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API 653 INSPECCION, REPARACION, ALTERACION y RECONSTRUCCION D E T AN Q UE S D E ALMACENAMIENTO
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IN D IC E INTRODUCCION...........................................................................................................................5 CONTENIDO..................................................................................................................................6 1. ALCANCE. .................................................................................................................................6 2. ESTANDARES REFERENCIADOS. ........................................................................................8 3. DEFINICIONES. ........................................................................................................................9 4. APTITUD PARA EL SERVICIO.............................................................................................12 4.1 GENERAL ..........................................................................................................................12 4.2 EVALUACION DEL TECHO DEL TANQUE. ................................................................12 4.3 EVALUACION DEL CUERPO. ........................................................................................14 4.4 EVALUACION DEL: FONDO DEL TANQUE................................................................23 4.5 EVALUACION DE LA BASE DEL TANQUE.................................................................29 5. CONSIDERACIONES DE FRACTURA FRAGIL..................................................................30 5.2 Consideraciones básicas ......................................................................................................30 5.3 PROCEDIMIENTO DE VERIFICACION.........................................................................30 6. INSPECCION. .........................................................................................................................38 6.1 GENERAL. .........................................................................................................................38 6.2 FRECUENCIA....................................................................................................................38 6.3 EXTERNA ..........................................................................................................................38 6.4 INTERNA. ..........................................................................................................................39 6.5 ALTERNATIVA DE INSPECCION INTERNA PARA DETERMINAR EL ESPESOR DEL FONDO. ...........................................................................................................................41 6.6 TRABAJO PREPARATORIO PARA LA INSPECCION INTERNA...............................41 6.7- 6.8 LISTA DE CHEQUEO Y REGISTROS. ....................................................................41 6.10 Personal de END ...............................................................................................................42 7. MATERIALES..........................................................................................................................43 7.2 MATERIALES NUEVOS: .................................................................................................43 7.3 MATERIALES ORIGINALES PARA TANQUES RECONSTRUIDOS. ........................43 7.4 Consumibles para soldadura:...............................................................................................43 8. CONSIDERACIONES DE DISEÑO PARA TANQUES RECONSTRUIDOS. .....................44 8.2 Nuevas juntas soldadas:.......................................................................................................44 8.3 Juntas soldadas existentes: ..................................................................................................44 8.4 Diseño de cuerpo:................................................................................................................44 8.5 Penetraciones en el cuerpo: ................................................................................................44 Ing. Rubén E Rollino
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8.7 Techo:..................................................................................................................................44 8.8 Diseño sísmico: ...................................................................................................................45 9. REPARACION y ALTERACION DEL TANQUE..................................................................46 9.1 GENERALIDAD ................................................................................................................46 9.2 REEMPLAZO DE LÁMINAS. ..........................................................................................46 9.3 REPARACIONES DEL CUERPO CON PARCHES TRASLAPADOS ...........................48 9.4 REPARACION DE DEFECTOS DE LA LÁMINA DEL CUERPO.................................51 9.5 ALTERAClON DE LOS CUERPOS PARA CAMBIAR LA ALTURA...........................52 9.6 REPARACION DE SOLDADURAS DEFECTUOSAS....................................................52 9.7 REPARACION DE LAS PENETRACIONES (CONEXIONES) DEL CUERPO. ...........52 9.8 ADICION O REEMPLAZO DE PENETRACIONES DEL CUERPO..............................54 9.9 ALTERACION DE PENETRACIONES EXISTENTES DEL CUERPO .........................55 9.10 REPARACIONES EN EL FONDO..................................................................................55 REPARACION DE TECHOS...................................................................................................61 9.11 FIJOS.................................................................................................................................61 9.12 FLOTANTES ....................................................................................................................61 9.13 REPARACION O REEMPLAZO DE SELLOS DE TECHO FLOTANTE. ...................61 9.14 HOT-TAPS.......................................................................................................................61 10. DESMANTELAMIENTO y RECONSTRUCCION. .............................................................65 10.1 GENERAL ........................................................................................................................65 10.2 LIMPIEZA Y LlBERACION DE GASES. ......................................................................65 10.3 METODOS PARA EL DESMANTELADO. ...................................................................65 10.4 RECONSTRUCCION.......................................................................................................67 10.5 TOLERANCIAS DIMENSIONALES..............................................................................68 11. SOLDADURA. .......................................................................................................................71 CALIFICACIONES DE SOLDADURA ..................................................................................71 IDENTIFICACIÓN Y REGISTROS. .......................................................................................71 12. ENSAYOS Y PRUEBAS........................................................................................................72 12.1 GENERALIDADES..........................................................................................................72 12.2 RADIOGRAFIAS .............................................................................................................73 12.3 PRUEBA HIDROSTATICA.............................................................................................75 12.4 PRUEBAS DE FUGAS.....................................................................................................76 12.5 MEDICION DE ASENTAMIENTOS ENSAYO HIDROSTATICO. ............................77 13. MARCACION y CUSTODIA DE REGISTROS. ..................................................................78 13.1 PLACA DE DATOS .........................................................................................................78 13.2 GUARDA DE REGISTROS.............................................................................................78 13.3 CERTIFICACION.............................................................................................................79 APENDICE B - EVALUACION DEL ASENTAMIENTO DEL FONDO DEL TANQUE .......81 B.1 INTRODUCCION..............................................................................................................81 Ing. Rubén E Rollino
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B.2 TIPOS DE ASENTAMIENTO. B.2.1. MEDICIONES DE ELEVACION. ......................81 Evaluación de asentamiento del cuerpo. ...................................................................................82 B.3 DETERMINACION DEL ASENTAMIENTO ACEPTABLE..........................................91 B.4 REPARACIONES ..............................................................................................................94 APENDICE C - LISTAS DE CHEQUEO ....................................................................................97 APENDICE D - CERTIFICACION DEL INSPECTOR AUTORIZADO...................................97 APENDICE F - ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS. ...................................................................98 Apéndice G : Calificación de Procedimientos y Examinadores de Fondos ................................105
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A P I 653 INSPECCION, REPARACION, ALTERACION Y RECONSTRUCCION DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO INTRODUCCION.
El objeto es dar guías para la inspección, reparación, alteración y reconstrucción de tanques de almacenamiento de acero usados en la industria del petróleo y la industria química. Las reglas dadas en el código APl 653 son requerimientos mínimos. El código API 653 está basado en el conocimiento y la experiencia acumuladas, de usuarios, fabricantes y reparadores de tanques de almacenamiento de acero soldados. El código no limita el método de inspección, reparación, alteración o reconstrucción ni aprueba ni recomienda o respalda ningún diseño específico. Las ediciones, adendas o revisiones al código son obligatorios seis (6) meses después de la fecha de publicación pero se pueden utilizar desde la fecha de publicación mostrada en la carátula de las mismas. Durante este período de seis meses, el comprador deberá especificar cual será la edición, addenda o revisión aplicable para el contrato.
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CONTENIDO.
1. Alcance. 2. Referencias. 3. Definiciones. 4. Aptitud para Servicio. 5. Consideraciones para Fractura Fragil. 6. Inspección. 7. Materiales. 8. Consideraciones de Diseño para Tanques Reconstruidos. 9. Reparación y Alteración De Tanques. 10. Desmontaje Y Reconstrucción. 11. Soldadura. 12. Ensayos y Pruebas. 13. Marcado Final y Custodia de Registros.. Apéndices.
1. ALCANCE.
Cubre tanques de acero al carbono y baja aleación fabricados de acuerdo con los estándares API650 y su antecesor el API 12C. Cubre la inspección de mantenimiento, reparación, alteración, relocalización y reconstrucción de los tanques descritos anteriormente. Da requerimientos para el mantenimiento de la integridad de tanques de almacenamiento soldados o remachados, no refrigerados, a presión atmosférica, no enterrados (por encima de la superficie) en servicio.
El alcance del código está limitado a la fundación civil del tanque, el fondo, el cuerpo, la estructura, el techo, los elementos fijados al tanque, las conexiones hasta la cara de la primera brida, la primera junta soldada o la primera junta circunferencial de soldadura. El código emplea los principios del código API 650 y puede ser empleado para cualquier tanque
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construido de acuerdo con una especificación de tanques. Se pueden aplicar muchas de las reglas de diseño, soldadura, ensayos y materiales contenidas en el código API 650 en la inspección, re-rateo, reparación y alteración de tanques en servicio. En caso de conflicto entre los requerimientos del código API 650 o 12C y API 653, será mandatorio este último (para tanques que han sido puestos en servicio) El código ha sido hecho con la intención de ser usado por organizaciones que tienen personal de ingeniería e inspección que ha sido entrenado y tiene experiencia en el diseño, fabricación, reparación, construcción e inspección de tanques. El dueño o el operador del tanque es quien tiene la responsabilidad final por el cumplimiento de las normas del código API 653. La aplicación del código esta prevista para organizaciones que emplean o tienen acceso a los servicios de una agencia de inspección autorizada, como se define en el código en 3.4. Esta norma reconoce los conceptos para la evaluación de “aptitud para el servicio” contenidos en API 579 que provee procedimientos de evaluación detallados y criterios de aceptación no provistos en esta norma. API 579 puede aplicarse, cuando esta norma no provee procedimientos de evaluación detallados o criterios de aceptación para ciertos mecanismos de deterioro o cuando esta norma hacer referencia explicita.
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2. ESTANDARES REFERENCIADOS.
Los estándares, códigos, especificaciones y publicaciones citados en el código API 650, se deben utilizar en su última edición publicada a menos que se indique otra cosa en el código. Algunos de los principales códigos y estándares referenciados son los siguientes: API RP 579 Aptitud para el servicio Std 620 diseño y construcción tanques grandes de baja presión Std 650 diseño y construcción de tanques de almacenamiento atmosférico RP 651 protección catódica RP 652 recubrimientos de los fondos de tanques Pub 2201 Hot taps Std 2610: (No referenciada pero de interes): Playas y Terminales de tanques. ASNT SNT TC 1A. Calificación y Certificación de personal de END
ASME BPVC Sección VIII Sección V (END) Sección IX (Calificación de procedimientos de soldadura y soldadores) ASTM: A6, A20, A36, A370, A992. AWS AWS D.1.1, D.1.6
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3. DEFINICIONES.
REPARACION. Cualquier trabajo necesario para el mantenimiento o la restauración de la condición segura o adecuada para la operación de un tanque. Incluye reparaciones mayores y no mayores. Ejemplos típicos de reparación de tanques son los siguientes: La remoción y reemplazo de material (láminas de techo, cuerpo o fondo, incluyendo el material de soldadura) para mantener la integridad del tanque. El re-nivelado o apuntalado del cuerpo, fondo o techo de un tanque. Agregado de láminas de refuerzo a conexiones existentes del cuerpo. La reparación de defectos en el material base por medio de pulido o (arco –aires) arc-gouging, seguido de soldadura.
ALTERACION. Cualquier trabajo en un tanque que modifica las dimensiones físicas o configuración. ALTERACION O REPARACION MAYOR Ejemplos típicos son: Instalación de bocas de inspección de hombre y conexiones mayores de 12" NPS dentro de la zona de operación del líquido. Instalación conexiones en el fondo dentro de una distancia de 12in del cuerpo. Quitar o reemplazar placas anulares con dimensión mayor a 12in. Remoción parcial (más de la mitad del espesor de la soldadura) o total de más de 12in de soldaduras verticales o soldaduras radiales de unión de placa anular. Instalar nuevo fondo. (No aplica cuando la base del fondo no se afecta o cuando en anillo anular permanece intacto o en tanque sin anillo anular cuando no se efectuan soldaduras del fonodo en la zona crítica) Quitar y reemplazar parte de la soldadura del cuerpo al fondo o anillo anular (en exceso a lo indicado arriba)
RECONSTRUCCION. Cualquier trabajo necesario para re-ensamblar un tanque que ha sido desmontado y reubicado en un nuevo sitio. PRESION ATMOSFERICA. Presión interna que no sobrepasa los 2.5 PSI
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AGENCIA DE INSPECCION AUTORIZADA. Alguna de las siguientes organizaciones puede emplear a un inspector autorizado. de una Jurisdicción. Compañías de Seguro autorizada o licenciada que emite polizas de tanques. La organización del operador que mantiene una organización de inspección solo para sus instalaciones. Una organización o individuo independiente bajo contrato con el operador.
CAMBIO DE SERVICIO. Cambios de las condiciones de operación tales como temperatura, presión y gravedad del producto almacenado. HOT TAP Identifica un procedimiento para instalara una conexión en un tanque en servicio. INGENIERO DE TANQUES DE ALMACENAJE Una o más personas de una organización aceptable para el propietario/operador con conocimientos y experiencia en disciplinas de ingeniería asociadas con la evaluación de materiales y características mecánicas que afectan la integridad y disponibilidad de tanques. Puede actuar mediante consultoría con otros especialistas de forma de cubrir el espectro completo. INSPECCION EXTERIOR Inspección formal exterior, supervisada por un inspector autorizado para evaluar todos los aspectos posibles del tanque sin retirarlo de servicio. INSPECCION INTERIOR Inspección formal interior, supervisada por un inspector autorizado para evaluar todas las superficies internas accesibles. INSPECTOR AUTORIZADO Un empleado de una Agencia de Inspección Autorizada y certificado de acuerdo al apéndice D como inspector de tanques sobre nivel. INSPECTOR. Un representante de un departamento de integridad mecánica de una organización, quien es responsable por varias tareas de control o aseguramiento de calidad, tales como soldadura o ejecución de contrato.
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PROPIETARIO U OPERADOR. Entidad legal que tiene el control y responsabilidad del mantenimiento de los tanques. VELOCIDAD DE CORROSION. Pérdida de material dividida en el periodo de tiempo en la cual ocurrió. ZONA CRITICA. Porción del fondo del tanque medida desde la unión cuerpo-fondo 3 pulg. radialmente al centro del tanque.
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4. APTITUD PARA EL SERVICIO.
4.1 GENERAL Cuando los resultados de una inspección muestran que ha ocurrido un cambio respecto de la condición física original del tanque, debe hacerse una evaluación para determinar su aptitud o confiabilidad para continuar en servicio. Se incluye reparación, alteración, desmantelamiento, relocalización y reconstrucción. CRITERIOS: Corrosión interna debido al producto almacenado. Corrosión externa. Esfuerzos permitidos. Propiedades del producto almacenado. Temperatura de diseño del metal. Análisis químico y propiedades químicas de los materiales de construcción. Propiedades del producto almacenado (gravedad específica, temperatura y corrosividad). Techos externos con cargas vivas, vientos y cargas sísmicas. La base de los tanques, suelo y condiciones de asentamiento. Distorsiones del tanque. Condiciones de operación tales como velocidades de llenado y vaciado y frecuencia.
4.2 EVALUACION DEL TECHO DEL TANQUE.
TIPOS DE TECHOS DE TANQUES.
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Techo fijo. Techo flotante. Techo con domo geodésico. Techo fijo con membrana interna flotante.
La estabilidad estructural del techo y soportes de techo debe ser evaluada. Para los techos flotantes tanto las láminas como los pontones, soportes y guías deben ser inspeccionados y evaluados para determinar su estado y llevar a cabo su reparación o cambio Las láminas corroídas con espesor promedio menor a 0.09 pulg. en un área de 100 pulg2 o con agujeros pasantes deben ser reparadas.
EVALUACION DE LA ESTRUCTURA DE TECHOS FIJOS Y FLOTANTES. Los soportes, láminas y pontones de los techos deben ser inspeccionados y evaluados para su reparación o reemplazo. Las guías para evaluación de techos flotantes deben basarse en los apéndices C y H de API 650 para techos flotantes externos e internos respectivamente.
CAMBIO DE SERVICIO. Cuando un tanque cambia a otras condiciones de trabajo se deberán evaluar presiones y temperaturas para el nuevo servicio así como verificar que cumpla los requerimientos del estándar. Para presión interior en base a apéndice F de API 650. Para presión exterior debe incluirse el análisis de vacío parcial contenido en API 620. Operación a temperatura elevada: De acuerdo a apéndice M de API 650. (para cambios a temperaturas mayores a 200°F Operación a temperatura menor que la temperatura original de diseño. Deben cumplirse los requerimientos de la norma corriente aplicable. Venteo: Debe considerarse los efectos producidos por el cambio de servicio. Ing. Rubén E Rollino
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4.3 EVALUACION DEL CUERPO. La inspección y evaluación del tanque debe tener en cuenta todas las condiciones, cargas, presiones a las cuales se encuentra expuesto; que por lo tanto puedan afectar la integridad estructural del cuerpo. La corrosión en el cuerpo ocurre en muchas formas y varios resultando en una pérdida uniforme o localizada. Cada caso debe ser tratado como un caso único. Las picaduras en general no representan una amenaza severa para la integridad estructural general, al menos que la distribución de los pits sea muy cercana. Métodos para determinar el espesor mínimo adecuado para continuar en servicio se dan en 4.3.2, 4-3-3 y 4.3.4 (Sección 6 para frecuencias de inspección) Si los requerimientos de 4.3.3 (soldados) o 4.3.4 (roblonados no se satisfacen entonces la zona corroída debe ser reparada o el nivel de líquido reducido. (aplicando las fórmulas para espesor mínimo y determinando H.)
Determinación del espesor actual. Se deben medir los espesores reales y promediarlos según el procedimiento en 4.3.2.1. El espesor promedio cuando existen áreas corroídas se determina según el siguiente Procedimiento:
1. Determinar el espesor mínimo t2 del área corroída, excluyendo las picaduras dispersas Calcular la longitud crítica “L” L = 3.7 D * t 2
L es la máxima longitud en plano vertical para la cual se asumen las tensiones circunferenciales como un promedio. L no mayor de 40in. D= diámetro el tanque (ft). Localizar L
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Tomar perfiles de espesores en varios planos verticales para determinar el promedio mínimo t1 utilizando longitud L y al menos 5 espacios de aproximadamente igual dimensión Los valores mínimos de t1 deben estar de acuerdo a lo indicado en 4.3.3.4 El criterio para continuar la operación es (planos de inspección seleccionados por el inspector.)
El espesor t1 es igual o mayor que tmin (sujeto a verificación de otras cargas) t2 es igual o mayor al 60% de tmin Sobreespesor para futura corrosión hasta la próxima inspección debe ser considerado.
Las picaduras (pitting) pueden ser ignoradas si: El espesor remanente es mayor que la mitad del espesor mínimo aceptable. La suma de las dimensiones a lo largo de cualquier plano vertical, no debe excede 2 pulg. en una longitud de 8 pulg.
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4.3.3 Cálculo del espesor mínimo aceptable para cuerpos de tanques soldados. En general el cálculo del espesor mínimo aceptable para un anillo completo se realiza de acuerdo a 4.3.3.1.a y determinado con H en la parte inferior de cada anillo. Si existen áreas adelgazadas localmente o se requiere investigar áreas específicas como conexiones el método dado en 4.3.3.1.b puede ser aplicado para completar la evaluación de H. 4.3.3.1 Espesor mínimo aceptable (tanques 0: 250
+ 1 1/4
CRESTA (PEAKING). No debe exceder 0.5", medido con una regla horizontal de 36" de longitud. Esta regla debe tener el contorno igual al radio exterior del cuerpo. CINTURA (BANDING). No debe exceder 1", medido con una regla vertical de 36" de longitud.
FUNDACIONES Para obtener las tolerancias mencionadas anteriormente es esencial que la fundación lo permita. Cuando se especifica un plano horizontal para la fundación o cuando se especifica un plano inclinado, las tolerancias son las siguientes: Cuando existe anillo de concreto, el tope del anillo se debe nivelar dentro de: +1/8" en cualquier 30 ft de la circunferencia y dentro de : +1/4" en la circunferencia total medida desde la elevación promedio. Cuando no existe anillo de concreto, la base bajo el cuerpo se debe nivelar dentro de : +1/8" en cualquier 10 ft de circunferencia y dentro de +1/2" en la circunferencia total medida del promedio de elevación. Para el caso del plano inclinado las diferencias de altura deben calcularse respecto del nivel especificado para el punto más alto y compararse con las diferencias de altura calculadas. Ing. Rubén E Rollino ;
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11. SOLDADURA.
CALIFICACIONES DE SOLDADURA. Los procedimientos de soldadura (WPS), los operadores de soldadura y los soldadores se deben calificar de acuerdo con la sección IX del código ASME, los requerimientos adicionales de API 650 y 653. Los procedimientos para estructuras como escaleras y plataformas, pero no su fijación al tanque, deben cumplir con AWS D.1.1, D1.6 o ASME IX incluyendo los S`WPS. La soldabilidad sobre materiales existentes debe ser verificada. Si la especificación del material es inexistente u obsoleta deben tomarse muestras del material existente.
IDENTIFICACIÓN Y REGISTROS. A cada soldador y operador de soldadura se le debe asignar un número, letra o símbolo de identificación. Los registros de esta identificación, además de la fecha y resultados de las pruebas de calificación del soldador deben estar disponibles para el Inspector. La identificación debe ser estampada a intervalos no mayores de 3ft. El estampado puede ser reemplazado por un registro que permita identificar a los soldadores que realizaron las soldaduras. Para techo y bridas de conexiones la identificación de soldadores no es requerida.
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12. ENSAYOS Y PRUEBAS.
12.1 GENERALIDADES. Los END, calificación de personal y el criterio de aceptación se deben basar para su realización en API Std 650 o cualquier requerimiento suplementario dado. Toda nueva soldadura depositada o cualquier cavidad resultante de esmerilado o excavado térmicamente (arc gouging) debe ser examinada visualmente. END puede ser requerido en las secciones aplicables. Apéndice G puede ser utilizado como guía para calificación de personal y procedimientos cuando se usan herramientas MFL para inspeccionar fondos. PENETRACIONES DEL CUERPO: Ensayo Ultrasónico: Para detectar láminaciones: En el área afectada al adicionar una lámina de refuerzo o hacer una conexión en caliente (hot tap). Cavidades resultantes de esmerilado o excavado térmicamente (arc gouging): por ejemplo para eliminar soportes existentes deberán ser examinadas con Líquidos penetrantes o Partículas magnetizables. Soldaduras cuello-cuerpo, refuerzo-cuerpo y refuerzo-cuello: Deberán ser examinadas con Líquidos penetrantes o Partículas magnetizables. Considerar examinación adicional (Partículas fluorescentes y/o Ultrasonido para hot taps a cuerpos con tenacidad desconocida y espesor mayor a 0.5in y MDMT menor a lo indicado en figura 5.2. Soldaduras de conjuntos aliviados térmicamente: Líquidos penetrantes o Partículas magnetizables después del tratamiento y antes de la prueba hidrostática.
IMPERFECCIONES DE SOLDADURA REPARADAS. Inspección visual, partículas magnéticas o tintas penetrantes: en cavidades por la remoción de defectos de soldadura. Radiografías o Ultrasonido en reparaciones de soldaduras a tope. Reparaciones en filete: Debe aplicarse un método apropiado de END. ACCESORIOS TEMPORALES Y PERMANENTES. Inspección visual: en soldaduras de accesorios permanentes y áreas de remoción de accesorios
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temporales. Partículas magnéticas o líquidos penetrantes: en soldaduras terminadas de accesorios nuevos permanentes (no incluyendo soldaduras fondo-cuerpo) y donde se quitaron accesorios (Materiales de grupos IV, IVA, V o VI) SOLDADURAS ENTRE LÁMINAS DEL CUERPO. Soldaduras nuevas entre láminas del cuerpo existentes y nuevas: Radiografía (Ver 12.2). y Partículas magnéticas: En láminas de espesor mayor a 1in en después de la limpieza de raíz antes de soldar desde el segundo lado y a la pasada final de cada lado. Soldaduras nuevas entre láminas nuevas: Radiografía de acuerdo con 12.2
SOLDADURA DEL CUERPO AL FONDO. Prueba de vacío: en soldaduras nuevas cuerpo-fondo (O aplicando un diesel oil liviano, dejando penetrar al menos 4 horas. Aplica también a primer pase.). En doble filete de penetración parcial puede presurizarse el volumen entre ellos a una presión de 15 psi y aplicar solución para detección de fugas. La soldadura existente debe ser examinada visualmente o por líquidos penetrantes o partículas magnetizables en la zona bajo un parche. Adicionalmente debe examinarse para verificar ausencia de grietas 6in a cada lado del parche.
FONDOS. Inspección visual y prueba de vacío de soldaduras nuevas y reparaciones. Inspección visual y tintas penetrantes o partículas magnéticas: en el la raíz y pasada final de soldadura de parches en la zona crítica. LÁMINA DEL CUERPO. Inspección visual y partículas magnéticas o tintas penetrantes: en áreas reparadas. REPARACIONES CON PARCHES. Visual y tintas penetrantes o partículas magnéticas: en soldaduras de parches. TECHOS. Se examinan de acuerdo al estándar API 650 5.3.2.2 y 5.3.7.
12.2 RADIOGRAFIAS
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La localización y cantidad de radiografías debe estar de acuerdo con API 650 y adicionalmente con: Juntas verticales: Entre láminas nuevas no se requieren radiografías adicionales a lo especificado en API 650. Entre láminas nuevas y existentes se requiere una radiografía adicional en cada unión. Juntas reparadas en láminas existentes se requiere una radiografía adicional tomada en cada unión. Juntas horizontales: Entre láminas nuevas no se requieren radiografías adicionales a lo especificado en API 650. Entre láminas nuevas y existentes requiere una radiografía adicional para cada 50 pies de soldadura. Entre láminas ya existentes se debe tomar una radiografía adicional para cada 50 pies de soldadura. Intersecciones entre juntas verticales y horizontales: Entre láminas nuevas no se requieren radiografías adicionales a lo especificado en API 650. Todas las intersecciones en láminas existentes deben ser radiografiadas. En tanques reconstruidos, cada junta a tope en lámina anular debe ser radiografiada. Para reconstrucción de tanques: se requiere inspección adicional del 25% de todas las uniones soldaduras nuevas con chapas existentes. Toda lámina de cuerpo nueva o reemplazada y las uniones entre juntas nuevas y existentes deben ser radiografiadas. En una lámina de reemplazo circular debe tomarse por lo menos una placa radiográfica. Si el espesor es mayor a 1in debe radiografiarse 100%. En una lámina de reemplazo cuadrada o rectangular debe tomarse por lo menos una placa radiográfica en la junta vertical, una en la horizontal y una en cada esquina. Si el espesor es mayor a 1in debe radiografiarse 100%. En Penetraciones que utilizan láminas insertadas (9.8.2) debe radiografiarse completamente las soldaduras a tope. La longitud mínima de cualquier radiografía es de 6". Todas las películas radiográficas deben estar identificadas mostrando la localización, número de soldadura y el indicador de calidad radiográfica como mínimo. CRITERIO DE ACEPTACION. Soldaduras entre láminas nuevas y existentes deben evaluarse con la norma actual. Puede aplicarse la original para soldaduras existentes.
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12.3 PRUEBA HIDROSTATICA Una prueba hidrostática mantenida durante mínimo 24 horas debe ser efectuada cuando: Se ha reconstruido un tanque. Cuando al tanque se le han efectuado reparaciones o alteraciones mayores (ver API 653 parágrafo 3.23). A menos que sea exceptuada por API 653 parágrafo 12.3.2. Cuando una evaluación de ingeniería indica la necesidad de una prueba hidrostática debido a un cambio de severidad en el servicio tal como un aumento en la presión de operación, bajar la temperatura de servicio o utilizar un tanque que ha sido dañado. Cuando no se requiere prueba hidrostática: General: Cuando las reparaciones han sido revisadas y aprobadas por un Ingeniero con experiencia en el diseño de tanques de acuerdo con el código API 650. La excepción debe estar documentada por escrito. Cuando el dueño u operador lo ha autorizado por escrito.
Además debe cumplirse: Reparaciones del Cuerpo: Los materiales nuevos que se usan en la reparación deben cumplir con los requerimientos del Estándar API 650. Procedimientos de soldadura calificados con materiales existentes o similares e incluir ensayos de impacto (API 650 7.2.2) Los materiales existentes deberán cumplir: Requerimientos de API 650 (séptima edición o posterior) Estar dentro del área “safe for use” de la figura 5.2. Los esfuerzos en el área de reparación no deben excede 7000 psi. calculados como sigue S=2.6HDG/t S = esfuerzo del cuerpo H = altura de llenado del tanque desde el fondo de reparación (ft) t = espesor del cuerpo en el área de interés (pulg.) D = diámetro del tanque (ft). G = gravedad especifica.
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Las soldaduras nuevas verticales, horizontales a tope y las soldaduras refuerzo-cuello y cuello cuerpo deben tener penetración y fusión completa. El pase de raíz de la soldadura de fijación de conexiones debe ser limpiado y examinado con partículas magnéticas o líquidos penetrantes y ultrasonido. Examinación de acuerdo a lo requerido en 12.1.5. Soldaduras terminadas 100% radiografiadas. Reparación del fondo dentro de la zona crítica: Las reparaciones del anillo anular deben cumplir con los requerimientos de materiales y esfuerzos dados en éste estándar, ser examinada visualmente previo a soldadura y debe examinarse el pase de raíz y la soldadura terminada con partículas magnéticas o líquidos penetrantes. Soldaduras a tope de Lámina anular también deben examinarse por ultrasonido Reparación de la soldadura del cuerpo - fondo: Debe cumplir con los siguientes requerimientos: La soldadura reemplazada debe cumplir con los requerimientos de tamaño del estándar API 650 parágrafo 3.1.5.7 y la sección reemplazada no representa más del 50% de la sección requerida. La soldadura de un lado se puede eliminar y reemplazar completamente sin que exceda una longitud de 12". Reparaciones que reemplazan más del 50% de la sección requerida no están más cerca que 12in una de otra incluyendo reparaciones del otro lado. El pase de raíz y la soldadura terminada deben ser examinadas visualmente y también con partículas magnéticas o líquidos penetrantes. Elevaciones menores del cuerpo. Los materiales de cuerpo y zona critica indicados más arriba para zona critica.(Ver API 653 parágrafo 12.3.2.2.3). El ingeniero debe considerar todas las variables para aplicar la excepción a la prueba hidrostática. Aptitud para el servicio. El dueño u operador del tanque puede utilizar una metodología del tipo de aptitud para el servicio o similar para exceptuar una prueba hidrostática. El procedimiento no está incluido en este estándar. Debe ser aplicado por un ingeniero experimentado en diseño de tanques de almacenaje y en la aplicación de la metodología a aplicar.
12.4 PRUEBAS DE FUGAS. A las láminas de refuerzo nuevas o alteradas se les realiza una prueba de fuga con aire y solución jabonosa, según el código API 650.
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12.5 MEDICION DE ASENTAMIENTOS ENSAYO HIDROSTATICO. El asentamiento se chequea inicialmente con el tanque vacío en un número de puntos mínimo determinado por la fórmula: N = D/10 Donde: N = Mínimo número de puntos de medida del asentamiento. No menos que 8. Fracciones se redondean hacia arriba. Máximo espaciamiento entre puntos 32pie. D = diámetro del tanque (ft). El asentamiento debe ser evaluado de acuerdo al apéndice B
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13. MARCACION y CUSTODIA DE REGISTROS.
13.1 PLACA DE DATOS Tanques reconstruidos de acuerdo a este estándar deben ser identificados con una placa de material resistente a la corrosión, que cuente con la siguiente información:
Reconstruido a API 653. Edición o Número de revisión. Año de terminación de la reconstrucción. Estándar original (si es conocido). Diámetro Nominal. Altura Nominal. Altura máxima de liquido en operación. Gravedad específica. Nivel máximo de líquido. Nombre del contratista y Número del Tanque. Material para cada anillo del cuerpo. Temperatura máxima de operación. Esfuerzo máximo permisible en los cálculos de los anillos.
13.2 GUARDA DE REGISTROS Cuando el tanque ha sido evaluado, reconstruido o alterado la siguiente información debe pasarse al dueño. Cálculos de evaluación de integridad de los componentes, incluyendo evaluación de fractura frágil. Nivel del líquido y consideraciones de reparación o alteración. Planos de reparación y reconstrucción. Datos de: inspecciones, pruebas, radiografías, datos de construcción, Localización e identificación, Descripción del tanque (Diámetro, altura, servicio), Condiciones de diseño (Nivel de líquido, Gravidez especifica, esfuerzos admisibles, cargas de diseño inusuales), Materiales del cuerpo por anillo. Elevaciones del perímetro del tanque. Registros de completamiento de construcción,
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Criterios para aplicar excepción de la prueba hidrostática.
13.3 CERTIFICACION La documentación requerida para la reconstrucción, inspección y certificación del diseño debe estar en conformidad con la información de los formatos dados en la figura 13.2. No. de Serie No. de Propietario Peso Capacidad Techo Flotante o Fijo Realizada por la organización de diseño de acuerdo a todos los requisitos aplicables del Estándar API 653. Edición, Revisión, Fecha Organización de Reconstrucción Representante Autorizado Fecha
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APENDICES. APENDICE A: Contiene información sobre ediciones pasadas de estándares API pata tanques de almacenamiento. Estándar API 12C "Especificación API para tanques de almacenamiento de combustibles soldados", fue reemplazada por API Std 650.
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APENDICE B - EVALUACION DEL ASENTAMIENTO DEL FONDO DEL TANQUE
B.1 INTRODUCCION Se debe realizar un monitoreo del asentamiento del fondo del tanque durante las operaciones de construcción, continuando dicho monitoreo durante la prueba hidrostática. Si se produce. asentamiento excesivo el tanque se debe vaciar.
B.2 TIPOS DE ASENTAMIENTO. B.2.1. MEDICIONES DE ELEVACION. Los tipos principales de asentamiento consisten en aquellos que están relacionados con las láminas del fondo y el cuerpo del tanque. Se pueden registrar tomando mediciones de elevación alrededor de la circunferencia y a través del tanque. Las figuras B-1 y B-2 muestran localización recomendada para puntos de medición. Mediciones adicionales pueden ser requeridas para asentamientos localizados.
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FIGURA B-2: Mediciones de asentamiento de fondo (interno) Tanque fuera de servicio
Evaluación de asentamiento del cuerpo. B2.2 EVALUACION DE ASENTAMIENTOS DEL CUERPO. Puede deberse a una o varias de las siguientes causas: Asentamiento uniforme. Asentamiento por inclinación del cuerpo rígido (inclinación plana). Asentamiento fuera del plano (asentamiento diferencial
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Máximo espaciado entre puntos de medición 32 ft. Debe haber por lo menos 4 líneas de medición igualmente espaciadas. Ver 12.5.1.2 para la determinación de puntos. API 653 Fig. B 1. Medidas del asentamiento del cuerpo (Externo).
API 653 Fig. B-2. Medidas del asentamiento del fondo (Interno). Tanque fuera de servicio.
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FIGURA B-3: Representación gráfica del asentamiento de fondo. Asentamiento uniforme: se puede predecir por adelantado, con una exactitud suficiente de los ensayos de suelos; este no induce esfuerzos en la estructura del tanque. Puede afectar tuberías, boquillas y fijaciones.. Asentamiento por inclinación del cuerpo rígido (inclinación plana): el tanque queda en un plano inclinado. Entre otros puede producir: Incremento en el nivel de líquido y aumento de los esfuerzos circunferenciales. Falla en los sellos de techos flotantes. Dificultar o impedir el movimiento del techo flotante. Afectar conexiones. Asentamiento fuera del plano (asentamiento diferencial): eEs causado por un asentamiento no planar del borde inferior del cuerpo debido a que el cuerpo es una estructura relativamente flexible. Este asentamiento induce esfuerzos adicionales en el cuerpo y puede producir una falta de circularidad en el borde superior del tanque. Puede causar puntos planos que se desarrollan en el cuerpo y afectar las boquillas que tengan tuberías fijas a ellas. También puede afectar el funcionamiento de techos flotantes. La figura B-3 muestra un asentamiento de este tipo. Fue construida en base a lo siguiente: El borde actual del asentamiento fue ploteado utilizando puntos alrededor del tanque como absisa. La distancia vertical entre la absisa y el punto más bajo de esta curva (punto 22) es el asentamiento mínimo y es llamado asentamiento uniforme. Una línea a través de este punto, paralela a la absisa, provee una nueva base o línea de referencia para nuevas mediciones de asentamiento, llamados “asentamientos ajustados” El plano de asentamiento rígido inclinado es representado por la curva del coseno optimo entre el máximo y mínimo valor del valor actual de asentamiento de borde. Existen muchos métodos para determinar la curva de coseno óptimo. La de menor precisión es la técnica de dibujo a mano alzada. Mejor método es utilizar la capacidad matemática y gráfica que brindan las computadoras. La distancia entre la curva irregular y la curva de coseno representa la magnitud del asentamiento fuera de plano (Ui en el punto i). El método más comúnmente utilizado y aceptado es utilizar un programa de cálculo para resolver las constantes a, b y c para encontrar la curva de coseno óptimo de la forma: Elevpred = a+bxcos(θ + c) Elevpred = Elevación prevista por la curva del coseno del ángulo θ.
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La curva de coseno óptimo es solo considerada válida si el valor de R2> 0.9 ( Syy − SSE ) R2 = Syy Syy = Suma de los cuadrados de las diferencias entre elevación promedio medida y la elevación medida
SSE= Suma de los cuadrados de las diferencias entre elevaciones medidas y previstas. medida
Obtener una curva de coseno válida estadísticamente puede requerir tomar más mediciones que las mínimas indicadas en la figura B-1. En muchos casos el asentamiento fuera de plano puede concentrarse en una o más áreas y el método de los cuadrados mínimos no es adecuado para predecir asentamientos localizados y no es conservador. En estos casos R2 es menor a 0.9. Una selección adecuada de a, b y c resultará en una diferencia pequeña ente elevación medida y prevista en casi todos excepto pocos puntos y R2 será mayor que 0.9 Un método de selección de a, b y c en estos casos es ignorar los pocos puntos que no aparentan pertenecer a la curva de coseno calculada originalmente y recalcular la curva óptima. Los puntos restantes serán de ayuda para estimar la curva real de asentamiento fuera de plano en los peores puntos. La curva B-4 muestra un ejemplo donde un punto a 135 grados está fuera de la curva inicial. R2 es 0.87 y S y es menor al máximo permitido. Ignorando el punto y recalculando la curva, R2 es incrementado a 0.98 y el asentamiento en ese punto es mayor al permitido. Las distancias verticales entre la curva irregular y la óptima representa la magnitud del asentamiento fuera de plano (Ui en el punto i). S es la deflexión de fuera de plano en el punto i. (Figura B-3) Mediciones de asentamiento fuera de plano deben ser tomadas cuidadosamente. En los casos de en el fondo del tanque pueden producir resultados erróneos. Lo mismo puede ocurrir con fondos reparados. Si las mediciones de asentamiento fuera de plano excede los límites dados en B.3.2 usando el método de la curva de coseno óptima en lugar de reparar puede realizarse una evaluación más rigurosa.
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B.2.3. ASENTAMIENTO DEL BORDE DEL FONDO. Ocurre cuando el cuerpo se asienta de una manera aguda alrededor de la periferia inferior del tanque, resultando en la deformación de la lámina del fondo cerca de la unión cuerpo fondo, En la Fig. B-5 de API 653 se ilustra este tipo de asentamiento y el punto de quiebre en el fondo,
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Las fórmulas dadas en B.3.4 sirven para evaluar este tipo de asentamiento, Alternativamente se puede efectuar un análisis detallado del esfuerzo que se desarrolla en el perfil deformado. Debe medirse el asentamiento del borde cuidadosamente, tomando en cuenta lo siguiente: Medidas tomadas donde el fondo no se encuentra en contacto con la tierra o fundación pueden subestimar o sobreestimar el asentamiento. La localización del punto de quiebre donde comienza el área de asentamiento requiere de un buen análisis. (ver figura B-5) Si el fondo del tanque es un cono inclinado hacia arriba o hacia abajo, el asentamiento B debe medirse desde una proyección del piso sin asentamiento, no desde el nivel encontrado (Ver Fig. B-6). B es definido en figura B-5. Bew es definido como el asentamiento de borde permisible en un área donde hay junta traslapada. Esencialmente paralela al cuerpo; + 20°. Be. Asentamiento permisible en un área donde no hay soldaduras en el fondo o las soldaduras son a tope o juntas traslapadas esencialmente perpendiculares al cuerpo, + 20°. (Ver figura B-4)
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La sección B.3.4 provee métodos para evaluación del asentamiento de fondo B respecto de los asentamientos permisibles Bew y Be. Como Be es mas conservativo que Be la aproximación más simple es hacer la evaluación inicial comparando B con Bew. Si se cumplen los criterios de aceptación, no es necesaria otra evaluación. De lo contrario pueden hacerse evaluaciones comparando B con Bew y Be por separado. Cuando existen juntas traslapadas con un ángulo arbitrario diferente a los indicados se permite interpolación entre Bew y Be tomando el ángulo aplicable.
B.2.4 ASENTAMIENTO DEL FONDO CERCA DEL CUERPO. La figura B-7 ilustra un asentamiento cerca del cuerpo. Las fórmulas dadas en B.3.3 pueden ser usadas para valuar este asentamiento. Alternativamente Ing. Rubén E Rollino ;
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un análisis de esfuerzos más riguroso puede ser realizado.
B.2.4 ASENTAMIENTO DEL FONDO ALEJADOS DEL CUERPO. La figura B-8 ilustra asentamientos con distribución alejada del cuerpo.
La aceptación de los asentamientos depende de los esfuerzos localizados y del diseño y la calidad de las soldaduras traslapadas del fondo (simple o múltiple pasada). Las fórmulas dadas en B.3.3 pueden ser usadas para valuar este asentamiento (Los límites aplican a juntas de simple pasada).
SECTION A-A API 653 Fig. B-7. Depresiones cerca del cuerpo.
R= Radio del circulo inscripto en la zona con depresión o elevación. B= Profundidad de asentamiento o altura de elevación.
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API 653 Fig. B-8.
Depresiones alejadas del cuerpo,
B.3 DETERMINACION DEL ASENTAMIENTO ACEPTABLE B.3.2 ASENTAMIENTO DE CUERPO. En función de las mediciones (B-2) calcular la máxima deflexión/distorsión fuera de plano permisible.
S= Deflexión en pies (distorsión fuera de plano) L= Longitud de arco medida entre puntos. Y= Tensión de fluencia/cedencia (psi) E= Módulo de elasticidad. (psi) H= Altura del tanque en pies. B.3.3 ASENTAMIENTOS O PROTUBERANCIAS INTERNAS EN EL FONDO
Medir la depresión o protuberancia. La dimensión máxima permisible es la obtenida por la siguiente fórmula. Ing. Rubén E Rollino ;
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BB = 0.37*R BB = Máxima altura o profundidad de una depresión o protuberancia localizada. R = Radio inscripto de una depresión o protuberancia localizada La figura B-9 es una representación gráfica de esta fórmula.
FIGURA B-9. Limites para asentamientos localizados en fondo aplicables para juntas soldadas de pasada simple.
B3.4 ASENTAMIENTO DE BORDE. El máximo asentamiento de borde permisibles, Bew, es mostrado en la figura B-10 para áreas que incluyen juntas soldadas traslapadas de fondo. En áreas con asentamiento en las que la dimensión B medida, excede el 75% del máximo asentamiento permisible Bew debería inspeccionarse visualmente y con partículas magnetizables Ing. Rubén E Rollino ;
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o líquidos penetrantes, todas las soldaduras de fondo-cuerpo y de fondo. Además todas las soldaduras dentro de las 12 pulgadas del lado opuesto al punto de quiebre (figura B-5) deberían inspeccionarse visualmente. Cualquier área sospechosa debería examinarse con partículas magnetizables o líquidos penetrantes. En ambos casos todas las indicaciones deberían ser reparadas o evaluadas por riesgo de fatiga antes de que el tanque vuelva al servicio. El máximo asentamiento Be para áreas en bordes sin soldaduras, con soldaduras a tope o traslapadas en el fondo que son esencialmente radiales al cuerpo (+ 20°), se muestra en la figura B-11. En áreas donde el asentamiento medido excede el 75% del asentamiento permisible, debería inspeccionarse visualmente y con partículas magnetizables o líquidos penetrantes, todas las soldaduras de fondo-cuerpo y de fondo.
En ambos casos todas las indicaciones deberían ser reparadas o evaluadas por riesgo de fatiga y/o fractura frágil, antes de que el tanque vuelva al servicio.
El asentamiento máximo permisible en zonas de borde con juntas traslapadas en cualquier otro ángulo puede ser interpolado entre Bew y Be de las figuras B-8 y B-9 y la siguiente fórmula: Ba=Be-(Be-Bew)senoa a= Angulo entre la soldadura y la línea neutra del cuerpo. Ba = Máximo asentamiento permisible para una soldadura en ángulo a. (Ver figura B-12)
Notas: Be y Bew no contienen márgenes para futuro asentamiento. En general los asentamientos se producen el los primeros años de servicio y no son esperados asentamientos posteriores al menos que se modifiquen condiciones. Asentamientos de borde incrementan los esfuerzos secundarios. Si se efectúan reparaciones de soldadura en áreas donde el asentamiento excede 0.5Be, estos esfuerzos adicionales deberían evaluarse antes de la prueba de presión hidrostática.
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B.4 REPARACIONES Cuando se exceden los límites de asentamiento permisibles se debe considerar la reparación de las áreas involucradas. (o realizar análisis más rigurosos) Dependiendo de la severidad y localización de los asentamientos, las reparaciones requeridas pueden ser la nivelación del suelo bajo el fondo del tanque o la reparación de la base, pudiendo requerir el uso de gatos para elevar y nivelar el cuerpo. El análisis del tipo de reparación a aplicar debería incluir el análisis del historial de operación, reparaciones previas, resultados de inspecciones previas, condición de la fundación del tanque, características del suelo, materiales y estimación del asentamiento futuro. (Ver 9.10 para reparaciones sugeridas) El análisis detallado de las áreas asentadas debería ser efectuado por un Ingeniero con experiencia en diseño de tanques y evaluación de asentamientos. El análisis debe considerar esfuerzos primarios y secundarios y el riesgo de fractura frágil.
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APENDICE C - LISTAS DE CHEQUEO.
Contiene las listas de chequeo sugeridas para la inspección con el tanque en servicio y fuera de servicio.
APENDICE D - CERTIFICACION DEL INSPECTOR AUTORIZADO.
El certificado de un inspector autorizado se otorga al aspirante que apruebe el examen y cumpla con la educación y la experiencia requerida por API. Esta certificación es válida por 3 años desde la fecha de emisión y es aceptado en todas las jurisdicciones y locaciones donde no se prohíba el uso del código API 653.
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APENDICE F - ENSAYOS NO DESTRUCTIVOS.
F.1 INTRODUCCION. Este apéndice suministra los requerimientos de los ensayos no-destructivos (END) para reparación y reconstrucción. F.2 INSPECCION VISUAL. Entre otras inspecciones se requiere para la determinación de cavidades formadas por la remoción de parches, áreas reparadas de la soldadura cuerpo-fondo, áreas de las láminas de fondo reparadas con soldadura, soldaduras de puntos dejados en el lugar, cavidades producidas por la remoción de defectos de soldadura. F.3 EXAMEN DE PARTICULAS MAGNETICAS y LIQUIDO PENETRANTE. Para inspeccionar áreas de la lámina del cuerpo reparadas con soldadura, cavidades por remoción de defectos de soldadura, lámina del fondo restaurada por soldadura. F4 PRUEBA ULTRASONICA. Se requieren para inspeccionar áreas del cuerpo sobre las cuales se soldarán láminas de reparación, reparaciones de soldaduras a tope a menos que sean radiografiadas, reparaciones de las soldaduras a tope de la lámina anular después del pase final. F.5 PRUEBA DE VACIO. Requerida para evaluar láminas del fondo adonde puedan presentarse fugas, láminas del fondo restauradas por soldadura, soldaduras nuevas del fondo y para la soldadura cuerpo-fondo. F.6 PRUEBA DE TRAZA DE GAS. Es utilizada para evaluar soldaduras nuevas del fondo, a menos que ya se haya realizado la prueba de vacío.
F.7 PRUEBA DE DIESEL. Es requerida para inspeccionar el primer y último pase de soldaduras nuevas de la unión cuerpofondo, las soldaduras del piso, del techo flotante y otras uniones que requieren hermeticidad de vapor o de líquido.
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F.8 PRUEBA DE FUGA DE AIRE. Es requerida para inspeccionar las soldaduras de lámina de refuerzo-cuerpo, lámina de refuerzoboquilla, boquilla al cuerpo o para boquillas nuevas alteradas, pase inicial de las soldaduras del cuerpo-fondo por dentro y por fuera del cuerpo. F.9 EXAMEN RADIOGRAFICO. Se requiere para inspeccionar: Soldaduras a tope para instalar láminas insertadas tope se deben radiografiar completamente. Reparaciones de soldaduras a tope a menos que se hayan examinado con ultrasonido, Uniones nuevas de la lámina anular, Láminas insertadas nuevas o reubicadas y soldaduras de las láminas de la puerta. Juntas horizontales, verticales y de unión a cuerpo. (12.2 Juntas verticales y horizontales cuando se aplican excepciones a prueba hidrostática. (12.3.2.2.5) Los criterios de aceptación son los indicados en ASME VIII división 1, UW-51.b. Requerimientos para examinadores: ASNT nivel II o III. Nivel I puede ser utilizado si se le da criterios de aceptación y rechazo escritos y bajo supervisión de nivel II o III. Requerimientos de Procedimientos de acuerdo a sección V articulo 2. La siguiente tabla resume los principales requisitos de Examinación:
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Tema
Soldaduras
Requerimiento
Criterio de aceptación
API 650 6.5
Criterio de aceptación
ASME VIII ap. 6
MT
Criterio de aceptación
ASME VIII ap. 8
PT
Criterio de aceptación
ASME VIII UW-51.b
Criterio de aceptación
A acordar. API 650; 6.3.4
Soldaduras de nuevas láminas de cuerpo a láminas de cuerpo existentes
12.1.5
C
12.1.5
C
Zonas de limpieza por arco de pasada de raiz y terminación de nuevas soldaduras cuando el espesor del cuerpo supera 1in. Areas del cuerpo reparadas por soldadura.
12.1.8
A A A A A
C
Visual MT/PT RT
UT
Vacio
Diesel
Fugas
X
X X X X
C
Areas de limpieza de raiz por arco y terminación de 12-3-2-2-5 soldaduras horizontales y verticales en cuerpo (excepciones a prueba hidrostática)
C
Soldaduras verticales, horizontales y uniones de nuevas láminas a nuevas láminas y a láminas existentes.
X
X
(X)
X
(X)
(X)
12.2 X
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Tema
Soldaduras
Requerimiento
Areas del cuerpo donde se soldaran parches traslapados.
9.3-1-9
C
Cavidades por eliminación de refuerzos
12.1.2.2
Soldaduras de cuerpo-fondo que estarán debajo de un parche más 6 in adicionales
12.1.6
CF
12.3.2.4.2
CF
Areas reparadas de soldadura cuerpo fondo (MT/PT después de pasada de raiz y terminación)
12.1.6
CF
Soldaduras nuevas cuerpo-fondo ( a menos que se aplique gas trazador)
CF
Primera pasada de soldaduras nuevas fondo-cuerpo 12.1.7 y soldadura terminada (al menos que se haga prueba de vacio)
CF
Soldaduras nuevas en fondo ( a menos que se aplique gas trazador)
CON
Nuevas soldaduras de cuellos de conexión a 12.1.2.3 cuerpo y refuerzo y soldadura de refuerzo a cuerpo. 12.1.2.1
CON
Areas donde se soldaran nuevos refuerzos o hot taps de conexiones
12.3.2.3.1b
CON
Soldaduras de penetración total de cuellos de conexiones a cuerpo y refuerzo. (excepción a prueba hidrostática)
12.4
CON
Soldadura de nuevos refuerzos a cuerpo, conexión y soldadura de conexión a cuerpo de conexiones nuevas o modificadas
CAV
Visual MT/PT RT
UT
Vacio
Diesel
Fugas
X
X
X X
X X
X
X X
12.1.7
X X X X
X
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Tema
Soldaduras
Requerimiento
CyR
Areas de limpieza de raiz por arco de soldaduras de 12.3.3.2.6 penetración total a cuerpo y refuerzos. (excepción a prueba hidrostática) (RT solo a soldaduras terminadas) Cavidades formadas por eliminación de defectos.
12.1.3.1
Calificación de examinadores
ASNT Nivel II o III (ver I)
Calificación de examinadores
(no hay requerimientos)
Calificación de examinadores
API 650 6.2.3
Calificación de examinadores
ASNT Nivel II o III (ver I)
Calificación de examinadores
API 650 6.6.4
Filetes y reparaciones de filetes
12-1-3-3 y API 650 5.3.2.2
Soldaduras de fijaciones nuevas y zonas donde se eliminaron fijaciones
12.1.4.2
F
12.1.7.1
F
Láminas de fondo incluyendo soldaduras que fijan parches y nuevas soldaduras Areas de fondo reparadas por soldadura.
12.1.7.3
DEF EX EX
Visual MT/PT RT
X
X
F
Diesel
Fugas
X
X X
X
X X X X
EX F
Vacio
X
EX EX
UT
X X X
X X
X
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Tema
Soldaduras
Requerimiento
Láminas de fondo restauradas por soldadura.
12.1.7.3
Láminas de fondo con pérdida potencial (paths)
12.1.7.1 9.10.2.2b
FC
Zonas donde se ha eliminado soldadura de fondocuerpo cuando se elimina un fondo
12.1.7.2
PA
Pasada de raiz y terminación de soldaduras de parches a fondo en zona crítica Parches soldados sobre el fondo
12.1.7.1 y .2
Pasada de raiz y terminación de soldaduras a tope de láminas anulares.
12.3.2.3.1b
PAN
12.3.2.3.1b
PAN
Pasada de raiz y terminación de soldaduras a tope de láminas anulares y láminas de fondo en zona crítica. Nuevas soldaduras en láminas anulares.
API 650 6.1.1
Reparaciones de soldaduras a tope en láminas anulares
12.3.2.3.1b
PAN
Soldadura de láminas insertadas-cuerpo (conexiones)
12.2.1.8
PINS
Soldaduras de láminas insertadas nuevas y de reemplazo y puertas.
12.2.1.6
PINS
Visual MT/PT RT
UT
X
F
Fugas
X X (MT) X
X() X
PA X X X
PAN
Procedimientos (no hay requerimientos)
Diesel
X
F
PR
Vacio
X X X X
X
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Tema
Soldaduras
Requerimiento
Procedimiento de ensayo
ASME V art. 6
Procedimientos de ensayo
ASME V art. 7
Procedimientos de ensayo
ASME V art. 2
Procedimientos de ensayo
ASME V
Procedimientos de ensayo
API 650 5.3.5
Procedimientos de ensayo (P min= 3psi)
API 650 6.6
Puntadas de soldadura que permanecen
API 650 5.2.1.8
Visual MT/PT RT
UT
Vacio
x
PR PR
12.1.2.4
Soldaduras a tope en tanques reconstruidos
12.2.1.5
STOP Reparaciones de juntas a tope ( a menos que se se STOP aplique el otro metodo volumetrico RT/UT)
12.1.3.2
TEC
Soldaduras nuevas en techos diseñados herméticos API 650, 5.3.7 ( a menos que se aplique gas trazador)
TEC
Soldaduras de techos flotantes y otras soldaduras que deban ser hermeticas.
API 650 H.7.2 y C.4.2
X
X
PR
Soldaduras tratadas térmicamente (antes de prueba PWHT hidrostática)
X
MT
PR
PUN
Fugas
PT
PR
PR
Diesel
X X X
X X X
X X X
Ing. Rubén E Rollino ;
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Apéndice G : Calificación de Procedimientos y Examinadores de Fondos
Propietarios y Operadores pueden aplicar el apéndice G como está escrito o modificarlo de acuerdo a sus necesidades. Los examinadores de fondo son muy importantes para proveer seguridad de la integridad del tanque. Es importante el uso de personal y procedimientos calificados. Hay varias herramientas de END para la examinación de fondos. Algunas de ellas son complejas y requieren alto grado de conocimiento y habilidades. La efectividad de estas técnicas puede variar en función del equipamiento, el procedimiento y la habilidad del operador. A menudo el propietario u operador no tiene la posibilidad de determinar en forma fácil si la examinación del fondo ha sido efectiva para evaluar la condición del mismo.
G.2 Términos Variables esenciales: Variables que no pueden ser cambiadas sin recalificar el procedimiento y/o operador. Variables no esenciales: Variables que pueden ser cambiadas sin recalificar el procedimiento y/o operador. Examinadores: Operadores de END y técnicos que proveen resultados de las indicaciones.
Escaneo del fondo: Uso de equipos en grandes porciones del fondo para detectar corrosión. (Ejemplo MFL) Agencia de inspección Autorizada: Agencia que emplea a un inspector autorizado. (3.4) Prueba de calificación: Demostración de que el procedimiento y/o operador pueden encontrar y reportar pérdidas de Ing. Rubén E Rollino ;
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espesor. Operador de escaneo. Persona que opera el equipo de escaneo. Dimensionamiento: Operación para determinar el espesor remanente. Usualmente acompañada por UT. Procedimiento de Examinación de Fondo de Tanque (TBP) Procedimiento calificado que contiene las variables esenciales y no esenciales para la examinación del fondo del tanque. Registro de Calificación de Examinador de Fondo de Tanque (TBEQ) Debe contener el registro de todas las variables esenciales y resultados de la calificación del operador en cuestión. Registro de Calificación de Procedimiento de Examinación de Fondo de Tanque (TBPQ) Debe contener el registro de todas las variables esenciales y resultados de la calificación del procedimiento. G.3 Procedimiento de Examinación de Fondo Cada Agencia de Inspección Autorizada que examine fondos de tanques es responsable por tener y usar un procedimiento. (TBP) Cada TBP debe contener las variables esenciales y no esenciales. G.5.4 provee lineamientos. G.4 Examinadores. Cada examinador necesita ser calificado para las tareas que realiza. Cada examinador deberia recibir por lo menos 40 horas de entrenamiento y ser examinado por escrito. El entrenamiento debería incluir: Instrucción y entrenamiento en el método de END que aplicará. Operación del equipo de examinación bajo supervisión de examinadores calificados. Durante la calificación debe elaborarse un TBEQ en el que deben registrarse las variables utilizadas: 9 Variables esenciales de la calificación. 9 Resultados de la calificación. 9 Cantidad de horas de entrenamiento. Ing. Rubén E Rollino ;
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9 Resultado de la calificación escrita. Recalificación: 9 Cuando no está calificado para el TBP que aplicará. 9 Cuando la agencia cambia el TBP y esto requiere recalificación. 9 Cuando el operador no realiza escaneo de fondo por más de 6 meses. 9 Cuando el operador no utiliza el TBP específico por más de 12 meses. 9 Cuando hay razones para cuestionarlo. G.5 Prueba de calificación: Placas de prueba: Debe tener al menos 70 pies cuadrados (6.5 m2 ). Si no se utiliza el mismo material debe conocerse que la permeabilidad del material puede ser diferente y afectar a los resultados. Cantidad mínima de picaduras ubicadas del lado contrario al del escaneo. Espesor remanente (t) (in)
Mínima cant de pits.
< 0.05
2
0.05 < t < 0.5T
5
0.5T < t < 0.66T
4
T= Espesor nominal del fondo. t = espesor remanente del fondo.
El propietario/operador puede considerar colocar otros defectos en zonas cercanas a los bordes. (ej. 6in) Cantidad mínima y tipos de picaduras ubicadas del lado del escaneo. Espesor remanente (t) (in)
Mínima cant de pits.
0.05 < t < 0.5T
2
0.5T < t < 0.66T
2
Ing. Rubén E Rollino ;
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También debería haber un área de corrosión generalizada que represente corrosión del suelo de al menos 10in2 (64.5cm2) y un espesor remanente de aproximadamente 0.5T Criterios de aceptación: Los siguientes criterios deberian ser alcanzados.
Procedimiento y/o operador. Espesor remanente (t) (in)
Defectos a encontrar
< 0.05
90 a 100%
0.05 < t < 0.5T
70 a 90%
0.5T < t < 0.66T
40 a 60%
Area de corrosión general
100%
Examinador. Debe ser capaz de encontrar las profundidades de defectos con la siguiente precisión.. Tipo de fondo
Profundidad de defecto
No pintado
+ 0.020in
Pintura delgada < 0.030in
+ 0.030
Pintura gruesa > 0.030in
A acordar
Variables de la Calificación: Tabla G-1: Variables esenciales sugeridas para calificación de procedimiento. Variable esencial
Utilizado durante el ensayo
Calificado
Equipo de medición
El utilizado
El mismo utilizado
Equipo de provisión de datos
El utilizado
El mismo utilizado
Procedimiento
El utilizado
El mismo utilizado
Espesor de lámina (T)
T
T + 0.050; -0.130
Distancia del cuerpo (ds)
Ds
El < entre 8in y ds
Calibraciones críticas
El utilizado
Según fabricante
Calibración de umbral (Th)
Th
