API 653 2014.es

January 22, 2018 | Author: Olga Sandoval Romero | Category: Patent, Steel, Science, Engineering, Science (General)
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Descripción: Norma API 653 en español, edición 2014....

Description

Tanque de inspección, reparación, modificación y reconstrucción

Norma API 653 QUINTA EDICIÓN DE NOVIEMBRE 2014

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Contenido Página

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Ámbito de aplicación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-1

1.1 Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-1 1.2 El cumplimiento de esta norma. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-1 1.3 La jurisdicción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-1 1.4 Prácticas de trabajo seguras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-1 2 Referencias. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-1 2.1 publicaciones referenciadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-1 2.2 Otras Referencias. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-2 3 Definiciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-1 4 Aptitud para el servicio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-1 4.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-1 4.2 Evaluación del techo del tanque . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-1

4.3 Evaluación del tanque de Shell. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-2 4.4 Evaluación del tanque inferior. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4-11 4.5 Evaluación del tanque Fundación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-16 5 Consideraciones Brittle fractura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-1 5.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-1 5.2 Consideraciones básicas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-1 5.3 Procedimiento de Evaluación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-1 6 Inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-1 6.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-1 6.2 Consideraciones de inspección de frecuencia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-1 6.3 Las inspecciones desde el exterior del tanque. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-1 6.4 Inspección interna. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-2 6.5 Alternativa a la inspección interna para determinar el espesor de la parte inferior. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-6

6.6 Preparativos para la inspección interna. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-6 6.7 Listas de verificación de inspección. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-7

6.8 Records. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-7 6.9 Informes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-7 6.10 El examen no destructiva (NDE). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-8 7 Materiales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-1 7.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-1 7.2 Materiales Nuevos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-1 7.3 Materiales originales para Tanques reconstruidas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-1 7.4 consumibles de soldadura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7-1 8 Consideraciones de diseño para Tanques reconstruida. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-1 8.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-1 8.2 Las juntas Nueva soldadura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-1 8.3 existente costuras de soldadura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-1

8.4 Diseño de Shell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-1 8.5 Las penetraciones Shell. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-1 8.6 Windgirders y Shell estabilidad. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-2 v

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8.7 Los techos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-2 8.8 Diseño sísmico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8-2 9 Reparación y Alteración del tanque. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-1 9.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-1 9.2 Retiro y reemplazo de Shell Material de la placa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-1 9.3 Reparaciones Shell Uso de LAP-soldada Patch placas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-6 9.4 Reparación de defectos en Shell Material de la placa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-8 9.5 Alteración de proyectiles de tanques a cambio de funda de altura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-8

9.6 La reparación de soldaduras defectuosas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-8

9.7 Reparación de Shell Penetraciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-9 9.8 Adición o sustitución de Shell penetraciones. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-9 9.9 Alteración de penetraciones Shell existentes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9-11 9.10 Reparación de Fondos de Tanques. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-15

9.11 Reparación de techos fijos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-19 9.12 Reparación de techos flotantes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-20 9.13 reparación o sustitución del techo flotante Perímetro Sellos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-20 9.14 Los grifos calientes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 09 al 21 octubre Desmontaje y Reconstrucción. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10-1 10.1 General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10-1 10.2 Limpieza y desgasificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10-1 10.3 Métodos desmontaje. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10-1 10.4 Reconstrucción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10-3 10.5 Las tolerancias dimensionales. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10-5 11 Soldadura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,11-1 11.1 Requisitos soldadura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,11-1 11.2 Identificación y registros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,11-1 11,3 Precalentar o controlada de deposición métodos de soldadura como alternativas al tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,11-1

11.4 Seguridad en la soldadura. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,11-3 12 exámenes y pruebas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12-1 12,1 ECM. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12-1 12.2 las radiografías. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12-3 12.3 Prueba hidrostática. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12-5 12.4 Las pruebas de fugas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12-8

12.5 Solución medido durante la prueba hidrostática. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12-8 13 Marcaje y mantenimiento de registros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13-1 13.1 placas de identificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13-1

13.2 de registros. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13-2 13.3 Certificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13-2 Anexo A ( informativo) Antecedentes sobre las ediciones anteriores de Normas tanque de almacenamiento con costura API. . . . . . . . . . . . A-1 Anexo B ( normativo) Evaluación del tanque de sedimentación inferior. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-1

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

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

4.1 La inspección de las zonas de corrosión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-4 4.2 Medición Pit. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-5 5.1 Consideraciones de fractura frágil . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5-2 Curva 5.2 Exención para las cisternas fabricados a partir de acero al carbono de Desconocido especificaciones del material. . . . 5-3

9.1 Detalles aceptables para reemplazo de Shell Material de la placa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-2 9.2 Detalles de las hojas de la puerta en la costura clavado tanque. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-4 9.3 Detalles de las hojas de la puerta en la vuelta del cordón de soldadura tanque. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-4

9.4 Los detalles de la hoja de la puerta en la soldadura a tope de Shell costura Tanque-n vertical Franja Offset. . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-5

9.5 Los detalles de la hoja de la puerta en Bull-Weld Shell Seam-tanque vertical Franja Offset. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-5

9.6 Lapeado parche de reparación placas en el Shell a abajo conjunta externa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-7 9.7 Datos típicos para adición de placa de refuerzo para existente Shell penetración. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-9 9.8 Datos típicos para adición de “Tombstone” placa de refuerzo de forma para existente Shell Penetración 9-10 9.9 Método para la recaudación de Shell boquillas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-12 9.10 detalles para la instalación de un nuevo fondo a través de una placa de refuerzo Tombstone existente. . . . . . . . . . . 9-12

9.11 detalles para la instalación de un nuevo fondo a través de una placa de refuerzo Tombstone existente. . . . . . . . . . . 9-13 9.12 detalles para la instalación de un nuevo fondo a través de una placa de refuerzo Tombstone existente. . . . . . . . . . . 9-14

9.13 típicas placas de parche soldada en el tanque de placas de fondo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-16 9.14 Hot Tap para tanques. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-23 10.1 tanque Shell y ubicaciones corte inferior. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10-2 13,1 placa de identificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13-1

13.2 Formas de certificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13-4 Las mediciones B.1 Solución de Shell (externo). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-2 Las mediciones B.2 Solución inferior (interna) del tanque fuera de servicio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-2 B.3 Representación gráfica de Solución del tanque de Shell por B.2.2.4. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-3 B.4 Representación gráfica de Solución de Shell por B.2.2.5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-6 B.5 Representación gráfica de Solución de Shell por B.2.2.5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-6 Solución Edge B.6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-7 Corrección B.7 de Arreglo borde medido. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-8 vii Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API

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almacenamiento de acero inoxidable dúplex. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Figuras X-1

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B.8 Solución de fondo cerca de Shell. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-9 B.9 localizada cavidades de base a distancia o protuberancias de Shell. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-10 Límites de liquidación inferior B.10 localizado tanque de una sola pasada, soldaduras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-12

Solución B.11 máxima permitida Edge para zonas con soldaduras de solape inferior

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

Aproximadamente perpendicular a la Shell. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-14 Solución Edge B.13 con una vuelta de soldadura en un ángulo arbitrario a la Shell. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-15

H.1 Pasos a realizar la identificación servicio similar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . H-6 H.2 Ejemplo tasa de corrosión curvas para la parte inferior de tanque de almacenamiento. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . H-7

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

4.1 Destaca máxima permitida Shell. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-7 4.2 Eficiencias conjuntos para las juntas soldadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-8 4.3 Eficiencias conjuntos para las uniones remachadas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-9

4.4 Placa inferior espesor mínimo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-15 4.5 anulares espesores de la placa de fondo (in.). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-15 6.1 Tanque de salvaguardia. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6-3 9.1 Hot Tap de conexión tamaños y espesores de chapa Shell . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9-22 10.1 Los espesores máximos en Nueva soldaduras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10-3 10.2 Tolerancias Radios. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10-5 de reparación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,11-2

Ediciones A.1 de la norma API 650 y su precursor, la norma API 12C. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . A-1 G.1 sugerido variables esenciales para las pruebas de calificación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . G-6 H.1 la categoría de servicio Producto similar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . H-5

viii Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API

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11.1 métodos de soldadura como alternativas al tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) Calificación espesores para placas de prueba y ranuras

Tanque de inspección, reparación, modificación y reconstrucción

1 Alcance 1.1 Introducción 1.1.1 Esta norma cubre los tanques de almacenamiento de acero construidas a API 650 y API 12C su predecesor. Proporciona requisitos mínimos para el mantenimiento de la integridad de dichos tanques después de haber sido puesto en servicio y direcciones de inspección, reparación, modificación, traslado y reconstrucción.

1.1.2 El alcance está limitado a la base del tanque, parte inferior, cáscara, estructura, techo, accesorios conectados, y boquillas a la cara de la primera brida, la primera articulación roscado, o primera conexión de fin de soldadura. Muchos de los de diseño, soldadura, disposiciones de examen, y materiales del API 650 se pueden aplicar en la inspección de mantenimiento, clasificación, restauración y la modificación de los tanques en servicio. En el caso de los conflictos aparentes entre los requisitos de esta norma y API 650 o su API 12C predecesor, esta norma regirá para los tanques que han sido puestos en servicio. - - `,,` `` `` `` `` `` ``, `,,`, `` ,,, -`-`` ,, ,, `,` `,, ---

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

1.1.4 Esta norma está destinada para su uso por las organizaciones que mantienen o tienen acceso a personal de ingeniería e inspección técnica con formación y experiencia en el diseño del tanque, fabricación, reparación, construcción e inspección.

1.1.5 Esta norma no contiene normas o directrices para cubrir toda la variedad de condiciones que pueden ocurrir en un tanque existente. Cuando no se dan detalles de diseño y construcción, y no están disponibles en la norma como incorporado, se deben utilizar datos que proporcionarán un nivel de integridad igual al nivel proporcionado por la actual edición de API 650. 1.1.6 Esta norma reconoce los conceptos de evaluación de aptitud para el servicio de evaluación de la degradación continua de los componentes que contienen presión. API 579-1 / ASME FFS-1, Aptitud para el servicio, proporciona procedimientos de evaluación detallados o criterios de aceptación para tipos específicos de degradación que se hace referencia en esta norma. Cuando esta norma no proporciona procedimientos específicos de evaluación o criterios de aceptación para un tipo específico de degradación o cuando esta norma permite explícitamente el uso de criterios de aptitud para el servicio, API 579-1 / ASME FFS-1 se puede utilizar para evaluar los diversos tipos de requisitos de degradación o de prueba tratados en esta norma.

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

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

1,4 prácticas de trabajo seguras La evaluación se hará de los riesgos potenciales a los que pueden estar expuestos al personal en las inspecciones internas del tanque, hacer reparaciones, o desmantelar los tanques. Los procedimientos deberán ser desarrollados de acuerdo con el 1-1 Los derechos de autor Instituto Americano del Petróleo proporcionada por IHS bajo licencia con el API

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1-2

API S ORMA 653

directrices dadas en API 2015 y 2217A API que incluirá salvaguardia para el personal de salud y seguridad, prevención de incendios y explosiones accidentales, y la prevención de daños a la propiedad. La conformidad con los procedimientos de permisos es una práctica de trabajo seguro esencial para la protección del personal y la soldadura property.Where y trabajo en caliente están involucrados, API 2009 estados “, excepto en las zonas habilitadas como seguro para el trabajo en caliente, un permiso de trabajo en caliente se obtendrá antes de comenzar cualquier trabajo que puede involucrar a una fuente de ignición.”Ver también Práctica API 2016 Recomendado.

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

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Sección 2-Referencias

2.1 publicaciones referenciadas Las siguientes normas, códigos, publicaciones y especificaciones se citan en esta norma. La última edición o revisión se utilizarán a menos que se indique lo contrario. Práctica Recomendada API 579-1 / ASME FFS-1, Aptitud para el Servicio Práctica Recomendada API 580, Inspección Basada en Riesgo Norma API 620, Diseño y construcción de grandes, soldados, tanques de almacenamiento de baja presión Norma API 650, Los tanques de almacenamiento de petróleo con costura para

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

API estándar de 2000, Respiración de los tanques de almacenamiento atmosférica y baja presión: no refrigeradas y Refrigerados

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

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

Práctica Recomendada API 2016, Directrices y procedimientos para entrar y limpieza de tanques de almacenamiento de petróleo

Práctica Recomendada API 2201, Prácticas de seguridad en caliente golpear las industrias petrolera y petroquímica Práctica Recomendada API 2207, Preparación de Fondos de Tanques para trabajo caliente

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

COMO YO Caldera y recipientes a presión (BPVC) 1, Sección V: Examen no destructivo COMO YO BPVC, Sección VIII: recipientes a presión; División 2: reglas alternativas COMO YO BPVC, Sección IX: los procesos de soldadura Calificaciones

ASNT SNT-TC-1A 2, Calificación y Certificación en ensayos no destructivos ASTM A6 3, Especificación estándar para Requisitos Generales para barras laminadas de acero estructural, placas, formas y tablestacas

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

1 ASME

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

2 Sociedad

3 ASTM

Americana para Pruebas no destructivas, 1711 Arlingate Lane, Columbus, Ohio, 43.228 a 0.518, www.asnt.org.

International, 100 Barr Harbor Drive, West Conshohocken, Pennsylvania 19428-2959, www.astm.org. 2-1

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

API S ORMA 653

2-2

ASTM A36, Especificación estándar para acero al carbono estructural A370 ASTM, Métodos y definiciones para Ensayos mecánicos de productos de acero de prueba estándar

A992 ASTM, Especificación Estándar para Acero Estructural Formas

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

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

Petroleum Refining ácido sulfúrico usado a temperaturas ambiente

2.2 Otras referencias Aunque no citado en este estándar, la siguiente publicación puede ser de interés. Norma API 2610, Diseño, construcción, operación, mantenimiento e inspección de las instalaciones de la terminal y el depósito

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

4 La

American Welding Society, 550 NW LeJeune Road, Miami, Florida 33135, www.aws.org. International (anteriormente la Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión), 1440 South Creek Drive, Houston, Texas

5 NACE

77218-8340, www.nace.org.

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AWS D1.1 4, Soldadura Estructural-Acero Código

Sección 3-Definiciones A los efectos de esta norma, se aplican las siguientes definiciones. 3.1 modificación

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

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

3.3 agencia de inspección autorizada Una de las siguientes organizaciones que emplean a un inspector tanque de almacenamiento sobre tierra certificado por API.

a) La organización de inspección de la jurisdicción en la que se opera el tanque de almacenamiento sobre tierra.

b) La organización de inspección de una compañía de seguros que está autorizado o registrado para escribir un seguro y que el tanque de almacenamiento sobre tierra. c) El propietario / operador de una o más por encima del suelo del tanque (s) de almacenamiento que mantiene una organización de inspección para las actividades relativas sólo a su / su equipo y no para los tanques de almacenamiento de superficie destinados a la venta o reventa.

d) Una organización o individuo independiente bajo contrato con y bajo la dirección de un propietario / operador y reconocido o que no esté prohibido por la jurisdicción en la que se opera el tanque de almacenamiento sobre tierra. El programa de inspección de propietario / operador deberá proporcionar los controles - - `,,` `` `` `` `` `` ``, `,,`, `` ,,, -`-`` ,, ,, `,` `,, ---

necesarios para su uso por los inspectores autorizados contratada para inspeccionar los tanques de almacenamiento de superficie.

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

3.5 punto de ruptura La zona en un fondo del tanque donde se inicia la liquidación.

3.6 tanque de candidato

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

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

5 Underwriters

Laboratories, 333 Pfingsten Road, Northbrook, Illinois, 60062-2096, www.ul.com. 3-1

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API S ORMA 653

3.8 tanque de control

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

3.9 velocidad de corrosión

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

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

3.11 actual norma vigente La edición actual de la norma (como norma API o la norma UL) que se aplica si el tanque se construye hoy. 3.12 hoja de la puerta

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

3.13 examinador

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

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

3.15 aptitud para el servicio de evaluación

Una metodología mediante el cual los defectos contenidos dentro de una estructura se evalúan con el fin de determinar la adecuación de la estructura defectuosa por un servicio continuado sin fallo inminente. 3.16 caliente del grifo

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

3.17 prueba hidrostática

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

3.18 inspector Un título abreviado para un inspector autorizado tanque calificado y certificado de acuerdo con esta norma. 3.19 inspección interna Una inspección completa formal, como la supervisión de un inspector autorizado, de todas las superficies internas del tanque accesibles (ver

6.4.1).

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

3-3

3.20 alteración mayor / reparación o mayor Una alteración o reparación que incluye cualquiera de los siguientes: a) la instalación de una penetración de la envuelta más grande que NPS 12 debajo del nivel de diseño líquido;

b) la instalación de una penetración inferior dentro de 12 en de la cáscara.;

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

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

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

f) instalar un nuevo fondo; NOTA Instalación de una porción de una nueva parte inferior como se describe en 12.3.3.3 no se define como una reparación importante.

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

h) pajas de un tanque. 3.21 operador propietario

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

3.22 -Lado del producto

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

3.23 tenacidad reconocido Una condición que existe cuando el material de un componente se considera aceptable para su uso por las disposiciones de cualquiera de las siguientes secciones de esta norma: a) La sección 5.3.2 (basado en la edición de la norma de construcción original del tanque, o mediante pruebas con cupones);

b) Sección 5.3.5 (basado en espesor); c) Sección 5.3.6 (basado en más bajo de temperatura de metal de diseño);

d) Sección 5.3.8 (basado en curvas de exención). 3.24 reconstrucción Cualquier trabajo necesario para volver a montar un tanque que ha sido desmantelado y trasladado a un nuevo sitio.

3.25 organización de la reconstrucción

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

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en .;

API S ORMA 653

3-4

3,26 reparación

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

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

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

c) adición o sustitución de placas de refuerzo (o porciones de los mismos) para penetraciones de concha existentes;

d) la reparación de defectos, tales como desgarros o gubias, por molienda y / o desbaste seguido por soldadura.

3.27 organización de reparación

Una organización que cumple cualquiera de los siguientes:

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

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

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

3.28 Evaluación de los servicios similares

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

3.29 Del lado del suelo

La parte del fondo del tanque que está en contacto con el suelo. 3.30 ingeniero tanque de almacenamiento

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

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

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Sección 4-Idoneidad para Servicio

4.1 Generalidades

4.1.1 Cuando los resultados de un programa de inspección del tanque de que ha ocurrido un cambio de la condición física original de ese tanque, se realizarán una evaluación para determinar su idoneidad para el uso continuado. 4.1.2 Esta sección proporciona una evaluación de la idoneidad de un tanque existente para el servicio continuo, o para un cambio de servicio, o cuando se toman decisiones que involucran reparaciones, reformas, el desmontaje, la reubicación o la reconstrucción de un tanque existente.

4.1.3 La siguiente lista de factores a considerar no es todo incluido para todas las situaciones, ni pretende ser un sustituto para el análisis de ingeniería y el juicio necesario para cada situación: a) la corrosión interna debido al producto almacenado o fondos de agua; b) la corrosión externa debido a la exposición del medio ambiente;

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

d) propiedades del producto almacenado tales como la gravedad específica, la temperatura, y corrosividad;

e) las temperaturas de diseño de metal en el lugar de servicio del tanque; f) exterior en el tejado de carga vivo, el viento y sísmicas cargas;

g) de cimentación tanque, del suelo, y de liquidación de condiciones;

h) de análisis químicos y propiedades mecánicas de los materiales de construcción; i) las distorsiones del tanque existente; condiciones j) de funcionamiento tales como / tasas de vaciado de llenado y la frecuencia.

4.2 Evaluación del techo del tanque

4.2.1 Generalidades

4.2.1.1 se verificará la integridad estructural del sistema de soporte de techo y el techo. 4.2.1.2 placas de techo corroídas a un espesor medio de menos de 0,09 in. en cualquier 100 en. 2 placas de área o de techo con los agujeros a través de la placa de techo deben ser reparados o reemplazados.

4.2.2 Los techos fijos

4.2.2.1 miembros de soporte de techo (vigas, vigas, columnas y bases) deberán ser inspeccionados para solidez mediante un método aceptable para el inspector responsable. Distorsionada (como fuera de plomada columnas), corroído, y los miembros dañados se evaluarán y reparados o reemplazados si es necesario. Debe prestarse especial atención a la posibilidad de severa corrosión interna de columnas de tubos (la corrosión no puede ser evidenciado mediante inspección visual externa). 4.2.2.2 Cuando se requiere una frangible conjunta de techo a la cáscara, evaluar por artículos que impactan el cumplimiento de requisitos de conformidad con API 650, Sección 5.10.2.6. Ejemplos de algunos elementos para evaluar incluyen tanque de abajo hacia shell corrosión articulación o

4-1 - - `,,` `` `` `` `` `` ``, `,,`, `` ,,, -`-`` ,, ,, `,` `,, ---

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4-2

API S ORMA 653

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

4.2.3 techos flotantes 4.2.3.1 Áreas de chapas de techo y pontones que exhiben grietas o perforaciones deben ser reparados o las secciones afectadas reemplazados. Agujeros a través de placas de techo deben ser reparados o sustituidos. 4.2.3.2 Las áreas que son enfrentados serán evaluadas para determinar la probabilidad de que a través de-picaduras se producen antes de la siguiente inspección interna programada. Si es así, las áreas afectadas deberán ser reparados o reemplazados.

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

4.2.3.4 Orientación para la evaluación de techos flotantes existentes se basa en los criterios de la API 650, Anexo C, para techos flotantes externos, y el anexo H para techos flotantes internos. Sin embargo, la actualización a cumplir con esta norma no es obligatoria.

4.2.4 Cambio de Servicio 4.2.4.1 Presión Interna Todos los requisitos de la norma aplicable de corriente (por ejemplo, API 650, anexo F) se considerarán en la evaluación y las alteraciones posteriores para el techo del tanque y la unión de techo a shell.

4.2.4.2 Presión externa En su caso, la estructura de soporte de techo (si existe), y la unión de techo a la cáscara se evaluarán los efectos de un vacío parcial diseño. Los criterios descritos en API 650, se utilizarán Anexo V. 4.2.4.3 Operación a temperatura elevada Todos los requisitos de API 650, anexo M, se considerará que antes de cambiar al servicio de un tanque para el funcionamiento a temperaturas superiores a 200 ° F.

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

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

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

4.3 Evaluación del tanque de Shell 4.3.1 Generalidades

4.3.1.1 Defectos, deterioro, u otras condiciones (por ejemplo, cambio de servicio, la reubicación, la corrosión mayor que la tolerancia de corrosión original) que podría afectar negativamente al rendimiento o la integridad estructural de la cáscara de un tanque existente deben ser evaluados y una determinación garantiza la idoneidad para destinado Servicio.

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4.3.1.2 La evaluación de la carcasa del tanque existente se llevará a cabo por un ingeniero tanque de almacenamiento e incluirá un análisis de la cáscara para las condiciones de diseño está destinado, según el espesor y el material de chapa de la carcasa existente. El análisis tomará en consideración todas las condiciones y combinaciones de carga prevista, incluyendo la presión debido a la cabeza de fluido estático, la presión interna y externa, las cargas de viento, cargas sísmicas, cargas vivas de techo, cargas de boquilla, la solución, y las cargas de fijación.

cabo para determinar la naturaleza y extensión de la corrosión antes de elaborar un procedimiento de reparación. Picaduras normalmente no representa una amenaza importante para la integridad estructural global de una concha a menos presente en una forma grave con los huecos en las proximidades de uno al otro. Criterios para evaluar tanto la corrosión general y picaduras se definen a continuación.

- - `,,` `` `` `` `` `` ``, `,,`, `` ,,, -`-`` ,, ,, `,` `,, ---

4.3.1.3 Shell corrosión se produce en muchas formas y grados variables de gravedad y puede resultar en una pérdida generalmente uniforme de metal sobre un área de gran superficie o en áreas localizadas. Las picaduras también puede ocurrir. Cada caso debe ser tratado como una situación única y una inspección minuciosa llevada a

4.3.1.4 Los métodos para determinar el espesor mínimo del depósito adecuado para el funcionamiento continuo se dan en 4.3.2, 4.3.3 y 4.3.4 (véase la Sección 6 de la frecuencia de la inspección).

4.3.1.5 Si los requisitos de 4.3.3 (soldadas) o 4.3.4 (remachadas) no puede ser satisfecho, las zonas corroídas o dañadas deben ser reparados, o el nivel de líquido admisible del tanque reducen, o se retiraron del tanque. El nivel de líquido admisible para el uso continuado de un tanque puede ser establecido mediante el uso de las ecuaciones para un espesor mínimo aceptable (véase 4.3.3.1 y 4.3.4.1) y resolviendo para la altura, MARIDO. El espesor real, tal como se determina mediante inspección, menos la tolerancia de corrosión se utiliza para establecer el límite de nivel de líquido. El nivel máximo de líquido de diseño, no debe superar.

4.3.2 Determinación de espesor real 4.3.2.1 Para la determinación de los espesores de control en cada curso shell cuando hay áreas de tamaño considerable corroído, espesores medidos se promediarán de acuerdo con el siguiente procedimiento (véase la figura 4.1).

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

b) Calcular la longitud crítica, L:

L 3.7 = dt 2

, pero no más de 40 pulg.

dónde L

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

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

t2

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

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

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

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diámetro del tanque re

club británico

t nom

t avg t2

L Un área de la corrosión - - `,,` `` `` `` `` `` ``, `,,`, `` ,,, -`-`` ,, ,, `,` `,, ---

bcde

un

Automóvil

Llave

SECCIÓN AA

a - e inspección son planos

Perfil lo largo del plano c, el plano

seleccionados por el inspector.

que tiene el espesor promedio más bajo, t 1.

t 2 es el menos min. espesor en toda la zona, con exclusión de los hoyos.

Procedimiento

1) Determinar t 2.

2) Calcular L = 3.7

dt 2, pero no más de 40 pulg.

3) Localizar L para obtener mínimo t avg, cual es t 1.

Figura 4.1-La inspección de las zonas de corrosión

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

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

ii)

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

iii) ninguna concesión a la corrosión requerida para el servicio hasta el momento de la próxima inspección, se añade t min y 60% de t min. 4.3.2.2 Ampliamente dispersos pozos pueden ser ignorados, siempre que:

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

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

4.3.3 Cálculo espesores mínimos de tanques soldadas Shell NOTA

En, el espesor mínimo aceptable general ( t min) para un curso de cáscara entera se determina usando 4.3.3.1 a) con MARIDO

determinado a la parte inferior de cada curso shell y los resultados se utilizan como base para juzgar la idoneidad para el servicio continuado para el tanque. Si se identifican las zonas adelgazadas localmente o si se investigan áreas específicas (como para una instalación de boquilla shell), el método de 4.3.3.1 b) se puede utilizar para completar la evaluación con MARIDO determinado para esa ubicación en particular.

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re 1

8 en. re 2

re 3

re 1 + re 2 + re 3 ????????????

Figura 4.2-Pit Medición

4.3.3.1 El espesor de la placa shell aceptable mínima para el servicio continuado será determinada por uno o más de los métodos indicados en este documento. Estos métodos se limitan a tanques con diámetros iguales a 200 pies o menos.

a) Al determinar el espesor mínimo aceptable para un curso de cáscara entera, t min se calcula como sigue: t min

2.6 MARIDO ( -1 ) DG = ------------------------------------SE

b) Al determinar el espesor mínimo aceptable para cualquier otras porciones de un curso shell (tal como una zona adelgazada localmente o cualquier otro - - `,,` `` `` `` `` `` ``, `,,`, `` ,,, -`-`` ,, ,, `,` `,, ---

lugar de interés), t min se calcula como sigue:

t min

2.6 HDG = -----------------------SE

dónde

t min es el espesor mínimo aceptable, en pulgadas para cada curso calculado a partir de la ecuación anterior; sin embargo, t min no podrá ser inferior a 0,1 en curso para cualquier tanque.;

re es el diámetro nominal del tanque, en pies (ft);

MARIDO es la altura desde el fondo del curso shell bajo consideración para el nivel máximo de líquido cuando la evaluación de un curso entero shell, en pies (ft); o

es la altura de la parte inferior de la longitud L ( ver 4.3.2.1) desde el punto más bajo de la parte inferior de L de la zona adelgazada localmente para el nivel máximo de líquido, en pies (ft); o es la altura desde el punto más bajo dentro de cualquier localización de interés para el nivel máximo de líquido, en pies (ft); GRAMO es la más alta gravedad específica de los contenidos;

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es la tensión máxima admisible en libras fuerza por pulgada cuadrada (lbf / in. 2); utilizar el menor de 0,80 Y o 0,429 T

S

para la parte inferior y segundo curso; utilizar el menor de 0,88 Y o 0,472 T para todos los demás cursos. tensiones de concha admisibles se muestran la Tabla 4.1 para los materiales que figuran en las ediciones actuales y anteriores de 12C API y API 650;

NOTA

para los tanques reconstruidos, S deben estar de acuerdo con el estándar aplicable actual;

Y

es el límite elástico mínimo especificado de la placa; utilizar 30.000 lbf / pulg. 2 si no se conoce;

T

es la más pequeña de la resistencia a la tracción mínima especificada de la placa o 80.000 lbf / in. 2; utilizar 55.000 lbf / in. 2 si no se conoce;

mi es la eficiencia de la unión original para el tanque. Use la Tabla 4.2 en el caso original, mi es desconocido. E = 1,0 cuando se evalúa el espesor retiro en una placa corroída, cuando lejos de soldaduras o juntas por al menos la mayor de 1 pulg. O dos veces el espesor de la placa.

4.3.3.2 Si el depósito se pondrá a prueba hidrostática, la altura de la prueba hidrostática, MARIDO t, estará limitada por uno o más de los métodos siguientes. El tanque no se

a) Después de determinar el espesor de control de un curso shell entero, MARIDO t calculado como sigue:

S t et min

MARIDO = t ---------------

2.6 re

+ 1

b) Después de determinar el espesor de control por 4.3.2.1 para un área adelgazada localmente, o en cualquier otro lugar de interés dentro de un curso de cáscara, MARIDO t se calcula como sigue:

S t et min

MARIDO = t ---------------

2.6 re

dónde MARIDO est

la altura desde el fondo del curso shell bajo consideración a la altura de prueba hidrostática en la evaluación de un curso entero shell en pies;

o es la altura de la parte inferior de la longitud, L, ( ver 4.3.2.1) para el área más gravemente adelgazada en cada curso shell a la altura de prueba hidrostática en pies; o es la distancia entre el punto más bajo en cualquier otro lugar de interés para la altura de la prueba hidrostática en los pies;

St

es la tensión máxima permisible de prueba hidrostática en libras fuerza por pulgada cuadrada (lbf / in. 2); utilizar el menor de 0.88 Y o 0,472 T para la parte inferior y segundo curso; utilizar el menor de 0,9 Y o 0,519 T para todos los demás cursos.

NOTA 1 Dependiendo de la gravedad específica del contenido usado para determinar t min, MARIDO t puede ser menor que MARIDO. Prueba de que el tanque MARIDO

puede producir la zona corroída.

NOTA 2

Si MARIDO t es menos que MARIDO, propietario / operador determinará la consecuencia y la aceptabilidad de operar el tanque de MARIDO, su nivel máximo de diseño líquido. Las

reparaciones en secciones de concha anteriores MARIDO t deberán cumplir con los requisitos de 12.3.2.

NOTA 3 Para los tanques reconstruidos, S t será por la actual norma vigente. 4.3.3.3 Alternativamente, el espesor de la placa shell mínimo aceptable para los tanques con diámetros iguales a o menos de 200 pies se puede calcular de acuerdo con el método del punto de diseño variable en API 650, 5.6.4, sustituyendo “ S × mi " para " S “; mi y S se puede definir como en 4.3.3.1.

4.3.3.4 El método de punto de diseño variable se utiliza para tanques mayores de 200 pies de diámetro, con todas las variables se definen como en 4.3.3.1.

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llena por encima del nivel determinado por el menor valor de MARIDO t se determina a continuación.

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Tabla 4.1-máxima permitida Shell Destaca (no para uso de las bombas reconstruidas, véase la nota 6) permisible Producto Estrés, S ( lbf / pulg. 2) ( Nota 7) Mínima tensión de

Especificación de material

y Grado

fluencia especificada, Y ( lbf / pulg. 2)

hidrostática permisible Prueba de esfuerzo, S t ( lbf / pulg. 2) ( Nota 7)

Resistencia a la tracción

Dos menores Cursos Cursos Superiores

mínima

Dos menores Cursos Cursos Superiores

especificada, T ( lbf / pulg. 2) Las especificaciones de la ASTM

30000 30000 36000 34000 51.000

55000 55000 58000 58000 71.000

23.600 23.600 24,900 24,900 30.500

26000 26000 27.400 27.400 33.500

26000 26000 27.400 27.400 33.500

27000 27000 30.100 30.100 36.800

A573-58 A573-65 A573-70

32000 35000 42000

58000 65000 70000

24,900 27.900 30000

27.400 30.700 33000

27.400 30.700 33000

28.800 31.500 36.300

A516-55 A516-60 A516-65 A516-70

30000 32000 35000 38000

55000 60000 65000 70000

23.600 25.600 27.900 30000

26000 28.200 30.700 33000

26000 28.200 30.700 33000

27000 28.800 31.500 34.200

A662-B A662-C A537-Class 1 A537-Class 2

40000 43000 50000 60000

65000 70000 70000 80000

27.900 30000 30000 34300

30.700 33000 33000 37.800

30.700 33000 33000 37.800

33.700 36.300 36.300 41.500

50000 50000 60000 50000 50000 30000 33000 30000 32000

70000 70000 80000 70000 70000 55000 60000 55000 60000

30000 30000 34300 30000 30000 23.600 25.700 23.600 25.600

33000 33000 37.800 33000 33000 26000 28.300 26000 28.200

33000 33000 37.800 33000 33000 26000 28.300 26000 28.200

36.300 36.300 41.500 36.300 36.300 27000 29.700 27000 28.800

A 283-C A285-C A36 A131-A, B, CS A131-EH 36

A633-C, D A678-A A678-B A737-B A841 A10 (Nota 1) A7 (Nota 1) A442-55 (Nota 1) A442-60 (Nota 1)

Especificaciones CSA

G40.21, 38W G40.21, 44W G40.21, 50W G40.21, 50wt Desconocido (Nota 2)

38000 44000 50000 50000

60000 65000 65000 70000

25.700 27.900 27.900 30000

28.300 30.700 30.700 33000

28.300 30.700 30.700 33000

31100 33.700 33.700 36.300

30000

55000

23.600

26000

26000

27000

21000 nota 4 21000

21000 nota 4 21000

21000 nota 4 21000

21000 nota 4 21000

Los tanques remachados:

A7, A9 o A10 (Nota 1, Nota 3) NA Conocido (Nota 4) Desconocido (Nota 5)

N/A

Y N/A

T N/A

NOTA 1 ASTM A7, A9 ASTM, ASTM A10 y A442 ASTM son especificaciones de materiales ASTM obsoletos previamente enumerados en 12C API y API 650. NOTA 2 La tensión de fluencia y los valores de resistencia a la tracción mostrados son por API 653 para el material de ASTM soldada de origen desconocido. NOTA 3 Esta disposición es para tanques remachadas, construidos de cualquier grado de material, evaluada por 4.3.4.1 de este estándar. NOTA 4 Esta disposición es para tanques remachadas, construidos de los grados conocidos de material, evaluados por 4.3.4.2 de este estándar. Para todos los cursos, la tensión máxima permisible shell tanto para productos y condiciones de prueba hidrostática se enumeran en la columna para el estrés producto permisible, S.

NOTA 5 Esta disposición es para tanques remachadas, construida de grados desconocidos de material, evaluados por 4.3.4.2 de este estándar. NOTA 6 Las tensiones admisibles en los tanques reconstruidas se tabulan en la API 650, 5-2a tabla o 5-2b o calculados por 8.4 de esta norma. NOTA 7 Las tensiones admisibles se calculan por 4.3.3.1 y 4.3.3.2 de este estándar, a menos que se indique lo contrario. Las tensiones admisibles calculados son redondeados al 100 lbf más cercano / in. 2.

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API S ORMA 653

4-8

Tabla Eficiencias 4,2-conjuntos para las juntas soldadas

Edición y Año

Estándar

Séptima y más tarde (1980 hasta la actualidad)

API 650

Primero a Sexto

Tipo de unión

Eficiencia conjunta mi

Extremo

1.00

Norma básica

Extremo

0.85

Anexo A Spot RT

Extremo

0.70

Extremo

0.85

Norma básica

Extremo

1.00

Anexos D y G

Extremo

0.85

Regazo un

0.75

Extremo do

0.85

Regazo un

(1961 a 1978)

14 y 15 (1957-1958) 3 al 13 de (1940 a 1956)

12C API

Primer y Segundo (1936-1939)

Aplicabilidad o límites

Regazo segundo

Anexo A Sin RT

3/8

en. máx. t

0.70

7/16

en. máx. t

0.50 + k / 5

1/4

en. máx. t

Extremo do

0.85

Regazo un

0.70

7/16

en. máx. t

0.50 + k / 5

1/4

en. máx. t

Regazo segundo Desconocido Extremo

0.70

Regazo re

0.35

un Llena de doble vuelta con soldadura. segundo soldadura de filete completa con al menos 25% intermitente lado opuesto completo filete;

k = por ciento de soldadura intermitente expresa en

forma decimal. do Se permitió articulaciones individuales soldadas a tope con una barra de apoyo de los años 1936 a 1940 y 1948 a 1954. d Sola vuelta-soldada solamente.

4.3.3.5 Las determinaciones de espesor de 4.3.3.1, 4.3.3.2, 4.3.3.3 y consideran carga de líquido solamente. Todas las demás cargas también serán evaluadas de acuerdo con el estándar original de la construcción; y el juicio técnico se utiliza para evaluar diferentes condiciones o nueva información. Según sea el caso, las siguientes cargas se tendrán en cuenta: a) pandeo inducida por el viento;

b) cargas sísmicas; c) funcionamiento a temperaturas superiores a 200 ° F;

d) de vacío inducida por la presión externa; e) cargas externas causadas por tuberías, equipos tanque montado, mantenga pulsada orejetas, etc .;

f) de vuelco inducido por el viento; g) cargas debidas al asentamiento.

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4-9

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4.3.3.6 Como alternativa a los procedimientos descritos anteriormente, cualquier adelgazamiento de la carcasa del tanque por debajo del mínimo requerido espesor de la pared debido a la corrosión u otro desperdicio puede ser evaluado para determinar la idoneidad para el servicio continuo empleando el diseño de 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 la Sección 6, como sea aplicable. Cuando se utilizan los criterios de ASME, el valor de la tensión utilizada en el diseño original del depósito deberá ser sustituido por el S metro Valor de la División 2, si el esfuerzo de diseño es menor o igual a la menor de 2/3 Y ( límite elástico mínimo especificado) o 1/3 T ( especificado resistencia a la tracción mínima). Si la tensión de diseño original es mayor que 2/3 Y o 1/3 T, a continuación, el menor de 2/3 Y o 1/3 T se sustituirán por S metro.

4.3.4 Cálculo espesores mínimos de clavado del tanque de Shell 4.3.4.1 El espesor mínimo aceptable para granadas de tanque remachadas se calculará utilizando la ecuación en 4.3.3.1, excepto que se utilizaron los siguientes criterios de tensión admisible y eficiencias conjuntas: es 21.000 lbf / in. 2;

mi es 1,0 para la placa de cáscara 6 pulg. o más lejos de remaches. Véase la Tabla 4.3 para las eficiencias conjuntas de lugares dentro de 6 pulg. De remaches.

4.3.4.2 Las eficiencias conjuntos remache dados en la Tabla 4.3 son mínimos conservadoras para detalles de la construcción del tanque remachadas y se incluyen para simplificar evaluaciones tanque remachadas. Sin embargo, en algunos casos puede ser ventajoso para calcular las eficiencias conjuntos de remache real utilizando métodos computacionales aplicables a LAP y tipo a tope juntas remachadas. Cuando se utiliza esta alternativa de las eficiencias conjuntos calculados, se aplicarán las siguientes tensiones máximas admisibles:

a) para la tensión de tracción máxima en la sección de red de la placa, utilice el menor de 0,80 Y o 0,429 T; utilizar 21.000 lbf / in. 2 Si T o Y es desconocido;

b) para el esfuerzo cortante máximo en la sección neta de remache, utilizar 16.000 lbf / in. 2;

c) para la tensión máxima de cojinete en las placas o remaches, utilice 32.000 lbf / in. 2 para remaches en cortante simple y 35.000 lbf / pulg. 2 para remaches de doble cizalla.

4.3.4.3 Para tanques con juntas remachadas, se tendrá en cuenta de si, y en qué medida, la corrosión afecta a tales juntas. Si los cálculos muestran que existe exceso de espesor, este exceso se puede tomar como tolerancia de corrosión. 4.3.4.4 Las cargas no líquidas (véase 4.3.3.5) también se considerarán en el análisis de los tanques remachadas.

Tabla 4.3 Eficiencias-conjuntos para las juntas remachadas

Tipo de unión

Número de filas

Eficiencia conjunta

remache

mi

Regazo

1

0.45

Regazo

2

0.60

Regazo

3

0.70

Regazo

4

0.75

Extremo un

2 segundo

0.75

Extremo

3 segundo

0.85

Extremo

4 segundo

0.90

Extremo

5 segundo

0.91

Extremo

6 segundo

0.92

un Todas las juntas de tope a tope mencionados tienen correas tanto dentro como fuera. segundo Número de fila en

cada lado de la línea de centro de la articulación.

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S

4-10

API S ORMA 653

4.3.5 Distorsiones 4.3.5.1 distorsiones Shell incluyen fuera de redondez, áreas de abrochado, puntos planos, y en horas pico y las bandas en las juntas soldadas.

4.3.5.2 distorsiones Shell puede ser causada por varias afecciones como el asentamiento de la cimentación, más o de menos de presionar, de alta viento, pobre fabricación concha, o técnicas de reparación, y así sucesivamente.

4.3.5.3 Shell distorsiones serán evaluados de forma individual para determinar si se consideran aceptables para poder seguir prestando servicio tanque y / o el alcance de las medidas correctivas condiciones específicas.

4.3.6 defectos Defectos tales como grietas o laminaciones serán examinados a fondo y evaluados para determinar su naturaleza y el alcance y la necesidad de reparación. Si se necesita una reparación, un procedimiento de reparación debe ser desarrollado e implementado. El requisito para la reparación de cicatrices tales como huelgas de arco, gubias, o lágrimas de las soldaduras de fijación temporales debe ser evaluado en una base de caso por caso. Las grietas en la soldadura-shell-a abajo deberán ser retirados.

4.3.7 Las vigas de viento y refuerzos Shell La evaluación de un proyectil de un tanque existente para determinar su idoneidad para el servicio también debe tener en cuenta los detalles y estados de cada vigas de viento o refuerzos de concha. La degradación por la corrosión de estos elementos estructurales o de sus soldaduras de fijación a la cubierta puede hacer que estos elementos inadecuados para las condiciones de diseño.

4.3.8 Las soldaduras Shell

El estado de las soldaduras de la estructura del tanque deberá ser evaluado para determinar su idoneidad para el servicio utilizando criterios de esta norma, la norma como una función de, o la evaluación de la aptitud para el servicio. se evaluarán los defectos o deterioro tales como corrosión o picaduras de las soldaduras existentes. Si se establecerán necesarios, los procedimientos de reparación adecuadas o la altura de llenado del tanque segura reevaluado. Algunos defectos soldadas a tope típica de concha y procedimientos recomendados para las reparaciones se dan en 9.6.

4.3.9 Las penetraciones de Shell

4.3.9.1 La condición y los detalles de las penetraciones existentes shell (boquillas, pozos de acceso, aberturas cleanout, etc.) serán revisados ​al evaluar la integridad de un proyectil de un tanque existente. Detalles tales como el tipo y el alcance de refuerzo, el espaciado de soldadura, y el espesor de los componentes (placa de refuerzo, el cuello de la boquilla, la brida atornillado, y la placa de cubierta), son consideraciones importantes y deben revisarse para verificar la adecuación estructural y el cumplimiento de la norma como incorporado. soldaduras existentes en la carcasa del tanque que no deben ser modificados o afectados 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 examinados por el método de partículas magnéticas y no tienen defectos rechazables o indicaciones. Molienda para eliminar defectos de soldadura es permisible si los satisface los requisitos de tamaño de perfil de espesor de base y de soldadura resultantes. reparaciones de soldadura no pueden ser utilizados para aceptar separaciones de soldadura más cerca de lo permitido por la API 650 (Séptima edición o posterior) salvo lo permitido por 9.10.2.7. Cualquier otro incumplimiento, o deterioro debido a la corrosión, deben ser evaluados y procedimientos de reparación establecidos en los lugares apropiados o el tanque de re-clasificación, según sea necesario.

4.3.9.2 espesor de la pared de la boquilla será evaluado por presión y todas las otras cargas.

4.3.10 Operación a temperaturas elevadas Tanques de construcción soldada que operan a temperaturas elevadas (superiores a 200 ° F, pero menos de 500 ° F) se evaluará la idoneidad del servicio. Los requisitos de esta sección se basan en parte en los requisitos de API 650, anexo M.

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4-11

4.3.10.1 un funcionamiento continuo a temperaturas elevadas 4.3.10.1.1 tanques existentes que fueron diseñados originalmente y construidos para los requisitos de API 650, Anexo M- 1a o M-1b, serán evaluadas por un servicio continuado, como sigue. a) La carcasa del tanque deberá ser evaluado en conformidad con 4.3.3, excepto que la tensión admisible ( S) para toda la cáscara

cursos no deberán exceder de 0,80 Y. El valor de Y se tomará como el mínimo especificado límite de elasticidad del material de la cáscara multiplicado por el factor de reducción de resistencia a la fluencia en de API 650, Tabla M-1. Cuando no se conoce el límite elástico mínimo especificado del material de la cáscara, la evaluación se basa en un valor supuesto de 30.000 lbf / pulg. 2.

b) Si el material de placa de fondo en la zona crítica se ha reducido en espesor más allá de las disposiciones de la tolerancia de corrosión fondo del depósito original, en su caso, la articulación-shell-a abajo será evaluada para temperatura elevada, carga de líquido y los ciclos térmicos. La técnica de análisis simplificado recomendado en API 650, Sección M.4, se puede utilizar para satisfacer este requisito.

4.3.10.1.2 Existente tanques de servicio temperatura elevada que no fueron originalmente diseñados y construidos para los requisitos de API 650, anexo M, pero que tienen un exitoso servicio de la historia de la operación será evaluada para el servicio continuo como se señala en 4.3.10.1.1. Si el diámetro del tanque excede de 100 pies y el tanque no se construyó con un anillo anular a tope soldada, se requiere un análisis de la zona crítica [véase 4.3.10.1.1 b)]. Además, la temperatura de funcionamiento máxima no excederá las temperaturas a las que el tanque ha operado con éxito en el pasado.

4.3.10.2 La conversión a la operación a temperaturas elevadas tanques que no fueron diseñados originalmente y construidos para los requisitos de API 650 existente, Anexo M será evaluada para un cambio de servicio a temperaturas elevadas como sigue. a) La carcasa del tanque deberá ser evaluado en conformidad con API 650, Anexo M. no se utilizará Las tensiones de concha permisibles de este estándar (API 653). - - `,,` `` `` `` `` `` ``, `,,`, `` ,,, -`-`` ,, ,, `,` `,, ---

b) La necesidad de un anillo anular soldadas a tope se determinará de conformidad con API 650, anexo M y se instala si es necesario.

c) La cáscara a abajo conjunta se evaluó para las condiciones de fatiga. Además, la adecuación del material de la placa inferior en la zona crítica se basa en los requisitos de esta norma.

4.4 Evaluación del tanque inferior 4.4.1 Generalidades

estrategias de inspección del fondo del tanque deberán proporcionar datos adecuado que, cuando se utiliza con los procedimientos de este estándar, determinará la integridad fondo del tanque necesaria para prevenir la fuga de fluidos que pueden causar daños al medio ambiente. Cada aspecto de fenómenos de corrosión, y otra fuga o fallo mecanismo potencial debe ser examinado. La evaluación periódica de la integridad fondo del tanque se lleva a cabo además de las inspecciones internas especificados en 6.4. El período de evaluación deberá ser menor o igual que el intervalo de inspección interna apropiada dada en 6.4.2. El uso de pruebas de detección de fugas o sistemas de seguimiento (tales como los dobles fondos o revestimientos bajo fondos de tanques con tubos de detección de fugas) va a satisfacer el requisito de evaluación periódica entre las inspecciones internas.

asentamiento de la cimentación excesivo de los tanques de almacenamiento puede afectar a la integridad de los proyectiles de tanques y el fondo. Por lo tanto, el seguimiento del comportamiento de asentamiento de los tanques es una práctica reconocida para evaluar la integridad de fondos de tanques. Ver Anexo B para la evaluación de las técnicas para la liquidación del fondo del tanque.

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4-12

API S ORMA 653

4.4.2 causas de un fallo de fondo La siguiente lista ofrece algunas de las causas históricas de fugas fondo del tanque o el fracaso que deban ser considerados en la decisión de la línea, reparar o reemplazar un fondo del tanque: a) las tasas de picaduras y picaduras internas en el servicio anticipado;

b) la corrosión de las juntas de soldadura (soldadura y la zona afectada por el calor);

c) soldar historia de craqueo conjunta;

d) las tensiones colocadas en las placas de fondo por las cargas de soporte del techo y la solución de la cáscara;

e) la corrosión inferior (normalmente en forma de picaduras); f) un drenaje inadecuado resultante en el agua superficial que fluye bajo el fondo del tanque; g) la falta de un anillo de la placa anular cuando se requiera; h) Solución de desigual que da como resultado altas tensiones localizadas en las placas inferiores;

i) columnas de soporte del techo u otros soportes soldados a la parte inferior del depósito donde no se hizo prestación adecuada de movimiento;

j) almohadillas de roca o fundación grava con inadecuadamente lleno-en huecos en la superficie;

k) de llenado no homogéneo bajo el fondo del tanque (por ejemplo, un trozo de arcilla en una base de cimiento de arena);

l) sumideros soportadas de forma inadecuada.

4.4.3 Tanque Sistemas de Prevención de la parte inferior de lanzamiento (RPS)

API es compatible con el uso de un sistema de prevención de liberación (RPS) para mantener la integridad de fondos de tanques. El término RPS se refiere al conjunto de normas API y prácticas recomendadas que están diseñados para mantener la integridad del tanque y así proteger el medio ambiente. Con respecto a los fondos de tanques, estos incluyen: inspección interna del fondo del tanque; fugas sistemas de detección y pruebas de fugas del tanque; la instalación de protección catódica para el lado inferior del fondo del tanque; que recubre la parte inferior de la parte interior del tanque; proporcionando una barrera prevención de liberación (RPB) bajo el fondo del tanque; o alguna combinación de estas medidas, dependiendo del entorno de funcionamiento y servicio del tanque.

4.4.3.1 Inspección Interna La inspección interna del fondo del tanque tiene por objeto evaluar la integridad de fondo actual e identificar las condiciones problemáticas que pueden conducir a la futura pérdida de integridad. técnicas internas de inspección, tales como monitoreo de asentamiento parte inferior, y consideraciones para determinar la frecuencia de inspección apropiado, se encuentran en 4.4.6, Sección 6, Anexo

B, Anexo C, y en otros lugares.

4.4.3.2 fugas sistemas de detección y pruebas de fugas sistemas de detección de fugas del tanque y la prueba de fugas están destinadas a identificar, cuantificar, y / o localizar un fallo de la integridad fondo del tanque que no es detectable visualmente o mediante la reconciliación de inventario. Detección de fugas puede ser integral con el diseño del tanque, ya sea como construido o modificado (por ejemplo RPB con monitorización intersticial) o pueden funcionar por separado (por ejemplo, control de vapor del suelo y marcador químico); puede ser operado por el propietario del tanque o como una tercera prueba o servicios de terceros; y puede detectar fugas de forma continua o de forma periódica. sistemas de detección de fugas de tanques y métodos de prueba se enumeran y se discuten en API 575.

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4.4.3.3 Protección catódica sistemas de protección catódica están destinadas a mitigar la corrosión de superficies de acero en contacto con el suelo, tales como la cara inferior del fondo de los tanques. Una base de selección para los sistemas de protección catódica está cubierto por API 651. 4.4.3.4 Protección de la guarnición interna

revestimientos interiores y revestimientos para el lado superior del fondo del tanque están destinadas a mitigar la corrosión, proporcionando una barrera entre el fondo del tanque y fuentes de corrosión. forros Aplicadas y recubrimientos para superficies internas de fondos de tanques están cubiertos por API 652.

4.4.3.5 Las barreras de prevención de liberación (RPBS)

Un RPB incluye fondos de acero, materiales sintéticos, revestimientos de arcilla, bloques de hormigón, y todas las otras barreras o combinaciones de las barreras colocadas en la parte inferior de o debajo de un tanque, que tiene la función de:

1) prevenir el escape de material liberado, y

diseño RPB se trata en detalle en el anexo I de API 650. La sustitución de fondos de tanques se cubre en 9.10.2. Si se toma la decisión de reemplazar una parte inferior existente, API es compatible con la evaluación de la instalación de un RPB o el uso continuado de un RPS. La evaluación debe considerar la eficacia de otros controles RPS, el producto almacenado, la ubicación del tanque, y sensibilidad ambiental.

4.4.4 Mediciones Placa grueso inferior Varios métodos para determinar tanque inferior corrosión placa soilside están disponibles. Los métodos varían en la medida en que pueden medir de manera fiable la corrosión general y picaduras. Una combinación de estos métodos puede ser necesario junto con técnicas de extrapolación y análisis para establecer las condiciones probables de todo el fondo del tanque. pérdida de flujo (MFL) herramientas magnéticas se utilizan comúnmente, junto con las herramientas de medición de espesor por ultrasonido (UT), para examinar fondo de los tanques. técnicas de medición de espesor por ultrasonidos se utilizan a menudo para confirmar y cuantificar adicionalmente los datos obtenidos mediante el examen MFL, pero estas técnicas no pueden ser requeridos dependiendo del procedimiento y la aplicación específica. La calidad de los datos obtenidos a partir de tanto técnicas de espesor por ultrasonido MFL y depende de personal, equipo y procedimientos. Anexo G puede utilizarse para proporcionar una guía en personal y procedimientos para obtener los datos de espesor de clasificación.

4.4.5 El espesor mínimo de la placa inferior del tanque

Cuantificar el espesor restante mínimo de fondos de tanques en base a los resultados de medición se puede realizar por el método descrito en 4.4.5.1. Se pueden utilizar otros enfoques, tales como el método probabilístico en 4.4.5.2. 4.4.5.1 Un método aceptable para el cálculo del espesor inferior mínimo aceptable para todo el fondo o porciones de los mismos es la siguiente:

MRT = ( mínimo de RT antes de Cristo o RT ip) - O r ( StP r + ARRIBA r)

dónde

MRT es el mínimo espesor remanente al final del intervalo O r . Este valor debe cumplir con los requisitos de Tabla 4.4 y 4.4.5.4 y 4.4.6; Or

es el intervalo en el servicio de operación (año hasta el siguiente inspección interna) que no exceda de la permitida por 6.4.2;

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2) que contiene o canalización de material liberado para detección de fugas.

4-14

API S ORMA 653

RT antes de Cristo es el mínimo espesor de la corrosión lado inferior que queda después de reparaciones;

RT ip StP r

es el mínimo espesor de la corrosión interna que queda después de reparaciones; es la tasa máxima de la corrosión no se repara en el lado superior. StP r = 0 para las áreas recubiertas de la parte inferior. La vida esperada del revestimiento debe ser igual o superior O r usar StP r = 0;

ARRIBA r es

la tasa máxima de la corrosión en el lado inferior. Para calcular la velocidad de corrosión, utilizar el mínimo espesor remanente después de las

reparaciones. Suponer una tasa lineal basada en la edad de los tanques. ARRIBA r = 0 para las áreas que tienen protección catódica efectiva.

NOTA 1 Para áreas de una parte inferior que han sido escaneados por la fuga de flujo magnético (o exclusión) de proceso, y no tienen protección catódica eficaz, el espesor utilizado para el cálculo de ARRIBA r debe ser el menor de entre el umbral de MFL o el espesor mínimo de las áreas de corrosión que no se reparan. El umbral de MFL se define como el espesor mínimo restante para ser detectado en las áreas examinadas. Este valor debe ser predeterminada por el propietario del tanque basado en el intervalo de inspección deseada.

Áreas de corrosión lado inferior que se reparan deben ser evaluados con la tasa de corrosión para el área reparada a menos que la causa de la corrosión se ha eliminado. La evaluación se realiza mediante el uso de la velocidad de corrosión de la zona reparada para ARRIBA r, y la adición de la placa de parche (si se usa) de espesor con el término “mínimo de RT antes de Cristo o RT ip. " NOTA 2 La corrosión de la placa inferior incluye la pérdida de metal de la corrosión aislado o general.

4.4.5.2 Para el método probabilístico, un análisis estadístico se hace de datos de espesor a partir de mediciones (véase 4.4.6) que se proyecta espesor remanente, en base a la exploración de la muestra de la parte inferior.

4.4.5.3 Si los espesores inferiores mínimos, al final del período en servicio de funcionamiento, se calculan a ser menor que los espesores de renovación inferiores mínimos dados en la Tabla 4.4, o menor que los espesores de renovación inferiores mínimos que proporcionan riesgo aceptable tal como se determina por un RBI evaluación por 6.4.2.2.2, el fondo estará revestida, reparar, sustituir, o el intervalo de la siguiente inspección interna acorta.

4.4.5.4 A menos que se lleva a cabo un análisis de estrés, el espesor de placa de fondo mínimo en la zona crítica del fondo del tanque se define en 9.10.1.2 será el menor de la mitad del espesor original placa de fondo (no incluyendo la tolerancia de corrosión original) o 50% de t min del curso inferior de la cubierta por 4.3.3.1 pero no menos de 0,1 en. picaduras aislado no afectará apreciablemente a la resistencia de la placa.

4.4.5.5 La reparación de picaduras interna, cuando se realiza para extender el período durante el servicio de operación, será por soldadura en boxes, soldadura de superposición, o parches regazo, seguido de inspección y pruebas. El grado de reparaciones de soldadura se limita en la zona crítica de acuerdo con 9.10.1.2.

4.4.5.6 El tratamiento de picaduras parte inferior por el uso de las reparaciones no soldadas (por ejemplo, recubrimientos, selladores) no se puede utilizar para aumentar RT ip para el cálculo de MRT.

4.4.5.7 El espesor de la proyección de la placa de fondo más allá de la cáscara tal como se mide en la punta de la parte exterior soldadura de filete de abajo hacia cáscara no deberá ser inferior a 0,1. La proyección de la placa de fondo más allá de la punta exterior de la cubierta a shell soldadura -fondo será de al menos 3/8 en.

4.4.6 El espesor mínimo para Ring placa anular 4.4.6.1 Debido a los requisitos de resistencia, el espesor mínimo del anillo de la placa anular es por lo general mayor que 0,10 pulg. Picaduras aislado no afectará apreciablemente la resistencia de la placa. A menos que se realizó un análisis de estrés, el espesor de la placa anular debe estar de acuerdo con 4.4.6.2 o 4.4.6.3, según corresponda. 4.4.6.2 Para tanques en servicio con una gravedad específica del producto de menos de 1,0, que requieren placas anulares para otra cosa que las consideraciones de carga sísmica, el espesor de las placas anulares no deberá ser menor que los espesores dados en

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Tabla 4.5, más cualquier tolerancia de corrosión especificado. La interpolación se permite dentro de la Tabla 4.5 basado en estrés shell determinado por Nota b de la Tabla 4.5.

4.4.6.3 Para tanques en servicio con una gravedad específica del producto de 1,0 o mayor, que requieren placas anulares para otra cosa que las 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 tolerancia de corrosión especificado. La interpolación se permite dentro de API 650, Tabla 5-1a o 5-1b basa en el estrés shell determinado por Nota b de API 650, Tabla 5-1.

4.4.6.4 Para tanques que utilizan espesados ​placas anulares para consideraciones sísmicas, una evaluación sísmica se realizará de acuerdo con los requisitos de la norma como 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 de la carcasa, véase 4.4.5.7.

Tabla 4.4-placa inferior mínimo espesor mínimo espesor de la chapa inferior al siguiente inspección Fondo del Tanque / Diseño Fundación (en.) fondo del tanque / diseño de la cimentación con no hay medios para la

0.10

detección y la contención de una fuga inferior.

fondo del tanque / diseño de la cimentación con medios para proporcionar

0.05

la detección y la contención de una fuga inferior.

fondo del tanque Applied reforzado revestimiento,

> 0,05 pulg. De espesor, de acuerdo con API 652.

0.05

Tabla 4.5-anular espesores de la placa de fondo (in.) (Producto Gravedad Específica
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