de la calidad, tales como soldadura, ejecución de contrato, etc. Dueño/Operador Entidad legal que posee el control y/o responsabilidad por tanques de almacenamiento. Reconstrucción Tarea consistente en el reensamble de un tanque que ha sido desmantelado para su reubicación en un nuevo sitio. Organización Reconstructora Organización que tiene asignada la responsabilidad por el Dueño/Operador para el diseño y/o reconstrucción de un tanque de almacenamiento. Jurisdicción (tal como interpreta API el concepto) Administración gubernamental legalmente constituida que puede adoptar reglas relacionadas con los tanques de almacenamiento.
Reparación Tareas necesarias para mantener o restituir un tanque a condiciones adecuadas para la operación segura. Las reparaciones pueden ser mayores o menores. Ejemplos de reparaciones incluyen: -Remoción y reemplazo de material (tales como techos, cuerpos, pisos y material de soldadura) para mantener la integridad del tanque. -Nivelación y/o izado de cuerpos, pisos o techos. -Adición o reemplazo de chapas de refuerzo (o porciones de ellas), en aberturas existentes en el cuerpo del tanque. -Reparación de fallas tales como desgarros e indentaciones por repelado y/o amolado seguido de soldadura. Organización Reparadora Organización que cumple con lo siguiente: -Un Dueño/Operador que repara sus propios tanques de almacenamiento según los requerimientos de esta Norma.
-Un Contratista cuyas calificaciones son aceptables para el Dueño/Operador y que realiza reparaciones o alteraciones en tanques de almacenamiento según esta Norma. -Una Organización o individuo que es autorizado o aceptado o no taxativamente prohibido por la Jurisdicción y que efectúa reparaciones de acuerdo con esta Norma. Ingeniero de tanques de almacenamiento Una o más personas u Organizaciones que son reconocidas y experimentadas en las disciplinas de la ingeniería relacionadas con las evaluaciones mecánicas y caracterización de materiales que afectan la integridad y confiabilidad de los tanques de almacenamiento. El Ingeniero de tanques de almacenamiento, en consulta con otros especialistas debería ser considerado como un componente de todas las entidades necesarias para la evaluación adecuada de los requerimientos técnicos. Inspección externa Inspección visual formal, tal como la conducida por un Inspector Autorizado, de manera de evaluar como sea posible todos los aspectos relevantes del tanque sin necesidad de suspender la operación o sacar de servicio al tanque. Inspección interna Inspección completa formal, tal como la conducida por un Inspector Autorizado, de todas las superficies internas accesibles de un tanque.
Evaluación de aptitud para el servicio Metodología de evaluación de fallas contenidas en una estructura, de manera de establecer la aptitud de esa estructura para continuar en servicio sin riesgo de falla inminente. Norma de construcción Es la norma de construcción del componente del tanque en cuestión. Si esta Norma no es conocida, será la Norma que se encontraba en efecto a la fecha de la instalación del componente. Si la fecha de instalación del componente no es conocida, debe ser considerada la Norma aplicable actual. La Norma usada para reparaciones o alteraciones efectuadas luego de la construcción original, será la Norma de construcción solo para esas reparaciones o alteraciones. Esto significa que podría haber más de una Norma de construcción en un tanque. Norma actual aplicable La edición actual de la Norma que aplicaría si el tanque fuera construido hoy.
Reparación o alteración mayor -Aperturas en el cuerpo mayores a NPS 12, por debajo del nivel del líquido de diseño. -Aperturas en el piso dentro de las 12” del cuerpo. -Remoción y reemplazo o adición de chapa de cuerpo por debajo del nivel de liquido. -Remoción o reemplazo de chapas del anillo de la placa anular, cuando las dimensiones máximas del reemplazo excedan las 12”. -Remoción y reemplazo completo o parcial (de mas de la mitas del espesor soldado) de mas de 12” de uniones soldadas verticales del cuerpo o uniones soldadas radiales de la placa anular. -Instalación de piso nuevo. Esto no incluye nuevos pisos cuando las fundaciones no son perturbadas, y además se cumple con: 1- Para tanques con placa anular, esta permanece intacta. 2- Para tanques sin placa anular, no se incluyen soldaduras dentro del área crítica.
-Remoción o reemplazo de partes de la soldadura de unión cuerpo – piso o de la placa anular que exceda las dimensiones de filetes indicadas en API 650 y la parte de reemplazo no represente mas del 50% del área resistente requerida de soldadura. Para pisos y placas anulares de espesor igual o menor a ½”, la dimensión máxima de los filetes será de ½”, y la mínima estará dada por:
Para pisos y placas anulares de espesor mayor a ½”, la dimensión máxima de los filetes será el espesor de la chapa del cuerpo y la mínima será el espesor de la placa anular. -Izado del cuerpo.
EJERCICIOS 1.-¿Cuál de los siguientes tipos de tanques es cubierto por API-653? a)Tanques de almacenamiento de acero construidos con la Sección VIII, Div.1, del Código ASME. b)Tanques de almacenamiento de acero construidos con el API - 575. c)Tanques de almacenamiento de acero construidos con el API-650 y el 12-C. d)Tanques de almacenamiento de acero construidos con el API – 620. 2.-¿Cuál de las siguientes actividades tanques de almacenamiento de petróleo sobre terreno no es cubierta por API 653? a)La reparación. b)La operación. c)La reubicación. d)La modificación. 3.-El uso del API-653 está orientado para organizaciones que tienen personal que está técnicamente entrenado y experimentado en ¿Cuál de los siguientes tópicos? a)Código ASME, y Códigos y Normas del API. b)En diseño de tanques, fabricación, reparación, construcción, e inspección. c)La operación de la Refinería, requisitos de seguridad, dirección del personal, y diseño de refinerías. d)El programa de integridad mecánica, las regulaciones y cumplimiento del programa de la OSHA, y el manejo seguro de los procesos.
4.- Según API-653, si cualquier requerimiento presenta un conflicto directo o implícito con cualquier regulación gubernamental, la regulación gubernamental será la que regirá. ¿Qué es lo que rige si los requisitos del API-653 son más severos que la regulación gubernamental? a)La regulación gubernamental manda en todos los casos. b)El conflicto debe someterse a la resolución del Instituto Americano del Petróleo (API). c)El propietario u operador tiene la opción de aplicar el mejor requisito que satisfaga la situación. d)Los requisitos del API-653 regirán. 5.-Elija la definición que da el API-653 para la zona crítica. a)Es la zona donde la velocidad de corrosión no debe exceder de los 0,1 mm/año. b)Es la zona donde la velocidad de corrosión excede de los 0,1 mm/año. c)La parte del piso o de la chapa anular del tanque dentro de los 76 mm, [3 pulg.], del borde interior del cuerpo, medido radialmente hacia el centro del tanque. d)La parte del piso o de la chapa anular del tanque dentro de los 152 mm, [6 pulg.], del borde interior del cuerpo, medido radialmente hacia el centro del tanque. 6.-Elija la definición que da el API-653 para inspección exterior, [external inspection]: a)Una inspección visual informal, dirigida por un inspector autorizado, para evaluar todos los aspectos del tanque como sea posible sin suspender su funcionamiento o requerir el retiro de servicio del tanque. b)Una inspección visual formal, dirigida por un inspector de ensayos no destructivos, para evaluar todos los aspectos del tanque como sea posible sin suspender su funcionamiento o requerir el retiro de servicio del tanque.
c)Una inspección visual formal, dirigida por un inspector autorizado, para evaluar todos los aspectos del tanque como sea posible sin suspender su funcionamiento o requerir el retiro de servicio del tanque. d)Una inspección visual formal, dirigida por un ayudante de inspector, para evaluar todos los aspectos del tanque como sea posible sin suspender su funcionamiento o requerir el retiro de servicio del tanque. 7- Elija la definición que da el API-653 para inspección interior, [internal inspection]: a)Una inspección formal y completa, dirigida por un inspector de ensayos no destructivos, de todas las superficies accesibles del interior del tanque. b)Una inspección informal y completa, dirigida por un inspector autorizado, de todas las superficies accesibles del interior del tanque. c)Una inspección formal y completa, dirigida por un inspector autorizado, de todas las superficies accesibles del interior del tanque. d)Una inspección formal y completa, dirigida por un ayudante de inspector, de todas las superficies accesibles del interior del tanque. 8- Elija la definición que da el API-653 para la norma aplicable actual, [current aplicable Standard]: a)La actual edición de la norma, (como la norma API o la norma UL), eso aplica si el tanque se construye hoy. b)La anterior edición de la norma, (como la norma API o la norma UL), eso aplica si el tanque se construye hoy.
c)La actual edición de la norma de construcción, (como la norma API o la norma UL), eso aplica si el tanque se construye hoy. d)La actual edición de la norma API-650, eso aplica si el tanque se construye hoy. 9- Cuál de las siguientes no es una de las definiciones que da el API-653 para una modificación mayor/o reparación mayor, [major alteration/or major repair]: a)Instalación de una abertura en el cuerpo más grande que NPS 12 abajo del nivel de diseño del líquido. b)Instalación de una abertura en el cuerpo más grande que NPS 10 abajo del nivel de diseño del líquido. c)Removiendo y reemplazando o agregando una chapa de cuerpo bajo el nivel de diseño del líquido d)Removiendo o reemplazando el material de chapa anular donde la dimensión más larga del reemplazo de la chapa excede los 300 mm, [12 in].
SECCIÓN 5 – CONSIDERACIONES ACERCA DE LA FRACTURA FRÁGIL 5.1 - General Esta sección provee un procedimiento para evaluar la conveniencia de la continuidad en operación o el cambio de servicio de tanques de almacenamiento existentes, en relación con los riesgos de la fractura frágil. Esta sección no suplementa ni reemplaza a los requerimientos de la Sección 12 para la prueba hidrostática de reparaciones, modificaciones o reconstrucción de tanques. El procedimiento de evaluación aplica tanto a tanques soldados como remachados. 5.2 – Consideraciones básicas 5.2.1 – Esta sección presenta un árbol de decisión para describir el procedimiento de evaluación por fallas debidas a fractura frágil. Este árbol de decisión se basa en los siguientes principios: 5.2.2 – Todos los reportes de fractura frágil registrados indican la ocurrencia de la misma en:
1- Poco tiempo después del montaje durante la prueba hidrostática o durante el primer llenado en clima frío. 2- Luego de un cambio a menores temperaturas de servicio. 3- Luego de una reparación o alteración. La experiencia recogida indica que una vez que un tanque ha demostrado su capacidad para soportar los efectos combinados de nivel máximo de líquido y la mínima temperatura de operación sin fallas, el riesgo de falla debido a fractura frágil en servicio continuo es mínima. 5.2.3 – Cualquier cambio en el servicio debe ser evaluado para determinar si se ha incrementado el riesgo de fractura frágil. En el caso de un cambio a un servicio mas severo, tal como el aumento de la gravedad específica del líquido o una disminución de la temperatura de operación, será necesario considerar la necesidad de realizar pruebas hidrostáticas para demostrar la aptitud del tanque para esas condiciones mas severas. Deberían ser considerados los siguientes aspectos: 1- La probabilidad que las reparaciones luego de la prueba hidrostática original no cumplan los requerimientos de esta norma. 2- Deterioro del tanque desde la prueba hidrostática original
5.3 – Procedimiento de evaluación 5.3.2 – Paso 1 El tanque cumple los requerimientos de API 650 (7º Edición o posterior) o el Apéndice G (5º y 6º Edición), para minimizar los riesgos de fractura frágil. Alternativamente el tanque puede demostrar cumplir los requerimientos de tenacidad del API 650 (7º Edición o posterior), mediante el ensayo de probetas de impacto tomadas de un número representativo de chapas del cuerpo del tanque. 5.3.3 – Paso 2 Muchos tanque que operan satisfactoriamente en los mismos servicios no han sido construidos con los requerimientos de API 650 indicados en el Paso 1. Estos tanques son potencialmente susceptibles de sufrir fractura frágil, y requieren de una evaluación como la indicada en el árbol de decisión. 5.3.4 – Paso 3 Para el propósito de esta evaluación, el ensayo hidrostático demostrará la aptitud para el servicio continuo con mínimo riesgo de fractura frágil, previendo que todos los requerimientos establecidos en esta norma para las reparaciones, alteraciones o cambios de servicio sean cumplidos.
5.3.5 – Paso 4 Si el espesor del cuerpo del tanque no es mayor a ½”, el riesgo de fractura frágil es mínimo previéndose que se realiza una evaluación de conveniencia de servicio establecido en la Sección 4 de esta Norma. Para esta evaluación se usará el espesor nominal original de la chapa mas gruesa del cuerpo del tanque.
5.3.6 – Paso 5 No se tiene conocimiento de fractura frágil a temperatura de metal de cuerpo mayores a 65ºF.
5.3.7 – Paso 6 La experiencia industrial y pruebas de laboratorio, indican que se requiere de al menos 7 Ksi de tensión de membrana en el cuerpo de un tanque para que tenga lugar la fractura frágil.
5.3.8 – Paso 7 Podrán ser usados los tanques construidos con aceros listados en la figura 2-1 de API 650 teniendo en cuenta sus curvas de excepción teniendo en cuenta que se lleva a cabo una evaluación según la Sección 4.
Tanques construidos con otra Norma o Código nacionalmente reconocida (tal como API 620), podrán ser usados si cumplen con los requerimientos de tenadas actuales de esa Norma. Tanques fabricados con aceros de especificación desconocida con espesores mayores a ½” y temperaturas de metal del cuerpo por debajo de 60 ºF, podrán ser usados si si el tanque cumple con los requerimientos de la figura 5.2.
Para esta evaluación se usará el espesor nominal original de la chapa más gruesa del cuerpo del tanque. Para tanques no atemperados, la temperatura de metal del cuerpo, será la temperatura de diseño, tal como se define en API 650. En ésta se define como, salvo en condiciones locales particulares que permita asumir otra cosa, una temperatura de 8 ºC (15 ºF) por encima del promedio de temperaturas del día de mas baja temperatura de la zona donde se encuentra instalado el tanque. 5.3.9 – Paso 8 El riesgo de fractura frágil es mínimo una vez que el tanque ha demostrado que puede operar al máximo nivel de líquido especificado a la temperatura mas baja esperada sin demostrar fallas. Para esta Norma esta temperatura se define como la media del día de menor temperatura como se muestra en la figura 2-2 de API 650 (presentada a continuación) Será necesario controlar los registros de operación para determinar que efectivamente el tanque ha operado bajo las condiciones descritas.
5.3.10 – Paso 9 Se puede realizar una evaluación para generar un marco de condiciones de operación segura basados en la historia de operación del tanque. Esta evaluación estará basada en las más severas combinaciones de temperatura y nivel de líquido experimentada por el tanque durante su vida de servicio. Se puede poner de manifiesto la necesidad de reclasificar el tanque o establecer condiciones de operación diferenciales. Existen varias opciones: 1- Restringir el nivel del líquido. 2- Restringir la temperatura mínima de metal. 3- Cambiar el producto almacenado a uno de menor gravedad específica. 4- Combinación de las anteriores. El dueño/Operador puede realizar además evaluaciones más rigurosas mediante análisis fractomecánicos (no incluidos en esta Norma).
5.3.11 – Paso 10 Todas las reparaciones, alteraciones y reubicaciones de los tanques deben ser realizados según los requerimientos establecidos en esta Norma.
5.3.12 – Paso 11 Se debe efectuar una evaluación para determinar si el cambio de servicio ubica al tanque en una posición de mayor riesgo de falla por fractura frágil. El servicio puede ser considerado más severo (desde el punto de vista de la fractura frágil), si: 1- La temperatura de servicio es reducida (por ejemplo de petróleo calentado a almacenamiento a temperatura ambiente). 2- El producto almacenado cambia a otro de mayor gravedad específica.
SECCIÓN 7 – MATERIALES Esta sección establece los requerimientos generales para la selección de los materiales para ser utilizados en la reparación, alteración y reconstrucción de tanques existentes. 7.2 – Materiales nuevos Todo material nuevo para ser utilizados en la reparación, alteración y reconstrucción de tanques deben conformar los requerimientos de la norma aplicable actual. 7.3 – Materiales originales para tanques reconstruidos 7.3.1 – Chapas de piso y cuerpo soldadas al cuerpo -Toda chapa de cuerpo y piso soldada al cuerpo, deberá estar identificada. No será requerida identificación mas detallada cuando estos materiales estén identificados a través de planos constructivos originales, chapas de identificación API u otros documentos aplicables. Los materiales no identificados, deberán ser ensayados e identificados según los requerimientos que se detallan mas adelante. Luego de la identificación se deberá establecer la aptitud de ese material para el servicio propuesto.
- Cada chapa individual para la cual no exista identificación adecuada, deberá ser sometida a análisis químico y ensayos mecánicos tal como se requiere en ASTM A 6 y ASTM A 370, incluyendo ensayos de Charpy-V. Los valores de impacto deberán satisfacer los requerimientos de API 650 (tabla 2-4, aplican restricciones a valores mínimos de probetas individuales) Cuando se desconozca la dirección de laminación se deberán tomar dos probetas de ensayo de tracción a 90º uno de otro en algún rincón de la chapa, y al menos uno de ellos debe cumplir lo establecido en la especificación. - Para materiales desconocidos, todas las chapas del cuerpo y piso, soldadas al cuerpo deberán cumplir como mínimo las propiedades químicas y mecánicas del material especificado para la aplicación, con referencia al espesor y temperatura de diseño de metal dados en API 650. 7.3.2 – Estructural Perfiles laminados estructurales que serán reutilizados, deben cumplir los como mínimo los requerimientos de ASTM A 7. Materiales estructurales nuevos deben cumplir como mínimo los requerimientos de ASTM A 36 o A 992.
7.3.3 – Bridas y prisioneros Los materiales de las bridas deben cumplir como mínimo los requerimientos de la especificación de material establecido en la norma de construcción. El material de los prisioneros debe cumplir con los requerimientos de la especificación actual aplicable. 7.3.4 – Pisos, techos y vigas rigidizadoras Si chapas existentes van a ser usadas para la reconstrucción de un tanque, las mismas deberán ser controladas en busca de una excesiva corrosión o picaduras. 7.4 – Consumibles de soldadura Deben estar de acuerdo a una especificación AWS que sea aplicable al uso propuesto
EJERCICIOS 1- Que requerimientos deben conformar los materiales nuevos usados para la reparación, modificación, y reconstrucción? a)El material Código existente al momento de construcción original. b)El último Código de NFPA. c)La norma aplicable actual para tanques. d)Cualquier especificación del Código ASME para materiales P-1. 2- Bajo qué condición el API-653 requiere que se tomen dos especimenes de tensión en ángulos rectos uno del otro, en una esquina de cada chapa? Uno de estos especimenes debe cumplir con los requisitos de la especificación. a)Cuando la dirección de la laminación de la chapa es desconocida. b)Cuando la soldadura es realizada a una temperatura menor de 32 º F. c)Cuando la chapa no es una chapa de tamaño completo y puede instalarse con el grano en el sentido vertical. d)Cuando el material no es un material de tipo P-1. 3- ¿Está permitido re-usar perfiles estructurales laminados existentes? En ese caso, ¿qué especificación aplica? a)Sí, pero los perfiles estructurales laminados existentes deberán cumplir con los requisitos de ASTM A-20, como mínimo.
b)Sí, pero los perfiles estructurales laminados existentes deberán cumplir con los requisitos de ASTM A-992, como mínimo. c)Sí, pero los perfiles estructurales laminados existentes deberán cumplir con los requisitos de ASTM A-36, como mínimo. d)Sí, pero los perfiles estructurales laminados existentes deberán cumplir con los requisitos de ASTM A-7, como mínimo. 4- El material de las bridas deben cumplir con los requisitos mínimos de las especificaciones de la norma aplicable actual. a)Verdadero. b)Falso. 5- Los prisioneros deben cumplir los requisitos mínimos de las especificaciones de la norma aplicable actual. a)Verdadero. b)Falso
SECCIÓN 8 – CONSIDERACIONES DE DISEÑO PARA TANQUES RECONSTRUIDOS Consideraciones de diseño específicas distintas a las ocasionadas por las cargas debida al producto, deben ser especificadas por el Dueño/Operador. 8.2 – Juntas soldadas nuevas - Los detalles de la junta soldada debe cumplir con la especificación aplicable actual. - Toda unión de cuerpo nueva debe ser soldada a tope con completa penetración y fusión. 8.3 – Juntas soldadas existentes Deben cumplir los requerimientos de la Norma de Construcción. 8.4 – Diseño del cuerpo - Los espesores a considerar de cada virola del cuerpo cuando se verifica el diseño de un tanque, se basaran en mediciones tomadas dentro de los 180 días previos a la reubicación del tanque. Los procedimientos de medición, número y ubicación de las mediciones están establecidos en la Sección 4 de esta Norma.
- El máximo nivel de diseño del líquido será determinado calculando el máximo nivel de diseño del líquido para cada virola individual, basado en la gravedad específica del producto, el espesor actual medido de cada virola, las tensiones admisibles de cada virola y el método de diseño a usar (método de 1 pie, de punto de diseño variable o análisis elástico o Apéndice A de API 650) Método de 1 pie Calcula en espesor requerido a 1 pie (0,3 m), de la parte inferior de cada virola. Está limitado a tanques hasta 60 m de diámetro. El espesor mínimo requerido para las chapas del cuerpo está dado por la expresión:
Donde: D: Diámetro nominal del tanque (m) H: Altura del líquido desde la parte inferior de la virola en consideración hasta la parte superior del tanque (m) G: Gravedad específica del producto. Sd: Tensión admisible para la condición de diseño (Mpa) (Tabla 3-2) CA: Adicional por corrosión
Método del punto de diseño variable Este método provee una reducción en el espesor de pared de cuerpo requerido y además permite la construcción de tanques de gran diámetro dentro de las limitaciones de espesores máximos de chapa. Solo podrá usarse cuando el comprador del tanque no ha especificado el uso del método de 1 pie y cuando se cumple con la condición de:
Donde: L: 500 D t 0,5 (mm) D: Diámetro del tanque (m) t: Espesor del cuerpo de la virola inferior (mm) H: Nivel máximo de diseño del líquido (m) Análisis elástico Cuando la relación L/H es mayor a 2, la determinación del espesor del cuerpo estará basado en un análisis elástico que muestre que las tensiones circunferenciales del cuerpo están por debajo de las tensiones admisibles (tabla 3-2)
Apéndice A Método de diseño opcional para tanques de pequeña capacidad y espesores máximos de chapa de cuerpo de 12,7 mm. El espesor está dado por la formula:
- Las tensiones admisibles de los materiales está establecida en la tabla 3-2 del API 650. Para materiales no contemplados en esta tabla se deberá usar el menor valor entre 2/3 de la tensión de fluencia o 2/5 de la tensión de rotura del material. - El máximo nivel de líquido para la prueba hidrostática será determinado usando el espesor actual medido de cada virola del cuerpo, la tensión admisible del material de cada virola y el método de diseño usado. Las tensiones admisibles de los materiales está establecida en la tabla 3-2 del API 650. Para materiales no contemplados en esta tabla se deberá usar el menor valor entre 3/4 de la tensión de fluencia o 3/7 de la tensión de rotura del material. - Si para la reconstrucción de un tanque se requiere de espesor adicional por corrosión éste será restado del espesor actual previo al calculo del máximo nivel del liquido.
- Si el espesor actual relevado es mayor que el requerido, el espesor en exceso podrá ser adoptado como adicional por corrosión. - Las eficiencias de junta y las tensiones admisibles utilizadas para determinar el nivel del líquido deben ser consistentes con el método de diseño usado. Las eficiencias de junta y las tensiones admisibles de las uniones soldadas existentes que no sean removidas y reemplazadas, estarán basadas en el grado y tipo de inspección original. 8.5 – Aberturas en el cuerpo Las aberturas nuevas y de reemplazo deben ser diseñadas, soldadas y examinadas según los requerimientos de la norma aplicable actual. Las aberturas existentes deben ser verificadas de manera que cumplan con el Código de fabricación. 8.6 – Vigas rigidazadoras y estabilidad del cuerpo - Las vigas rigidizadoras intermedias y superiores para tanques con abiertos deben cumplir los requerimientos de la norma aplicable actual.
- Los tanques que serán reconstruidos deben ser verificados al pandeo inducido por el viento de acuerdo a los procedimientos de la norma actual aplicable, usando los requerimientos de viento para la ubicación en la cual será reconstruido el tanque. 8.7 – Techos - El diseño de los techos debe responder a la norma de construcción. - Si la nueva locación de instalación requiere de mayores cargas de diseño que en la locación original, la aptitud para soportarlas por el techo existente debe ser verificada usando la norma aplicable actual. 8.8 – Diseño por sismos Los tanques que serán reconstruidos en una zona sísmica 2 o mayor (tabla E-1 de API 650), deben ser verificados en cuanto a su estabilidad a los sismos según las reglas de la norma actual aplicable usando las dimensiones y espesores del tanque reconstruido. Podrá en estos casos ser requeridos aumentos de los espesores de las chapas del piso o anclaje del tanque aún cuando estos no hayan sido utilizados originalmente.
EJERCICIOS 1- El espesor a ser usado para cada anillo del cuerpo cuando es verificado el diseño del tanque estará basado en: a)Las mediciones tomadas dentro de 30 previos a los días de la re-ubicación. b)Las mediciones tomadas dentro de 60 previos a los días de la re-ubicación. c)Las mediciones tomadas dentro de 120 previos a los días de la re-ubicación. d)Las mediciones tomadas dentro de 180 previos a los días de la re-ubicación. 2- La eficiencia de las uniones y los niveles de tensión aceptables para las uniones soldadas existentes que no serán removidas y reemplazadas, se basarán en: a)La norma de la construcción original. b)El grado actual y tipo de inspección. c)La norma de construcción actual. d)El grado original y tipo de inspección. 3- Con respecto al diseño sísmico, los tanques reconstruidos deberán ser verificados para cumplir con los requisitos de estabilidad de: a)Los requisitos del dueño u operador. b)Los requisitos del Inspector Autorizado. c)La norma original de construcción. d)La norma aplicable actual.
SECCIÓN 11 – SOLDADURA 11.1 - Calificaciones de soldadura - Las especificaciones de procedimientos de soldadura y soldadores y operadores de soldadura deben ser calificados según los requerimientos de la Sección IX del Código ASME, con los requerimientos adicionales de API 650 y esta norma. - Los procedimientos de soldadura para la fabricación de accesorios al tanque tales como plataformas, escaleras, barandas, etc., pero no los procedimientos para vincular éstos al tanque, deben ser calificados por AWS D 1.1, o AWS D 1.6 o Sección IX de ASME. - Se deberá verificar la soldabilidad de los aceros de los tanques existentes. Si la especificación del material es desconocida u obsoleta, las probetas de ensayo para la calificación de los procedimientos de soldadura deberán ser tomadas de las chapas a usar. 11.2 – Identificación y registros Cada soldador debe tener asignado un cuño de identificación. Los registros de esta identificación así como las fechas y resultados de sus calificaciones deben estar disponibles para el Inspector. La identificación del soldador debe ser estampada al lado de las costuras completas a intervalos no mayores a los 3 pies. Esta identificación puede ser realizada a través de registros accesibles al Inspector.
La soldadura de las chapas de techos y bridas no requieren de esta identificación. Requerimientos adicionales de API 653 - Los materiales listados en la Sección 2 de API 650, pero no incluidos en la tabla QW-422 de la Sección IX del Código ASME, serán considerados como materiales P 1 y su número de grupo estará dado en base a su resistencia a la tracción según el siguiente criterio: a- Menor o igual a 485 Mpa (70 Ksi).........Gr 1 b-Mayor de 485 Mpa (70 Ksi), pero menor o igual a 550 Mpa (80 Ksi).....Gr 2 c- Mayor de 550 Mpa (80 Ksi).............Gr 3 - Se requerirá la calificación separada de procedimientos de soldadura y soldadores para materiales de especificación ASTM A 841. - Cuando se requieran ensayos de impacto en ZAC, la condición de tratamiento térmico del metal base será una variable esencial suplementaria. - Los revestimientos superficiales (cuando los hubiera) serán considerados variables esenciales para la calificación del procedimiento de soldadura. - Las calificaciones de soldadores efectuadas por un fabricante, no serán aceptables para ser usadas por otro fabricante.
EJERCICIOS 1- Las especificaciones de procedimientos de soldaduras, los soldadores y los operadores de soldadura se calificarán de acuerdo con : a)El código original de construcción. b)Las especificaciones del dueño u operador. c)La Sección IX del Código de ASME. d)Las especificaciones técnicas de organización de la reparación. 2- Según API Std 653, si la especificación del material para el acero de un tanque existente es desconocida u obsoleta, ¿Qué debe hacerse? a)El material no puede usarse para la reconstrucción del tanque. b)Se tomarán cupones para la prueba del WPS de la chapa existente a ser usada. c)Pueden tomarse cupones para la Prueba del WPS de un material similar de especificación conocida. d)Sólo se tomarán cupones de la Prueba para el WPS del metal de relleno de la soldadura y no del metal base. 3- A cada soldador y operador de soldadura se le asignarán: a)Sólo una unión para asegurar la trazabilidad. b)Una máquina de soldadura específica. c)Un número de identificación, letra, símbolo o sigla. d)Que suelde las uniones por un solo lado del tanque.
4- ¿Cómo hace cada soldador y operador de soldaduras para identificar las soldaduras producidas por ellos? a)La marca de identificación de cada soldador u operador de soldaduras será estampada a mano o a máquina adyacente a cada una de las soldaduras completadas. b)Cada soldador u operador de soldaduras registrará su producción en un welding map. c)Cada soldador u operador de soldaduras le indicará al inspector exactamente qué soldaduras completó él. d) a y b son correctas. e) a, b y c son correctas. 5- ¿A qué intervalos el soldador u operador de soldaduras debe estampar la identificación adyacente a las soldaduras completadas? a)La identificación estará a intervalos que no excedan de los 9 pies. b)La identificación estará a intervalos que no excedan de los 7.5 pies. c)La identificación estará a intervalos que no excedan de los 6 pies d)La identificación estará a intervalos que no excedan de los 3 pies 6- ¿Qué soldaduras no requieren de la identificación del soldador? a)Todas las soldaduras requieren de la identificación del soldador. b)Uniones soldadas verticales que se localizan dentro del final del anillo del cuerpo debido a que este anillo estará sometido a tensiones relativamente bajas. c)Las soldaduras de las chapas del techo y las soldaduras del cuello de la boquilla a la brida. d)Las soldaduras de las chapas del techo y las soldaduras de las chapas del piso.
SECCIÓN 12 – EXÁMENES Y ENSAYOS 12.1 – Exámenes no destructivos 12.1.1 – Generalidades Los exámenes no destructivos serán realizados según los requerimientos de API 650 y los requerimientos suplementarios establecidos en esta Norma. El personal que ejecuta los exámenes no destructivos deberá estar calificado según los requerimientos de API 650 y los requerimientos suplementarios establecidos en esta Norma. Los criterios de aceptación estarán basados en los requerimientos de API 650 y los requerimientos suplementarios establecidos en esta Norma. Cada nuevo depósito de soldadura o cavidad generada por operaciones de repelado debe ser totalmente inspeccionado visualmente. Podrán ser requeridos exámenes no destructivos adicionales. El Apéndice G establece guías adicionales para la calificación de operadores y procedimientos cuando se utilizan herramientas de inspección por pérdida de flujo magnético.
12.1.2 – Aberturas en el cuerpo - Se deberán efectuar inspección por ultrasonido sobre las chapas del cuerpo, en las zonas inmediatas a las afectadas en busca de laminaciones cuando: a- Se agrega una chapa de refuerzo a una abertura no reforzada. b- Se agrega una conexión en caliente. - Las cavidades resultantes de remover por repelado soldaduras de vinculación de chapas de refuerzo existentes, deben ser examinadas PM o LP. - Las soldaduras que vinculan bridas con cuerpo o con chapa de refuerzo y chapas de refuerzo con cuerpo deben ser examinadas PM o LP. Se deberá considerar exámenes adicionales cuando se sueldan conexiones en caliente de tenacidad desconocida. - Las soldaduras de componentes con alivio de tensiones deberán ser examinadas completamente por PM o LP, luego del tratamiento de alivio, pero antes de la prueba hidrostática.
12.1.3 – Soldaduras reparadas - Las cavidades resultantes de las operaciones de repelado para remover defectos de soldaduras, deben ser examinadas PM o LP. - Las reparaciones terminadas en soldaduras a tope deben ser examinadas en su total longitud por medio de radiografía o ultrasonido. - Las reparaciones terminadas en soldaduras de filete deben ser examinadas en su total longitud por algún método no destructivo apropiado de los listados en esta norma. 12.1.4 – Aditamentos temporarios y permanentes a las chapas del cuerpo - Las soldaduras de aditamentos permanentes (no incluida la soldadura cuerpo-piso) y las áreas afectadas por la remoción de aditamentos no permanentes deben ser inspeccionadas visualmente. - Las soldaduras de aditamentos permanentes (no incluida la soldadura cuerpo-piso) nuevas y las áreas afectadas por la remoción de aditamentos no permanentes (en materiales de API 650 grupos IV, IVa, V y VI) deben ser inspeccionadas por PM o a opción del comprador por LP.
12.1.5 – Soldaduras entre chapas del cuerpo - Soldaduras nuevas que vinculan chapas de cuerpo existentes a chapas de cuerpo existentes o nuevas deben ser examinadas por métodos radiográficos. - Adicionalmente en chapas de cuerpo de espesores mayores a 1”, la superficie repelada de la pasada de raíz y la pasada final de soldadura de ambos lados debe ser examinada por PM o LP. - Soldaduras nuevas que vinculan chapas de cuerpo nuevas a chapas de cuerpo nuevas (reemplazos o adiciones totales o parciales de virolas) deben ser examinadas por métodos radiográficos de acuerdo a API 650. 12.1.6 – Soldaduras del cuerpo al piso - Las nuevas soldaduras de estas características deben ser inspeccionadas totalmente mediante una caja de vacío angular y solución jabonosa o aplicando aceite diesel liviano. En suma a lo anterior, la primera pasada de soldadura debe ser inspeccionada aplicando aceite diesel liviano por un mínimo de 4 hs (en lo posible durante toda una noche) y luego inspeccionar la soldadura en busca de filtraciones. Se deberá tener en cuenta la total remoción del aceite antes de continuar con las tareas de soldadura.
- Como alternativa a lo requerido en los párrafos anteriores, la pasada inicial de soldadura deberá ser limpiada de manera que su superficie sea inspeccionada visualmente. Luego de cumplida esta inspección y una vez terminados las soldaduras de ambos lados tanto de filete como de penetración parcial, se deberá presurizar el volumen existente entre ambos lados de la unión con aire a 15 Psi y determinar la presencia de fugas de ambos lados de la soldadura mediante la aplicación de solución jabonosa. - Las soldaduras cuerpo – piso existentes por debajo de un parche solapado, deben ser inspeccionadas visualmente, así como también mediante PM o LP. Adicionalmente se deberá inspeccionar de la misma manera 6” de longitud de soldadura de cuerpo – piso a cada lado del parche solapado, previo a la instalación de éste. 12.1.7 – Pisos - Luego de completadas todas las soldaduras del piso de un tanque, las chapas y todas las soldaduras nuevas efectuadas deben ser inspeccionadas visualmente en busca de potenciales defectos y fugas. - Particular atención se le debe prestar sumideros, abolladuras, ranuras, solapes de tres chapas, fallas en las chapas del piso, áreas de remoción de aditamentos temporarios, cebados de arco, etc.
-Los criterios de aceptación de la inspección visual y de reparación de defectos están especificados en API 650 párrafo 6.5. - Adicionalmente, toda nueva soldadura, incluyendo las de vinculación de parches, las reparaciones por deposición de metal de soldadura, o la reparación de soldaduras encontradas defectuosas en las inspecciones internas, deben ser inspeccionadas por alguno de los métodos establecidos en API 650, párrafo 5.3.3. - Las áreas que presenten fugas serán reparadas por amolado y soldadas nuevamente y posteriormente ensayadas. - En suma a los requerimientos de los párrafos anteriores, las pasadas de raíz y de terminación de la soldadura de un parche solapado ubicado dentro de la zona crítica, será totalmente inspeccionado por medió visual, así como también por PM o LP. - En suma a los requerimientos de los párrafos anteriores, áreas del piso reparadas por soldadura, serán inspeccionadas por medio de PM o LP. Adicionalmente el área reparada será inspeccionada con caja de vacío y solución jabonosa o gas de detección.
API 650 párrafo 6.5 – Inspección visual Una soldadura será aceptable si visualmente se verifica: a- No hay fisuras de cráter, fisuras superficiales o cebados de arco en o adyacente a la unión soldada. b- Socavaduras presentes no deben exceder 0,4 mm para costuras verticales, 0,8 mm para costuras horizontales y 0,4 mm para aditamentos soldados. c- La porosidad superficial está limitada a un nido de poros el cualquier longitud de 100 mm y el diámetro de los nidos no debe exceder 2,5 mm. Cualquier discontinuidad que no cumpla los criterios anteriores debe ser reparada según; a- Todo defecto será removido por medios mecánicos o repelado térmico. Cebados de arco serán repelados y resoldados según necesidad y amolados a ras de material. b- Será requerido resoldar si el espesor remanente luego de reparado está por debajo del espesor requerido c- La soldadura de reparación será visualmente inspeccionada.
API 650, párrafo 5.3.3 – Métodos de inspección de pisos Este párrafo considera entre otras cosas los métodos aceptables para la inspección y ensayo de pisos de tanques. Indica que los mismos deben ser inspeccionados por alguno de los métodos establecidos a continuación. a- Caja de vacío b- Ensayo de fuga con detector de gas. c- Por bombeo de agua a presión por debajo del piso. 12.1.8 – Chapas del cuerpo 12.1.8.1 – Reparaciones de chapas por deposición de metal de soldadura Áreas a ser reparadas por soldadura deben ser inspeccionadas visualmente en su totalidad Adicionalmente deben ser ensayadas por PM o LP. 12.1.8.2 – Reparaciones de chapas con parches solapados Las soldaduras de vinculación de parches solapados deben ser inspeccionadas visualmente en su totalidad y por PM o LP.
12.1.9 – Techos Soldaduras nuevas y de reparación en techos deberán ser inspeccionadas por API 650, párrafos 5.3.2.2 y 5.3.6 API 650 párrafo 5.3.2.2 – Soldaduras de filete Los filetes serán visualmente inspeccionados. La superficie final debe estar limpia de escoria y residuos. Los criterios de aceptación están dados en API 650 – 6.5. API 650 párrafo 5.3.6 – Ensayo sobre techos Para techos estancos se deberán ensayar según alguno de los siguientes métodos: a- Por aplicación interna de aire a presión y solución jabonosa. b- Ensayo de vacío. Para techos no estancos solo será requerida la inspección visual a menos que el comprador especifique algún ensayo adicional.
12.2 – Radiografías 12.2.1 – Número y ubicación de las radiografías Estará de acuerdo a API 650 y los requerimientos adicionales de esta Norma. 12.2.1.1 - Para juntas verticales a- Para la soldadura de chapas nuevas de reemplazo a chapas nuevas de cuerpo, aplican los requerimientos de API 650 para construcción nueva. b- Para la soldadura de chapas nuevas de reemplazo a chapas existentes de cuerpo se deberá tomar una radiografía adicional en cada junta. c- Uniones reparadas en chapas de cuerpo existentes, se deberá tomar una radiografía adicional en cada junta. 12.2.1.2 - Para juntas horizontales a- Para la soldadura de chapas nuevas de reemplazo a chapas nuevas de cuerpo, aplican los requerimientos de API 650 para construcción nueva. b- Para la soldadura de chapas nuevas de reemplazo a chapas existentes de cuerpo se deberá tomar una radiografía adicional cada 50 pies de junta reparada. c- Uniones reparadas en chapas de cuerpo existentes, se deberá tomar una radiografía adicional cada 50 pies de junta reparada.
12.2.1.3 – Intersecciones de juntas horizontales y verticales a- Para la soldadura de chapas nuevas de reemplazo a chapas nuevas de cuerpo, aplican los requerimientos de API 650 para construcción nueva. b- Para la soldadura de chapas nuevas de reemplazo a chapas existentes de cuerpo todos las intersecciones serán radiografiadas. c- Todas las intersecciones en reparaciones serán radiografiadas. 12.2.1.4 En tanques reconstruidos, todas las soldaduras a tope de la chapa anular serán radiografiadas por API 650. 12.2.1.5 En tanques reconstruidos será requerido radiografiar el 25% de todas las uniones nuevas realizadas sobre costuras existentes. El Dueño/Operador debe en acuerdo con el contratista, determinar la extensión de inspecciones adicionales y las reparaciones requeridas. Cualquier inspección o reparación adicional de soldaduras existentes, será motivo de acuerdo contractual entre el Dueño/Operador y el Contratista.
12.2.1.6 Las soldaduras de chapas nuevas o de reemplazo de cuerpo y puertas, deben ser radiografiadas. Todas las uniones entre reparaciones y soldaduras existentes deben ser radiografiadas. Si se encuentra defectos, se radiografiará el 100% de las costuras reparadas. 12.2.1.6.1 Para chapas de reemplazo circulares, se debe tomar un mínimo de una radiografía, independientemente del espesor. Cuando la chapa de reemplazo se encuentra ubicada en una chapa del cuerpo cuyo espesor excede de 1”, la soldadura debe ser totalmente radiografiada. 12.2.1.6.2 Para chapas de reemplazo rectangulares o cuadradas, se debe tomar un mínimo de una radiografía en la costura vertical, una en la horizontal y una en cada esquina. Cuando la chapa de reemplazo se encuentra ubicada en una chapa del cuerpo cuyo espesor excede de 1”, la soldadura vertical debe ser totalmente radiografiada.
12.2.1.7 La longitud mínima de diagnostico de cada radiografía es de 6”. 12.2.1.8 Para elementos instaladas con chapas insertadas al cuerpo, la soldadura de tope entre el elemento y el cuerpo debe ser totalmente radiografiada. 12.2.2 – Criterios de aceptación de soldaduras de chapas a chapas existentes en el cuerpo Cuando las radiografías de soldaduras de chapas existentes con chapas nuevas, son inaceptables por la norma aplicable actual, las mismas serán evaluadas por el Código de construcción. 12.2.3 – Marcado y registro de radiografías Será requerido que en cada placa se identifique al soldador que ejecutó la soldadura. Como alternativa se podrá realizar un welding map, donde se refleje la ubicación de la soldadura, número de soldadura e identificación del soldador. Las radiografías y registros radiográficos referidos a reparaciones serán identificados con la letra “R”.
12.3 – Ensayo hidrostático 12.3.1 – Cuando se requiere ensayo hidrostático Un ensayo hidrostático completo de 24 hs será realizado sobre: a- Un tanque reconstruido. b- Un tanque que ha sido sometido a reparación u alteración mayor (véase la definición) y no es exceptuado por lo establecido en el punto 12.3.2. c- Un tanque donde una evaluación ingenieril indica la necesidad de este ensayo por un aumento en la severidad del servicio (aumento de la gravedad específica del producto, disminución de la temperatura de servicio o tanque que ha estado dañado) 12.3.2 – Cuando no se requiere ensayo hidrostático Un ensayo hidrostático total no será requerido cuando en presencia de reparaciones u alteraciones mayores se cumpla con “a” y “b” a continuación: a- La reparación ha sido verificada y aprobada por un ingeniero experimentado en tanques de almacenamiento según API 650 y por escrito determina la excepción de la prueba. b- El Dueño/operador por escrito exime la prueba. Adicionalmente se debe cumplimentar los párrafos aplicables a continuación:
12.3.2.2 – Reparación de cuerpos 12.3.2.2.1 Los Procedimientos de soldadura desarrollados para soldar metal existente, estarán basados en los requerimientos químicos y de resistencia del metal existente. Serán calificados con los materiales existentes o similares y deberán incluir impacto. Los requerimientos de impacto deben seguir los requisitos de las partes apropiadas del punto 7.2.2 del API 650 y deberán estar especificados en los procedimientos de reparación. 12.3.2.2.2 Los materiales nuevos usados para las reparaciones deben cumplir con lo indicado en los requerimientos de la norma API 650 actual. API 650 párrafo 7.2.2 (puntos aplicables) a- Serán realizados a la temperatura de diseño o más fría que esta. b- Será requerido el ensayo de impacto para procesos semiautomático y automáticos
c- Los ensayos de impacto deben mostrar valores mínimo tales como: 1- Materiales P1 Gr1......................20 J mínimo promedio de tres probetas 2- Materiales P1 Gr2......................27 J mínimo promedio de tres probetas 3- Materiales P1 Gr3......................34 J mínimo promedio de tres probetas Si más de un valor está por debajo del requerido o si un valor está por debajo de los 2/3 del mínimo requerido, se deben ensayar otra serie de probetas de las cuales ningún valor puede ser menor que el mínimo requerido. Para chapas con espesores superiores a 40 mm se deberá incrementar estos valores en 7 J por cada 12,5 mm adicionales. Está permitida la interpolación de valores. Las probetas del metal de soldadura serán extraídas normal al cordón a 1,6 mm por debajo de la superficie del material. Las probetas de zona afectada serán extraídas cerca de la superficie del material como sea practicable, previendo que en la zona de fractura exista la mayor cantidad de material de zona afectada como sea posible.
12.3.2.2.3 Los materiales existentes en el área de reparación deben cumplir al menos con alguno de los siguientes requerimientos: -Los requerimientos de API 650 (Edición 7º o posterior) -Estar dentro del área de “seguro para el uso” de la figura 5-2. -Las tensiones en el área de reparación no deben exceder de 7000 Psi, calculadas como se indica a continuación
HDG S = 2,6 t Donde S: Tensión en el cuerpo (Psi) H: Altura de llenado por encima de la parte inferior de la reparación (pies) t: Espesor del cuerpo en el área de interés (pulgadas) D: Diámetro medio del tanque (pies) G: Gravedad específica del producto.
12.3.2.2.4 Las soldaduras a tope nuevas en el cuerpo deben tener penetración y fusión completa. 12.3.2.2.5 Los exámenes de la pasada de raíz y de terminación deben responder a lo indicado en el párrafo 12.1.5. Adicionalmente la soldadura terminada debe ser totalmente radiografiada. 12.3.2.2.6 Las soldaduras de refuerzo de derivaciones / boquilla y de boquilla cuerpo, deben ser de penetración y fusión completa. La pasada de raíz de las boquillas deben ser repeladas y examinadas por PM o LP. La soldadura terminada debe ser examinada por PM o LP y por método ultrasónico. La metodología de inspección y los criterios de aceptación estarán de acuerdo a 12.1. 12.3.2.2.8 Las chapas de las puertas deben de cumplir los requerimientos de esta norma para la instalación de chapas pero no deberán interceptar la unión cuerpo – piso.
12.3.2.3 – Reparación de pisos dentro de la zona crítica Las reparaciones de las chapas anulares o chapas de piso dentro de la zona crítica, deberán cumplimentar con lo siguiente: a- Cumplir los requerimientos de 12.3.2.2.1 a 12.3.2.2.3 (Reparación de cuerpos) b- Inspección visual previo a la soldadura y por PM o LP luego de la primera y ultima pasada Las soldaduras a tope de la chapa anular, también serán examinadas por ultrasonido luego de finalizadas. La metodología de inspección y los criterios de aceptación estarán de acuerdo a 12.1. 12.3.2.4 – Reparación de las soldadura de cuerpo – piso 12.3.2.4.1 Las reparaciones de las soldaduras que unen al cuerpo de un tanque con su chapa anular o con las chapas del piso, deberán cumplir uno de los siguientes requerimientos
a- Una parte de la soldadura, de cualquier longitud, puede ser removida y reemplazada siempre que la soldadura de reemplazo cumpla con los requerimientos dimensionales de API 650, par. 3.1.5.7, y la porción reemplazada no excede el 50% del la sección de soldadura requerida. b- La soldadura de un lado del cuerpo, puede ser completamente removida, siempre que no se exceda las 12” de longitud. Las soldaduras en las que se remuevan y reemplacen mas del 50% de la sección requerida no podrán estar mas próximas entre ellas que 12”, incluyendo las costuras de uno y otro lado del cuerpo. 12.3.2.4.2 Las reparaciones deben ser examinadas previo a la soldadura, luego de la pasada de raíz y luego de la pasada de terminación visualmente y por medio de PM o LP. La metodología de inspección y los criterios de aceptación estarán de acuerdo a 12.1. API 650 párrafo 3.1.5.7 – Soldaduras de filete cuerpo – piso a- Para cuerpos y chapas anulares de 12,5 mm de espesor y menores, el tamaño de los filetes no será mayor a 12,5 mm.
b- Para el caso anterior los filetes no serán menores que el espesor nominal del componente más fino soldado (es decir entre el cuerpo y el piso inmediatamente por debajo del cuerpo), o menores que la siguiente tabla:
c- Para chapas anulares con espesores mayores a 12,5 mm, los catetos de los filetes serán iguales a la de la chapa anular, pero no excederá el espesor de la chapa del cuerpo. d- Las soldaduras de filete de materiales de los grupos IV, IVA, V y VI, deberán tener al menos dos pasadas.
12.3.2.5 – Reparación de pisos por reemplazo de chapas fuera de la zona crítica Porciones del piso de un tanque pueden ser reemplazados cuando el substrato bajo las nuevas chapas se encuentra en condición aceptable para el Inspector Autorizado, o cuando esa condición haya sido reestablecida y alguna de las siguientes condiciones se cumpla: a- Para tanques con anillo anular, ésta y el soporte bajo el anillo permanezca intacto. b- Para tanques sin anillo anular, el reemplazo de chapas no debe resultar en la soldadura con el piso remanente dentro de la zona crítica y el soporte del cuerpo y piso dentro de la zona crítica permanece intacto. 12.3.2.6 – Izaje menor de cuerpo - Los materiales del cuerpo y de la zona crítica deben cumplir con 12.3.2.2.3 - El ingeniero debe considerar todas las variables involucradas en el izaje menor del cuerpo para eximir al tanque de la prueba hidrostática, como ser la magnitud del izaje requerido, los materiales, la tenacidad, la inspección antes y después de la reparación, temperatura de materiales, estabilidad de suelo futura, técnicas de izaje y los daños potenciales de la operación.
12.3.2.7 – Aptitud para el servicio El Dueño/Operador podrá utilizar metodologías de análisis de aptitud para el servicio u otras metodologías apropiadas de evaluación, para eximir una reparación de la prueba hidrostática. Los procedimientos y criterios de aceptación para este análisis alternativo no están incluidos en esta Norma. Esta evaluación debe ser conducida por un Ingeniero experimentado en el diseño de tanques de almacenamiento y en las técnicas de evaluación a utilizarse. 12.4 – Ensayo de estanqueidad Las placas de refuerzo, sean nuevas o alteradas de aperturas en el cuerpo serán ensayadas a la estanqueidad según lo indica API 650. API 650 párrafo 5.3.4 – Inspección de chapas de refuerzo Serán ensayadas aplicando 15 psi de presión neumática entre el cuerpo del tanque y la chapa de refuerzo a través de los orificios requeridos para estos componentes. Mientras está presurizado se deberá utilizar solución jabonosa para la detección de fugas. Esto se realizará tanto del lado externo como interno del tanque.
12.5 – Medición de los asentamientos durante la prueba hidrostática 12.5.1 – Medición inicial - Cuando se prevea la presencia de asentamientos, el tanque sometido a la prueba hidrostática debe tener las fundaciones controladas para el asentamiento. - El asentamiento debe ser controlado inicialmente con el tanque vacío, usando un número de puntos de medición N, uniformemente distribuidos en su circunferencia, según la formula: N = D/10 Donde N: Número de puntos de medición, no menor de 8 y separados entre sí hasta un máximo de 32 pies. D: Diámetro del tanque (pulgadas) - El asentamiento así determinado será evaluado según el Apéndice B de esta Norma. 12.5.2 – Controles durante la prueba El asentamiento será controlado durante el llenado y cuando el liquido alcance el 100% de la altura requerida. Asentamiento excesivo según lo establecido en el Apéndice B, será motivo para detener el ensayo e investigar y/o reparar las fundaciones.
EJERCICIOS 1- El personal que realiza los END se calificará de acuerdo con: a)El API Std 650 y los requerimientos suplementarios de API-653. b)La Sección V del Código ASME, de Ensayos No Destructivos. c)El SNT-TC-1A. d)Las especificaciones del dueño u operador. 2- Cuando es necesario instalar una conexión soldada o agregar una chapa de refuerzo a una penetración existente sin refuerzo, API 653 requiere: a)El ensayo de partículas magnéticas para discontinuidades sub-superficiales leves se realizarán en un área igual a dos veces el diámetro de la apertura. b)El ensayo radiográfico para grietas en el área cercana y ultrasónico de las soldadura de vinculación. c)El ensayo por ultrasonido para grietas en el área cercana. d)El ensayo por ultrasonido para laminación se realizará en el área inmediata afectada y LP o PM en la soldadura de vinculación de la chapa con el cuerpo. 3- ¿Qué requerimientos de ensayo contempla API Std 653 para las soldaduras de componentes con alivio de tensiones? a)Las soldaduras completas de los ensambles serán examinadas visualmente sólo después del alivio de tensiones y de la prueba hidrostática.
b)Las soldaduras completas de los ensambles serán examinadas visualmente así como también por métodos ultrasónicos después del alivio de tensiones pero antes de la prueba hidrostática. c)Las soldaduras completas de los ensambles serán examinadas visualmente así como también por métodos de partículas magnéticas o de líquidos penetrantes después del alivio de tensiones pero antes de la prueba hidrostática. d)Las soldaduras completas de los ensambles serán examinadas visualmente o por radiografías después del alivio de tensiones pero antes de la prueba hidrostática. 4- Las soldaduras de tope completas de las chapas nuevas insertadas al cuerpo existente requieren de: a)100% de radiográfica. b)Lo requerido en API 650 mas radiografías adicionales c)Lo requerido en API 650 d)Una muestra (spot) de radiografías tomadas al azar. 5- Una vez completadas las reparaciones de soldaduras de filete se ensayarán en toda su longitud por el método no destructivo apropiado listado en el API-653. a)Verdadero. b)Falso.
6- Aplicando el aceite diesel ligero por el lado opuesto de la primer pasada de las uniones nuevas del piso al cuerpo, ¿cuánto tiempo debe el aceite permanecer en la soldadura y para su inspección? a)El aceite se permitirá mantener por lo menos cuatro horas y la soldadura se inspeccionará para verificar si hay filtración. b)El aceite se permitirá mantener por lo menos tres horas y la soldadura se inspeccionará para verificar si hay filtración. c)El aceite se permitirá mantener por lo menos dos horas y la soldadura se inspeccionará para verificar si hay filtración d)El aceite se permitirá mantener por lo menos una hora y la soldadura se inspeccionará para verificar si hay filtración. 7- El API-653 exige tomar dos radiografías a cada intersección nueva o de reemplazo entre las uniones verticales y horizontales. Una para cumplir con el requisito para las uniones verticales y la otra para cumplir con los requisitos para las uniones horizontales. a)Verdadero. b)Falso 8- ¿Cuál es la longitud de diagnóstico mínima de cada radiografía? a)La longitud de diagnóstico mínima de cada radiografía será doce pulgadas. b)La longitud de diagnóstico mínima de cada radiografía será ocho pulgadas. c)La longitud de diagnóstico mínima de cada radiografía será nueve pulgadas. d)La longitud de diagnóstico mínima de cada radiografía será seis pulgadas.
9- El examen radiográfico es requerido para las soldaduras del cuerpo de chapas insertadas nuevas o de reemplazo y las soldaduras de la puerta del cuerpo. ¿Cuál es la cantidad mínima y ubicación de esas radiografías? a)Para chapas circulares, se requieren cuatro radiografías, uno a cada cuadrante. b)Para cuadrados o rectángulos, se requieren dos radiografías en cada unión vertical y una en una unión horizontal. c)Para chapas circulares, se requieren una radiografía y para chapas cuadradas o rectangulares, una en una unión vertical, una en una unión horizontal, y una en cada esquina. d)Redondos, cuadrados o rectangulares, nuevo o reemplazó los insertos de planchas requieren 100% examen. 10- Las radiografías y los registros de las radiografías (informes) de todas las soldaduras reparadas se marcarán con: a)"SR" (Soldadura Reparada) b)"RS" (Reparación de Soldadura) c)"RA" (Reparación Aceptada) d)"R". (Reparada) 11- ¿Cuál de las siguientes no requiere que sea realizada una prueba hidrostática? a)Una reparación mayor o modificación mayor. b)Una evaluación de ingeniería indica la necesidad de la prueba hidrostática debido a un aumento en la severidad del servicio. c)Un tanque reconstruido. d)La instalación de una abertura en el cuerpo de NPS 12 sobre el nivel de diseño del líquido.
12- Una prueba hidrostática completa del tanque no se requiere para reparaciones y modificaciones cuando se reúnen ciertas condiciones. ¿Dónde usted buscaría estas condiciones? a)API-650 Párrafo 5.3.6. b)API-RP-575 Párrafo 7.5. c)API-620 Párrafo 6.4. d)API-653 Párrafo 12.3.2.
13- Si los dueños u operadores eligen utilizar una evaluación de aptitud para el servicio para eximir de una determinada reparación la prueba hidrostática, ¿quién realiza la evaluación? a)No pueden usarse las evaluaciones de aptitud para el servicio para eximir una prueba hidrostática a continuación de una reparación. b)El Inspector Autorizado. c)Un ingeniero experimentado en el diseño de tanques de almacenamiento y en los métodos de evaluación usados. d)La exención de la prueba hidrostática para reparaciones sólo puede estar dada por las leyes locales.
14- El asentamiento del tanque se inspeccionará inicialmente con el tanque vacío. ¿Cuál es el número mínimo de puntos de medida del asentamiento para un tanque de 70 pies de diámetro? a)El número mínimo de medidas del asentamiento es de 12 puntos. b)El número mínimo de medidas del asentamiento es de 6 puntos. c)El número mínimo de medidas del asentamiento es de 8 puntos. d)El número mínimo de medidas del asentamiento es de 4 puntos
15- El asentamiento del tanque se inspeccionará inicialmente con el tanque vacío. ¿Cuál es el número mínimo de puntos de medida del asentamiento para un tanque de 220 pies de diámetro? a)El número mínimo de medidas del asentamiento es de 12 puntos. b)El número mínimo de medidas del asentamiento es de 10 puntos. c)El número mínimo de medidas del asentamiento es de 22 puntos. d)El número mínimo de medidas del asentamiento es de 8 puntos.
SECCIÓN 13 – MARCADO Y MANTENIMIENTO DE REGISTROS 13.1 – Chapa de identificación 13.1.1 Los tanques reconstruidos bajo esta Norma, estarán identificados con una chapa de identificación de material resistente a la corrosión, tal como se muestra a continuación:
Las letras y los números no serán menores a 5/32” y serán gravadas, repujadas o estampadas en la chapa para indicar la siguiente información: a- Reconstruido por API 653 b- Número de Edición y revisión. c- Año de completada la reconstrucción. d- Si fuera conocido, la Norma de fabricación y el año de construcción. e- Diámetro nominal. f- Altura nominal del cuerpo. g- Gravedad específica de diseño. h- Máximo nivel de operación de liquido permisible. i- Nombre del reconstructor y número de sería o numero de contrato. j- El numero de tanque del Dueño/Operador k- Material de cada virola del cuerpo. l- Máxima temperatura de operación m- Tensiones admisibles usadas en el cálculo de cada virola del cuerpo. 13.1.2 La nueva chapa de identificación debe ser instalada en el cuerpo del tanque adyacente a la chapa existente si la hubiera. Serán instaladas como lo estipula API 650. Esto significa que si la chapa estará adosada directamente al cuerpo o a una chapa de refuerzo, la misma será soldada
o unida por brazing todo alrededor de la chapa. Aquellas chapas unidas a una chapa auxiliar por remaches, ésta ultima será unida al tanque por soldadura continua. 13.2 – Mantenimiento de registros Cuando un tanque es verificado, reparado, alterado o reconstruido de acuerdo a esta Norma la siguiente información, cuando sea aplicable, deberá ser parte de los registros del Dueño/operador para ese tanque (véase la Sección 6, Inspección, párrafo 6.8, registros de inspección): 13.2.1 Cálculos a- Evaluación de la integridad de componentes y consideración de fractura frágil. b- Reclasificación (incluyendo nivel de líquido) c- Consideraciones de reparaciones y alteraciones. 13.2.2 Planos de construcción y reparación. 13.2.3 Datos de soporte adicionales, tales como:
a- Inspecciones (incluyendo medición de espesores) b- Certificaciones del material c- Ensayos d- Radiografías (deben ser retenidas al menos un año) e- Consideraciones de fractura frágil f- Datos de la construcción original del tanque (fecha, norma de construcción, etc.) g- Ubicación e identificación del tanque (número de serie o del Dueño/Operador) h- Descripción del tanque (Diámetro, altura, servicio) i- Condiciones de diseño (nivel de liquido, gravedad específica, tensiones admisibles, etc.) j- Material y espesor del cuerpo por cada virola. k- Elevación perimetral del tanque l-Registros de la construcción. m- Consideraciones para la excepción de la prueba hidrostática. 13.3 – Certificación La reconstrucción de tanques por esta Norma requiere de documentación de tal reconstrucción y la certificación que el diseño, reconstrucción, inspección y ensayos fueron realizados en conformidad con esta Norma. La certificación debe contener la información requerida en las figuras a continuación según sea aplicable a diseño y/o reconstrucción.
EJERCICIOS 1- ¿Dónde debe la nueva placa de fabricación fijarse y que debe hacerse con la placa de fabricación existente? a)La nueva placa de fabricación se fijará al cuerpo del tanque adyacente a la placa de fabricación original existente. La placa de fabricación para su reacondicionamiento. b)La nueva placa de fabricación se fijará al cuerpo del tanque adyacente a la placa de fabricación original existente. La placa de fabricación existente se dejará fijada al tanque. c)La nueva placa de fabricación se fijará al cuerpo del tanque adyacente a la placa de fabricación original existente. La placa de fabricación existente se quitará y se pondrá en el archivo de registro de tanque. d)La nueva placa de fabricación se fijará al cuerpo del tanque adyacente a la placa de fabricación original existente. La placa de fabricación existente entonces se desechará. 2- Todos menos cuál de la siguiente información debe ser parte de los archivos de los dueños u operadores para los tanques de almacenamiento sobre el terreno? a)Los nombres de todos los operadores del tanque. b)Los cálculos. c)La construcción y dibujos de la reparación. d)Los datos de apoyo adicionales.