curso api 653.ppt

8/10/2019 Curso API 653.ppt

http://slidepdf.com/reader/full/curso-api-653ppt 1/1263

INTERPRETACIONCODIGOS API 653, 650,Diseño, Construcción e

Inspección de TanquesPresentado por:

Ing. Walter Felix GoycocheaBustamante

RFIQ FEBRERO 2011



Importancia y Tipos de

Tanques de Almacenamiento de

Hidrocarburos



ACTIVIDADES DEHIDROCARBUROS QUE UTILIZAN

TANQUES

Explotación (Baterías de producción) Transporte por ductos (Estaciones de Bombeo) Refinación y Procesos Industriales (Patio de tanques) Comercialización Plantas de Abastecimiento Estaciones de Servicio Plantas Envasadoras de GLP Consumidores directos



CAPACIDAD DE TANCAJE*

PERÚ

N° Capacidad MB

Refinerías 379 10716 Plantas de Gas 58 68

Plantas Lubricantes 78 225

Estaciones-ONP 27 1437 Terminales 167 3454

TOTAL 709 15900



FOTOGRAFIA PANORAMICA DE

UN PLANTA INDUSTRIAL

FOTO N° 1: REFINACIÓN Y

PROCESOS INDUSTRIALES

REFINERIA TALARA



CLASIFICACION DE ALMACENAMIENTO

DE HIDROCARBUROS

SISTEMAS CONVENCIONALES

TANQUES SUPERFICIALES

ATMOSFERICOS (1 ATM)

A PRESION (1 A 15 PSIG)

A PRESION > 15 PSIG

REFRIGERADOS

TERMICOS

- TANQUES ENTERRADOS

• SISTEMAS NO CONVENCIONALES

POZA ABIERTA, FLOTANTES, CAVERNAS, PLATAFORMAS MARINAS




DE HIDROCARBUROS LIQUIDOSTabla de Clasif ic ación de Hid rocarbur os Líqu ido s – NFPA 30

LÍQUIDO INFLAMABLE: Son los que tienen un punto deinflamación < 37.8°C (ASTM D-56 copa cerrada). Se subdivide en:

CLASE IA: P.Flash <22.8°C y P. Ebullición < 37.8°C (Los másinflamables).

CLASE IB: P.Flash <22.8°C y P. Ebullición 37.8°C. CLASE IC: P.Flash 22.8°C y P. Ebullición <37.8°C.

(Crudo, gasolina, solvente, nafta, RC-250) La palabra líquido excluye cualquier material que tiene una presión

de vapor mayor de 40 psia a 37.8°C y limita a materiales que tienenuna fluidez mayor de 300 de penetración (ASTM D 5).




DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS LIQUIDO COMBUSTIBLE: Son los que tienen punto de

inflamación > de 37.8°C

CLASE II: P.Flash 37.8°C <60° C (Kerosene,turbo, diesel).

CLASE IIIA: P.Flash 60° C <93° C (Residual 5).

CLASE IIIB: P.Flash

93° C (Residual 6,residual 500, CA).



RIESGOS EN ALMACENAMIENTO DE

HIDROCARBUROS

BLEVE

BLEVE-MEXICO



RIESGOS EN ALMACENAMIENTO DE

HIDROCARBUROS

ÁREA DE DAÑO DEL BLEVE



Bleve en Perú



INCENDIO



CONDICION INSEGURA



ACTO INSEGURO



PARTES DE UN TANQUE

CIMENTACION

FONDO

CILINDRO

TECHO

PROTECCION DE FONDO SELLO ASFALTICO

ACCESORIOS



ESQUEMA DE LAS PARTES DE

UN TANQUETECHO

CILINDRO

SELLO ASFALTICO

CIMENTACION

FONDO

PROTECCIONEXTERNAFONDO



ESQUEMA FINAL DE TANQUE



Criterios de Diseño

Estructural



Memoria descriptiva.Normas y reglamentos aplicables al diseño.Clasificación de áreas de riesgo.Estudios de suelos.

Cimentación.Especificaciones de diseño de tanques.Especificaciones generales de materiales, equipos e instalaciones:Tanques, tuberías, bombas, área estanca, sistema de drenaje,accesorios, etc.Especificaciones de sistemas contraincendio y de enfriamiento.

Especificaciones de control de corrosión.Planos topográficos.Planos de situación y ubicación: Layout.Planos de distribución.Planos de obras civiles.

DETALLES DE DISEÑO Y DEINSTALACIÓN



DETALLES DE DISEÑO Y DE INSTALACIÓN

Planos elevación. Planos generales de sistemas contraincendio y de enfriamiento. Plan de contingencia para la construcción. Estudio de Impacto Ambiental. Estudio de Riesgos

Manual de Construcción. Especificaciones técnicas mecánicas, eléctricas, instrumentación. Especificaciones de construcción (obras civiles: Excavación, cimentación, etc., obras mecánicas:

Soldadura, montaje, etc.). Planos de estructuras. Planos de accesorios. Planos de tuberías e instrumentos. Planos de instalaciones eléctricas.

Planos de detalle de sistema contra incendio y de enfriamiento. Planos de construcción. Códigos y estándares de construcción. Control de calidad de materiales y equipos. Inspecciones y pruebas. Plan de contingencia para el uso y funcionamiento. Tablas de Cubicación.



BASE DE DISEÑO

NORMAS LEGALES

EXPLOTACIONEXPLOTACION

DD.S.S. 055. 055 -- 93 E.M93 E.M

TRANSPORTE TRANSPORTEDD.S.S. 041. 041-- 99 E.M99 E.M

REFINACIONREFINACIOND.SD.S. 051. 051-- 93E.M93E.M

SEGURIDAD PARA ELSEGURIDAD PARA EL

ALMACENAMIENTO DE ALMACENAMIENTO DEHIDROCARBUROSHIDROCARBUROS

D.S. 052D.S. 052-- 93 E.M93 E.M

PROTECCION AMBIENTALPROTECCION AMBIENTALEN LAS ACTIVIDADES DEEN LAS ACTIVIDADES DE

HIDROCARBUROSHIDROCARBUROS

D.S. 046D.S. 046-- 93 E.M93 E.M

COMERCIALIZACIÓNCOMERCIALIZACIÓN

LÍQUIDOSLÍQUIDOSD.S. 030D.S. 030--98 EM98 EM

COMERCIALIZACIÓNCOMERCIALIZACIÓNGASESGASES

D.S. 01D.S. 01--94 EM94 EM

D.S. 054-93 E M



NORMAS TECNICAS

API 650 “Welded Steel Tanks for Oil

Storage ”.

Cubre requerimientos de materiales, diseño,fabricación, erección y pruebas detanques de almacenamiento, cilíndricos,

verticales, superficiales, construidos deacero, soldados, abiertos o techados



NORMAS TECNICAS

API 620 “Design and Construction of

Large Welded, Low Pressure Storage

Tank” Cubre diseño y construcción de tanquessoldados, ensamblados en campo, usados

en petróleo y derivados que operan apresión máxima de 15 psig.



NORMAS TECNICAS

API 653 “Tank Inspection, Repair,

Alteration and Reconstruction”

Cubre inspección, reparación,modificación, reubicación y reconstrucciónde tanques de almacenamiento

superficiales, construidos bajo el API 650.



NORMAS TECNICAS

API 12B “ Bolted Tanks for Storage of

Productions Liquids”

Cubre requerimientos de materiales,diseño y construcción de tanquescilíndricos, verticales, superficiales, de

acero, empernados, con capacidadesnominales de 100 Bls a 10000 Bls.



NORMAS TECNICAS

API 12D “Field Welded Tanks for

Storage of Production Liquids”

Cubre requerimientos de materiales,diseño y construcción para tanquescilíndricos verticales, superficiales,

soldados, con capacidades nominales de500 Bls a 10000 Bls.



NORMAS TECNICAS

API 12F “Shop Welded Tanks for

Storage of Production Liquids”

Cubre los requerimientos de materiales,diseño y construcción de tanquescilíndricos verticales, superficiales,

soldados en fábrica, con capacidadesnominales de 90 Bls a 500 Bls.



NORMAS TECNICAS

API 2000 “Venting Atmospheric and Low

Pressure Storage Tanks: Nonrefr igerated and

Refrigerated” Cubre los requerimientos de venteos de vapor,normales y de emergencia, para tanquessuperficiales, de almacenamiento de petróleo y

productos del petróleo y tanques dealmacenamiento refrigerado, superficiales yenterrados, diseñados para operar a presióndesde vacío.



NORMAS TECNICAS

API 2510 “Design and Construction of

LPG Installations”

Cubre el diseño, construcción y locaciónde instalaciones de Gas Licuado dePetróleo en Terminales, Plantas de

Proceso de Gas Natural, Refinerías,Plantas Petroquímicas y Patios deTanques.



NORMAS TECNICAS

API 2510A “Fire Protection Considerations

for the Design and Operat ion o f Liqu i f ied

Petroleum Gas (LPG) Storage Facilities” Cubre el diseño, operación y mantenimiento defacilidades de almacenaje de LPG desde elpunto de vista de prevención y control de fugas,

diseño y protección contraincendio y medidasde control de incendios.



NORMAS TECNICAS

ASME Bo iler and Pressure Vessel Code

Section VIII

Cubre requerimientos de construcciónmínimos para el diseño, fabricación,inspección y certificación de recipientes a

presión



1. Alcance CODIGO API 653



1.1 Introducción.

1.1.1 Esta norma se refiere a tanques decarbono y aleaciones de bajo contenido deacero fabricados según norma API 650 y la

anterior API 12 C.1.1.2. Esta norma suministra losrequerimientos mínimos para la mantención

de la integridad de los tanques en altura yasea del tipo soldados, remachados, norefrigerados, a presión atmosférica, etc.



1.1.3 Esta norma ocupa los principios del API 650.Sin embrago, el dueño/operador de los tanques dealmacenamiento en altura, puede aplicar estanorma a cualesquier tanque de acero construidossegún las especificaciones del estanque.

1.1.4 Esta norma ha sido diseñada para ser usadaen organizaciones de mantenimiento a la quetiene acceso personal de ingeniería o de

inspección técnicamente entrenados y conexperiencia en diseño, fabricación, reparación ,construcción e inspección de tanques.



1.1.5 Esta norma no contiene reglas u hojas de

instrucciones que cubran toda la variedad decondiciones que puedan ocurrir a un determinadotanque.

Cuando no se dan detalles de construcción nidiseño y los antecedentes no están disponibles enlas normas sobre cuya base se construyóoriginalmente el tanque, entonces deberá usarsela actual definición de la norma API 650 la cualproveerá todos los detalles integralmente iguales.



1.1.6 Este standart reconoce la aptitud parael servicio, conceptos de evaluación dedegradación en servicio de componentesconteniendo presión, según practicas

recomendadas del API RP 579



1.2 Cumplimiento de esta Norma

La aplicación de estos estándares estarestringido a las organizaciones queemplean o tiene acceso a una agencia deinspección autorizada según se define enel punto 3.4.



1.3 Jurisdicción

Si algún reglamento de esta normapresentan un conflicto directo o implícito

con cualquier reglamentación estatal, y silos requerimientos de esta norma sonmás restrictivos que los requerimientosde la reglamentación, entonces deberánprevalecer los requerimientos de estanorma.



1.4 Seguridad de las Prácticas de

Trabajo Se deberá desarrollar procedimientos

según la guía dada en la norma API 2015,

Práctica Recomendada 2016, y lapublicación 2217 A, la que incluiráprotecciones de seguridad y para la salud

e higiene del personal, prevención defuegos accidentales y explosiones yprevención del daño a la propiedad.



2. Referencia



2.1 Publicaciones de referencia Las siguientes normas, códigos,

publicaciones y especificaciones soncitadas en esta normas. La última edición

o revisión debe ser usada a menos que seindique lo contrario.

API

RP 579 Fitness – for –serviceStd 620 Design and Construction of Large.Welded, Low – Pressure Storage Tanks.



Std 650 Welded Steel Tabks for Oils Storage.

RP 651 Cathodic Protection of AbovegroundStorage Tanks.

RP 652 Lining Of Aboveground Petroleum

Storage Tanks Bottoms.Std 2000 Venting Atmospheric and Low-Pressure Storage Tanks: Nonrefrigerated andRefrigerated.

RP 2003 Protection Against Ignitions Arising Outof Static, Lightning and Stray Currents.



Std 2015 Safe Entry and Cleaning of Petroleum

Storage Tanks.RP 2016 Recommended Practice for Enteringand Cleaning Petroleum Storage Tanks.

Publ 2201 Procedures for Welding or HotTapping on Equipment in Service.

Publ 2207 Preparing Tanks Bottoms for HotWork.

Publ 2217A Guidelines for Work in InertConfined Spaces in the Petroleum Industry.



ASME1

Boiler and Pressure Vessel Code, sectionV, “Nondestructive Examination”; SectionVIII, “Pressure Vessels” Alternative Rules,

Division 2; Section IX, “Welding andBrazing Qualifications”.

ASNT2

SNT-TC-1A Personnel Qualification andCertification in Nondestructive Testing.



ASTM3

A6 General Requirements for Rolled SteelPlates, Shapes, Sheet Piling, and Bars forStructural Use.

A20 General Requirements for Steel Plates for

Pressure Vessels A36 Structural Steel

A370 Standard Test Methods and Definitions for

Mechanical Testing of Steel Products. A992 Standard Test Methods and Definitions forMechanical Testing of Steel Products.



AWS4D1.1 Structural Welding Code – Steel

D1.6 Structurak Welding Code – Stainless

Steel.



2.2 Otras Referencias

Aunque no este citado en esta norma. Lassiguientes publicaciones pueden ser de

interés:

API

Std 2610 Design, Construction,Operation, Maintenance, and Inspection ofTerminal & Tank Facilities.



3. Definiciones



Las siguientes definiciones son aplicables a lospropósitos de esta norma:

3.1. Alteración: Cualquier trabajo en tanque queinvolucre cambios de sus dimensiones físicas oconfiguración.

3.2 Definiciones eliminadas.

3.3 Definiciones eliminadas.

3.4 Agencia de inspección autorizada: Una de lassiguientes organizaciones que emplean un inspector detanques de almacenaje en altura certificado por API:



a. Organización de inspección de la

jurisdicción dentro de la cual se opera eltanque de almacenamiento en altura.

b. La organización de inspección decompañía aseguradora que posealicencia o esté registrada en la misma y

que suscribe el seguro del tanque dealmacenamiento en altura.



c. Un propietario/operador de uno o más tanquesde almacenamiento en altura que mantiene

una organización de inspección paraactividades relacionadas solamente con suequipo y no para tanques de almacenamientoen altura que estén a la venta o para serrevendidos.

d. Una organización independiente o bajo

contrato individual y bajo la dirección de unpropietario/operador y reconocido o de algúnmodo no prohibido por la jurisdicción en la cuales operado el tanque de almacenamiento.



3.5 Inspector Autorizado: Un empleado de

una Agencia de inspección autorizada yque ha sido certificado como inspectorde tanques de almacenamiento en

altura.

3.6 Punto de Ruptura: El área del piso del

tanque donde comienza en ajuste.



3.7 Cambio en Servicio: El cambio de lascondiciones de operaciones anteriores

que atañen a diferentes propiedades delos productos almacenados, tales comogravedad o corrosividad y/o diferentes

condiciones de servicio de temperaturay/o presión.

3.8 Rango de corrosión: La pérdida totaldel metal dividido por el período detiempo en el cual se produjo la pérdidadel metal. Nos referimos al NACE RP 07

75



3.9 Zona Crítica: Fondo del tanque o placaanular dentro de 3” del borde interior del

radio del shell, medido internamente.

3.10 Soldadura (hot tap): Identifica elprocedimiento para instalar una boquilla en

el shell de un tanque que está en servicio.

3.11 Inspector: Representante de undepartamento de mecánica integral de una

organización que es responsable pordiversos controles de calidad y funcionesde seguro, tales como soldadura,ejecución del contrato, etc.



3.12 Propietario/operador: Entidad legal

que tiene la responsabilidad de amboscontroles, tanto de la operación comodel Mantenimiento de un determinadotanque de almacenamiento existente.

3.13 Reconstrucción: Cualquier trabajonecesario para re-ensamblar un tanqueque ha sido desmantelado y reubicadoen un sitio nuevo.



3.14 Organización de Reconstrucción: Organización a la cual elpropietario/operador le ha asignado laresponsabilidad de diseñar oreconstruir un tanque.

3.15 Reparación: Todo trabajo necesariopara el mantenimiento o restauración

de una tanque a una condiciónadecuada para que sea operado conseguridad.



Ejemplos de reparaciones típicas:

a. Retiro y reemplazo del material (tales comotecho, casco, piso o material superior,incluyendo metal de soldadura).

b. Re-nivelación y/o retiro de la chaqueta delcilindro del tanque o del techo.

c. Adición de placas de refuerzo a las canaletasde las penetraciones existentes en el shell.

d. Reparación de fallas tales como lacrimeos(tears) o gauges, por grinding y/o goungingseguido por soldadura.



3.16 Organización de Reparación: Organizacionesrelacionadas con:

a. Tanque de almacenamiento el propietario/operadorque repara o modifica su propio equipo de acuerdo ala presente norma.

b. Un contratista cuyas calificaciones son aceptablespara el propietario/operador de un tanque dealmacenamiento y que efectúa reparaciones omodificaciones de acuerdo a las normas de esteestándar.

c. Alguien que ha sido autorizado por, aceptado para, ode alguna forma que no esta prohibido por la

jurisdicción y quienes hacen reparaciones de acuerdocon este estándar.



3.17 Ingeniero de tanque de

almacenamiento: Una o más personas uorganizaciones aceptadas por elpropietario/operador que es reconocido y

experimentado en las disciplinas deingeniería asociadas a mecánica deevaluación y características de materiales

que afectan la integridad y confiabilidad deun tanque de almacenamiento.



3.18 Inspección externa: Una inspecciónvisual formal, supervisado por un

inspector autorizado, para evaluartodos los aspectos del tanque quesean posibles sin suspender las

operaciones o requerir reparación deltanque.

3.19 Inspección interna: Una inspeccióncompleta, formal, supervisado por uninspector autorizado, todas lassuperficies accesibles del tanque.



3.20 Evalaución para Aptitud para el servicio: Unmétodo, por fallas contenidas dentro de una

estructura son evaluados para determinar laadecuación de la estructura defectuosa paracontinuar el servicio sin fallo inminente.

3.21 Estandart As Built: El estándar (como norma API estándar o UL5) utilizados para laconstrucción del componente de tanque en

cuestión. Si esta norma no se conoce, la normaas-built "es la norma que estaba vigente en lafecha de la instalación del componente.



c. Remover o reemplazar o agregar unaplancha de Shell por debajo del nivellíquido del diseño.

d. Remover o reemplazar el material delanillo de la placa donde la dimensión

más larga de la placa de reemplazo seasuperior a 12”.

e. Total o parcial (más de la mitad del

espesor de soldadura) remover ysustituir de más de 12”.



f. Instalando un nuevo fondo.g. Remover y reemplazar parte de lasoldadura de una junta de unión casco

fondo, o planchas anulares, en excesode las cantidades listadas en12.3.2.4.1ª.

h. Cilindros enchaquetados.



3.24 Evaluando dureza: Una condición que existecuando el material de un componente es

considerado aceptable para utilizarlo por lasprovisiones de alguna de la siguientes secciones deesta norma.

a. Sección 5.3.2 (basado en la edición de la norma deconstrucción original de tanques, o por coupontesting).

b. Sección 5.3.5 (basado en espesor).

c. Sección 5.3.6 (basado en el diseño de metal detemperatura mas baja).

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



3.25 Espesor desconocido: Una condiciónque existe cuando no puede serdemostrado que el material de uncomponente satisface el espesornominal.



Sección 4 – Aptitud para la puestaen servicio



4.1 General

4.1.1 Cuando lo resultados de una inspección deun tanque muestran que ha ocurrido uncambio respecto de la condición física

original del tanque, se requiere efectuar unaevaluación para determinar si está apto o nopara uso continuado.

4.1.2 Esta sección suministra una evaluación de laadaptabilidad de un tanque existente paraservicio continuado, o para un cambio deservicio.



4.1.3 A continuación una lista de los factores a serconsiderados, no contempla absolutamentetodas las situaciones pero tampocoreemplaza el estudio de ingeniería, tampocotodos los argumentos requeridos para cada

situación:a. Corrosión interna debido al producto

almacenado o acumulación de agua en el

fondo.b. Corrosión externa debido a exposición al

medio ambiente.



c. Niveles de esfuerzo y niveles de fluenciapermitidos.

d. Propiedades de los productosalmacenado tales como gravedadespecífica, temperatura y corrosión.

e. Temperaturas para diseños metálicos dela ubicación de servicio del tanque.f. Deformaciones del tanque existente.

g. Condiciones de operación tales comovelocidad de llenado /vaciado yfrecuencia.



4.2 Evaluación del techo del tanque

4.2.1. General

4.2.1.1 La integridad estructural del techo y elsistema del soporte del techo debe ser verificado.

4.2.1.2 Las placas del techo corroídas hasta unespesor promedio de menos de 0.09” (2.28 mm),

dentro de un área de 100 pulg 2 o placas de techocon cualquier perforación a través de las placasdel techo deberá ser reparadas o reemplazadas.



4.2.2 Techos fijos

Deformados, distorsionados o corroídos(tales como columnas, vigas maestras) yaccesorios dañados deberán ser

evaluados y reparados o reemplazados sifuera necesario. Especial atención se daráa la posibilidad de una corrosión internasevera de las columnas de tubería (la

corrosión talvez no sea evidente a lasimple inspección visual externa).



4.2.3 Techos flotantes

4.2.3.1 Áreas de placas de techo y pontones consignos de agrietamiento o perforaciones deberánser reparados o reemplazar la sección dañada.Las planchas del techo que presente

perforaciones deberán ser reparadas oreemplazadas.

4.2.3.2 Las áreas que estén picadas deberán serevaluadas para determinar la factibilidad de que larotura haya ocurrido antes de la inspección internamás próxima.



4.2.3.3 Sistemas de soporte de techo, sistemas desellos perimetrales, accesorios tales como

escalera rodante sobre el techo, equipo anti-rotatorios, sistemas de drenaje de agua, ysistemas de ventilación, deberán ser evaluadospara efectuar las reparaciones o reemplazardonde ser requiera.

4.2.3.4 Guía para la evaluación de techos flotantes

existente deberán basarse en el criterio de lanorma API 650, Apéndice C, para los techosflotantes externos, y en el Apéndice H para lostechos flotantes internos.



4.2.4 Servicio de Cambio

4.2.4.1 Presión InternaTodos lo requerimientos de los estándaresaplicables (por ejemplo, API Std 650, Apéndice F).

4.2.4.2 Presión ExternaSegún sea aplicable, la estructura soporte deltecho (si lo hay), y la unión techo-manto y techo-manto deberán ser evaluados para los efectos devacío parcial del diseño. Deberá emplearse elcriterio de la norma API 620.



4.2.4.3 Operación a Temperatura Elevada

Deberá considerarse todos los requerimientos de

la norma API650, Apéndice M, antes de cambiar elservicio de un tanque para ser operado atemperaturas por encima de los 200ºF.

4.2.4.4 Operación a Temperaturas Menores queel diseño original

Si la temperatura de operación se cambia a una

temperatura más baja que el diseño original,deberá emplearse la norma estándar o la norma API650 para temperaturas mas bajas.



4.2.4.5 Ventilación de Emergencia y

Normal

Deberá considerarse los efectos del

cambio de servicio para ventilación normaly el de emergencia.



4.3 Evaluación del shell del tanque

4.3.1 General

4.3.1.1 Toda imperfección, deterioro u otrascondiciones (por ejemplo, cambio de servicio, re-

ubicación, corrosión superior a la toleranciaoriginal de corrosión) que pudiera afectaradversamente el funcionamiento o la integridadestructural del shell de un determinado tanque sedeberá evaluar para determinar si sé adecua o noal servicio propuesto.



4.3.1.2 El análisis deberá considerar todas lascargas anticipadas, condiciones y

combinaciones, incluyen presión debida alcabezal estático de fluido, presión interna yexterna, cargas eólicas, cargas sísmicas, cargasactivas sobre el techo y cargas de accesorios y

fijaciones.

4.3.1.3 Normalmente el pitting no representa unaamenaza significativa para la integridad

estructural completa de una plancha a menosque se presente en forma severa con pitts muypróximas entre sí y muy profundas.



4.3.1.4 Métodos para determinar el espesormínimo requerido para un mantenimiento de

operación contínua están dados en 4.3.2, 4.3.3, y4.3.4 (ver sección 6), para frecuencia einspección).

4.3.1.5 Si los requerimientos de 4.3.3 (soldado) o4.3.4 (remachado) no pueden ser logrados, lasáreas corroídas o dañadas deberán ser reparadas,

o reducir el nivel de líquido permitido para eltanque o bien poner fuera de servicio el tanque.

4 3 2 D t i ió d l E



4.3.2 Determinación del Espesor Actual

3 2 2



4.3.2.2 Las picaduras ampliamente dispersaspodrán ser ignoradas dado siempre que:

a. Ninguna profundidad del pitt provocará que elespesor remanente del shell sea menor que

una mitad del espesor mínimo aceptable delshell del tanque, excluyendo la toleranciacorrosiva.

b. La suma de todas las dimensiones a lo largode la línea vertical no excede 2 pulg, en unaextensión de 8 pulg.



Medición de una picadura



4.3.3 Cálculo del espesor mínimo delcilindro del tanque soldado

En general el espesor mínimo aceptable(tmin) para la superficie total del shell se

determina usando 4.3.3.1 (a) con Hcalculada en el fondo de cada anillo y losresultados usados como base para decidir

si el tanque es adecuado o no paraservicio continuado.



4.3.3.1 Estos métodos son limitados para

tanques con diámetros igual a 200 pies o menos.

a. Para determinar el mínimo espesor aceptablepara un shell tmin, es calculado como sigue:

tmin =

2.6 (H-1) DG

SE



b. Al determinar el espesor mínimo aceptable

para cualquier otra sección del caso (como porejemplo, área local delgada o en cualquier otraubicación de interés) tmin se calcula como sigue:

tmin =

2.6 HDG

SE

Donde:



Donde:

tmin = Espesor mínimo aceptable en pulgadas, para cada capa de shell debidamente calculadasegún la fórmula anterior, el tmin no deberá ser inferior a 0.1pulg.

D = Diámetro nominal del tanque en pies.

H = Altura desde la parte más alta del largo para el área más severa corroída en todo anillo delshell hasta el nivel máximo de líquido, en piés.

G = Gravedad específica más alta de los contenidos.

S = Stress máximo permitido en lbf/pulg2; use el menor de 0.80Y o 0.429T para el bottom osegunda course; use el menor de 0.80Y o 0.472T para todos los demás courses.

Y = mínima resistencia a punto cedente de la placa; use 30.000 lb/pulg2 si no se conoce.

T = menor resitencia a la tensión de la placa o 80.000 lbf/pulg2; use 55.000 lbf/pulg2 si no estáindicado.

E = Eficiencia de la junta original para el tanque. Use la Tabla 4-2 si el original E esdesconocido. E = 1.0 cuando se evalúa el espesor que deberá retirarse de una planchacorroída, libre de soldadura o uniones en por lo menos 1 pulg o el doble del espesor de laplancha.



Tabla 4-2

4 3 3 2 Si l t tid b



4.3.3.2 Si el tanque va a ser sometido a pruebashidrostáticas, la altura del nivel hidrostático, Ht deberá

ser limitado por uno o más de los siguientes métodos.El tanque no podrá ser llenado por sobre el niveldeterminado por el valor menor de Ht, indicado acontinuación:

a. Una vez determinado el espesor de control de unshell, deberá calcularse Ht como sigue:

H t =S t Et min

+ 12.6D



b. Luego de haber determinado el espesor de control

mediante 4.3.2.1 para un área local delgada, o encualquier otra ubicación de interés en la superficiedel shell, Ht se calcula como sigue:

H t =S t Et min

2.6D

Donde:



Donde:

Ht = Altura desde el fondo del shell respecto de la altura de la

prueba hidrostática, al evaluar un anillo completo del shell, o= altura desde el fondo del tanque “L” (ver 4.3.2.1) para el

arae mas severamente corroida en cada anillo para la pruebahidrostática en ft; o

= Altura del mas bajo punto con la otra zona localizada deinterés para la prueba hidrostática height in ft.

St = Tolerancia máxima de fatiga de la prueba hidrostática en

lbt/pulg2; use el menor a 0.88Y o 0.472T para el segundoanillo y el fondo; utilice el menor de 0.9Y para todas lasdemás capas.



Tabla 4-2



4.3.3.3 Alternativamente, el espesor deplaca mínimo aceptable para unestanque con cilindro de diámetro igual omenor a 200 pies puede ser calculado de

acuerdo con el método de punto dediseño variable en API Std. 650, 3.64,sustituyendo “S x E” por “S” ; E y S”

puede ser definido según 4.3.3.1



4.3.3.4 El método de punto variable deberáser empleado en tanques de diámetromayor a 200pies, con todas las variablesdefinidas según 4.3.3.1.

4.3.3.5 Las determinaciones del espesordado en 4.3.31, 4.3.3.2 y 4.3.3.3 seconsideran solamente carga líquida. Toda

carga deberá también ser evaluada deacuerdo a la norma de construcción original.



Según sea el caso, se deberá tener en cuenta lassiguientes cargas:

a. Pandeo por viento inducido.

b. Cargas sísmicas.

c. Operación a temperaturas por sobre 200ºF.d. Presión externa mediante vacío inducido.

e. Cargas externas ocasionadas por tuberías, equiposmontados sobre el tanque, hold down lugs, etc

f. Volcamiento por viento inducido.g. Cargas ocasionadas por los ajustes.



4.3.3.6 Como alternativa a los procedimientos

descritos anteriormente cualquier desplazamientodel shell del tanque inferior al espesor de paredmínimo requerido debido a corrosión o cualquier

otra pérdida puede ser evaluado para determinarsi está no apto para servicio continuadoempleando el patrón del método de análisisdefinido en la Sección VIII, División 2, Apéndice 4

del código ASME.

4 3 4 Cálculo de espesor mínimo para



4.3.4 Cálculo de espesor mínimo paraShell de tanque remachado 4.3.4.1 El espesor mínimo aceptable para shellremachados deberá calcularse usando la fórmulade 4.3.3.1, a menos que se use la siguiente norma

para fatiga permitida y rendimiento de juntas:

S = 21,000 lbf/pulg2.

E = 1.0 para la plancha del shell situadas a 6pulg omás de los remaches. Ver tabla 4.3 pararendimiento de juntas ubicadas a 6 pulg de losremaches.

4 3 4 2 Los rendimientos de juntas remachadas dados en la tabla 4 3



4.3.4.2 Los rendimientos de juntas remachadas dados en la tabla 4-3son indicadores mínimos para detalles de construcción de tanquesremachados. Sin embargo en algunos cilindros puede ser ventajosos

calcular los rendimientos de juntas, que deberá aplicar las siguientestolerancias máximas de resistencia:

a. Para el esfuerzo de tensión máxima en la sección neta de la

plancha, use el menor de 0.80Y o 0.429T; use 21,000lbf/pulg2. Si T o Y es desconocido.

b. Para el cálculo en la sección del remache, use 16,000lbf/pulg2.

c. Para la resistencia máxima del soporte de las planchas o losremaches, use 32,000 lbf/pulg2 para remaches de corte simpley 35,000 lbf/pulg2 para remache de corte doble.



4.3.4.3 Para los tanques de unionesremachadas deberá considerarse hasta elpunto en que la corrosión podrá afectar talesuniones. Si los cálculos demuestran que existeexceso de espesor, este espesor deberá ser

considerado como tolerancia a la corrosión.

4.3.4.4. Cargas no líquidas deberá también

tenerse en cuenta para el análisis de lostanques remachados.

4 3 5 Deformaciones



4.3.5 Deformaciones

4.3.5.1 Deformaciones del shell incluyenfalta de redondez (out of roundness), áreasde pandeo, zonas planas (flat spots),perforaciones y ensanchamiento (banding)

en las uniones soldadas.

4.3.5.2 Deformaciones del shell puedendeberse a muchas condiciones tales comoasentamiento de la base, sobre o bajapresión, viento fuerte, deficiente fabricacióndel shell, técnica del reparación, etc.

4.3.6 Grietas



Grietas tales como fisura o laminaciones deberán ser

examinadas y evaluadas para determinar su alcancey naturaleza y si procede o no la reparación. Fisurasen el fondo del shell son críticas y deberánremoverse reparando la soldadura.

4.3.7 Wind girders and shell stiffeners (anillos contravientos y rigidizadores de cilindro.

Deterioro por corrosión de estos elementosestructurales o de sus soldaduras de fijación puedenhacer que estos elementos no cumplan con lascondiciones del diseño.



4.3.8 Soldaduras del casco

Deberá evaluarse si las soldaduras de casco de un tanque estáno no en condiciones de servicio.Grietas típicas en los tanques de soldadura de tope yprocedimientos recomendados para su reparación se indica en9.6.

4.3.9 Penetración de cilindro

4.3.9.1 Detalles tales como tipo y alcance de reforzamiento,espacio de la soldadura y espesor de los componentes (placa

de reforzamiento, cuello de la boquilla, bridas empernadas yplancha de cubierta). Son factores de gran importancia ydeberán ser revisados en la selección de una adecuadaestructura la que deberá cumplir con la normacorrespondiente.

4 3 9 2 El espesor de la pared de las toberas



4.3.9.2 El espesor de la pared de las toberasdeberá ser evaluado por presión y todas las otras

cargas.

4.3.10 Operaciones a temperaturas elevadas.

Construcción de tanques de soldadura que operana elevadas temperaturas (excediendo los 200ºF,

pero menos que 500ªF) deberá ser evaluadaspara aptitud de servicio. (API Std. 650, ApéndiceM).



4.3.10.1 Continuar con el funcionamiento atemperaturas elevadas

4.3.10.1.1 Existen tanques que fueron

originalmente diseñados y construidossegún los requerimientos del API Std 650, Apéndice M, se deberá evaluar paracontinuar en servicio como sigue:



a. El cilindro del tanque debe ser evaluado de

acuerdo a 4.3.3, salvo que la tensión admitida(S) para todos los anillos no podrá ser superiora 0.80 Y. El valor de Y, se considerará elesfuerzo de fluencia mínimo especificado del

casco del material, multiplicados por el factor dereducción de esfuerzo de fluencia del API Std.650, tabla M-1. Cuando el esfuerzo a la fluenciamínimo especificado del material del cilindro nose sabe, la evaluación se hará por encima de unvalor que se asume de 30.000 lbf / pulg2.



b. Si el material de la placa de fondo en lazona crítica ha sido reducido en elespesor más allá de las disposiciones dela parte inferior del depósito original de

tolerancia para la corrosión, en su caso,la articulación del cilindro a la parteinferior deberá ser evaluada para la

temperatura elevada, y ciclos térmicos.



4.3.10.1.2 Existen tanques en servicio a

temperaturas elevadas que no fueronoriginalmente diseñados y construidos paralos requerimientos de la API Std. 650,

Apéndice M, pero tienen un historial deservicio con éxito de operación, seráevaluada para seguir prestando servicioscomo se indica en 4.3.10.1.1



4.3.10.2 Conversión a operación en

temperaturas elevadas

Tanques existentes que no fueronoriginalmente diseñados y construidospara los requerimientos del API Std. 650,

Apéndice M serán evaluadas por uncambio en el servicio a temperaturas

elevadas de la siguiente manera.

a El cilindro del tanque shell evaluará de conformidad



a. El cilindro del tanque shell evaluará de conformidadcon API Std. 650, Apéndice M. Los datos de los

esfuerzos en las planchas del cilindro no seutilizarán del estándar (API Std. 653).

b. La necesidad de uniones soldadas a tope en el

anillo anular, si es necesario, se determinará enconformidad con API Std. 650, Apéndice M, si esnecesario.

c. Las condiciones de carga en el cordón de soldadurade unión cilindro fondo, se evaluarán lascondiciones de fatiga.

4 4 E l ió d l f d d l t



4.4 Evaluación del fondo del tanque

4.4.1 General

Estrategias de inspección del fondo de untanque deberán suministrar antecedentesapropiados los que, al ser usados con losprocedimientos descritos en esta norma,determinarán la integridad necesaria del

fondo del tanque para prevenir fluídos quepuedan ocasionar daño ambiental.



Deberá efectuarse periódicas evaluaciones de laintegridad del piso del tanque además de las

inspecciones internas específicas. La evaluaciónperiódica deberá ser menos o igual al indicado parainspecciones internas periódicas.

El uso de pruebas de detección de filtración o sistemasde monitoreo (tales como fondos dobles orevestimientos externo por debajo del piso del tanquecon tuberías de detección de filtraciones) serán

suficientes para la evaluación periódica entre lasinspecciones internas.

4.4.2 Causas de fallas del Piso



4.4.2 Causas de fallas del Piso

La siguiente lista da algunas causas históricas defiltración del fondo del tanque o fallas que deberánconsiderarse en la decisión de forrar, reparar oreemplazar el fondo del tanque:

a. Fatiga de placas de fondo debido a cargas de apoyodel techo y ajustes del shell.

b. Escurrimiento de agua en la superficie por debajo del

fondo del tanque debido a drenaje inadecuado.c. Falta de un anillo en la placa anular donde se requiere.



4.4.3 Protección catódica de los pisos de lostanques

• Una selección de bases para sistemas de proteccióncatódicos para la parte inferior del fondo de lostanques esta cubierta por la norma API RP 651.

4.4.4 Protección de revestimiento interno del fondode un tanque

• Los revestimientos aplicables a las superficiesinternas del fondo de un tanque están cubiertos porla norma API RP 652.

ó f ó



4.4.5 Detección de filtración en el piso

Si se requiere reemplazar el piso del tanquedeberá considerarse la posibilidad de instalar unsistema de dispositivo de aviso que puede

canalizar cualesquier filtración que se produzcaen el piso o en cualquier ubicación dondepueda ser visto observado rápidamente desdela parte exterior del tanque.

4 4 6 Medidas del espesor de la placa de piso



4.4.6 Medidas del espesor de la placa de piso

Existen varios métodos para determinar lacorrosión de la parte inferior de la placa de piso.Los métodos varían según la cobertura y

confiabilidad de las medidas que se puedanobtener mediante su aplicación en corrosión ypicaduras en general. Magnetic flux leakage (MFL)son herramientas comúnmente usadas, con

ultrasonido (UT) como herramientas de mediciónde espesores.



4 4 1 U é d bl l l



4.4.7.1 Un método aceptable para calcular

el espesor mínimo aceptable del piso parala totalidad del fondo o secciones delmismo, es el siguiente:

MRT = (Mínimo de RTbc o RTip) – Or (StPr + Upr )



Donde:

MR = espesor remanente mínimo al final del intervalo Or. Este valordebe ser igual a los requerimientos de la tabla 6-1 y 4.4.7 y 4.4.8.

Or = Intervalo de operación en servicio (años hasta la inspección internamás próxima) no deberá exceder lo permitido en 6.4.2.

RTbc = Espesor remanente mínimo en el lado corroído del piso luego delas reparaciones a que ha sido sometido.

RT1p = Espesor remanente mínimo de la corrosión interna después de

la reparación.

StPr = Rango máximo de corrosión que no ha sido



StPr = Rango máximo de corrosión que no ha sido

reparado en la parte superior. StPr = 0 para áreas

revestidas (recubiertas) del fondo. La vida útil delrevestimiento deberá ser igual o mayor a Or para

usar StPr = 0.

Upr = rango máximo de corrosión en el lado del

fondo. Para calcular el rango de corrosión use

espesor remanente mínimo después de las

reparaciones. Considere un rango lineal basado en laedad de los tanques. Upr = 0 para áreas que tiene

protección catódica efectiva.



4.4.7.2 Para el método de las probabilidad, se puede obtener unanálisis estadístico de los datos de espesor de las dimensiones

(ver 4.4.6) proyectando el espesor remanente, basado en elescaneo de muestras del piso.

4.4.7.3 Si el espesor de piso, mínimo al final del período de

operación en servicio, han sido calculados para que seanmenores que el espesor mínimo de renovación dado en la tabla6-1, ó menor que el espesor mínimo de renovación del pisosiempre y cuando el riesgo aceptable según determinado por la

metodología de inspección basada en riesgo, el fondo deberá serrevestido, reparado, re-ubicado o reducir el intervalo hasta lapróxima inspección interna.

h li d



4.4.7.4 A menos que se haya realizado unanálisis de fatiga, el espesor mínimo de laplancha de piso en la zona crítica del tanquedefinida en 9.10.1.2 deberá ser menor al ½ delespesor original de la placa del piso (no incluye

tolerancia corrosiva original) ó igual al 50% delmínimo del anillo del shell por 4.3.3.1 pero nomenor que 0.1 pulg. pittings aislados noafectarán significativamente la resistencia de

la placa.



4.4.7.5 La reparación de las picaduras internas,

cuando se realizan para alargar el períodooperacional en servicio, deberá realizarsemediante rellenos, soldadura sobrepuesta o

parches traslapados, seguidos de inspeccionesy pruebas correspondientes. El alcance de lasreparaciones de soldadura esta limitado en lazona crítica de acuerdo a 9.10.1.2.

4 4 7 6 El tratamiento de las picaduras del piso



4.4.7.6 El tratamiento de las picaduras del pisomediante el uso de reparaciones no soldadas (por

ejemplo, revestimiento, calafateo) no podránutilizarse para aumentar RTip para calcular MRT.

4.4.7.7 El espesor de la proyección de la placa defondo fuera del cilindro medida desde el pie de lasoldadura hacia afuera de la pestaña no será menos a0.1 pulgadas y el espesor de la plancha en la unión

exterior en la base de la soldadura deberá ser por lomenos 3/8 pulg.

4 4 8 E í i ill d Pl A l



4.4.8 Espesor mínimo para anillo de Placa Anular

4.4.8.1 Debido a requerimientos de resistencia, el espesormínimo del anillo del a placa anular es generalmente mayor que0.10 pulg.

4.4.8.2 Para tanques en servicio con un producto de gravedadespecífica menor que 1.0, que requiere de placas anulares paraotras consideraciones de cargas sísmicas, el espesor de la placaanular no deberá ser menor que el espesor dado en Tabla 4-4,

más cualquier tolerancia corrosiva específica.



4.4.8.3 Para tanques en servicio con un producto degravedad específica igual o mayor que 1.0 que requierede placas anulares para otras consideraciones de cargassísmicas, el espesor de la placa anular deberá cumplircon la norma API Std 650.

4.4.8.4 Para tanques que usan placas anularesreforzadas para efectos sísmicos, deberá llevarse a cabouna evaluación sísmica de acuerdo a los requerimientosde la norma estándar aplicable usando el espesor actual

de la placa anular existente.



4.4.8.5 Para espesor y prolongación de la

placa anular más allá del shell refiérase a4.4.7.7



4.5.1.2 Algunos mecanismos de deterioro del concreto se describen brevemente más



abajo:

a. Puede ocurrir una pérdida considerable de agua cuando el concreto ha estadoexpuesto a temperaturas suficientemente altas por un período de tiempo.

b. Deterioro del concreto expuesto a agua subterránea puede causar una reacciónquímica, por cambios cíclicos de temperatura y por congelamiento de lahumedad.

c. Expansión de la humedad congelada en concreto poros, o en concreto congrietas de ajuste menor o fisuras por temperatura.

d. Alcalíes en forma de sulfato y en cloros de menor grado, pueden actuarcorrosivamente hasta destruir la cohesión del concreto.

e. Grietas por temperatura (grietas finísimas y ancho uniforme como hebra decabello) no afectan seriamente la resistencia de la estructura de la fundación de

concreto, sin embargo, estas grietas pueden ser puntos de potencial accesopara la humedad o para la filtración de agua que podría eventualmente corroerel acero de refuerzo.

4.5.2 Reparación o reemplazo de la fundación



p p

4.5.2.1 Si fuese necesario reparar o reemplazarla fundación, las fundaciones deberá serrestablecidas a los límites de tolerancia.

4.5.2.2 Cojines de concreto, paredes circulares ypilares mostrando evidencias de astillamientoagrietamiento estructural o deterioro general,deberán ser reparados para evitar que el aguaentre en la estructura de concreto y corroa elacero de refuerzo.

4 5 3 P d l j



4.5.3 Pernos de anclaje

Deformaciones de los pernos de anclaje yagrietamiento excesivos de las estructuras de

concreto en las cuales van anclados puede serindicativo de ajustes muy rígidos de lasfundaciones o de una condición de sobrepresión del tanque por sobre levantamiento.



Sección 5 – Consideraciones deFractura frágil



5.2 Consideraciones básicas



Un Arbol de decisión, Figura 5-1, se usa para presentar el

procedimiento de evaluación por falla debido a fracturafrágil. Dicho arbol de decisión se basa en los siguientesprincipios:

5.2.1 En todos los incidentes reportados de fallas detanque debido a fractura frágil, la falla ocurridainmediatamente después de la instalación durante el testeohidrostático o bien durante el primer llenado bajo tiempo

frío, luego de una cambio a temperatura de servicio másbaja, o después de una reparación / modificación.

5 2 2 Cualquier cambio de servicio debe ser evaluado



5.2.2 Cualquier cambio de servicio debe ser evaluadopara determinar si éste aumenta el riesgo de falla

debido a fractura frágil. Se debe considerar lossiguientes aspectos:

a. La posibilidad de reparaciones/modificaciones dadoque las pruebas hidrostáticas no cumplen con losrequisitos de esta norma.

b. Deterioro sufrido por el tanque desde su pruebahidrostática original.



5.3.4 Paso 3 – Para propósito de esta evaluación, pruebas

hidrostáticas demuestran que en tanque de almacenajeatmosférico en altura en servicio para petróleo o químicoestá habilitado para servicio continuado y a un riesgomínimo de falla debido a fractura frágil, siempre y cuando

todos los requisitos reglamentarios para reparaciones,modificaciones, reconstrucción o cambio de servicio esténde acuerdo a esta norma (incluyendo la necesidad para untesteo hidrostático, después de reparaciones mayores,

modificaciones o reconstrucción)

5 3 5 Paso 4 Si el espesor del shell del tanque no es



5.3.5 Paso 4 - Si el espesor del shell del tanque no esmayor que 0.5 pulg, el riesgo de falla por fractura frágil

es mínimo, siempre que la evaluación de la aptitudpara el cumplimiento del servicio cumpla con la Sección4.

5.3.6 Paso 5 – No se registra fallas de tanquesmetálicos debido a fractura frágil a temperaturas de60ºF o más. Seguro similar contra fractura frágil puede

obtenerse aumentando la temperatura del metalcalentando los contenidos del tanque.

5.3.7 Paso 6 - Experiencia industrial y pruebas de



laboratorio han demostrado que la fatiga de la

membrana en placas de shell de un tanque de a lomenos 7 ksi se requiere para provocar una falla debidoa fractura frágil.

5.3.8 Paso 7 – Los tanques construidos en aceroslistado en la norma API Std 650 pueden ser usados deacuerdo con sus curvas de excepción siempre que sehaya efectuado una evaluación de factibilidad deservicio de acuerdo a la Sección 4 de la norma.



5.3.10 Paso 09 - Se podrá realizar una



5.3.10 Paso 09 Se podrá realizar unaevaluación para establecer una cubierta de

operación segura para un tanque basado en laoperación histórica. Hay varias opciones:

a. Disminuir el nivel líquido.b. Disminuir la temperatura mínima del metal.

c. Cambiar el servicio a un producto almacenado

con una gravedad específica menor.d. Combinaciones de a, b y c ya descritas.

5.3.11 Paso 10 - Toda reparación, modificación y reubicación



p , ydeberá realizarse cumpliendo estrictamente con esta norma.

5.3.12 Paso 11 – Deberá llevarse a cabo una evaluación paradeterminar si el cambio de servicio pone al tanque en mayorriesgo de falla por fractura frágil. Puede suceder que un

servicio más severo produzca un mayor riesgo de fracturafrágil al reducir la temperatura (por ejemplo, cambiar deservicio petróleo caliente a un producto de temperaturaambiente), o que el producto sea cambiado por uno de

gravedad específica mayor aumentando con ello la fatiga delmaterial.



6 1 G l



6.1 General

Se deberá realizar inspecciones periódicas deltanque en funcionamiento tal como se define enestas instrucciones. El propósito de estainspección es asegurar la integridad continuadadel tanque.

6.2 Consideraciones acerca de la frecuencia de inspección.



6.2.1 Se deberá considerar varios factores para determinar los

intervalos de inspección de los tanques de almacenamiento. Estosincluyen los siguientes aspectos, aunque no están limitados:

a. La naturaleza del producto almacenado.

b. Los resultados de las revisiones visuales de mantención.c. Tolerancias a la corrosión y rangos de corrosión.

d. Sistemas preventivos de corrosión.

e. Condiciones al momento de las inspecciones anteriores.

f. Los métodos y materiales de construcción y reparación.

g. La ubicación de los tanques, tales como los situados en áreas



aisladas y de alto riesgo.

h. Riesgo potencial de contaminación del aire del agua.i. Sistemas de detección de filtración.

j. Cambio en el modo de operación (por ejemplo: frecuencia de

ciclo de llenado, frecuencia caída a tierra de apoyo de los

techos flotantes).k. Requerimientos legislativos.

l. Cambios de servicio (incluyendo cambios en los fondos de

agua).

m. La existencia de un doble fondo o una barrera preventiva de

alivio.

6.2.2 El intervalo entre las inspecciones de un tanque (tanto



interno como externo) deberá ser determinado por su historia a

menos que razones especiales indiquen que las mantencionesdebieran hacerse en períodos cortos. La historia de servicio deun tanque determinado o un tanque determinado o un tanqueen servicio similar (preferentemente en la misma obra).

Debiera estar disponible de manera que las inspeccionescompletas pueden planificarse con una frecuencia proporcionalal rango de corrosión del tanque. En métodos de inspeccionesen la corriente y no destructivas deberá considerarse al

establecer las frecuencias de inspección.



6.2.3 Reglamentaciones legislativas, en algunos

casos, control de frecuencia e intervalo de lasinspecciones. Estas ordenanzas pueden incluirrequerimientos de pérdida de vapor,

condiciones de sellos, filtraciones, canalizaciónadecuada, y procedimiento de reparación. Esnecesario conocer tales reglamentos paraasegurar el cumplimiento de los requerimientosde las inspecciones planificadas.



6.3.2 Inspección Externa



6.3.2.1 Un inspector autorizado deberá efectuar una inspecciónvisual al exterior de los tanques.

Esta inspección se denominará inspección externa y deberáefectuarse a lo menos cada cinco años o RCA/4N años (en queRCA es la diferencia entre el espesor real del shell y el espesormínimo requerido expresado en milipulgadas, y N es el rango decorrosión del shell en milipulgadas por año seleccionándose elmenor de ellos. Durante esta inspección los tanques podrán

estar en funcionamiento.

6 3 2 2 Se retirará la aislación de los tanques



6.3.2.2 Se retirará la aislación de los tanquesaislados solamente lo necesario para determinarla condición de la pared exterior del tanque odel techo.

6.3.2.3 Los componentes del sistema a tierra deltanque tales como derivaciones o conexionesmecánicas de los cables deberán inspeccionarseen forma visual. Las prácticas recomendadas

para prevenir la quema de los hidrocarburosestán detalladas en API RP 2003.

6.3.3 Inspecciones Ultrasónicas del espesor



6.3.3.1 Mediciones externas por ultrasonido delespesor del shell puede ser una forma de determinarun rango de corrosión general uniforme mientras eltanque está en servicio, y puede también entregar unaindicación de la integridad del shell.

6.3.3.2 Las mediciones de espesor por ultrasonido se

podrán usar periódicamente, cuidando de nosobrepasar lo siguiente:

a. Cuando no se conoce el rango de corrosión elá l á ñ d



máximo intervalo será 5 años. Los rangos de

corrosión pueden ser estimados considerando losdatos de tanques en servicios similares basados enmediciones de espesor tomados en un período queno sea mayor de 5 años.

b. Cuando el rango de corrosión es conocido elintervalo máximo será el menor de RCA/2N años (enque RCA es la diferencia entre el espesor de shellmedido y el espesor mínimo requerido enmilipulgadas, y N es el rango de corrosión del shell enmilipulgadas por año) o 15 años.

6 3 3 l i ió i t d l h ll d l t



6.3.3 la inspección interna del shell del tanque,

cuando el tanque está fuera de servicio, puedeser sustituida por un programa de medicionesde espesor ultrasónico externo si el intervalo de

inspección interna es igual o menor que elintervalo requerido en el punto 6.3.3.2b

6.3.4 Supervisiones de Protección Catódica



6.3.4.1 Cuando la corrosión exterior del fondo deltanque es controlada por un sistema de proteccióncatódica, deberá efectuarse inspecciones periódicas deacuerdo con API RP 651. El propietario/operadordeberán revisar los resultados de esta inspección.

6.3.4.2 El propietario/operador deberán asegurarse la

competencia del personal que efectuará lasinspecciones de supervisión.

6.4 Inspección Interna



6.4.1 General

6.4.1.1 En primer término se deberá realizar una inspección internapara:

a. Asegurar que el fondo no está seriamente corroído y que nopresenta filtraciones.

b. Reunir la información necesaria para la evaluación del espesormínimo del caso y del fondo según indicado en Sección 6.

c. Identificar y evaluar cualquier ajuste del piso del tanque.

6 4 1 2 T d l t ti i ió



6.4.1.2 Todos los tanques tienen una inspección

interna formal en intervalos definidos en punto6.4.2 o 6.4.3. El inspector autorizado que esresponsable por la evaluación de un tanque

deberá conducir una inspección visual yasegurar la calidad y término de resultados deEND.

6.4.2 Intervalos de inspección



6.4.2.1 Deberá fijarse el intervalo de inspecciónadecuado a fin de asegurar que el espesormínimo de la placa de piso al momento de la

próxima inspección no sea menor que losvalores indicados en la Tabla 6.1. En ningúncaso, sin embargo, el intervalo de inspeccióninterna sobrepasará los 20 años.



6.4.2.2 Cuando se desconoce los rangos de

corrosión y no se dispone de antecedentes deexperiencias similares para determinar elespesor mínimo de la placa de fondo al

momento de la inspección siguiente, el espesoractual del fondo será determinado porinspecciones dentro de los próximos 10 años de

operación tanque a fin de establecer los rangosde corrosión.

6.4.3 Intervalo de inspección interna alternativo



Como alternativa a los procedimientos dado en6.4.2, un propietario/operador puede establecerintervalo de inspección interna utilizando

procedimientos de inspección basada en riesgo(RBI).

Algunos de los factores que se debe tenerpresente en la evaluación RBI de un tanque sonlos siguientes:



6.8 Records



6.8.1 General

El propietario/ operador deberá mantener un completo archivode antecedentes formado por tres tipos de registrosprincipalmente: registros de construcción, historia de inspección

e historia de reparaciones/modificaciones.

6.8.2 Registros de Construcción

La historia de inspecciones incluye todas las medidas

debidamente anotadas condición de todas las partesinspeccionadas y un registro de todos los exámenes y pruebas.

6.8.3 Historia de inspecciones



La historia de inspecciones incluye todas lasmediciones realizadas, las condiciones de todas laspartes inspeccionadas, y un registro de todos losexámenes y pruebas. Deberá incluirse también una

descripción completa de toda condición inusual y lasrecomendaciones para corregir los detalles queocasionaron tal condición.

Este registro deberá contener también rango decorrosión y cálculo de intervalos de inspección.

6 8 4 Historia de reparación/ modificación



6.8.4 Historia de reparación/ modificación

Historia de modificación/reparación incluyetodos los antecedentes de un tanqueacumulados desde su construcción con respectoa reparaciones, modificaciones, reemplazos ycambios de servicio registrados en condicionesde servicio tales como temperatura y presión

del producto almacenado.



6.10 Exámenes No destructivos



El personal que efectúe los exámenes no-destructivos deberá cumplir con lascalificaciones identificadas en punto 12.1.1.2,.

Sin embargo, un inspector autorizado deberáconsiderar en su evaluación los resultados detodo trabajo de END.



Sección 7 - Materiales



7.3 Materiales originales para tanquesreconstruídos.



7.3.1 Placas de piso y shell soldados al shell.

7.3.1.1 Todo material de la placa de shell y placade piso soldadas al shell deberán seridentificados. Materiales identificados porplanos contracturales originales, placas de

identificación API, u otra documentaciónapropiada no necesitan mayor identificación.

7.3.1.2 Cada placa individual que no tenga la identificación

correspondiente deberá ser sometida a un análisis químico y



p q y

pruebas mecánicas de acuerdo con ASTM A 6 y A370 incluyendo

Charpy V- Notch. Valores impacto deberán satisfacer los

requerimientos de la norma API 650.

7.3.1.3 Todos los materiales conocidos, todas las placas shell yplacas de fondo soldadas al shell deberán tener como mínimo

las propiedades mecánicas y químicas del material especificado

para la aplicación respecto del espesor y temperatura de diseño

metálica dada en la norma API 650.

7.3.2 Estructura



Formas estructurales laminadas que deban ser re-utilizadasdeberán cumplir con los requerimientos de ASTM A7 comomínimo. Material estructural nuevo deberá cumplir con ASTMA36 o A992 como mínimo.

7.3.3 Flanges y sujetadores

7.3.3.1 El material de flange deberá cumplir con el

requerimiento mínimo de las especificaciones del material dela norma estándar original de la construcción.



Sección 8 – Consideraciones de

diseño para tanques reconstruidos

8.1 General



Cualquier consideración de diseño específico aparte dela carga de producto normal deberá ser especificadapor el dueño/operador.

8.2 Uniones soldadas nuevas

8.2.1 Detalles de uniones soldadas deberán cumplircon los requerimientos aplicables en esta norma.

8.2.2 Todas las uniones del shell deberán ser del tipotope con penetración y fusión completas.

8.3 Uniones soldadas existentes

Las uniones soldadas existentes deberán cumplir con los requerimientos de la



Las uniones soldadas existentes deberán cumplir con los requerimientos de lanorma original de construcción de tanques.

8.4 Diseño del shell

8.4.1. El espesor a utilizarse en cada anillo del shell al chequear el diseño del

tanque deberá basar en mediciones tomadas dentro los 180 días antes de lareubicación.

8.4.2 El nivel de líquido de diseño máximo deberá ser determinado medianteel cálculo del nivel de líquido de diseño máximo para anillo del shell basadoen la gravedad específica del producto, el espesor actual medido para cadaanillo del shell el nivel de fatiga permitido, y el método de diseño que va aemplearse.

8.4.3 La tolerancias a la fatiga del material en cadaanillo se determinará usando Tabla 3-2 de la norma API



anillo se determinará usando Tabla 3 2 de la norma API

650. Para materiales no listado en tabla 3-2 se usará unvalor de tensión permitido no menor de ¾ del límiteelástico o 2/5 de la resistencia a la tensión.

8.4.4 Si se requiere tolerancia a la corrosión para eltanque construido, la tolerancia corrosiva requeridadeberá ser deducida del espesor actual antes de

calcular el nivel líquido máximo.



8.4.5 El rendimiento de las uniones y los niveles def i i id d l l l di ñ d



fatiga permitidos usados para calcular el diseño de

nivel de líquido deberá ser congruente con el métodode diseño usado y con el grado y tipo de inspecciónefectuado sobre las uniones soldadas.

El rendimiento de las uniones y niveles de fatigapermitido para las uniones soldadas existentes que noserán removidas ni reemplazadas deberán basarse en

el grado original y tipo de inspección.



8.6 Windgirders y estabilidad del shell



8.6.1 Los windgirders intermedio y superior paratanques atmosféricos deberán cumplir con losrequisitos de la norma correspondiente.

8.6.2 Al construir un tanque deberá revisarse si existepandeo inducido por el viento según losprocedimientos de la norma aplicables, considerando

los requerimientos del viento para la ubicación dondeserá reconstruido el tanque.

8.7 Techos



8.7.1 Los diseño de techo deberán cumplir conlos requisitos de la norma correspondiente.

8.7.2 Si la nueva ubicación requiere un diseñomás extenso de carga viva respecto del original,deberá evaluarse la suficiencia del techoexistente.

8.8 Diseño Asísmico



Tanques que deban ser reconstruidos en ZonaSísmica 2 o superior (ver norma API 650, Tabla

E-1) deberán ser chequeados respecto de laestabilidad sísmica basada en lasreglamentaciones de la norma aplicable usando

las dimensiones y espesores del tanquereconstruido.



Sección 9 – Reparación y

modificación de tanques

9.1 General



9.1.1 Las bases para reparaciones ymodificaciones deberán ser equivalentes a lanorma API 650.

9.1.2 En la sección 12 se especifica los requisitospara pruebas hidrostática. Requisitos deexámenes no destructivos criterio de aceptación

de las soldaduras y reparaciones de la placa delcaso y soldaduras existentes.

9.1.3 Todos trabajo de reparación deberá serd l d



autorizado por el inspector autorizado o un ingenieroexperimentado en diseños de tanques dealmacenamiento antes de que la empresa adjudicadacomience el trabajo de reparaciones.

Autorizaciones para modificaciones de los tanques dealmacenamiento antes de que la empresa adjudicadacomience el trabajo de reparaciones.

9.1.4 Todo diseño propuesto, ejecución de trabajo materiales,

procedimientos de soldadura exámenes y métodos de prueba



procedimientos de soldadura, exámenes y métodos de prueba

deben ser aprobados por el inspector autorizado o por uningeniero perito en diseño de tanques de almacenamiento.

El inspector autorizado o un ingeniero experimentado en diseño

de tanques de almacenamiento aprobarán todo el trabajo dereparación y modificación especificado en los puntos hold points

y después que las reparaciones y modificaciones hayan sido

completadas de acuerdo a esta norma.

9.2 Remoción y reemplazo del material de la placa del shell



9.2.1 Espesor mínimo de la placa del shell de reemplazo

El espesor mínimo para reemplazar el material de la placa defondo deberá calcular de acuerdo a la aplicación de la norma. El

espesor de la placa del shell de reemplazo no deberá ser menorque el espesor nominal mayor que ninguna otra placa del mismoshell adyacente a la placa de reemplazo exceptuado cuando laplaca adyacente sea una placa inserto engrosada.

9.2.2 Dimensiones mínimas de la placa del shellde reemplazo



de reemplazo

9.2.2.1 La dimensión mínima para una placa deshell de reemplazo es de 12 pulg o 12 veces el

espesor de la placa de reemplazo (la que seamayor). La placa de reemplazo puede sercircular, oblonga, cuadrada, esquinas

redondeadas o rectangulares con esquinasredondas excepto cuando se reemplaza unaplaca de shell completa. Ver fig 9-1.

9.2.2.2 Previo a soldar las nuevas uniones



verticales las soldaduras horizontales existentesdeberán ser cortadas a una distancia mínima de12 pulg, de las uniones verticales nuevas. Asímismo, se deberá soldar primero las unionesverticales y luego proceder a soldar las unioneshorizontales.



9.2.3.3 Para placas de un determinado shell de un espesorpor sobre 1/2pulg El borde externo de la soldadura de tope



por sobre 1/2pulg. El borde externo de la soldadura de tope

incluyendo la placa shell de reemplazo deberá ser por lomenos 8 veces el espesor de la soldadura ó 10 pulg delborde externo de cualquier unión de shell soldado a tope.

9.2.3.4 Para reducir el potencial de deformaciones de untanque al soldar una placa de reemplazo en undeterminado shell deberá tenerse aplicarse la secuenciaequipamiento, aplicación de calor y soldadura.

9.3 Reparaciones de shell utilizando placas deparche de soldadura de traslape



parche de soldadura de traslape

9.3.1 Las reparaciones de shell con parches detraslape constituye una forma de reparación deshell de tanques remachados mediantesoldadura de tope, y solamente cuando eldueño así lo haya especificado.

9.3.1.1 Todo material de reparación deberá cumplir con los requisitos de lanorma de construcción estándar y API 653.



9.3.1.2 Reparaciones de parche traslapado del shell no deberán usarse enningún anillo del shell (construcción original) cuyo espesor exceda en ½ pulgni tampoco reemplazar hojas de la puerta o placas de shell.

9.3.1.3 A excepción de lo permitido en 9.3.3.2 y 9.3.4.3 el material de la placade reparación deberá ser menor ½ o el espesor de la placa del shelladyancente a las reparaciones, pero no menos de 3/16”.

9.3.1.4 La forma de la placa de reparación puede ser circular, apisada,cuadrada o rectangular. Todas las esquinas, exceptuando las uniones shel-piso del shell deberán ser redondas a un radio mínimo de 2”. Las formas de la

placa de refuerzo de la boquilla de norma API 650 tambien son aceptables.

9.3.1.5 La placa de reparación puede atravesar las costurasverticales y horizontales del shell que ha sido inundado a nivelde suelo pero debe tener un traslape mínimo de 6” de distancia



de suelo pero debe tener un traslape mínimo de 6 de distancia

de la costura del shell.

9.3.1.6 Las placas de reparación pueden extenderse hasta laintersección con la unión shell – piso externa si los ladosverticales interceptan el piso del tanque en un ángulo de 90” y la

soldadura shell – piso cumple con la Fig 9-2.

9.3.1.7 Las dimensiones mínimas verticales y horizontales de laplaca de reparación son 48” y 72” respectivamente. Las

dimensiones mínimas de la placa de reparación son 4”. La placade reparación deberá ser fijada al radio del shell.



9.3.2.2 Los cuellos de las boquillas y las placas derefuerzo deberán ser completamente removidas parainstalar la placa de reparación



instalar la placa de reparación.

9.3.2.3 La selección del espesor de la placa dereparación deberá estar basada en un diseño que

cumpla con la norma de construcción estándar API 653,utilizando un rendimiento de junta que no exceda 0-70.

9.3.2.4 El espesor de la placa no excederá el espesornominal del shell adyacente al que está en reparación.



9.3.3.2 El espesor de la placa de reparación noexcederá en más de 1/8” del espesor de la



placa de shell en el perímetro de la placa dereparación. El espesor de la placa de reparaciónno debe sobrepasar la ½”.

9.3.3.3 La resistencia remanente de las áreasdeterioradas que están por debajo de la placade reparación no serán consideradas como

efectivas al sobrellevar el servicio calculado delas cargas hidrostáticas.



9.3.4.3 El espesor de la placa de reparación no excederá enmas de un tercio pero no mas de 1/8”del espesor de la placa



mas de un tercio pero no mas de 1/8 del espesor de la placa

del shell en el perímetro de la placa de reparación. El espesorde reparación no podrá ser mas delgado que 3/16”ni mas

gruesa que ½”.

9.3.4.4 Este método de reparación no podrá ser empleadocuando las soldaduras achaflanadas entran en contacto con elproducto provocando una corrosión agrietada o si es factibleque se produzca un foco corrosivo entre la placa del shell y la

placa de reparación.



9.6.1 Quebraduras, falta de fusión y escoria de rechazoy porosidad que necesitan ser reparados deberán ser



y porosidad que necesitan ser reparados deberán ser

totalmente removidos ya sea ranurados o esmerilandomoliendo puliendo y la cavidad resultantedebidamente preparada para soldar.

9.6.2 Generalmente, no es necesario remover losrefuerzo de soldadura que exceden lo permitido en lanorma API 650 al ser descubiertos en un determinado

tanque con una vida útil satisfactoria.

9.6.3 Soldadura socavada existente considerada inaceptablebasándose en la conveniencia para consideraciones de



servicio deberá ser reparada mediante metal soldadoadicional, o bien puliéndola adecuadamente.

9.6.4 Uniones soldadas que han experimentado perdida de

metal debido a la corrosión deberán ser reparados mediantesoldadura.

9.6.5 Golpes de arco descubiertos en las uniones soldadas oadyacentes a estas deberán ser reparados mediante pulidoy/o soldadura.



9.8 Agregar o reemplazar el shell de penetrations

9 8 1 Los nuevos shell de penetrations (agregados o



9.8.1 Los nuevos shell de penetrations (agregados oreemplazados) deberá ser de acuerdo con los requerimientos dela norma API 650 y el punto 9.8.2. de dicha norma.

9.8.2 El requerimiento de penetration del área de refuerzo delAPI Std650, 3.7.2, deberá ser determinada usando el shell delespesor requerido calculado por la formula en 4.3.3.1 b de estanorma.

9.8.3 Penetrations deberá ser prefabricada en thermally stressrelieved insert ensamble cuando es requerido por API Std 650,3.7.4.



9.8.5 La examinación debe ser por la sección 12, excepto las pentrationslocated en un shell joint shall receive additional shell radiografía de acuerdocon API Std 650, 3.7.3.



9.8.6 Penetrations larger de 2” NPS deberán ser instaladas con el uso de una

placa inserto si el espesor de la placa del shell es mayor de ½” y el material de

la placa del shell cumple con la norma de temperatura metálica del diseñoactual. Además deberá cumplir con los siguientes requisitos:

a. El diámetro mínimo de la placa inserto deberá ser por lo menos el dobledel diámetro de la penetración o igual al diámetro mas 12”, o el que sea

mayor.

b. Cuando se usa placas de refuerzo el diámetro menor de la misma deberáser igual al diámetro de la placa de refuerzo mas 12”.



9.9.2.2 La placa de refuerzo existente puede serremovida y agregarse una nueva placa;



reemplazo de placa de refuerzo no estapermitido cuando existe tensión liberada por losensambles. Si no se sabe el ensamble liberó

tensión mediante aplicación de calor, entoncesla modificación deberá cumplir los requisitos dela norma API650 Sección 3.7.4.

9.9.2.3 El penetration existente puede serremovida cortando la sección del shell donde



esta van los anclajes y la placa de refuerzo, ylevantando el conjunto completo hasta lacorrecta elevación (Fig 9-4).

9.9.3 Todo componente de los anclajes (cuello,flange y placa de refuerzo que estén todavíacondiciones de servicio luego de retirarlos

pueden ser reutilizados.



a. Las dimensiones mínimas para planchas de parche

soldadas que traslapan una costura de piso o de un parche



existentes es 12”. La placa de parche soldada puede sercircular, apaisada, o poligonal con esquinas redondeadas.

b. Se acepta placa de parche soldada de un diámetro menor

a 12” siempre que sea igual a o que exceda en 6” de

diámetro, que no sobrepase la costura de piso; no se coloca

total o parcialmente sobre un parche existente; y siempre

que no se extienda mas de 2” del área corroída del piso.

9.10.1.2 Reparaciones dentro de la Zona Critica

Esta permitido usar placas de parche soldadas para reparar una porción del piso deltanque dentro de la zona crítica siempre que cumpla los requisitos 9.10.1.1 y se



q p q p q y

cumpla también los siguientes requisitos:

a. Espesor máximo de la placa debe ser ¼” para planchas de parche soldadas,

dentro de la zona critica y deberá cumplir con los requerimientos de rigidez delAPI 650, Sección 2.2.9

b. Cuando una soldadura on patch placa es con 6 pulg del shell, la soldadura-onpatch plate shall be tombstone shaped. The sides of the tombstoneshapedwelded-on patch plate shall intersect the shell-to-bottom joint atapproximately 90 grados.

c. Perimetro de soldadura en soldadura-on plates en zona critica debe ser 2 pasesminimos y examinado por 12.1.1.3 y 12.1.7.2

d. Instalacion de una soldadura-onpatch plateby butt-welding to an adjacentexisting patch is not permitted in the critical zone.

e. Welded-on patch plates over existing patches no estan permitido en la zonacritica.

9.10.1.2.1 No se permite soldaduras o traslapos de soldaduradentro de la zona critica, exceptuando la soldadura de:picaduras ampliamente dispersas, orificios de diámetro mínimo,



grietas en la placas de piso, soldadura de shell-piso, placas deparche soldadas, o dondequiera que se reemplace la placa depiso que va soldada al shell.

9.10.1.2.2 No deberá usarse una placa de parche soldada si en lapróxima inspección interna el espesor mínimo remanente de laplaca que cubre el piso en el externo de la soldadura internashell-piso es menor que el espesor mínimo requerido en los

puntos 4.4.7 o 4.4.8

9.10.1.2.3 No se permite placas de parche soldadas enla zona critica del piso de un tanque con una



temperatura opcional que sobrepasa los 200°F para elacero inoxidable.

9.10.1.2.4 Si dentro de la zona critica se requierereparaciones de mayor extensión que las indicadas en9.10.1.2, deberá cortarse la placa de piso soldada alshell y se instalara una nueva placa. Los requerimientos

de espaciado de soldadura deberán ser los indicadosen API650, 3.1.5.5 y 3.3.1.5.5.

9.10.1.3 El uso de placas de parche soldadas que no cumplencon los requisitos de 9.10.1.1 o 9.10.1.2 solo será permitida si elmétodo de reparación ha sido revisado y aprobado por un



ingeniero experto en diseño de tanques de almacenaje deacuerdo con la norma API 650.

9.10.1.4 Indicaciones inaceptables tales como grietas, virutas,

roturas y áreas corroídas descubiertas en el piso, localizadas porfuera de la zona critica, pueden ser reparadas mediantedeposición de metal soldado, seguido de exámenes y pruebas deacuerdo a 12.1.7.3. Antes de soldar se debe mover todas lairregularidades de la superficie y contaminación dentro del área.

9.10.1.5 La reparación de huecos, (vacíos) ubicados en las zonas critica deberáefectuarse de acuerdo con 9.10.1.2



9.10.1.6 La reparación de las placa corroídas en la zona critica esta circunscritasoldadura de la picadura o soldadura de recubrimiento (traslapo) tal como se haindicado en esta sección. Se permite reparar la corrosión de la placa de piso si secumplen todas las siguientes condiciones:

a. La suma de las dimensiones de la picadura son paralelas en toda la extensiónde las uniones shell-piso no sobrepasan las 2” del largo.

b. Deberá haber suficiente espesor de placa de fondo remanente para completaruna soldadura resistente a fin de evitar quemaduras. El espesor mínimoaceptable de la placa de piso para las reparaciones de soldadura es de 0.10”.

c. Todas las reparaciones de soldadura deberán ser emparejadas a piso con el

material de placa circundante y serán examinadas de acuerdo al punto12.3.2.4

9.10.2 Reemplazo del piso completo del tanque

9.10.2.1 Los requisitos que regulan la instalación de un fondo dereemplazo sobre un fondo existente están dados en el punto



reemplazo sobre un fondo existente están dados en el punto9.10.2.1 al 9.10.2.1.5

9.10.2.1.1 Un cojín de material no corrosivo adecuado quepuede ser arena, gravel o concreto deberá usarse entre el fondoantiguo y el nuevo.

9.10.2.1.2 El shell deberá ser ranurado con un corte uniforme yparalelo al fondo del tanque. Los bordes de corte de la ranuradeberán ser emparejados a piso para retirar toda la escoria y lasesquirlas de la operación de corte. La nueva placa de pisodeberá ser extendida por el exterior del shell tal como indicadoen API650.

9.10.2.1.3 Los huecos en la fundación por debajo del piso antiguodeberán ser llenados con arena, piedra caliza molida, yeso o concreto.



9.10.2.1.4 Exceptuando las permisiones descritas en 9.10.2.1.5 deberálevantarse los anclajes existentes del shell si la elevación de los cortes delpiso nuevo atraviesan la placa de refuerzo o si no se cumplen losrequisitos de espaciado de soldadura dados en API650 3.7.3

9.10.2.1.5 Para los tanques de techo flotante el nuevo perfil del pisodeberá mantener el nivel del techo cuando esté descansando sobre suslegs de apoyo en posición baja. Los legs de apoyo pueden también sersolevantados para mantener la altura original o acortados en la mismaproporción que el espesor del cojín y la nueva placa de fondo.

9.10.2.2 Deberá instalarse una nueva placa de rodamiento paralos legs de apoyo del techo flotante y una para las columnas deapoyo del techo fijo.



9.10.2.3 Al retirar un fondo de tanque existente, el tanquedeberá ser separado del fondo del tanque de la siguientemanera:

a. Cortando el shell paralelo al fondo del tanque en ½” comomínimo por sobre la soldadura fondo – piso (línea de corteB-B como muestra la Fig 10-1).

b. Retirando totalmente la soldadura accesorio shell-fondo,incluyendo cualquier anclaje y calentando la zona afectadacon métodos adecuados tales como gauging al arco y/oesmerilado.

9.10.2.4 La instalación de un nuevo piso del tanque, luego de retirar elexistente, deberá cumplir los requerimientos de la norma API650. Paratanques de placa de shell de toughness desconocido tal como se



q p gdefine en la sección 3, las nuevas uniones soldadas en el fondo o en elanillo anular deberá tener una distancia entre si no mayor de 3” o 5t

de las uniones soldadas verticales existentes en la superficie del shelldel piso, para lo cual t es el espesor de la superficie del shell de fondo

expresado en pulgadas.

9.10.2.5 El reemplazo de partes del piso de un tanque existente(entran placas rectangulares o segmentos mas largo de placas) no enla zona crítica están permitidos bajo la misma reglas que se dan en la

instalación del piso en tanques nuevos construidos según el API Std650.

9.11 Reparación de techos fijos

9.11.1 Techos cónicos apoyados



9.11.1.1 El espesor mínimo de las nuevas placas de techo deberá ser 3/16”

mas la tolerancia a cualquier corrosión según indicado en las especificacionesde reparación. En caso que se haya especificado que las cargas live del techopueden exceder 25 lbf/ft2 (tales como aislación, vacío operacional, cargas de

snow loads), el espesor de la placa deberá basarse en análisis utilizando laresistencia permitida de acuerdo a la norma API 650, Sección 3.10.3 (ver9.11.2.2).

9.11.1.2 Los soportes de techo (rafters, vigas, columnas y bases) deberán ser

reparados o modificados de forma que las resistencias resultantes noexcedan los niveles de resistencia dados en la Sección 3.10.3 de la normaAPI650, según condiciones de diseño.

9.11.2 Techos auto-soportes



9.11.2.1 El espesor nominal de la nueva placa de techo deberá ser3/16” o igual al espesor de la placa dado en API650, Secciones

3.10.5 o 3.10.6, mas cualquier otra tolerancia a la corrosiónespecificada o la que sea mayor entre las dos.

9.11.2.2 Los detalles de la unión techo-shell deberá cumplir con losrequerimientos de API650, Secciones 3.10.5, 3.10.6, o Apéndice F,según convenga al servicio planificado. Diseño de unión frangible ola necesidad de equipos de ventilación de emergencia de acuerdo a

la norma API 2000, deberán reunir los requisitos dados en API650,3.10.2.5.

9.12 Techo flotantes

9.12.1 Techos flotantes exteriores:



Se aceptan cualquier método de reparación que permitan restablecer eltecho a condiciones optimas de trabajo.

9.12.2 Techos flotantes interiores:

Las reparaciones de los techo flotantes interiores deberán realizarse de

acuerdo a los planos de construcción originales, si los hubiere. Si dichosoriginales no están disponibles, las reparaciones del techo deberán cumplircon los requerimientos del API 650.

9.12.3 Reparaciones de Filtraciones en Pontoons:

Toda filtración en pontoons o compartimientos de techos flotantes deplataforma doble deberán repararse volviendo a soldar las uniones filtrantesy/o utilizando placas de parche.

9.13 Reparación o reemplazo de sellos perimetrales del techo

flotante.



9.13.1 Sellos primarios

Rim-mounted primary shoe seals and toroidal seal systems can

be removed, or replaced. Para minimizar pérdidas por

evaporacion y reducir daño potencial a los trabajadores nodebera dejarse fuera de servicio a mas de ¼ del sistema de sellos

del techo a un mismo tiempo. Deberá emplearse espaciadores

temporales para mantener el techo centrado durante las

reparaciones. Por lo general no es posible alcanzar los sistemasde sellos primarios.

9.13.2 Sello secundarios

Rim- ounted and shoe-mounted secondary seals puedenser rápidamente instalados, reparados o reemplazados



p , p pmientras el tanque esta en servicio.

9.13.3 Boquilla Sello-shell

Los requerimientos de reparaciones y otras acciones paramantener las boquillas sello-shell incluyen:

a. Ajuste del sistema de suspensión de los sellos del shoe yrellenar con espuma los sellos toroidales.

b. Aumentar el largo de los sellos secundariosmontados en la polea del área problemática.



c. Reemplazo total o parcial del sistema desellos primarios junto con la posible

instalación de una extensión de la polea paraun sello secundario. Este paso deberá tomarsesolamente luego de chequear la variación del

espacio anular en los distintos niveles de labomba baja al nivel alto del líquido.

9.13.4 Daño mecánico

Las partes dañadas deberán ser reparadas o reemplazadas. Antes de



tomar esta acción se deberá identificar y corregir la causa del daño. Laspiezas combadas deberán ser reemplazadas no estiradas o enderezadas.Deberá reemplazarse la tela del sello roto.

9.13.5 Deterioro del Material de Sello

El deterioro del material es el resultado del uso y la corrosión de loselementos metálicos, y el deterioro de la tela de sello se debe a losproductos químicos y al tiempo. Deberá utilizarse los datos de la vida útil

en servicio y de la información de las inspecciones para determinar si elcambio de material esta garantizado.

9.13.6 Instalación de sellos secundarios y primarios



9.13.6.1 El reemplazo o la adición de sellos secundarios yprimarios deberá estar de acuerdo con las recomendaciones delfabricante de sellos. Además, la instalación final deberá cumplircon todas las reglamentaciones jurídicas del caso.

9.13.6.2 Si el grosor de la polea del techo es menor de 0.10”,

deberá ser reemplazada. La nueva polea de techo deberá tenerun espesor mínimo de 3/16”.

9.14 Hot Taps

9.14.1 General



9.14.1.1 Los requerimientos dados en esta norma cubren instalaciones conconexiones radiales soldadas en (hot taps) en tanques en servicio existentes. Hot tapsen material de shell que no requiere tratamientos térmico API Std 650, 3.7.4.

a. Para placas de shell de toughness conocida, como se define en la sección 3, lostamaños de conexión y limites de espesor del shell están mostrados en la Tabla

9-1.b. Para las placas de shell de toughness desconocida, como se define en la sección

3, para lo cual se aplicara las siguientes limitaciones:

1. El diámetro de las boquillas tendrá un máximo de 4” NPS.

2. La temperatura de la placa del shell será igual o superior a latemperatura de metal del diseño de shell para todas las operacionesde soldadura en hot tapping.



9.14.1.2 No deberá instalarse hot taps sobre placas laminadas oseveramente picadas del shell.



9.14.1.6 No se permite hot taps en tanques en que el calor de lasoldadura puede causar grietas ambientales (tales como grietascáusticas o grietas corrosivas resistentes).

9.14.2 Procedimientos de Hot Tap

Se deberá desarrollar y documentar un procedimiento especificode hot tap para llevar a cabo este tipo de trabajo. Elprocedimiento deberá incluir las practicas dadas en API Publi

2201.

9.14.3 Trabajo Preparatorio



9.14.3.1 El espaciado mínimo en toda dirección (extremo –a – extremo de las soldaduras) entre las hot taps y las boquillasadyacentes deberán ser equivalentes al techo cuadrado de RTdonde R es radio del shell del tanque en pulgadas y T es elespesor de la placa del shell en pulgadas.

9.14.3.2 Las mediciones del espesor de la placa deberán sertomados por lo menos 4 lugares en toda la circunferencia de laubicación propuesta para la boquilla.

9.14.4 Limitaciones del material

El procedimiento Hot tapping deberá realizarse



solamente con aceros de conocida toughness tal comose define en la sección 3, amenos que cumpla con losrequerimientos adicionales de 9.14.1.1b

9.14.5 Procedimientos de instalación

9.14.5.1 Las boquillas de las tuberías deberán ser

cortadas al contorno del shell y beveled desde exteriorpara soldadura de full penetración (ver fig 9-6).



Sección 10 - Desmantelamiento y

Reconstrucción

10.1 General

10.1.1 Esta sección suministra procedimientos para desmantelar y



reconstruir tanques soldados existentes que deban ser instalados en unlugar distinto al sitio original.

10.1.2 En la sección 12 se especifica requerimientos para efectuar testshidrostáticos, Ensayos no destructivos y criterios para la aceptación de

calidad de las soldaduras de los tanques reconstruidos.

10.1.3 Todo trabajo de reconstrucción deberá ser autorizada por uninspector autorizado o un ingeniero perito en diseño de tanque dealmacenaje, previo al inicio del trabajo que deberá ser realizado por unaempresa.

10.1.4 El inspector autorizado o un ingenieroperito en diseño de tanques de almacenajeaprobara todo trabajo de reconstrucción en los



puntos de pruebas requeridos designados, unavez que el trabajo de reconstrucción haya sidocompletado de acuerdo con los requisitos de

esta norma.

10.2 Limpieza y Liberación de Gas

Previo al inicio del desmantelamiento el tanquedeberá ser limpiado y desgasificado.

10.3 Métodos de desmantelamiento

10.3.1 General



Techo, shell y placas de piso pueden ser cortadas a cualquier dimensiónpara que sean fácilmente transportables al nuevo lugar de construcción.

10.3.2 Pisos o Fondos

10.3.2.1 Placas de piso que serán re-utilizadas pueden ser cortadasdesoldándolas soldaduras traslapadas o bien, cortando al costado de lassoldaduras restantes a un mínimo de 2” de distancia de las soldaduras

existentes, con excepción de los casos donde haya costuras de soldaduracut cross.

10.3.2.2 Si se va a utilizar el fondo, el siguiente método es aceptable:

a. Las placas de fondo pueden ser cortadas a lo largo de la Línea A-A



y de la Línea B-B como se muestra en Fig 10-1 desechando lassoldaduras y la placa de fondo adherida directamente al shell.

b. Si se va a reutilizar el piso completo, este podrá ser cortado desdeel shell en la línea C-C dejando adherida al shell una parte del

fondo.

c. Si el tanque tiene un anillo anular soldado a tope, dicho anillopodrá dejado adherido al shell o bien retirado del mismocortándolo a lo largo de la línea B-B o bien deslizando el shellexistente hasta las soldaduras del anillo anular.



10.3.3 Shell

10.3.3.1 Las placas de shell del tanque pueden desmantelarse

d d l é d b b d



usando uno de los siguientes métodos o bien combinandoambos:

a. Todo anillo de shell puede ser desmantelado cortando las

costuras soldadas existentes y retirando la zona de calor (Haz)de la soldadura. Para el propósito de este método, la zona decalor Haz deberá retirarse ½” de ancho del metal soldado o bien

¼”, la que sea menor, a ambos lados de la costura soldada.

b. Todo anillo de shell igual o menor de ½”espesor puede ser desmantelado cortándolo



por medio de la soldadura sin remover la zonaHAZ.

c. Los anillos de shell pueden ser desmanteladoshaciendo cortes horizontales y/o verticales através del shell a una distancia minima de 6”

de la soldadura existente, exceptuando lassoldaduras – Cut cross.

10.3.3.2 Los anillos tensores del shell, incluyendo las

vigas corta viento y los ángulos superiores, pueden ser

d d dh d l l d h ll b d



dejados adheridos a las placas de shell o bien retiradoscortándolos a nivel de las soldaduras adheridas. El trabajo

de retiro de la soldadura adherida deberá efectuarse en

un área ground flush (a chorro) con la placa del shell.

10.3.3.3 El shell deberá ser cortado en la placa del piso a

lo largo de la línea, como se muestra en la Fig 10-1. La

conexión shell-piso existente no será re-usada a menosque el fondo intacto completado sea re-usado.



10.3.4 Techos

10.3.4.1 Las placas de techo deberán ser cortadas



desoldando a lo largo de la soldadura residual y a 2” de

distancia de la soldadura existente, exceptuando loslugares donde haya soldaduras cut cross.

10.3.4.2 Las estructuras soportantes del techo serándesmanteladas retirando los pernos (si esta apernado)o desoldando la soldadura estructural adherida.



10.4 Reconstrucción

10 4 1 G l



10.4.1 General

10.4.1.1 La fundation para el tanque reconstruccióndeberá cumplir con las tolerancias dadas en 10.5.6.

10.4.1.2 Deberá retirarse los accesorios temporales ytambién el área de ground flush, con la superficie de la

placa.

10.4.1 Soldadura

10.4.2.1 Durante la reconstrucción de un tanque se deberá tomar las debidas

precauciones para asegurar que se mantengan los requerimientos de



precauciones para asegurar que se mantengan los requerimientos deespaciado de soldadura de la Fig 9-1. Nuevas uniones verticales en los anillosadyacentes del shell.

10.4.2.2 Los tanques y sus accesorios estructurales deberán ser soldados de

acuerdo con los procesos especificados en el API 650 y los requerimientos del10.4.2.3 al 10.4.2.11

10.4.2.3 No podrá efectuarse ningún trabajo de soldadura cuando las partesde las superficies que serán soldadas están húmedas debido a la lluvia, la

nieve o el hielo; cuando cae lluvia o nieve sobre esas superficies, o durantelos periodos de fuerte vientos a menos que el soldador y el trabajo esténadecuadamente protegidos.



10.4.2.4 Se deberá limpiar la escoria y otros depósitos de cadacapa metálica de la soldadura laminada antes de aplicar la capasiguiente.



10.4.2.5 Los bordes de todas las soldaduras deberán fundirsecon la superficie de la placa evitando formación de ángulosagudos. La socavación máxima es de 1/64” de la base del metalpara las uniones de tope verticales. Para las uniones de topehorizontales se aceptan una socavación que no exceda 1/32” deprofundidad.

10.4.2.6 El reforzamiento de todas las soldaduras de tope en

cada lado de la placa no excederá el espesor mostrados en Tabla10-1.

10.4.2.7 Las soldaduras de punto usadas en el ensamble delas uniones verticales del shell del tanque deberán serretiradas y no deberán quedar restos en las uniones

i d d l i ld d f



terminadas cuando las uniones son soldadas en formamanual.

Cuando dichas uniones son soldadas mediante procesos dearco sumergido, las soldaduras de punto deberán sercuidadosamente limpiadas de todo residuo el que no seráretirado siempre y cuando estas sean firmes y se fusionen

completamente en la siguiente aplicación de gotas desoldadura.

10.4.2.8 Si se aplicó capas de soldadura, deberán ser incluidasen los procedimientos de soldaduras, incluyendo las fijacionesdel primer anillo del shell a las placas de piso o al anillo de la

placa anular como sigue



placa anular, como sigue:

a. Para todas las soldaduras en los anillos del shell de unespesor por sobre ½” según API 650 materiales del

Grupo I-III.

b. Para todas las soldaduras del anillo del shellconstruido según API650, deberá emplearsemateriales del grupo IV-VI.

10.4.2.9 Deberá usarse electrodos de hidrogeno bajo

soldadura temporal y las nuevas fijaciones permanente al

shell según API 650 se empleara materiales grupo IV IV V o



shell según API 650 se empleara materiales grupo IV, IV, V oVI. El procedimiento de soldadura seleccionado no deberá

causar grietas por debajo de la soldadura; también deberá

considerarse la necesidad de precalentar las placas gruesa y

el efecto de la temperatura atmosféricas baja durante elproceso propiamente.

10.4.2.10 Si las soldaduras existente resultan cumplir con la

norma de construcción estándar, estas deberán serreparadas según indicado en 9.6

10.4.3 Pisos

10.4.3.1 Después que las placas de piso han sido dejadas

separadas y claveteadas deberán ser unidas mediante soldadurai l l i i di ió d



separadas y claveteadas deberán ser unidas mediante soldaduraen una secuencia que resulta en la minima distorsión productodel encogimiento y provee en lo posible una superficie de placa.

14.4.3.2 La soldadura shell-piso (exceptuando las puertas de

hoja) deberán ser completadas antes de soldar las uniones delpiso.

10.4.3.3 Las placad deberán ser mantenidas en estrecho

contacto en todas las uniones traslapadas durante elprocedimiento de soldadura.

10.4.4 Shell

10.4.4.1 Las placas que deberán ser unidad mediante soldadura de

tope deberán ser cuidadosamente emparejadas y mantenidas en esa



tope deberán ser cuidadosamente emparejadas y mantenidas en esaposición durante la soldadura. Desajustes de uniones verticalesterminadas de un espesor por sobre 5/8 o menos no deberán excederel 10% del espesor de la placa.

10.4.4.2 En las uniones de tope horizontales terminadas, la partesuperior de la placa no se prolongara mas allá de lacara de la placainferior en ningún punto mas del 20% del espesor de la placa superiorcon una prolongación máxima de 1/8”; se excluye las placas superiores

que tienen un espesor de 5/16” cuya prolongación aceptada es de1/16”.

10.5 Tolerancias dimensionales

10.5.1 General



10.5.1.1 Las tolerancias dadas en esta sección han sidoestablecidas para producir un tanque reconstruido de aspecto eintegridad estructural aceptables para permitir el adecuado

funcionamiento de los techos flotantes y sellos.

10.5.1.2 Antes de realizar pruebas hidrostáticas se deberáefectuar mediciones para verificar las tolerancias dadas en esta

sección.

10.4.4.3 Para uniones horizontales y verticales del anillo del shell de un

tanque en construcción se empleara material con un espesor por sobre 1

½” (basado en el espesor de la placa mas gruesa en la unión); se requiere

procedimientos de soldadura multipass con un paso de espesor permitidono mayor ¾” Para estas soldaduras se requiere un precalentamiento de



no mayor ¾ . Para estas soldaduras se requiere un precalentamiento de

200°F.

10.4.5 Techos

Esta norma no incluye estipulaciones especiales para reconstrucción

propiamente tales, exceptuando la armazón estructural (tales comoensamblajes y vigas) las que deberán ser razonablemente rectas en línea

y superficie. Otros requerimientos deberán cumplir con la normaaplicable.

10.5.2 Desnivel

10.5.2.1 El máximo desnivel de la parte superior del shell

respecto del fondo del mismo no excederá 1/100 del total de la



respecto del fondo del mismo no excederá 1/100 del total de laaltura del tanque con un máximo de 5”. La norma 1/100 con un

máximo de 5” será aplicable también para las columnas de techo

fijo. Para tanques con techos flotantes internos, se aplicara la

norma de esta sección o API 650, Apéndice H, el que es masriguroso.

10.5.2.2 El desnivel en un anillo del shell no excederá de los

valores especificados para mil tolerancias en ASTM a 6 o A20,cualquiera de los es aceptable.

10.5.3 Redondez

Radii medio a 1ft por sobre la soldadura shell-piso no deberá exceder

las tolerancias mostradas en Tabla 10-2 mediciones de tolerancias dedi l 1 i b l ld d h ll l f d



las tolerancias mostradas en Tabla 10-2. mediciones de tolerancias deradio mas altas que 1pie sobre la soldadura shell – el fondo noexcederá tres veces las tolerancias dadas en Tabla 10-2.

10.5.4 Peaking

Con una tabla de barrido horizontal de 36” largo, el peaking no

excederá ½”.la tabla de barrido deberá ser fabricada según el

diámetro exterior del radio del tanque.

10.5.5 Bandeo

Con una tabla de barrera vertical de 36” de largo, el bandeo no

excederá 1”



excederá 1 .

10.5.6 Foundations

10.5.6.1 Para lograr las tolerancias especificadas en 10.5.1 al10.5.5 es esencial que las exactas foundations de un plano seanprevistas para la reconstrucción del tanque. La foundationdeberá tener una capacidad de rodamiento adecuada para

mantener la exactitud de la foundation.



10.5.6.3 Para foundations especificadas como inclinadas respecto a unplano horizontal diferencias de elevación respecto de la circunferenciadeberán ser calculada desde el punto alto especificado. Las diferenciasde elevación habidas no se desviaran de las diferencias calculadas pormas de las siguientes tolerancias:



mas de las siguientes tolerancias:

a. Donde existe pared de concreto = 1/8”, en cualquier punto de

la circunferencia y un ¼” en el total de la circunferencia.

b. Donde no se prevé pared circulares de concreto+- 18” en

cualquier punto de la circunferencia y +- 1/2” del total de la

circunferencia.



Sección 11 - Soldadura

11.1 Calificaciones de la soldadura

11.1.1 Especificaciones para el procedimiento de soldadura

(WPS) soldadores y operadores de soldaduras eran calificados



(WPS), soldadores y operadores de soldaduras eran calificadosde acuerdo con la sección IX del código ASME.

11.1.2 Deberá verificarse la capacidad de soldadura del acero de

los tanques existentes si las especificaciones del material de untanque existente son desconocidas u obsoletas, deberá tomarseel registro del procedimiento de calificación de la placa que se vaa emplear.



Sección 12- Exámenes y pruebas

12.1 Ensayos no destructivos

12.1.1 General



12.1.1.1 Ensayos no destructivos deberán ser realizados de acuerdo a API650 y todos los requerimientos suplementarios dados aquí.

12.1.1.2 El personal que realizara los ensayos no destructivos deberáestar calificado de acuerdo con API 650 y todos los requerimientoscomplementarios dados aquí.

12.1.1.3 Los criterios de aceptación deberán estar de acuerdo con API 650

y con todos los requerimientos complementarios dados aquí

12.1.2 Shell Penetrations

12.1.2.1 Pruebas por ultrasonido para la placa del shell para

detectar laminaciones deberán efectuarse de inmediato en elá f d d



detectar laminaciones deberán efectuarse de inmediato en elárea afectada cuando:

a. Agregar una placa de refuerzo a un shell sin refuerzo existente.

b. Agregar una conexión para soldadura en hot tap.

12.1.2.2 Las cavidades resultantes de la operación pulido yesmerilado para retirarlas soldaduras adherida a la placas derefuerzo deberán ser examinadas tanto visual como porpartículas magnéticas o mediante líquidos penetrantes.

12.1.2.3 Las soldaduras completas que fijan el cuellodel a boquilla al shell y la placa de refuerzo al shell y alcuello de la boquilla, deberán ser examinados por

partículas magnéticas Es preciso tener en cuenta



partículas magnéticas. Es preciso tener en cuentaexámenes adicionales (por ejemplo partículasmagnéticas fluorescentes y/o ultrasonido).

12.1.2.4 Soldaduras completas de los ensambles dealivio de tensiones deberán ser examinados tantovisual como partículas magnéticas, luego alivio de

tensión pero antes de la prueba hidrostática.

12.1.3 Defectos de las soldaduras reparadas

12.1.3.1 Cavidades resultantes de la operación pulido o

esmerilado para remover soldaduras defectuosas deberán serexaminados tanto visual como por partículas magnéticas



esmerilado para remover soldaduras defectuosas deberán serexaminados tanto visual como por partículas magnéticas.

12.1.3.2 Reparaciones totales de las soldaduras de tope deberánser examinadas en toda su extensión mediante métodosradiográficos o ultrasónicos.

12.1.3.3 Reparaciones completas de soldaduras fillet deberánser examinadas en toda su extensión mediante los exámenes no

destructivos apropiados indicados en esta norma.

12.1.4 Accesorios permanentes o temporales a lasplacas de shell

12 1 4 1 Las soldaduras de los accesorios permanentes



12.1.4.1 Las soldaduras de los accesorios permanentes(no incluye soldaduras shell – fondo) y, donde se retireaccesorios temporales y las proyecciones restantes desoldadura han sido removidas, deberán ser examinadas

visualmente.

12.1.4.2 Adicionalmente para los materiales del shelldel tanque de acuerdo al API 650 Grupo IV, IVA, V y VI.

12.1.5 Soldaduras placa – shell a placa –shell

12.1.5.1 Las soldaduras nuevas que fijen la placa de shell a

otra placa shell existente o nueva deberán ser examinadosé ó



otra placa shell existente o nueva deberán ser examinadosvisualmente o por métodos radiológicos.

12.1.6 Soldadura shell – piso

12.1.6.1 Nueva soldadura en la unión shell –piso deberá serinspeccionada en toda su extensión utilizando una caja devacío de ángulo recto y una película soluble, o bien aplicando

aceite diesel liviano.

12.1.6.2 Como una alternativa al 12.1.6.1 lospasos iniciales de la soldadura, dentro comofuera del shell, es preciso remover las virutas y

los no metales de la superficie de las soldaduras



los no metales de la superficie de las soldaduraslas que serán visualmente examinadas.

12.1.6.3 La soldadura existente en las unionesshell – piso deberán ser examinadasvisualmente y también por métodos de MT ycon PT, en toda su extensión por debajo de laplaca soldada de parche.

12.1.7 Pisos

12.1.7.1 Una vez terminada la soldadura del piso deltanque deberá examinarse las placas y toda la



12.1.7.1 Una vez terminada la soldadura del piso deltanque, deberá examinarse las placas y toda laextensión de las soldaduras de la placa de piso deltanque para detectar potenciales defectos y

filtraciones. Especial atención se deberán aplicar en lasáreas tales como colector de aceite, dientes, gauges,three plate laps, fallas de la placa del piso, golpes dearco, áreas de remoción de fijaciones temporales y

quemaduras de arco al soldar con plomo

12.1.7.2 Además de los requerimientos en 12.1.7.1 lasoldadura del paso inicial y final de una placa parche

soldada en la zona critica deberá ser examinadai l t i d ét d d MT PT



soldada en la zona critica deberá ser examinadavisualmente y examinada por método de MT o PT entoda su extensión.

12.1.7.3 Aparte de los requerimientos 12.1.7.1., lasáreas de la placa de piso restauradas mediantesoldadura deberá ser examinadas por métodos de MT

o PT.

12.1.8 Placa de Shell

12.1.8.1 Reparaciones de placa de shellmediante deposito de metal soldado



12.1.8.1 Reparaciones de placa de shellmediante deposito de metal soldado

Las áreas de la placa de shell que deberán serreparadas mediante soldadura deberán servisualmente examinadas. Además las áreas deplaca de shell reparadas mediante soldadura

deberán ser examinadas por métodos de MT oPT.

12.1.8.2 Reparaciones de placa de shell o mediante parches desoldadura traslapada

Las soldaduras de uniones de los nuevos parches del shelldi t ld d t l d d b á i d



pmediante soldaduras traslapada deberán ser examinadas ya seamétodos de MT o PT.

12.1.9 Techos

Las reparaciones y uniones de techo recientemente soldadasdeberán ser examinadas de acuerdo con API 650, 5.3.2.2 y 5.3.7.

12.2 Radiografías

12.2.1 Cantidad y ubicación de las radiografías

La cantidad y ubicación de las radiografías deberán ceñirse a la norma API 650 y a lossiguientes requerimientos adicionales:



siguientes requerimientos adicionales:

12.2.1.1 Para uniones verticales:

a. Reposición de placas de shell nuevas por placas de reemplazo nueva, no requierenradiografías adicionales, aparte de las requeridas por API650 para la fabricación.

b. Placas de shell existentes por placas de reemplazo nuevas, se deberá tomar unaradiografía adicional en cada unión.

c. Uniones reparadas en placas de shell existentes deberán tener una radiografíaadicional tomada en cada unión.



12.2.1.3 Para interconexiones de uniones horizontalesy verticales

a. Reposición de placas de shell nuevas por placas de



p p p preemplazo nueva, no requieren radiografía adicionales,aparte de las requeridas por API 650 para su

fabricación.b. Placas de shell existentes por placas de reemplazonuevas, se deberá tomar una radiografía de cadaintersección.

c. Se deberá tomar radiografías a todas lasintersecciones de las placas de shell existentes.

12.1.4 En los tanques reconstruidos, se deberán tomarradiografía a cada unión de placa anular soldada a topede acuerdo al API 650.



12.2.1.5 En tanques reconstruidos se requiereninspección radiográfica del 25% de todas las uniones de

soldadura sobre las costuras existentes.

El dueño/operador de común acuerdo con elcontratista deberá determinar el alcance de las

inspecciones adicionales y reparaciones que puedarequerir.

12.1.6 Se deberá tomar radiografía de las placas de shell nuevasy reinstaladas y también de las soldaduras de cada puerta. Todaslas uniones entre las soldadura existente y la de reparacióntambién debe ser radiografiadas. Si se encuentra defectos, el100% de la radiografía deberá realizarse en la soldadura



greparada.

12.2.1.7 El largo mínimo del diagnostico de cada radiografíadeberá ser 6”.

12.2.1.8 Para instalación de penetrations usando placas deinserto como se describe en 9.8.2, deberá tomarse radiografíade toda la soldadura de tope entre la placa de inserto y la placade shell.

12.2.2 Criterio de aceptación de soldadura de la placa de shell

existente a la placa del shell.

Si la radiografía de una intersección entre una soldadura nueva yd ld d bl ú l



una antigua detecta soldaduras inaceptables según la norma

vigente, las soldaduras existentes podrán ser evaluadas de

acuerdo a la norma de construcción original.

12.2.3 Marcación e identificación de las radiografías

12.2.3.1 Cada película deberá exhibir la identificación de/los

soldadores que han realizado la soldadura.



12.3.2 Cuando no se requiere prueba hidrostática

12.3.2.1 General

No se requiere una prueba hidrostática completa del tanque en



No se requiere una prueba hidrostática completa del tanque enreparaciones y modificaciones mayores cuando ambos párrafosa y b de esta sección se han cumplido y cuando se cumpleadecuadamente con las partes 12.3.2.2 a 12.3.2.5 y 12.3.2.6

a. La reparación ha sido revisada y aprobada por un ingenieroexperto en diseño de tanques de almacenamiento de acuerdo alAPI 650.

b. El dueño / operador del tanque autoriza por escrito laexención de prueba hidrostática.

12.3.2.2 Reparación del shell

12.3.2.2.1 Para soldaduras de metal existente,implementación de calificaciones de procedimiento de



p psoldadura basadas en química de los materialesexistentes, incluyendo requerimientos de resistencia.

12.3.2.2.2 Los materiales nuevos usados para lareparación deberán cumplir con los requerimientos dela presencia Edición del API 650.

12.3.2.2.3 Los materiales del tanque existenteen el área de reparación deberán cumplir al

menos con los siguientes requisitos:



g q

a. Requerimientos API 650 (7ª edición o

posterior)b. Tensión en el área de reparación no excederálos 7000 lbf/in. Esta tensión limitante se

calculara de la siguiente manera:

Fórmula

S = 2.6 H D G

1



Donde

S = tensión del shell en lbf/in2.H = altura de llenado del tanque sobre el fondo dereparación o modificación en ft,

t = espesor del shell en el área de interés en pulgadas.

D= diámetro promedio (medio) del tanque en ft.G= gravedad especifica del producto.

1

13.2.2.2.4 Las nuevas soldaduras de tope del shell, tantoverticales como horizontales, deberán tener fusión ypenetración completa.



12.3.2.2.5 Los exámenes de paso raíz y paso final deberán estarde acuerdo a 12.1.4. Además, la soldadura terminada deberá sercompletamente radiografiada.

12.3.2.2.6 Las soldaduras del shell para reforzar las unionesplaca-cuello de la boquilla y cuello de la boquilla – shell deberánestar completamente penetrations y fusionadas.

12.3.2.2.7 Ver sección 12.3.2.4 para restricciones de soldadura shell – piso.

12.3.2.2.8 Las hojas de las puertas deberán cumplir con los requerimientos deesta norma para instalación de placa de shell, exceptuando que no deberán

extenderse hasta o interceptar la unión fondo – shell.



12.3.2.3 Reparación del piso dentro de la zona critica

12.3.2.3.1 Reparaciones del anillo anular o placas de piso dentro de la zonacritica deberán cumplir con lo siguiente:

a. Lograr los requerimientos desde 12.3.2.2.1 al 12.3.2.2.3

b. Ser examinados visualmente antes de soldar, y examinados después del

paso inicial y final tanto visual como por métodos de MT y PT

12.3.2.4 Reparación de la soldadura shell-piso

12.3.2.4.1 La reparación de la soldadura que fija el shell al anillo anularo el shell a la placa de fondo deberá cumplir con los siguientesrequisitos:



a. Una porción de soldadura (de cualquier largo) puede ser retirada yreemplazada en toda su extensión siempre que la soldadura dereemplazo tenga el largo requerido por API 650 3.1.5.7.

b. La soldadura en un lado del shell puede ser retirada completamentey reemplaza en una extensión que no exceda las 12”

12.3.2.4.2 Se deberá examinar las reparaciones antes de soldarlas,

después del paso raíz y después del paso final en forma visual ytambién por métodos de MT y PT.

12.3.2.5 Bottom Repair by replacement plates outside criticalzone

Portions of news bottoms (any or all rectangular plates or largesegments of plates).



Un inspector autorizado or is restored to such condition andeither of the following conditions is met:

1. Para tanques con anillo anular, el anillo anular y el area desoporte por debajo del anillo anular.

2. Para tanques sin anillo anular, el bottom no reemplaza el

resultado en soldadura on the remaining bottom en la zonacritica y el shell y bottom support en la zona critica remainsintact.

12.3.2.6 Levantamiento menor del shell

12.3.2.6.1 El shell del tanque y los materiales de la zona critica

deberán cumplir con los requisitos del punto 12.3.2.2.3



12.3.2.6.2 El ingeniero considerara todas las variablespertinentes cuando exceptúe de la prueba hidrostática lareparación del menor shell jacking del shell y en ello incluirápero no limitara: magnitud del material requerido para el

jacking, dureza, control de calidad, inspección antes y despuésde reparar, temperatura del material, estabilidad de fundaciónfutura, y las técnicas de jacking (incluyendo controles y

mediciones).

12.3.2.6 Evaluación Adecuado para el servicio.

El dueño /operador puede utilizar la metodología de

evaluación “ adecuado para el servicio” u otro tipo del ió d d b d i i i ti



evaluación adecuado basado en principios y practicasestablecidas para excluir una reparación del testhidrostático. En esta norma no se incluye los procedimiento

ni criterio de aceptación para conducir un análisisalternativo. Esta evaluación puede ser realizada por uningeniero experimentado en diseño de tanques dealmacenaje y la metodología de evaluación utilizada.

12.4 Pruebas de Filtración

Las placas de refuerzo nuevas o modificadas de los penetrations del shell deberánser sometidas a un test de filtración de aire de acuerdo con API650.

12.5 Medición de ajuste durante el test hidrostático



12.5.1 Supervisión inicial

12.5.1.1 Cuando se anticipa el settlement, deberá chequearse los ajustes de lafoundation del tanque que será sometido a una prueba hidrostática.

12.5.1.2 Inicialmente el ajuste del tanque deberá ser examinado con el tanquevacío usando la cantidad de los puntos de medición de la elevación proyectada de

la placa de fondo N, uniformemente distribuida alrededor de la circunferencia, talcomo se indica en la formula:

Fórmula

N = D

10



Donde:

N= cantidad requerida de puntos de medición de ajuste, pequeño será

menos de 8. Todos los valores deberán ser redondeado al numero enterosuperior. El espaciado máximo entre los puntos de medición de ajustedeberá ser de 32ft.

D= diámetro del tanque, in ft.

12.5.1.3 Las mediciones de ajuste en el punto 12.5.1.2 deberán serevaluadas para aceptación según Apéndice B.

10

12.5.2 Inspección durante Prueba Hidrostática

El ajuste deberá ser medido durante el llenado y



El ajuste deberá ser medido durante el llenado ycuando el agua alcanza 100%del nivel de pruebay proceder a investigar la foundation y/o

reparación.



13.1 Placas de fabricantes

13.1 Los tanques reconstruidos de acuerdo a esta norma deberán seridentificados mediante una placa metálica resistente a la corrosión

similar a la que se muestra en Fig 13.-1. Las letras y números nodeberán tener menos de 5/32” de alto, serán grabadas en relieve o



, g

estampadas en la placa para identificar la siguiente información:

13.1.2 La nueva placa de identidad deberá ser fijada alshell del tanque al lado de la placa existente, si lohubiere. La placa madre deberá quedar fijada en el

tanque. Las placas identificatorias deberán ser fijadas



de acuerdo a especificaciones en API 650.

13.2 Registro de Datos

Cuando un tanque es evaluado, reparado, modificado o

reconstruido de acuerdo con esta norma, la siguienteinformación, deberá ser parte de los registros deldueño/operador del tanque.

13.2.1 Cálculos para :

a. Evaluación de componente para medir lai id d i l d l id i d



integridad, incluyendo las consideraciones dequebradura por fragilidad.

b. Reseteo (incluyendo nivel de líquido)c. Consideraciones para reparar o modificar.

13.2.2 Planos de reparación y construcción

13.2.3 Antecedentes de respaldo incluyendo,aunque no obligatorio, información relativa a:



Apéndices 653

Apéndice A



Apéndice B

Apéndice G

API 650



API 650Tanques de acero soldados para el

almacenamiento de aceite

1. Ámbito de aplicación

1.1 GENERAL

1 1 1 E b l i l di ñ f b i ió



1.1.1 Esta norma abarca el material, diseño, fabricación,erección, y de pruebas en posición vertical, cilíndrico,sobre tierra, cerrado y con techo abierto, de acero soldado de

almacenamiento tanques en diversos tamaños y capacidadespara las presiones internas aproximación de la presiónatmosférica (en presiones internas no sobrepasar el peso de lasplacas del techo), pero para una alta presion interna es

permitida cuando se cumplan los requisitos adicionales (Véase1.1.10).



1.1.4 En un apéndice se convierte en unrequisito sólo cuando el comprador especifica

una opción cubiertos porque el anexo. Véase la



Tabla 1-1 para el estado de cada apéndice.



Principales apéndices:

Apéndice A

Apéndice B A é di E



Apéndice E Apéndice F

Apéndice G Apéndice I Apéndice L Apéndice O Apéndice S

1.2 LIMITACIONES

Las reglas de esta norma no son aplicables más allá de los siguientes límitesde las tuberías conectadas internamente o externamente a la azotea, concha,

o fondo de los tanques construidos de acuerdo con esta norma:



a. La cara de la brida por primera vez en atornillado de las bridas, a menosque las cubiertas o persianas se proporcionan como se permite en estanorma.

b. La primera superficie de sellado para las conexiones de propiedad oaccesorios.

c. La articulación de la primera rosca en el tubo en una conexión roscada a la

pared del tanque.

1.3 CUMPLIMIENTO

El fabricante es responsable de cumplir con todas disposiciones de

esta norma. Inspección por parte del comprador inspector (elinspector término utilizado en el presente) no niega la obligación



del fabricante para proporcionar control de calidad y inspecciónnecesarias para garantizar dicho cumplimiento.

1.4 Publicaciones de Referencia

Las siguientes normas, códigos, especificaciones y publicaciones secitan en esta norma. La edición más reciente se utilizará a menos

que se especifique lo contrario.



Sección 2 - Materiales

2.1 GENERAL

2.1.1 Los materiales utilizados en la construcción de tanques seajustará los requisitos que aparecen en esta sección, consujeción a las modificaciones y limitaciones indicadas en lapresente norma



presente norma.

2.1.2 Cuando una placa de nuevo o no utilizado y material de latubería no puede ser completamente identificados por losregistros que sean satisfactorias para el comprador comomaterial ajusten a una especificación que figuran en esta norma,el material o el producto puede ser usado en la construcción de

tanques cubiertos por esta norma sólo si el material pasa a laspruebas.

2.1.3 Cuando un tanque está diseñado para los requisitosdel presente estándar de la placa con material procedentedel Grupo I, a través Grupo de aceros-IIIA, el fabricante del

tanque responsable de cualquier sustitución de materialespropuso que se utilizara Grupo-IV a través de los aceros del



Grupo VI, deberán:

a. Mantener todos los criterios de diseño original para elmenor el estrés en el grupo I a través de los aceros GrupoIIIA.

b. Obtener la aprobación previa por escrito del comprador.

2.1.4 Cuando los materiales de construcción quese utilizan están certificados a dos o másespecificaciones de material, el material

f ó l d l ál l d



especificación elegida para los cálculos dediseño también se usan de manera habitual en

la aplicación de todas las demás disposicionesde esta norma.

2.2.1 General

2.2.1.1 Except as otherwise provided for in 2.1, plates shall

conform to one of the specifications listed in 2.2.2 through 2.2.5,subject to the modifications and limitations in this standard.



j

2.2.1.2 Plate for shells, roofs, and bottoms may be ordered on an

edge-thickness basis or on a weight [kg/m2 (lb/ft2)] basis, asspecified in 2.2.1.2.1 through 2.2.1.2.3.

2.2 PLACAS

2.2.1.2.1 El espesor del borde solicitado no podrá ser inferior a elespesor de diseño computarizada o el mínimo establecidode espesor.



2.2.1.2.2 El peso ordenada será lo suficientemente grande como paraproporcionar un espesor del borde no será inferior al calculado de

diseño de espesor o el espesor mínimo permitido.

2.2.1.2.3 Si un borde de grosor o la base del peso es utilizado, unempotramiento no más de 0,25 mm (0,01 pulgadas) de la espesor dediseño computarizada o el espesor mínimo admisible es aceptable.

2.2.1.3 Todas las placas se fabricarán por elopenhearth, horno eléctrico, o el proceso de oxígenobásico.

2.2.1.4 placas Shell se limitan a un espesor máximo



2.2.1.4 placas Shell se limitan a un espesor máximode 45 mm (1,75 pulgadas).

Las placas utilizadas como insertos o bridas puedenser más gruesas de 45 mm (1,75 pulgadas). Las placasmás gruesas de 40 mm (1,5 pulgadas) se normalizó oapagar templado, asesinado, hecho para la práctica

de grano fino, y probado impacto.

2.2.2 Especificaciones ASTM

Las placas que se ajustan a las especificaciones ASTM siguientes son aceptablessiempre y cuando las placas se declaró en el limitaciones:

a. ASTM A 36M / A 36 para las placas con un espesor máximo de 40 mm (1,5 pulg.)Ninguna de las especificaciones de los anexas materias que figuran en el Cuadro 1 de



la norma ASTM A 36M / A 36 son considera aceptable para tanques construidos bajoeste estándar a menos que se indique expresamente en la presente norma que laespecificaciones son aceptables.

b. ASTM A 131M / A 131, Grado A, para las placas con un máximo grosor de 12,5 mm(0,5 pulg), grado B para las placas de un maximo espesor de 25 mm (1 pulgada),grado CS para las placas a una espesor máximo de 40 mm (1,5 pulgadas) placas[insertar y bridas a un espesor máximo de 50 mm (2 pulgadas)], y Grado EH36 para lasplacas con un espesor máximo de 45 mm (1,75 pulgadas) [insertar placas y bridas con

un grosor máximo de 50 mm (2 pulgadas)].

c. ASTM A 283M / A 283, Grado C, para las placas con un máximo espesor de25 mm (1 pulgada).

d. ASTM A 285m / A 285, Grado C, para las placas con un máximo espesor de25 mm (1 pulgada).



e. ASTM A 516M Grados 380, 415, 450, 485 / A 516, Grados 55, 60, 65 y 70,para las placas con un máximo espesor de 40 mm (1,5 pulgadas) [insertar

placas y bridas un espesor máximo de 100 mm (4 pulgadas)].

f. ASTM A 537M / A 537, Clase 1 y Clase 2, para las placas a una espesormáximo de 45 mm (1,75 pulgadas) [insertar las placas a una espesor máximode 100 mm (4 pulgadas)].

2.2.3 Especificaciones CSA

Placa suministrada al CSA G40.21-M en los grados 260W, 300W,

y 350W es aceptable dentro de las limitaciones indicadas acontinuación. (Si las pruebas de impacto se requieren, Grados260W 300W y 350W son mencionados como los grados 260WT



260W, 300W, y 350W son mencionados como los grados 260WT,300WT y 350WT, respectivamente). Imperial categoríasequivalentes unidad de CSA Especificación G40.21 también son

aceptables.

Elementos añadidos para el refinado del grano o de refuerzodeberá ser restringida de conformidad con la Tabla 2-1.

2.2.4 Las especificaciones ISO

Placa amuebladas con la norma ISO 630 en los grados E 275 y E

355 es aceptable dentro de las siguientes limitaciones:

d l d d l l á



a. Grado E 275 en Cualidades C y D para la placa a un máximo

espesor de 40 mm (1,5 pulgadas) y con un máximo de

manganeso contenido de 1,5% (calor).

b. Grado E 355 en Cualidades C y D para la placa a un máximo

espesor de 45 mm (1,75 pulgadas) [insertar placas a un máximo

espesor de 50 mm (2 pulgadas)].

2.2.5 Normas Nacionales

Placas producido y probado en conformidad con los requisitos

de un estándar reconocido a nivel nacional y dentro de loslimitaciones mecánicas y químicas de uno de los grados



enumerados en la Tabla 2-2 son aceptables cuando se aprobó

por parte del comprador.

2.2.6 Requisitos generales para la entrega

2.2.6.1 El material suministrado deberá ajustarse a las requisitos

aplicables de las especificaciones de la lista pero tiene no selimita en lo que respecta a la ubicación del lugar de fabricación.

2.2.6.2 Toda la soldadura realizada para reparar defectos en lasuperficie se llevará a cabo con electrodos de soldadura de bajohidrógeno compatibles en la química, la fuerza y la calidad con la

placa material.



2.2.6.3 En la placa que se va a hacer a las especificaciones quelimitar el contenido de manganeso máxima a menos del 1,60%,

el límite de contenido de manganeso puede aumentarse a 1,60%(calor) a elección del productor para mantener la placa el nivelde fuerza necesario, siempre y cuando el máximo de carbonocontenido se reduce a 0,20% (calor) y la soldabilidad de la placa

se da cuenta. El material deberá estar marcado "Mod"

2.2.6.4 El uso o la presencia de columbio,vanadio, nitrógeno, cobre, níquel, cromo,

molibdeno o no superar las limitaciones de latabla 2-1 para todos los materiales del grupo VI



tabla 2 1 para todos los materiales del grupo VI(Ver tabla 2-3a) e ISO 630, Grado E 355.

2.2.7 Tratamiento térmico de placas

2.2.7.1 Cuando se especifica la placa por parte del

comprador, totalmente muerto placas deberán sertratados con calor para producir el refinamiento del



tratados con calor para producir el refinamiento delgrano por ya sea la normalización o la calefacción de

manera uniforme para conformado en caliente.

2.2.7.2 El productor placa deberá informar alcomprador de placa si el procedimiento seguido en eltratamiento de las muestras en la fábrica de acero.

2.2.7.3 En la orden de compra, el comprador deberá indicar la placa alproductor placa si el productor deberá realizar el tratamiento térmicode las placas.

2.2.8 Impacto de las placas de ensayo



2.2.8.1 Cuando sea requerido por el comprador o 2.2.7.4 y2.2.9, una serie de ejemplares de impacto Charpy con entalla en V se

tomará a partir de placas después del tratamiento térmico (si lasplacas han sido tratados con calor).

Cupones de prueba se obtendrá un cupón junto a la tensión de la

prueba.

2.2.8.2 Cuando sea necesario para preparar muestrasde análisis de cupones por separado o cuando lasplacas será proporcionada por el productor de la placa

en una condición de laminado en caliente contratamiento térmico posterior por el fabricante, el



p p ,procedimiento se ajustará a la norma ASTM A-20.

2.2.8.3 El valor medio de las muestras (con no más deuna muestra de valor que es menos que el valormínimo especificado), se ajustará con el valor mínimo

especificado.

2.2.8.4 Los especímenes de prueba se Charpy conentalla en V especímenes tipo A (véase la norma ASTMA 370), con la muesca perpendicular a la superficie dela placa se está probando.



2.2.8.5 Para una placa cuyo espesor es insuficiente

para permitir la preparación de especímenes de grantamaño (10 mm × 10 mm), las pruebas se efectuaránsobre los ejemplares más grandes subsize que puedeser preparado a partir de la placa.

2.2.9 Requisitos de Resistencia

2.2.9.1 Además, las placas de más de 40 mm (1,5pulgadas) de espesor deberá ser de acero hecha amurieron finegrain práctica y sometidos a tratamiento



murieron finegrain práctica y sometidos a tratamientotérmico al normalizar, normalizar y revenido o temple y

revenido, y cada plato en forma de calor tratadas sellevará a efecto probado de acuerdo con 2.2.10.2. (Verfig 2-1).



Fig. 2-1 Minimum permissible design metal temperature for materialsused in tank shells without impact testing



2.3 HOJAS

Hojas para techos fijos y flotantes deberán cumplir la norma ASTM A 1011M /A 1011 3They, Grado se efectuará por el openhearth o proceso de oxígeno

básico. de acero de cobre de apoyo deberá ser utilizado si se especifica en laorden de compra.



2.4 Perfiles Estructurales

2.4.1 El acero estructural deberá ajustarse a uno de los siguientes:a. ASTM A 36M / A 36.b. ASTM A 131M / A 131.c. ASTM A 992M / A 992.d. Aceros estructurales que figuran en el AISC Specification for Structural

Steel Buildings, Allowable Stress Design.e. CSA G40.21

2.4.2 Todos los perfiles estructurales de aceropara se hará por el de hogar abierto, horno

eléctrico, o el proceso de oxígeno básico. deacero cobre-cojinete es aceptable cuando sea



aprobado por el comprador.

2.4.3 Acero estructural con formas soldabilidadpobres sólo se utilizarán para los diseños deconexión atornillada.

2.5 Tubería y forjados

2.5.1 A menos que se especifique lo contrario en la presente

norma, tuberías y empalmes de tubos y piezas forjadas seajustará a las especificaciones que figuran en 2.5.1.1 y 2.5.1.2 ocon normas nacionales equivalentes a las especificaciones



q pindicadas.

2.5.1.1 Las especificaciones siguientes son aceptables para latubería y empalmes de tubos:

a. API Spec 5L, los grados A, B, y X42.

b. ASTM A 53, los grados A y B.c. ASTM A 106, los grados A y B.

d. ASTM A 234m / A 234, Grado PTB.e. ASTM A 333M / A 333 de los grados 1 y 6.f. ASTM A 334M / A 334 de los grados 1 y 6.g. ASTM A 420m / A 420, Grado WPL6.h. ASTM A 524, Grados I y II.i. ASTM A 671 (véase 2.5.3).



2.5.1.2 Las especificaciones siguientes son aceptables para laspiezas de forja:

a. ASTM A 105M / A 105.b. ASTM A 181M / A 181.

c. ASTM A 350M / A 350, Grados y LF1 LF2.

2.5.2 A menos que la norma ASTM A 671 se utiliza tubería (tubería eléctricafusionwelded) (véase 2.5.3), material para boquillas de concha y conchacuellos boca de inspección será de tubos sin costura, sin soldadura de forja, omaterial de la placa como se especifica en 2.2.9.1. Cuando los materiales son

shell Grupo IV, IVA, V o VI, tubos sin costura se ajustará a la norma ASTM A106, Grado B; ASTM A 524; 333M ASTM A / A 333, Grado 6, o ASTM A 334M /A 334, Grado 6 .



2.5.3 Cuando la norma ASTM A 671 tubería se utiliza para las boquillas

concha y concha cuellos boca de inspección, deberá cumplir con lo siguiente:

a. La selección del material se limitará a los grados 55 CA, CC 60, CC 65, CC 70,CD 70, CD 80, CE 55 y CE 60.

b. La tubería será una prueba de presión de conformidad con el 8,3 de lanorma ASTM A 671.

2.5.4 tubería soldables de calidad que se ajustaa las propiedades físicas especificadas encualquiera de las normas enumeradas en los

puntos 2.5.1 puede ser usado para lospropósitos estructurales con la tensiones



admisibles se indica en 3.10.3.

2.5.5 Excepto como se especifica en 2.5.3, losrequisitos de resistencia de la tubería y piezasforjadas para ser utilizado en toberas de cáscara

y pozos de visita se establecerá como sedescribe en 2.5.5.1 a través 2.5.5.4.

2.5.5.1 materiales de tuberías de hecho según la norma ASTM A 333M / A

333, A / A 334M 334, A / A 350 35M, y 420 A, Grado WPL6 puede ser

utilizado a temperaturas de metal de diseño no inferior a la temperatura

de los ensayos exigidos por la ASTM especificación del grado de los

materiales aplicables sin pruebas adicionales de impacto (véase 2.5.5.4).



2.5.5.2 Otros tubería y materiales de forja se clasificarán en los grupos de

material que se muestra en la Figura 2-1 de la siguiente manera:

a. Grupo II-API Spec 5L, los grados A, B, y X42, ASTM A 106, los grados A y

B; ASTM A 53, los grados A y B; ASTM A / A 181M 181, ASTM A 105M / A

105 y A 234m / A234, Grado PTB.

b. Grupo de VIA ASTM A-524, Grados I y II.




2.5.5.3 El espesor de gobierno para ser utilizados en la Figura 2-1, Figura 2-3, será el siguiente:

a. Para las juntas soldadas a tope, el espesor nominal de la másgruesa unión soldada.



g

b. Para esquina vuelta o soldaduras, la más delgada de las dospartes unidas.

c. Para las piezas atornilladas nonwelded como bridas deobturación y la boca de inspección cubiertas, 1 / 4 de su espesornominal.

2.5.5.4 Cuando las pruebas de impacto sonrequeridos por 2.5.5.1 o 2.5.5.3, que se llevará a

cabo de conformidad con los requisitos,incluyendo las necesidades energéticas



y gmínimas, de ASTM A 333M / A 333, Grado 6, por

tubería o ASTM A 350M / A 350, Grado LF1,para piezas forjadas a una temperatura que nosupere la prueba la temperatura del metal dediseño.

2.6 BRIDAS

2.6.1 B16.5 ASME para bridas de acero al carbono forjado.

material de la placa de la boquilla utilizada para bridasdeberán tener propiedades físicas mejor que o igual a los



requeridos por ASME B16.5.

2.6.2 Para los tamaños de tuberías nominales de más de 24

fuentes de energía nuclear, las bridas que se ajusten a

ASME B16.47, Serie B, se puede utilizar.

2.7 Empernado

Empernado se ajustará a la norma ASTM A 193M 307 o A / A 193. A 325 /A 325 se puede utilizar con finalidad estructural solamente.

2.8 ELECTRODOS SOLDADURA



2.8.1 Para la soldadura de materiales con una resistencia mínima a latracción inferior a 550 MPa (80 ksi), los electrodos de soldadura por arco

manual deberá ser conforme a la E60 y E70

2.8.2 Para la soldadura de materiales con una resistencia a la tracciónmínima de 550 a través de 585MPa (80 a 85 ksi), los electrodos desoldadura por arco manual se ajustarán a la serie de clasificación en

E8XXCX A5.5 AWS.

S ió 3 Di ñ



Sección 3 - Diseño

3.1 Juntas

3.1.1 Definiciones: Las definiciones en 3.1.1.1 hasta 3.1.1.8 se aplica

para tanques de diseño de juntas.

3 1 1 1 Junta doble soldada: Una articulación entre dos partes



3.1.1.1 Junta doble soldada: Una articulación entre dos partes

colindantes se extiende aproximadamente en el mismo plano que está

soldado a ambos lados.

3.1.1.2 un solo soldado junta a tope con el respaldo de: Una

articulación entre dos partes colindantes se extiende

aproximadamente en el mismo avión en que se suelda por un solo

lado con el uso de una barra de strip u otro material de soporte

adecuado.

3.1.1.3 doble soldada la solapa: la unión de dos miembros en el que sesuperponen los bordes superpuestos de ambos miembros estánsoldadas con soldaduras de filete.

3.1.1.4 un solo soldado solapa: la unión de dos miembros de lasuperposición en la que está soldado al borde superpuesto de un



superposición en la que está soldado al borde superpuesto de unmiembro con una soldadura de filete.

3.1.1.5 soldadura a tope: Una soldadura coloca en una ranura entredos miembros colindantes. Surcos pueden ser cuadradas, en forma deV (simple o doble), o en forma de U (simple o doble), o pueden serbiseladas simple o doble

3.1.1.6 cordón de soldadura: Una soldadura de seccióntransversal aproximadamente triangular que une dossuperficies en unos ángulos rectos, como en una vuelta

conjunta, conjunta tee, o conjuntos de esquina.

ld d d f l l ld d d



3.1.1.7 soldadura de filete completo: una soldadura defilete, cuyo tamaño es igual al grosor del miembro más

delgado unido.

3.1.1.8 soldadura táctica: Una soldadura hecha para

tener las partes de una soldadura en la alineaciónapropiada hasta que las soldaduras finales.

3.1.2 Tamaño de soldadura

3.1.2.1 El tamaño de una soldadura de ranura se basará en la penetraciónen el conjunto (es decir, la profundidad de biselado más la penetración de

las raíces cuando se especifica).

3.1.3 Restricciones de juntas



3.1.3 Restricciones de juntas

El tamaño mínimo de soldaduras de filete será el siguiente: En las placasde 5 mm (3 / 16 pulgada) de espesor, la soldadura será una soldadura defilete completo, y en las placas de más de 5 mm (3 / 16 pulgada) deespesor, el espesor de soldadura no deberá ser inferior a un tercio delgrosor de la placa más delgada en la articulación y será por lo menos 5

mm (3 / 16 pulg.)

Lap-juntas soldadas, como táctica de soldadura, se ha rodado por lomenos cinco veces el espesor nominal de la placa más delgada se unió,

sin embargo, con juntas soldadas vuelta doble, la vuelta no habrá de

exceder de 50 mm (2 pulgadas), y con una sola vuelta de unionessoldadas, la vuelta no habrá de exceder de 25 mm (1 pulgada).



3.1.4 Símbolo de soldadura

Los simbolos de Soldadura en los dibujos deben ser símbolos de laAmerican Welding Society.

3.1.5 Juntas típicas

3.1.5.1 General

Juntas tí picas del tanque se muestran en las figuras 3-1, 3-2, 3-3A, 3-3B, 3-3C.



3.1.5.2 Las juntas verticales Shell Ver Fig 3-1

3.1.5.3 Las juntas horizontales Shell Ver Fig 3-2

3.1.5.4 Lap-juntas soldadas de fondo Ver Fig 3.-3B

3.1.5.5 Las juntas soldadas a tope y de fondo Ver Fig. 3-3A

3.1.5.6 Juntas de fondo anular-Plate

Abajo juntas anulares radiales-placa serásoldada a tope de conformidad con 3 1 5 5 y



soldada a tope, de conformidad con 3.1.5.5, ytendrá completa penetración y fusión completa.

3.1.5.7 Shell a fondo las soldaduras de filete

a. Para las placas de fondo y anular con un espesor nominalde 12,5 mm (1 / 2 pulgadas), y menos, la unión entre el bordeinferior de la placa de curso más bajo cubierta y la placainferior se una soldadura de filete continua establecido en



cada lado de la depósito de placas.

3.1.5.8 Wind girder joints

a. Tope de penetración completa, soldaduras deben serusados para empalmar secciones anillo.



b. Soldaduras continua se utiliza para todas las juntashorizontales arriba, y con miras todas las juntasverticales. Articulaciones horizontales parte inferior-se

junta soldada si se ha especificado por el comprador.

3.1.5.9 Roof and top-angle joints

a. placas del techo estará, como mínimo, soldadas en la parte superior conuna soldadura de filete continua completo en todas ellas. Butt-

soldaduras también son permitidos.b. placas del techo se adjuntará al ángulo superior de un tanque con un

filete continuo de soldadura en la parte superior de la máquina, tal



como se especifica en 3.10.2.5

c. A elección del fabricante, para cubiertas autoportante del cono, domo, o

tipo sombrilla, los bordes de las placas del techo puede ser bridada paradescansar horizontalmente plana contra el ángulo superior para mejorarlas condiciones de soldadura.

d. Para las cisternas con un diámetro inferior o igual a 9 m (30 pies) y untecho cónico soportado (véase 3.10.4), el borde superior de la cáscara

puede ser bridada en lugar de instalar un ángulo superior.

3.2 Consideraciones de diseño:

3.2.1. Cargas

Las cargas son definidas como sigue:

a. Carga muerta (DL): El peso del tanque o componente de tanque incluyendo alguna corrosionallowance a menos que se indique lo contrario.

b. Liquido Store (F): la carga debido a filling del tanque para el diseño del nivel de liquido.



c. Prueba Hidrostática (Ht): Debido a la carga to filling el tanque con agua para el diseños del nivel deliquido.

d. Minimum roof live load (Lr): 1.0 kPa (20lbf/ft2)en el area del proyecto horizontal del techo.

e. Snow (S): The ground snow load shall be determined from ASCE 7.

f. Wind (W): El diseño del wind spedd (V) shall be 190 km/hr (120 mph),el tercer segundo gust designwind speed determined from ASCE 7.

g. Presion de diseño interno(Pi): no debe exceder 18 kPa (2.5 lbf/pulg2).

h. Prueba de presion (Pt): Como es requeridopor F 4.4 o F7.6

i. Presion de diseño externo (Pe): No debera exceder menos de 0.25 kPa(1 pilg. De agua) yno debera

exceder 6.9 kPa (1.01 lbf/pulg2). j. Seismic (E): cargas seismic determinado de acuerdo con el Apendice E.

3.2.2 Factores de Diseño

El comprador deberá indicar la temperatura del metal de diseño(basado en la temperatura ambiente), la gravedad de diseñoespecífico, la tolerancia para la corrosión (en su caso), y eldiseño velocidad del viento.



3.2.3 Cargas externas

El comprador deberá indicar la magnitud y dirección de lascargas externas o de retención, en su caso, para los que lasconexiones de la concha o cáscara debe ser diseñado. El diseño

de tales cargas deberán ser motivo de acuerdo entre elcomprador y el fabricante.

3.2.4 Medidas de protección

El comprador debe prestar especial atención a las fundaciones,la indemnización por la corrosión, la prueba de dureza, ycualquier otra medida de protección se considere necesario.

3 2 5 P ió E t



3.2.5 Presión Externa

Esta norma no contiene disposiciones para el diseño de lostanques sujetos a vacío interno parcial, sin embargo, los tanquesque cumplen con los requisitos mínimos de esta norma podráser sometido a un vacío parcial de 0,25 kPa (1 mm de agua) de

agua la presión.

3.2.6 Capacidad del tanque

3.2.6.1 El comprador deberá especificar la capacidadmáximay el nivel de protección de sobrecarga (o

volumen) requisito (véase Práctica recomendada API2350).



3.2.6.2 La capacidad máxima es el volumen de

producto en un tanque cuando el tanque se llena a sudiseño de nivel de líquido tal como se define en 3.6.3.2.

3.2.6.3 La capacidad de la red de trabajo es el volumende disponibles producto en condiciones normales defuncionamiento.

3.3 CONSIDERACIONES ESPECIALES

3.3.1 Foundation

La selección del sitio del tanque y el diseño y la construcción de la foundationserá estudiado con detenimiento, para garantizar un apoyo adecuado deltanque.



3.3.2 Los derechos de emisión a la corrosión

Cuando sea necesario, el comprador, después de haber evaluado al efectototal del líquido almacenado, el vapor de encima del líquido, y el medioambiente atmosférico, deberá especificar la corrosión asignación que sefacilitará para cada curso cáscara, para la parte inferior, para el techo, paralas boquillas y pozos de registro, y las transformaciones estructurales

3.3.3 Condiciones de servicio

Cuando las condiciones de servicio puede incluir la presencia de sulfuro de hidrógeno uotras condiciones que podrían promover Agrietamiento inducido por hidrógeno, sobretodo en la parte inferior de la concha en las conexiones de shell a abajo, se debe tenercuidado para garantizar que los materiales de la cisterna y detalles de construcción son

adecuados para resistir el agrietamiento inducido por hidrógeno.

3.3.4 La dureza de soldadura



Cuando se especifica por parte del comprador, la dureza del metal de soldadura para losmateriales de shell en el grupo IV, IVA, V o VI, será evaluada por uno o ambos de lossiguientes métodos:

a. Las pruebas de calificación del procedimiento de soldadura para todos los de soldadurase incluyen ensayos de dureza del metal de soldadura y la zona heataffected de la placa deprueba.

b. Todas las soldaduras depositados por un proceso automático se dureza probado en lasuperficie del producto a lado.

3.4 Placas Inferiores

3.4.1 Todas las placas de la parte inferior deberá tener un espesormínimo nominal de 6 mm (1 / 4 pulgadas) 49,8 kg / m 2 (10,2 lbf/ft2)

(véase 2.2.1.2)], una tolerancia para la corrosión especificado por elcomprador para las placas de fondo.



3.4.2 placas inferiores de tamaño suficiente se ordenará de maneraque, cuando se recorta, por lo menos un 25 mm (1 pulgada) de anchode proyecto más allá del borde exterior de la soldadura fijar la parteinferior de la placa de la concha.

3.4.3 placas de abajo debe ser soldada de conformidad con 3.1.5.4 o

3.1.5.5.

3.5 INFERIOR ANULAR LAS PLACAS

3.5.1 Cuando el curso forro exterior del fondo fue

creada con los tensión admisible para los materiales enel grupo IV, IVA, V o VI, buttwelded anular las chapas

d l f d ili á ( é 3 1 5 6)



del fondo se utilizará (véase 3.1.5.6).

3.5.2 Un mayor ancho radial de la placa del anillo se

requiere cuando se calcula como sigue:

En unidades SI:



Donde :

tb = Espesor de placa anular (ver 3.5.3) en mm.

H = Diseño del nivel máximo del liquido (ver 3.6.3.2 en m.

G = Diseño especifico gravity of the liquid to be stored.



3.5.3 El espesor de las placas base anular no debe ser inferior alos espesores que figuran en la tabla 3-1 se especifica ningúnplus tolerancia para la corrosión.

3.5.4 El anillo de placas anulares tendrá una circular fuera decircunferencia, sino que tenga una forma poligonal regular en elinterior del cuerpo de la cisterna, con el número de lados iguales



interior del cuerpo de la cisterna, con el número de lados igualesa la número de placas anulares.

3.5.5 En lugar de placas anulares, todo el fondo puede sersoldadas a tope y siempre que los requisitos para la placa delanillo de espesor, soldadura, materiales, y la inspección sereunió por anular la distancia especificada en 3.5.2.

3.6 Diseño del shell

3.6.1 General

3.6.1.1 El espesor del depósito requerida será el mayor de el espesordel depósito de diseño, incluyendo una tolerancia por corrosión, o laprueba hidrostática grosor de la concha, pero el grosor de la concha



no deberá ser inferior a lo siguiente:

3.6.1.2 A menos que se acuerde otra cosa por el comprador, el placas de depósitodeberán tener una anchura mínima nominal de 1800 mm (72 pulgadas). Lasplacas que se van a soldar a tope deberá estar debidamente cuadrado.

3.6.1.3 El fabricante proporcionará al comprador un dibujo que muestra lasiguiente información para cada curso:

a El espesor del depósito que es tanto la condición de diseño (incluida la



a. El espesor del depósito que es tanto la condición de diseño (incluida laprestación por corrosión) y la condición de prueba hidrostática.

b. El espesor nominal utilizada.c. Las especificaciones del material.d. Las tensiones admisibles.

3.6.1.4 cargas radiales aislados del casco del tanque, tales como las causadas porcargas pesadas en las plataformas y pasarelas elevadas entre los tanques, serán

distribuidas por laminado en perfiles estructurales, las costillas de placas, omiembros edificadas.

3.6.2 Tensión admisible

3.6.2.1 La tensión máxima admisible de diseño del

producto, SD, será según se indica en la Tabla 3-2.

3 6 2 2 La máxima admisible la prueba de tensión



3.6.2.2 La máxima admisible la prueba de tensiónhidrostática, St, será según se indica en la Tabla 3-

2.

3.6.2.3 Diseño estructural subraya deberáajustarse a las tensiones admisibles de trabajoque figuran en 3.10.3.

3.6.3 Cálculo de espesor por el método de 1-pie

3.6.3.1 El método 1-pie calcula el espesor requerido en lospuntos de diseño de 0,3 m (1 pie) por encima de la parte inferiorde cada curso de shell.

3 6 3 2 El espesor mínimo requerido de las placas de los



3.6.3.2 El espesor mínimo requerido de las placas de losdepósitos deberá ser el mayor de los valores calculados por las

fórmulas siguientes:

Donde:

td = diseño de un depósito de espesor, en mm,tt = prueba hidrostática espesor del depósito, en mm,

D = diámetro del tanque nominal, en m (véase 3.6.1.1, nota 1),H = diseño de nivel de líquido, en mG = gravedad diseño específico del líquido a ser almacenado, según



lo especificado por el comprador,CA = tolerancia para la corrosión, en mm, según lo especificado porel comprador (véase 3.3.2),Sd = tensión admisible para la condición de diseño, en MPa (ver3.6.2.1),St = tensión admisible para la condición de prueba hidrostática en

MPa (ver 3.6.2.2).

Donde:

td = grosor de la concha de diseño (pulgadas),tt = prueba hidrostática grosor de la concha (pulgadas),



p g (p g ),D = diámetro del tanque nominal, en pies (véase 3.6.1.1, nota 1),H = nivel de líquido de diseño, (b),G = gravedad diseño específico del líquido a ser almacenado, según loespecificado por el comprador,CA = tolerancia para la corrosión, (pulgadas), según lo especificado por elcomprador (véase 3.3.2),Sd = tensión admisible para la condición de diseño, (lbf/in.2) (véase

3.6.2.1),St = tensión admisible para la condición de prueba hidrostática, (lbf/in.2)



3.6.4.2 El espesor de curso inferior-t1d y t1t para el diseño ycondiciones hidrostáticas prueba se calcula usando las siguientes

fórmulas:



3.6.4.3 El espesor mínimo tx para los cursos de la cubierta superior, secalculará en tanto la condición de diseño (tdx) y la condición de pruebahidrostática (ttx):



3.6.5 Cálculo de espesor por análisis elástico

Para las cisternas donde L / H es mayor que1000 / 6 (2 en unidades de EE.UU. Customaryunits), la selección de un espesor del depósito se



basará en un análisis elástico que muestra la

concha circunferencial calcula las tensiones aestar por debajo del tensiones admisiblesfiguran en la Tabla 3 - 2.



3.7 Aperturas del shell

3.7.1 General

3.7.1.1 Los siguientes requisitos para las aberturas de depósito tienen por objeto

restringir el uso de accesorios a los que prestan para la conexión al depósito mediantesoldadura.

3.7.1.2 Cuando un tamaño intermedio a los tamaños que figuran en las tablas 3-3 , 3-



4, 3-5, 3-6, 3-7, 3-8, 3-9, 3-10, 3-11, 3-12, 3-13 y 3-14 se especifica por parte delcomprador, los detalles de construcción y refuerzos se ajustará a la próxima apertura

más grande que figuran en las tablas.

3.7.1.3 Con la aprobación del comprador, la forma y dimensiones del depósito placasde refuerzo, que se ilustra en las figuras 3-4A, 3-4B y 3-5 y dimensiones de las tablasrelacionadas, puede ser modificado, siempre y cuando el espesor, Longitud, anchura ydimensiones de las formas propuestas satisfagan la zona, soldadura y requisitos deespacio descrito en 3.7.2.

3.7.2 Consolidación y soldadura

3.7.2.1 Las aberturas de los depósitos de las cisternas más grandes delo necesario para dar cabida a un NPS 2 bridada o roscada de laboquilla se reforzará.

3.7.2.2 La fuerza total de la soldadura conectar un accesorio para laplaca de concha, una placa de refuerzo de intervención, o ambos, al



menos, igual a la proporción de las fuerzas que pasa por el refuerzo de

todo el que se calcula que pasan a través de la instalación.

3.7.2.3 La fuerza total de las soldaduras de hacer ningún tipo deintervención placa de refuerzo a la placa de la concha, al menos, iguala la proporción de las fuerzas que pasa por el refuerzo de todo el que

se calcula que pasar por la placa de refuerzo.

3.7.3 Periodicidad de las soldaduras alrededor de lasconexiones

Véase Figura 3-22 para los requisitos de separación.

3.7.3.2 Cuando para aliviar el estrés de la soldadura periferia seha realizado antes de la soldadura del depósito articulación



padyacente, o cuando una soldadura sin esfuerzo-relevado está

en una placa de la concha inferior o igual a 12,5 mm (1 / 2pulgada) de espesor, el espacio puede ser reducido a 15 mm (6pulgadas) de las juntas verticales o al mayor de 75 mm (3pulgadas) o 21 / 2 veces el espesor del depósito de las juntashorizontales.

3.7.3.4 Por acuerdo entre el comprador y el fabricante, aberturascirculares cáscara y placas de refuerzo (si se utiliza) puede estar ubicadoen la culata de un horizontal o vertical soldada depósito, siempre que las

dimensiones mínimas se cumplan y espaciamiento de un examenradiográfico de los depósitos soldados conjunta se lleva a cabo (véase laFigura 3-6, los detalles a, c, y e).



3.7.4 eliminar las tensiones térmicas

3.7.4.1 Todos los accesorios de limpieza al ras de tipo concha y lasconexiones a ras de tipo A se alivia el estrés térmico después de laasamblea antes de la instalación en la pared de la cisterna o después de lainstalación en el casco del tanque si el tanque entero es el estrés, alivia.

3.7.4.2 Cuando el material de la cáscara es el Grupo I, II, III o IIIA,

todas las conexiones de la apertura de fuentes de energía

nuclear 12 o más de diámetro nominal en una placa de concha oplaca de inserción engrosado más de 25 mm (1in.) de espesor se

prefabricados en el placa de la concha o placa de inserción

d l j t f b i d té i t t é



engrosada, y el conjunto prefabricado se térmicamente estrés

mejoran al cabo de un rango de temperatura de 600 ° C a 650 ° C(1100 ° F a 1200 ° F) durante 1 hora por cada 25 mm (1 pulgada)

de de espesor antes de la instalación.

3.7.4.3 Cuando no es práctico hacer hincapié en aliviar a unatemperatura mínima de 600 ° C (1100 ° F), se permitirá, previo

acuerdo del comprador, para llevar a cabo la operación de alivio

de tensión a temperaturas más bajas durante períodos más

largos de tiempo en acuerdo con el siguiente cuadro:



3.7.6 Boquillas Shell y Bridas

3.7.6.1 boquillas Shell y bridas se ajustarán a las Figuras 3-7 y 3-8.

3.7.6.2 Los detalles y dimensiones especificadas en esta norma son lasboquillas instaladas con sus ejes perpendiculares a la placa del shell. Seincrementará en el importe que la cuerda horizontal de la abertura enla placa del shell



la placa del shell.

3.7.6.3 El espesor mínimo del cuello de la boquilla que se utilicedeberá ser igual al espesor requerido, señalados por las tn plazo en latabla 3-6, la columna 3.

3.7.7-Type Color Accesorios para limpieza

3.7.7.1 accesorios de limpieza a ras de tipodeberá ajustarse a los requisitos y los detalles ydimensiones que se muestran en las figuras 3-9



dimensiones que se muestran en las figuras 3 9

y 3-10 .

3.7.7.2 El área transversal del refuerzo sobre la

parte superior de la apertura se calculará de lasiguiente manera:



3.7.7.3 El espesor mínimo de la parte inferior derefuerzo placa será determinado por la siguienteecuación:



3.7.7.7 Las dimensiones de la placa de la cubierta, las gasas y la brida,las gasas y el refuerzo de placa inferior se ajustará.

3.7.7.8 Las dimensiones y detalles de las asambleas apertura delimpieza-se refiere la presente sección se basan en la cargahidrostática interior sin carga externa de la tubería.



3.7.8 Flush - Tipo de conexiones del Shell

3.7.8.1 Los tanques pueden tener conexiones a ras de tipo en el bordeinferior de la concha. Cada conexión puede hacerse a ras con el fondoplano en las siguientes condiciones (ver Figura 3.11).

3.7.8.2 Los detalles de la conexión se ajustarán a los que se muestran

en la Figura 3-11.

3.7.8.3 Todos los materiales en el montaje al ras de shell de conexión

de tipo deberá ajustarse a los requisitos de la Sección 2.

3.7.8.4 Disposiciones adecuadas se efectuará para la libre circulación

d l b í l



de conectar las tuberías para minimizar los empujes y momentos

aplicados a la conexión de shell. Fig. 3-12

3.7.8.5 La fundación en el ámbito de una conexión flash-tipo deberáestar dispuesto a apoyar la parte inferior de la placa de refuerzo de la

conexión.

3.8 SHELL ATTACHMENTS AND TANKAPPURTENANCES

3.8.1 Shell Attachments

3.8.1.1 Shell attachments debe ser, inspeccionado, y sed f d d l ó



retiran de conformidad con la Sección 5.

3.8.1.2 Cuando se conecta a los cursos de depósito dematerial en el grupo IV, IVA, V o VI, el movimiento de laconsola (en particular el movimiento del curso inferior)

bajo una carga hidrostática.

3.8.2 Conexiones de fondo

Conexiones con el fondo del tanque se acepte, previo acuerdoentre el comprador y el fabricante con respecto a los detalles que dan

fuerza, opresión, y la utilidad igual a la detalles de conexiones de losdepósitos especificadas en esta norma.

3.8.3 Placas



3.8.3 Placas

3.8.3.1 aberturas sin reforzar inferior o igual a 2 NPS tamaño de latubería son permisibles en las placas de la cubierta plana, sinaumentar el espesor de la placa de cubierta si los bordes de lasaberturas están no más cerca del centro de la placa de la cubierta deuna cuarta parte de la altura o el diámetro de la abertura.

3.8.3.2 aberturas reforzadas en las placas decubierta de la concha pozos de visita se limitaráa la mitad el diámetro de la boca del registro,

pero no excederá de 12 NPS tamaño de latubería.



3.8.3.3 Cuando las placas de la cubierta (obridas ciegas) son necesarios para inyectores deshell.

3.8.4 Roof Manholes

Roof manholes shall conform to Figure 3-13.

3.8.5 Roof Nozzles



3.8.5.1 Flanged roof nozzles shall conform toFigura 3-16.

3.8.5.2 Boquillas roscadas techo se ajustará a la

figura 3-17.

3.8.6 Las aberturas rectangulares de techo

3.8.6.1 aberturas en el techo rectangular de techos

sostenidos se ajustará a la figura 3-14 o 3-15 y / o de lasección este.



3.8.6.3 aberturas rectangulares, otros que se muestraen las figuras 3-14 y 3-15, y las aberturas dedimensiones superiores a los procedimientos serándiseñados por un ingeniero con experiencia en el

diseño del tanque de conformidad con esta norma.

3.8.7 Water Draw off Sumps

Water drawoff sumps shall be as specified in Figure 3-18 and Table 3-16,unless otherwise specified by the purchaser.

3.8.8 Scaffold-Cable Support

The scaffold-cable support shall conform to Figure 3-19.



3.8.9 Threaded Connections

Threaded piping connections shall be female and tapered. The threads shallconform to the requirements of ASME B1.20.1 for tapered pipe threads.

3.8.10 Platforms, Walkways, and Stairways

Platforms, walkways, and stairways shall be in accordance with Tables 3-17,3-18, and 3-19.

3.9 TOP AND INTERMEDIATE WIND GIRDERS

3.9.1 General

Un tanque de techo abierto estará provisto de anillos de refuerzo paramantener la redondez cuando el tanque está sometido a cargas de viento.

3 9 2 Tipos de la rigidez Anillos



3.9.2 Tipos de la rigidez Anillos

Endurecimiento anillos pueden ser de perfiles estructurales, conformados enplaca, secciones construidas por soldadura, o combinaciones de estos tiposde secciones ensambladas por soldadura. La periferia exterior de los anillosde refuerzo puede ser circular o poligonal (véase Figura 3-20).

3.9.3 Restrictions on Stiffening Rings

3.9.3.1 The minimum size of angle for use aloneor as a component in a built-up stiffening ringshall be 64 × 64 × 6.4 mm (21/2 × 21/2 × 1/4

)



in.).

3.9.3.3 Los anillos que pueden atrapar líquidodeberán estar provistos de agujeros de drenajeadecuados.

3.9.4 Stiffening Rings As Walkways

A stiffening ring or any portion of it that is specified as

a walkway shall have a width not less than 600 mm (24in.) clear of the projecting curb angle on the top of thetank shell.



3.9.5 Supports For Stiffening Rings

Supports shall be provided for all stiffening rings whenthe dimension of the horizontal leg or web exceeds 16

times the leg or web thickness.



3.9.7 Intermediate Wind Girders

3.9.7.1 The maximum height of the unstiffened shell shall be calculated as

follows:



3.9.7.2 Después de la altura máxima del depósito no atiesado,H1, se ha determinado, la altura de la concha transformado secalculará de la siguiente manera:



3.9.7.3 Si la altura del depósito es mayor que transforma

la altura máxima H1, una viga de viento intermedio requerido.

3.9.7.3.1 Para la estabilidad misma medida por encima y pordebajo de la sustancia intermedia viga de viento, la viga se

encuentra en la mitad de la altura de la cáscara transformado.



3.9.7.3.2 Otras ubicaciones de la viga se pueden utilizar,siempre la altura de la concha no atiesado transformó en el

depósito no exceda del H1

3.9.7.6 El módulo requiere una sección mínima de vigade viento intermedios se determinará por el siguienteecuación:



3.9.7.6.2 El módulo resistente del viento intermedios viga se basa enlas propiedades de los miembros conectado y puede incluir unaporción de la cisterna a una distancia por encima y por debajo de lainserción en el depósito, en mm (pulgadas).



3.9.7.7 La apertura de una escalera en unrigidizador intermedio no es necesaria si elrigidizador intermedio se extiende no más de

150 mm (6 pulgadas) desde el exterior deldepósito y la anchura de la escalera nominal esde al menos 600 mm (24 pulgadas)



de al menos 600 mm (24 pulgadas).

3.10 TECHOS

3.10.1 Definiciones

Las definiciones siguientes se aplican a diseños de techos, pero se nopuede ser considerada como una limitación del tipo de techopermitido por la 3.10.2.7:

h d h f d d l fi i



a. Un techo apoyado cono es un techo formado a cerca de la superficie

de un cono recto que se apoya principalmente, ya sea por vigas devigas y columnas o vigas en las armaduras con o sin columnas.

b. Un techo cono autoportante es un techo formado a cerca de lasuperficie de un cono recto que sólo se admite en su periferia.

3.10.2 General

3.10.2.1 Todos los techos y estructuras de soporte se

diseñado para soportar la carga muerta más una cargaviva uniforme de no menos de 1,2 kPa (25 lbf/ft2) delárea proyectada.



3.10.2.2 placas del techo tendrán un espesor mínimonominal de 5 mm (3 / 16 pulg) 7-bajo calibre. Másgruesas placas de techo puede ser necesarios paratechos autoportantes

3.10.2.3 placas del techo de los techos de conosubvencionadas no podrá ser adjunta a los miembrosde apoyo.

3.10.2.5 placas del techo se adjuntará al ángulosuperior de el tanque con un filete continuo desoldadura en la parte superior solamente.



p p

3.10.2.7 Para todos los tipos de techos, las placaspueden ser rígidas por secciones soldadas a las placas,pero no puede ser endurecida por secciones soldadas a

las vigas de apoyo o vigas.

3.10.3 Allowable Stresses

3.10.3.1 General

Todas las partes de la estructura del techo será proporcional paraque la suma de la puntuación máxima estáticas y dinámicas no podrá excederde las limitaciones especificadas en el Pliego de AISC de los Edificios de AceroEstructural



3.10.3.2 espesores mínimos

El espesor mínimo de cualquier elemento de la estructura, incluyendo unatolerancia por corrosión en el lado expuesto o en los lados, no deberá serinferior a 6 mm (0,250 pulgadas)

3.10.3.3 Maximum Slenderness Ratios

Para las columnas, el valor de L / rc no excederá de 180. Paraotros miembros de la compresión, el valor de L / r no excederá

de 200.Para todos los demás miembros, a excepción de lasbarras de lazo, cuyo diseño se basa en la fuerza de tracción, elvalor de L / r no superará los 300.



Donde

L = longitud sin soporte lateral, mm (pulgadas),rc = radio de giro mínimo de la columna, mm (pulgadas),r = radio de giro de gobierno, mm (pulgadas).

3.10.3.4 Columnas

La siguiente fórmula for allowable compression may be used in lieu of the formulas inthe AISC Specification when l / r exceeds 120 and the yield stress of column (Fy) is lessthan or equal to 250 MPa (36,000 lbf/in.2). When l / r is less than or equal to Cc:



3.10.4 Apoyo techos Cono

3.10.4.1 La inclinación de la cubierta será de 19 mm a 300 mm (3 / 4pulgadas de 12 pulgadas) o más si se ha especificado por el

comprador.

3.10.4.2 principal apoyar a los miembros, incluidos los que apoyan lasvigas del techo, puede ser enrollada o fabricados secciones oarmaduras



armaduras.

3.10.4.4 cabrios se espaciados de modo que en el anillo exterior, suscentros no son más que 0.6π m *2π pies (6,28 m)+ aparte medida a lo

largo de la circunferencia del tanque. El espaciamiento en los anillosinteriores no deberá ser mayor de 1,7 m (5 1 / 2 pies).

3.10.5 Self-Supporting Cone Roofs

3.10.5.1 Self-supporting cone roofs shall conform to the followingrequirements:



3.10.5.2 El área que participan en la unión del techo a losdepósitos deberá ser determinado y será igual o superior a:



3.10.6 Self-Supporting Dome and Umbrella Roofs

3.10.6.1 Self-supporting dome and umbrella roofs shall conform to thefollowing requirements:



3.10.7 Top-Angle Attachment for Self-Supporting Roofs

3.10.7.1 Información y ciertas restricciones sobre los tipos de juntas de alto ángulo se proporcionan en el punto C de 3.1.5.9.

Los detalles de soldadura se proporcionan en el 5.2.

3.10.7.2 A elección del fabricante, los bordes de laplacas de cubiertas para techos a sí mismo, incluyendo el cono,



p p , y ,

cúpula, y los tipos de paraguas, puede ser bridada horizontalpara descansar plana contra el ángulo superior para mejorar lascondiciones de soldadura.

3.10.8 Tanque de ventilación

3.10.8.1 Los tanques diseñados de acuerdo con esta norma ytener un techo fijo debe ser ventilado para ambas condiciones

normales (Resultante de las necesidades operativas yatmosféricas cambios) y de emergencia (como resultado de laexposición a un fuego exterior).



3.10.8.2 ventilación normal deberá ser adecuada para prevenirinternos o superior a la presión externa de los correspondientespresiones de los tanques de proyecto y cumplir los requisitosespecificados API estándar en 2000 para el normal ventilación

3.11 WIND LOAD ON TANKS (OVERTURNING STABILITY)

3.11.1 Wind Pressure

Overtuning stability shall be calculated using the wind pressures given in3.2.1f.

3.11.2 Unanchored Tanks



Unanchored tanks shall satisfy both of the following criteria:

0.6Mw + MPi < MDL/1.5

Mw + 0.4MPi < (MDL + MF)/2



3.12 TANK ANCHORAGE

3.12.1 Cuando un tanque debe estar anclado

por la Sección 3.11, o cuando el tanque estáanclado a cualquier otra razón, los siguientesrequisitos mínimos cumplirse.



3.12.2 Anclaje se proporcionan para resistir cadauno de los casos elevación de carga que figuranen la Tabla 3-21 (a-b). La carga por anclaje serán

los siguientes:



3.12.12 La fuerza empotramiento del anclaje en lafundación deberá ser suficiente para desarrollar el

mínimo especificado límite elástico del ancla.Enganchado anclajes o placas de extremo se puedeutilizar para resistir retirada.



3.12.13 La fundación proporcionará contrapesoadecuado peso para resistir las cargas de elevación dediseño de conformidad con lo siguiente.

Sección 4 - Fabricación



4,1 GENERAL

4.1.1 Mano de Obra

4.1.1.1 Todo el trabajo de fabricar 650 tanques API estándar sehará de acuerdo con esta norma y con la alternativas toleradosestablecidos en la investigación del comprador o solicitud.



4.1.1.2 Cuando el material requiere enderezar, el trabajo se hacepresionando u otro método noninjurious antes de cualquierdiseño o la configuración.

4.1.2 Acabado de los bordes de la placa

Los bordes de las placas pueden ser esquiladas, mecanizados,astilladas o máquina de corte de gas. Shearing se limitará a las placas

de menos de o igual a 10 mm (3 / 8 pulgada) de espesor utilizadospara juntas soldadas a tope y placas de menor o igual a 16 mm (5 / 8pulgada) de espesor utilizados para el regazo-juntas soldadas.

4.1.3 Conformación de las placas de Shell



p

Figura 4-1 proporciona criterios para la formación de las placas a lacurvatura del tanque antes de la instalación en el depósito



4.1.4 Marcado

Todas las placas especiales que son cortados en formaantes de su envío como así como el techo apoyar a los

miembros estructurales se marcarán como se muestraen los dibujos del fabricante.

4.1.5 Envío



4.1.5 Envío

Placas y material de los tanques deberán ser cargadosde manera que asegura la entrega sin daños. Tornillos,tuercas, los pezones, y otras piezas pequeñas se ponen

en cajas o en barriles o bolsas para envío.

4,2 SHOP INSPECCIÓN

4.2.1 El inspector del comprador se permitirá el libreentrada a todas las partes de la planta del fabricante de

que se trate con el contrato siempre que cualquiertrabajo en virtud del contrato se está realizando.

4.2.2 Mill y de shop inspección no eximirá al fabricante



4.2.2 Mill y de shop inspección no eximirá al fabricante

de la responsabilidad de reemplazar cualquier materialdefectuoso y para reparar los defectos de fabricaciónque pueden ser descubierto en el campo.

4.2.3 Todos los materiales y mano de obra que

de alguna manera no cumplir los requisitos deesta norma puede ser rechazada por elinspector del comprador, y el material se trateno se utilizados en el marco del contrato



no se utilizados en el marco del contrato.

Sección 5 - Elevación



5.1 GENERAL

5.1.1 La subrasante para recibir el fondo del tanque se

suministrada por el destinatario, a menos que seespecifique lo contrario en el orden de compra, ydeberá ser uniforme y nivelada.



5.1.2 El fabricante deberá proporcionar la mano deobra, herramientas, soldadura equipos y cables, deapuntalamientos, andamios y otras equipo necesariopara la construcción de tanques que están completos y

listo para usar.

5.2 DETALLES DE SOLDADURA

5.2.1 General

5.2.1.1 Las cisternas y sus archivos adjuntos estructurales se soldadaspor el blindaje de metal de arco, de gas de metal de arco, gastungsteno arco, máquinas de oxicorte, con núcleo de fundente arco,arco sumergido de electroescoria o Electrogas proceso utilizando elequipo adecuado



equipo adecuado.

5.2.1.3 Cada capa de metal de soldadura o varias capas de soldadurase deberá limpiar de escoria y otros depósitos antes de la próximacapa se aplica.

5.2.1.5 El refuerzo de las soldaduras de todas lasuniones de tope en cada lado de la placa noexcederá de los siguientes grosores:



5.2.1.6 Durante la operación de soldadura, lasplacas se llevará a cabo en estrecho contacto entodas las articulaciones de vuelta.

5.2.1.9 Si recubrimientos protectores se van autilizar en las superficies a se va a soldar, los



recubrimientos se incluirán en la soldaduraprocedimiento pruebas de calificación para laformulación de la marca y el máximo espesordel recubrimiento a aplicar.

5.2.2 Fondos

5.2.2.1 Después de las chapas del fondo están dispuestos y tachuelas,que estarán unidos por soldadura de las juntas en una secuencia que

el fabricante ha encontrado para causar la menor distorsión de lacontracción y proporcionar así la medida de lo posible un planosuperficie.

5.2.2.2 La soldadura de la cáscara a la parte inferior se prácticamente



p p

concluido antes de la soldadura de las juntas de fondo que no se hadejado abierta para compensar la contracción de cualquier soldadurasanteriores se ha completado.

5.2.3 Shell

5.2.3.1 Las placas a unir mediante soldadura a tope se

emparejado con precisión y mantiene en su posición durante la

soldadura operación.

5.2.3.4 Para las juntas circunferenciales y verticales en el tanque

de depósito cursos de un material más de 38 mm (11 / 2



p ( /

pulgadas) de espesor (en función del espesor de la placa másgruesa en la articulación), multipaso procedimientos de

soldadura están obligados, sin pasar por encima de 19 mm (3 / 4

pulgada) de espesor permitido.

5.2.3.6 Completo soldaduras de las asambleasaliviado el estrés serán examinadas por las

partículas visuales, así como por magnética o

métodos penetrantes, tras el alivio de latensión, pero antes de hidrostática prueba.



5.2.3.7 Flush-type connections shall beinspected according to 3.7.8.11.

5.2.4 Shell-To-Bottom Welds

5.2.4.1 The initial weld pass inside the shell shall have all slag and non-metalsremoved from the surface of the weld and then examined for its entirecircumference prior to welding the first weld pass outside the shell

(temporary weld fit-up tacks excepted), both visually and by one of thefollowing methods to be agreed to by purchaser and manufacturer:

a. Particulas Magneticas.



b. Applying a solvent liquid penetrant to the weld and then applying adeveloper to the gap between the shell and the bottom and examining forleaks after a minimum dwell time of one hour.

c. Applying a water soluble liquid penetrant to either side of the joint andthen applying a developer to the other side of the joint and examining forleaks after a minimum dwell time of one hour.

5.2.4.2 Como alternativa a la 5.2.4.1, los pasesde soldadura inicial, dentro y fuera de la concha,

dispondrá de todas las escorias y no metalesretirarse de la superficie de las juntas ysoldaduras deberán ser sometidas a examen.



5.2.5 Techos

A excepción de la estipulación de que el marco estructural(como las vigas y las vigas) de la cubierta debe serrazonablemente fiel a la línea y la superficie, esta norma noincluye disposiciones especiales para el montaje de la cubierta.

5.3 Inspección, pruebas y reparaciones



5.3.1 General

5.3.1.1 El inspector comprador deberá en todo momento tienenentrada libre a todas las partes del trabajo mientras que eltrabajo en virtud del contrato se está realizando.

5.3.1.3 El material que es dañada por defectosde fabricación o que de otra manera defectuosa

será rechazada.

5.3.1.4 Antes de la recepción, todo el trabajo



será concluido a satisfacción del inspector delcomprador, y todo el tanque, cuando se llena deaceite, serán estancos y libres de fugas.

5.3.2 Inspección de soldaduras

5.3.2.1 Las soldaduras a topePenetración completa y la fusión completa se requieren para soldadurasde unión de las placas de caparazón de placas de concha.

5.3.2.2 Las soldaduras a FileteLas soldaduras de filete serán inspeccionadas por el método visual. Lasoldadura final se limpia de la escoria y otros depósitos antes de lainspección.



5.3.2.3 ResponsabilidadEl fabricante será responsable de la toma de radiografías y lasreparaciones necesarias, sin embargo, si el inspector del compradorrequiere radiografías en exceso del número especificado en la sección 6.

5.3.3 El examen y prueba de la parte inferior del tanque

La aceptación de Visual examen y los criterios de reparación seespecifican en el punto 6.5. Además, todas las soldaduras

deberán ser probados por uno de los siguientes métodos:

a. Una prueba de la caja de vacío, de conformidad con 6,6.b. Una prueba de gas indicador de conformidad con 6.6.11.



c. Después de al menos el curso más bajo shell se ha adjuntado ala parte inferior, el agua (a facilitar por el comprador) se bombeapor debajo de la parte inferior.

5.3.5 Prueba de la Shell

Después de todo el tanque y la estructura de la

cubierta se ha completado, la coraza (exceptopara el depósito de tanques diseñados) seefectuará según uno de los siguientes métodos:



a. Si el agua está disponible para la prueba del depósito, el depósito se llena con aguade la siguiente manera: (1) a la máxima de diseño de nivel de líquido, H, (2) para untanque con un techo ajustado, a 50 mm (2 pulgadas por encima de la soldadura deconectar la placa del techo o la compresión de barras para el ángulo superior oconcha, o (3) a un nivel inferior a la especificada en el elemento secundario 1 o 2

cuando se está restringido por las aguas desbordadas, un techo flotante interno, ofrancobordo otros por acuerdo entre el comprador y el fabricante.

b. Si el agua suficiente para llenar el tanque no está disponible, el tanque puede serprobado por (1) la pintura todas las articulaciones en el interior con un aceite



altamente penetrante, como el aceite del automóvil primavera, y examinarcuidadosamente el exterior de las articulaciones de las fugas , (2) la aplicación devacío a ambos lados de las articulaciones o la aplicación de presión de aire internasegún lo especificado para la prueba de techo en 5.3.6 y examinaban con cuidado lasarticulaciones de las fugas, o (3) usando cualquier combinación de los métodosestablecido en el punto 5.3.5 . B, subítems 1 y 2.

5.3.6 Pruebas del Techo

5.3.6.1 Una vez terminado, el techo de un tanquediseñado para ser estanco al gas (a excepción de lostechos diseñados bajo 5.3.6.2, F.4.4 y F.7.6) seefectuará según uno de los siguientes métodos:

a. La aplicación de presión de aire interna que nosupere el peso de las placas del techo y se apliquen a



las uniones soldadas una solución de jabón u otromaterial adecuado para la detección de fugas.

b. Probando el vacío o costuras de soldadura deconformidad con 6,6 para detectar cualquier fuga.

5.3.6.2 Una vez terminado, el techo de untanque diseñado para no ser hermético, comoun tanque con ventilación circulación periféricao de un tanque con ventilación libre o abierto,recibirá únicamente la inspección visual de suscosturas de soldadura, a menos que se



especifique lo contrario por parte delcomprador .

5.4 REPARACIONES A SOLDADURAS

5.4.1 Todos los defectos encontrados en las soldaduras sellamará a la atención del inspector del comprador, y la

aprobación del inspector deberá obtenerse antes de los defectosse reparan.

5.4.2 fugas de alfiler o porosidad en un fondo del tanquearticulación puede ser reparado mediante la aplicación de un



p p p

cordón de soldadura adicional sobre el área defectuosa.

5.4.3 Todos los defectos, grietas o fugas en las juntas depósito oel depósito conjuntos hasta la parte inferior deberá ser reparado

de conformidad con 6.1.7.

5.5 Tolerancias dimensionales

5.5.1 General

El propósito de las tolerancias indicadas en el punto 5.5.2 5.5.6 através de es producir un tanque de aspecto aceptable y quepermita el correcto funcionamiento de los techos flotantes.

5.5.2 Plumbness



El máximo hacia fuera-de-plumbness de la parte superior de lacáscara en relación con la parte inferior del depósito no podráexceder 1 / 200 de la altura total del tanque.

5.5.3 Roundness

Los radios medidos a 0,3 m (1 pie) por encima de la esquinainferior de soldadura no deberá exceder las tolerancias

siguientes:



5.5.4 Las desviaciones locales

Desviaciones locales de la forma teórica (por ejemplo, lasdiscontinuidades de soldadura y partes planas), se limitará de la siguientemanera:

a. Las desviaciones (pico) en vertical o costuras de soldadura no serásuperior a 13 mm (1 / 2 pulgadas). Alcanzando un máximo de costuras desoldadura vertical se determina mediante una tabla de barrido horizontalde 900 mm (36 pulgadas) de largo.



b. Las desviaciones (bandas) en horizontal o costuras de soldadura noserá superior a 13 mm (1 / 2 pulgadas).

c. Piso puntos medidos en el plano vertical no será superior a la planitud

placa adecuada y los requisitos que figuran en la ondulación 5.5.2.

5.5.5 Foundations

5.5.5.1 Para lograr los márgenes de tolerancia

especificados más arriba, es esencial que unaverdadera base al plano se proporcionan para laconstrucción del tanque.



5.5.5.3 Cuando una base inclinada se especifica,las diferencias de elevación sobre lacircunferencia se calcula a partir del punto más

alto especificado.

Las diferencias de elevación real no deberá apartarse de lasdiferencias calculadas en más de las tolerancias siguientes:

a. Cuando un Ringwall concreto es siempre, ± 3 mm (1 / 8pulgadas) en cualquier m 9 (30 pies) de circunferencia y ± 6 mm(1 / 4 pulgadas) en la circunferencia total.

b. Cuando un Ringwall concreto no se proporciona, ± 3 mm (1 / 8



pulgadas) en cualquier de 3 m (10 pies) de circunferencia y ± 13mm (1 / 2 pulgadas) en la circunferencia total.

5.5.6 Mediciones

La medición se efectuará con anterioridad a laprueba del agua.



Sección 6 – Métodos de inspecciónde juntas



6.1 Método Radiográfico

A los efectos del presente apartado, se considerarán las placasdel mismo espesor cuando la diferencia en su diseño

especificada o espesor no supere los 3 mm (1 / 8 pulgadas).

6.1.2 Número y ubicación de las radiografías

6.1.2.1 Excepto cuando se omite en virtud de lo dispuesto en



p pA.3.4, las radiografías se tomarán como se especifica en el punto6.1.2 a través 6.1.8.

a. El sitio de radiografías tomadas en las juntas verticales delos más bajos curso puede ser utilizado para cumplir losrequisitos de la nota 3 en la figura 6.1 para las articulacionesindividuales.

b. Para las juntas soldadas a tope en la que la placa de cáscaramás delgada es superior a 10 mm (3 / 8 pulgadas), peroinferior o igual a 25 mm (1 pulgada) de espesor, radiografías



in situ se tomarán de acuerdo con el punto a.

c. La soldadura a tope en la periferia de una boca deinspección de inserción o las lanzas serán completamente

radiografiar.

6.1.2.3 Un punto radiografía se tomarán en los primeros 3 m (10pies) de la junta horizontal completado culata del mismo tipo yde espesor (en función del espesor de la placa más delgada en elconjunta) sin tener en cuenta el número de soldadores osoldadura operadores.

6.1.2.4 Cuando dos o más tanques son construidos en el mismoubicación para el mismo comprador, ya sea simultáneamente o



en serie, el número de radiografías in situ que se emprendanpodrán basarse en la longitud total de las soldaduras del mismotipo y grosor en cada grupo de tanques en vez de la duración encada individuo tanque.

6.1.2.5 Cuando dos soldadores u operadores de trabajos desoldadura junto a soldar los lados opuestos de una junta a topees permisible para inspeccionar su trabajo con una radiografía.

6.1.2.6 Un número igual de las radiografías de terreno setendrán del trabajo de cada soldador o soldadura operador enproporción a la duración de las uniones soldadas.



6.1.2.7 Como progresa la soldadura, las radiografías se tomarántan pronto como sea posible.

6.1.2.8 Cada radiografía clara deberán acreditar un mínimo de150 mm (6 pulgadas) de longitud de soldadura.

6.1.2.9 Cuando el fondo placas anulares son requeridos por3.5.1, o por M.4.1, las juntas radiales se radiografiados de lasiguiente manera: (a) Para los dos juntas soldadas a tope, unaradiografía se tomó el 10% de la juntas radiales; (b) En el caso de



un solo soldado juntas a tope con la barra de copia de seguridadpermanente o removible, una radiografía se dará curso a 50% delas juntas radiales.

6.1.3 Technique

6.1.3.1 Except as modified in this section, the radiographic

examination method employed shall be in accordance with

Section V, Article 2, of the ASME Code.

6.1.3.2 Personnel who perform and evaluate radiographic

examinations according to this section shall be qualified and



certified by the manufacturer as meeting the requirements of

certification as generally outlined in Level II or Level III of ASNT

SNT-TC-1A (including applicable supplements).

6.1.3.4 La superficie terminada del refuerzo de soldadura en la ubicación dela radiografía se llevará a cabo a ras de la placa o no una corona bastanteuniforme a superar el siguientes valores:



6.1.4 Presentación de las radiografías

Antes de que las soldaduras de las reparaciones, las radiografías se

presentado al inspector toda la información solicitada por el inspector conrespecto a la técnica radiográfica utilizada.

6.1.5 Normas radiográfica

Las soldaduras examinadas por la radiografía serán juzgados como aceptableso inaceptables por las normas del artículo UW-51 (b) en la Sección VIII delCódigo ASME.

6.1.6 Determinación de los límites de la Soldadura defectuosa

Cuando una sección de la soldadura se desprende de una radiografía que seinaceptables con arreglo a las disposiciones de 6.1.5 o los límites de la



soldadura deficiente, no se definen por la radiografía, dos puntos adyacente ala sección deberá ser examinada por la radiografía; Sin embargo, si laradiografía muestra original por lo menos 75 mm (3 pulgadas) de soldaduraaceptable entre el defecto y en cualquier otro borde de la película, unaradiografía adicional no es necesario tener en cuenta la soldadura en ese lado

del defecto.

6.1.7 La reparación de soldaduras defectuosas

6.1.7.1 Defectos en soldaduras deben ser reparado por

roturas o fusión de los defectos de un lado o amboslados de la conjunta, según proceda, y la reanudación.

6.1.7.2 Todas las soldaduras de reparación en las



articulaciones se comprobará mediante repitiendo elprocedimiento de inspección original y repitiendo unode los métodos de ensayo de 5,3, con sujeción a laaprobación de del comprador.

6.1.8 Registro del examen radiográfico

6.1.8.1 El fabricante deberá elaborar una

radiografía de "as-built Mapa con la ubicaciónde todas las radiografías tomadas junto con lasmarcas de identificación de la película.



6.1.8.2 Después de la estructura se hacompletado, las películas se la propiedad delcomprador a menos que se acuerde lo contrariopor el comprador y el fabricante.

6.2.1 Cuando el examen de partículas magnéticas seespecifica, el método de examen se hará deconformidad con la Sección V, Artículo 7, del Código

ASME.

6.2.2 examen por partículas magnéticas se llevará acabo en acuerdo con un procedimiento escrito que



está certificado por el fabricante a ser en elcumplimiento de los requisitos aplicables de la SecciónV del Código ASME.

6.2.3 El fabricante deberá determinar que cada magnética examinador departículas cumpla los siguientes requisitos:

a. Tiene la visión (con corrección, si es necesario) para ser capaz de leer

Jaeger una carta estándar de tipo 2 a una distancia no inferior a 300 mm(12 pulgadas) y es capaz de distinguir y diferenciar contraste entre loscolores utilizados.

b. ¿Es competente en la técnica de la partícula magnética método de



examen, incluyendo la ejecución del examen e interpretar y evaluar losresultados, sin embargo, donde el método de examen se compone demás de una operación, el examinador sólo deberá acogerse a alguna ovarias de las operaciones.

6.3 Examen ultrasónico

6.3.1 El examen por ultrasonido en lugar de la radiografía

Cuando el examen de ultrasonido se aplica con el fin de cumplir el requisito

de 5.3.2.1,.

6.3.2 El examen por ultrasonido NOT en lugar de la radiografía

6.3.2.1 Cuando el método radiográfico se aplica con el fin de cumplir el



requisito de 5.3.2.1, a continuación, un examen de ultrasonido se especificade conformidad con esta sección.

6.3.2.2 El método de examen se hará de conformidad con la Sección V,artículo 5, del Código ASME.

6.3.2.3 Examen por ultrasonidos se llevará a cabo deconformidad con un procedimiento escrito que está

certificado por el fabricante para cumplir con los requisitos

aplicables de la sección V del Código ASME.

6.3.2.4 Los examinadores que realizan exámenes de

ultrasonido bajo esta sección deberán estar cualificados y

certificados por los fabricantes cumplen los requisitos de la



certificación como en general se indica en el Nivel II o Nivel IIIde ASNT SNT-TC-1A (Incluidos los suplementos aplicables).

6.4 Examen de Líquidos Penetrantes

6.4.1 Cuando el examen por líquidos penetrantes seespecifica, el método de examen se hará deconformidad con la Sección V, Artículo 6, del CódigoASME.



6.4.2 líquido penetrante examen se realizará enacuerdo con un procedimiento escrito que estácertificado por el fabricante para cumplir con losrequisitos aplicables de la Sección V del Código ASME.

6.4.3 El fabricante deberá determinar y certificar que cada examinadorlíquidos penetrantes cumpla los siguientes requisitos:

a. Tiene la visión (con corrección, si es necesario) para que puedapara leer un Jaeger tipo 2 la carta estándar a una distancia de no menos

de 300 mm (12 pulgadas) y es capaz de distinguir y el contraste dediferenciar entre los colores utilizados.

b. ¿Es competente en la técnica de los líquidos penetrantesexamen método por el que se certifica, entre otros medios el examen y la



interpretación y la evaluación de la resultados, sin embargo, en que elmétodo consiste en el examen más de una operación, el examinadorpodrá ser certificada como ser calificado para una o varias de lasoperaciones

6.5 El examen visual

6.5.1 Una soldadura será aceptable por inspección visual si elinspección muestra lo siguiente:

a. No hay grietas del cráter, otras grietas superficiales o de arco huelgas en ocerca de las uniones soldadas.

b. Subcotización no exceda de los límites indicados en 5.2.1.4 para las unionesde tope vertical y horizontal. Para las soldaduras que unen boquillas,

b d l b ó



registros, aberturas de limpieza, accesorios y permanente, subcotización noexcederá de 0,4 mm (1 / 64 pulg.)

c. La frecuencia de la porosidad de la superficie de la soldadura no exceder deun clúster (uno o más poros) en cualquier 100 mm (4 pulgadas) de longitud y

el diámetro de cada grupo no superior a 2,5 mm (3 / 32 pulg.)

6.5.2 Una soldadura que no cumple los criterios que figuran en 6.5.1 seráreelaborado antes de la prueba hidrostática de la siguiente manera:

a. Cualquier defecto deberá ser removido por medios mecánicos o alza de losprocesos térmicos. Arco huelgas descubierto en o cerca de a las juntas

soldadas serán reparadas por la abrasión y rewelding según sea necesario.Arco huelgas soldados deberán se baja a ras de la placa.

b. Rewelding es necesario si el espesor resultante es menor que el mínimorequerido para el diseño o las condiciones de prueba hidrostática. Todos los

d f l á l j í i á l



defectos en las zonas más gruesas que el porcentaje mínimo será plumas apor lo menos una vela 4:1.

c. La soldadura de reparación, se examinarán visualmente para detectardefectos.

6.6 PRUEBA DE VACÍO

6.6.1 pruebas de vacío se realiza mediante una caja de pruebas aproximadamente 150mm (6 pulgadas) de ancho por 750 mm (30 pulgadas) de largo con una ventanatransparente en la parte superior, que ofrece una visibilidad adecuada para visualizarel área bajo inspección.

6.6.2 pruebas de vacío se llevarán a cabo de conformidad con un procedimientoescrito preparado por el fabricante del tanque. El procedimiento deberá ser:

a. Realizar un examen visual de la parte inferior y las soldaduras antes de realizar laprueba de la caja de vacío;



b. Verificar el estado de la caja de vacío y su junta sellos;c. Verificar que no hay burbuja o escupir rápida respuesta a fugas grandes, yd. La aplicación de la solución película a un área seca, de manera que el área estotalmente mojados y una generación mínima de aplicación se produce burbujas.



Sección 7- Procedimiento de soldadura ycalificaciones soldadura



7.1 DEFINICIONES

En esta norma, los términos relativos a la soldadura seinterpretarán tal como se define en la Sección IX del

Código ASME. Adicional términos se definen en 7.1.1 y7.1.2.

7.1.1 Un conjunto de ángulo es una unión de dos

i b á l d 0 d (



miembros que se cruzan en un ángulo de 0 grados (una junta a tope) y 90 grados (un conjunto de esquina).

7.1.2 La porosidad se refiere a bolsas de gas o los

huecos en el metal.

7.2 Calificación de los Procedimientos de soldadura

7.2.1 Requisitos generales

7.2.1.1 El fabricante de erección y el fabricante defabricación, si no es el fabricante de la erección,preparará especificaciones de soldaduraprocedimiento y realizar las pruebas documentado

l d l f ó d l d



por los registros de calificación del procedimientopara apoyar la especificaciones, como lo requiere laSección IX del Código ASME y las disposicionesadicionales de esta norma.

7.2.1.2 Los procedimientos de soldadura utilizados deberán producirpiezas soldadas con las propiedades mecánicas requeridas por eldiseño.

7.2.1.3 Material especificaciones que figuran en la sección 2 delpresente estándar, pero no se incluyen en la Tabla QW-422 de laSección IX del el Código ASME, se considerará como material de P1con números de grupo asignado de la siguiente manera de acuerdo almínimo resistencia a la tracción especificada:



a. Menor o igual a 485 MPa (70 ksi)-Grupo 1.b. Más de 485 MPa (70 ksi), pero inferior o igual a 550 MPa (80 ksi)-Grupo 2.c. Más de 550 MPa (80 ksi)-Grupo 3.

7.2.2 Las pruebas de impacto

7.2.2.1 Ensayos de impacto para la cualificación de procedimientos desoldadura deberán cumplir con las disposiciones aplicables de la 2.2.8 y sepondrá en o por debajo de la temperatura del metal de diseño.

7.2.2.2 Cuando las pruebas de impacto de un material es requerido por 2.2.8,2.2.9, 2.5.5 o, las pruebas de impacto de la zona afectada por el calor. Setomarán medidas para todas las soldaduras automáticas y semiautomáticasprocedimientos.



7.2.2.3 Para todos los materiales que deben utilizarse a una temperatura dediseño de metal inferior a 10 ° C (50 ° F), la calificación de la soldaduraprocedimiento de las juntas verticales incluirá las pruebas de impacto de lametal de soldadura.

7.2.2.4 Cuando la temperatura del metal de diseño está por debajo de -7 ° C(20 ° F), las pruebas de impacto del metal de soldadura se efectuará paratodos los procedimientos utilizados para la soldadura de los componentesenumerados en 2.2.9.1, para los accesorios de soldadura de estoscomponentes, y para la fabricación de boquillas de cáscara y pozos de visita

de la pipa y forjados enumerados en el 2,5.

7.2.2.5 Ensayos de impacto se muestran los valores mínimos de aceptaciónde conformidad con 2.2.8.3 y las siguientes:

a Para P1 Grupo 1 los materiales J 20 (15 pies libras) promedio de tres



a. Para P1, Grupo 1, los materiales J-20 (15 pies-libras), promedio de tresejemplares.b. Para P1, Grupo 2, los materiales de J-27 (20 pies-libras), promedio de tresejemplares.c. Para P1, Grupo 3, las materias J-34 (25 pies-libras), promedio de tres

ejemplares.

7.3 CALIFICACIÓN DE SOLDADORES

7.3.1 El fabricante de erección y el fabricante de fabricación, si no es elfabricante de erección, llevará a cabo pruebas de detección de todoslos soldadores asignados a manuales y semiautomáticos soldadura ytodos los operadores asignados a la soldadura automática dedemostrar a los soldadores y la capacidad de los operadores parahacer soldaduras aceptables.

7 3 2 Los soldadores y operadores de soldadura autógena que la



7.3.2 Los soldadores y operadores de soldadura autógena que lapresión partes y unir partes nonpressure, como todos lospermanentes y clips de temporal y las zapatas, a las partes a presióndeberán estar cualificados de conformidad con la Sección IX del CódigoASME.

7.3.3 Los registros de las pruebas para la calificación desoldadores y operadores de soldadura se incluyen los siguientes:

a. Cada soldador o operador de soldadura, se asignará un el

número de identificación, carta, o un símbolo de la fabricación oerección fabricante.

b. La fabricación o montaje fabricante deberá mantener un

registro de los soldadores u operadores de soldadura empleados



registro de los soldadores u operadores de soldadura empleadosque muestra la fecha y los resultados de los exámenes de cadasoldador u operador y la marca de identificación asignado a cadasoldador o operador.

7.4 Identificación de uniones soldadas

El soldador de soldadura o marca de

identificación del operador se a mano omáquina-sello al lado y con la periodicidad nosuperior a 1 m (3 pies) a lo largo de lassoldaduras completado. En lugar de sacrificio

it i i t d t



sanitario, un registro puede mantenerse queidentifica el operador de soldadura o soldaduraempleado para cada una unión soldada; estosregistros deberán ser accesibles al inspector.

Sección 8 - Marking



8.1 Nomenclatura de la placa

8.1.1 Un tanque hecho de conformidad con esta norma se identificarán medianteuna placa de identificación similar a la mostrada en la Fig 8-1.

a. API estándar 650.b. El apéndice aplicables a las API estándar de 650.c. Año en que el tanque fue terminado.d. La fecha de edición y el número de adición de la API Norma 650.e. El diámetro nominal y altura nominal, en metros (pies y pulgadas) (menos queotras unidades especificadas por el de adquisición).

f La capacidad máxima (ver 3 2 5 2) en m3 (42 galones barriles) (a menos que



f. La capacidad máxima (ver 3.2.5.2), en m3 (42 galones barriles) (a menos queotras unidades están especificados por el comprador).g. El diseño de nivel de líquido (ver 3.6.3.2), en metros (pies y pulgadas) (menosque otras unidades están especificados por el comprador).h. La gravedad de diseño específico del líquido

j. La temperatura del metal de diseño como se describe en 2.2.9.3 en gradoscentígrados (Fahrenheit), a menos que otras unidades se especifican por elcomprador.

k. La temperatura máxima, en grados Celsius (Fahrenheit) (a menos que otrasunidades están especificados por el comprador), que no podrá exceder de 90 ° C (200

° F)

l. El nombre del fabricante de fabricación cuando no se erección fabricante. númerode serie del fabricante o número de contrato deberán ser las del fabricante de laerección.

m El número de especificación de material para cada curso de shell



m. El número de especificación de material para cada curso de shell.

n. Cuando el alivio de tensión se aplica a una parte de conformidad con los requisitosde 3.7.4, las letras "SR".

o. El comprador número del tanque.

8.1.2 La placa se adjuntará al tanque de depósitob junto a unaalcantarilla o un pozo de visita placa de refuerzoinmediatamente por encima de una boca de inspección.

8.1.3 Cuando un tanque está fabricado y construido por un soloorganización, que es nombre de la organización deberán figuraren el placa de identificación como fabricante y montador tanto.

8.1.4 Cuando un tanque está fabricado por una organización y

erigido por otro los nombres de ambas organizaciones aparecen



erigido por otro, los nombres de ambas organizaciones aparecenen la placa, o placas de identificación por separado se aplicadospor cada uno.

8.2 DIVISIÓN DE RESPONSABILIDAD

Salvo pacto en contrario, cuando un tanque se fabrica unfabricante y erigido por otro, el fabricante de erección se

considerará que la responsabilidad principal.

8.3 CERTIFICACIÓN

El fabricante deberá certificar al comprador, mediante una cartacomo la que se muestra en la Figura 8 2 que el depósito se ha



como la que se muestra en la Figura 8-2, que el depósito se haconstruido de conformidad con los requisitos aplicables de estanorma.

API RP 577

Inspección de soldadura yM t l i



Metalurgia

1. Ámbito de aplicación

Esta práctica recomendada proporciona orientación al APIautorizando al inspector de soldadura sobre la inspección en

la fabricación y reparación de refinería y equipos de plantaquímica y tuberías.

Procesos de soldadura común, procedimientos de soldadura,calificacion de soldadores, efectos metalúrgicos de lasoldadura y técnicas de inspección que se describen para



soldadura y técnicas de inspección que se describen paraayudar al inspector en el cumplimiento de su cometido deejecución del API 510, API 570, API Std. 653 y API RP 582.

2. Referencias

2.1 Códigos y Normas

Los siguientes códigos y normas se hace referencia enesta práctica recomendada. Todos los códigos y las

normas están sujetas a revisión periódica y la revisión



normas están sujetas a revisión periódica, y la revisiónmás reciente disponible debe ser utilizado.

API

API 510 Pressure Vessel Inspection Code:Maintenance, Inspection, Rating, Repair, and

Alteration.

API 570 Piping Inspection Code: Inspection, Repair,Alteration, and Rerating of In-Service Piping Systems.

RP 578 Material Verification Program for New and



RP 578 Material Verification Program for New andExisting Alloy Piping Systems.

ASME

B31.3 Process Piping: Boiler and PressureVessel Code Section V, Nondestructive

Examination; Section VIII, Rules forConstruction of Pressure Vessels, SectionIX, Qualification Standard for Welding and

Brazing Procedures Welders Brazers and



Brazing Procedures, Welders, Brazers, andWelding and Brazing Operators.

Practical Guide to ASME Section IX—

Welding Qualifications.

ASNT

ASNT Central Certification Program.

CP-189, Standard for Qualification andCertification of Nondestructive TestingPersonnel.

SNT TC 1A Personnel Qualification and



SNT-TC-1A, Personnel Qualification andCertification in Nondestructive Testing.

3. Definiciones

Aqui detallamos algunas definiciones que se aplican a los

efectos de esta publicación:

• Defecto: El término designa rejectability.

• Corriente Directa de electrodo negativo (DCEN):

Comúnmente conocida como la polaridad recta.

• Discontinuidad: Es una interrupción de la estructura típica



• Discontinuidad: Es una interrupción de la estructura típica

de un material, tales como la falta de homogeneidad en

sus características mecánicas, metalúrgicas, o física. Una

discontinuidad no es necesariamente un defecto.

3. Definiciones (cont.)

Línea de fusión: Un término no estándar

para la interface de la soldadura.

Zona afectada por el calor (HAZ): La

porción del metal base cuyas propiedades



porción del metal base cuyas propiedadesmecánicas o microestructura han sido

alteradas por el calor de la soldadura y

corte térmico.

Indicación recordable: Recording en una hoja de datos deuna indicación o condición que no es necesariamente

superior a los criterios de rechazo, pero en términos de

código, contrato o procedimiento será documentado.

Indicación de notificación: Recording en una hoja de datos

de una indicación que excede el tamaño de la falla, rechaza

los criterios y necesidades no sólo de documentación, sino

también la notificación a la autoridad competente que debe



también la notificación a la autoridad competente que debecorregirse. Todas las indicaciones reportable son

indicaciones recordable, pero no en viceversa.

4. Inspección de soldadura

. 4.1 General

La inspección de soldadura es una parte crítica de unprograma global de aseguramiento de calidad de

soldadura. Esta incluye mucho más que no sólo el

examen no destructivo de soldadura terminada.



Otras cuestiones importantes, tales como la revisión de

las especificaciones, diseño de junta, procedimientos

de limpieza y procedimientos de soldadura.

4.2 Tareas previas a la soldadura

La importancia de las tareas en la fase de planificación

y preparación de soldadura no debe ser subestimado.Muchos problemas de soldadura se pueden evitar en

esta etapa cuando es más fácil hacer cambios y

correcciones, en lugar que después la soldadura se

encuentra en curso o finalizados Estas tareas pueden



encuentra en curso o finalizados. Estas tareas puedenincluir:

4.2.1 Planos, códigos y normas

Revision de planos, normas, códigos yespecificaciones, asi comprender tanto los

requisitos para la soldadura y detectar

cualquier inconsistencia



cualquier inconsistencia.

4.2.1.1 Elementos de control de calidad a evaluar:

a. Los símbolos de soldadura y tamaños de soldadura

claramente especificado (ver Apéndice A).

b. Diseños de juntas soldadas y dimensiones claramente

especificada (ver Apéndice A).

c. Las necesidades del material base establecido (como el uso



Las necesidades del material base establecido (como el usode materiales a prueba de impacto en ductilidad es un

requisito en el servicio a baja temperatura).

4.2.1.1 Elementos de control de calidad a evaluar (cont.):

a. Mantener los puntos de inspección y los requisitos de

END definido.

b. Las necesidades adicionales, tales como la producción

de coupons de soldadura, claramente especificados.

c Los requisitos de pruebas de presión claramente



c. Los requisitos de pruebas de presión, claramente

especificados.

4.2.1.2 Inspector de acciones posibles:

a. Identificar y aclarar detalles e información.

b. Identificar y aclarar missing tamaños de soldadura,

dimensiones, pruebas y cualquier requisito adicional.

c. Identificar y aclarar las contradicciones con las normas,

códigos y requisitos de las especificaciones



códigos y requisitos de las especificaciones.

4.2.2 Requisitos de soldadura

Examinar las necesidades de la soldaduracon el personal involucrado con la

ejecución de la obra como el ingeniero de

diseño el ingeniero de soldadura y



diseño, el ingeniero de soldadura, yorganización de inspección.



4.2.2.2 Acciones potenciales del inspector: Highlight lasdeficiencias y problemas con las organizaciones para el

personal adecuado.

4.2.3 Los procedimientos y registros de calificación.

• Revise los WPS (s) y registro de calificación de

soldador de desempeño (s) (WPQ) para asegurarbl l b j



p ( ) ( Q) p gque sean aceptables para el trabajo.

4.2.3.1 Elementos de control de calidad para evaluar:

a. WPS (s) estén debidamente calificados y cumplan con

los códigos, normas y especificaciones para el trabajo.

b. Registros de calificación del procedimiento (PQR) las

tareas que se realicen adecuadamente y apoyar la WPS

(s).

c Calificaciones de rendimiento del Soldador (WPQ)



c. Calificaciones de rendimiento del Soldador (WPQ)

cumplan los requisitos para la WPS.

4.2.3.2 Inspector posibles acciones:

a. Obtener WPS aceptable(s) y PQR(s) para el

trabajo.

b. Calificar WPS(s) donde sea necesario y witness

calificación effort.

c Calificar o recalificar soldadores cuando sea



c. Calificar o recalificar soldadores cuando sea

necesario y witness de un porcentaje de las

calificaciones del soldador.

4.2.4 Información de END

Confirmar al examinador (es), procedimiento (s) y

equipo de END de la organización de inspección son

aceptables para el trabajo.


E i d d END tá d bid t tifi d



a. Examinadores de END están debidamente certificados.

b. Los procedimientos de END son actuales y precisos.

c. Calibración de equipos de END es actual.

4.2.4.2 Inspector de posibles acciones:

a. Identificar y corregir las deficiencias en las

certificaciones y procedimientos.

b. Obtener el equipo calibrado.

4.2.5 Soldadura de Equipos e Instrumentos



q p Confirmar equipo de soldadura y que los

instrumentos estan calibrados y operativos.


a. Calibración de la máquina de soldadura sea actual.

a. Instrumentos tales como amperímetros, voltímetros,

pirómetros de contacto, esten calibrados.

a. Hornos de almacenamiento para operar con consumibles

de soldadura automática de control de calor y de



indicación de temperatura visible.


a. Vuelva a calibrar los equipos e instrumentos.

b. Sustituir los equipos defectuosos y los

instrumentos.

4.2.6 Tratamiento de calor y presión de ensayo

C fi l t t i t té i l



Confirmar el tratamiento térmico y los

procedimientos de pruebas de presión y equipos

asociados son aceptables.


a. Procedimiento de tratamiento térmico disponible y

apropiado.

b. Los procedimientos de ensayo de presión, disponibles y los

requisitos de prueba de detalle.

c.Calibración de equipo PWHT actualizado.



d. Equipos de pruebas de presión y medidores calibrados y

cumplir con los requisitos de prueba adecuado.


a. Identificar y corregir las deficiencias en los procedimientos.

b. Obtener un equipo calibrado.

4.2.7 Materiales

Asegúrese de que todos los metales de relleno, materiales

de base, y material backing ring debidamente marcadas eidentificadas y si es necesario realizar PMI para verificar la



identificadas, y si es necesario, realizar PMI para verificar la

composición del material.


a. Certificaciones de ensayo de materiales están disponibles y los

elementos marcados de forma adecuada (incluyendo copias de

seguridad si se utiliza el anillo).

b. Electrodo marking, bare wire flagtags, identificación en carretes de

cables, etc.

c. Las marcas de material de relleno son trazables a una certificación

de material de relleno.



d. Las marcas de metal común tienen su origen en una certificación

de material.


a. Rechazar non- traceable o materiales mal

marcados.

b. Rechazar materiales inadecuados.

4.2.8 Preparación de soldadura



p

Confirmar la preparación de soldadura, joint

fit-up, y dimensiones aceptables y correctas.


a. Preparación de superficies de soldaduras que están libres de

contaminantes y defectos de metales comunes, tales como láminas

y grietas.

b. Precalentamiento, si es necesario, aplicado al corte térmico.

c. Hydrogen bake -out tratamiento térmico, en caso necesario, realizar

el procedimiento.

d. Unión soldada que está libre de óxido y escalas de sulfuro, residuos



de hidrocarburos, y cualquier acumulación excesiva de soldadura a

través de primers.



4.2.9.2 Acciones potenciales del inspector :

Identificar y corregir deficiencias en las operaciones de

precalentamiento.

4.2.10 Consumibles de soldadura

Confirmar electrodo, alambre de aportación, los flujosy los gases inertes que son los especificados y



y los gases inertes que son los especificados y

aceptables.


a. Filler metal type y el tamaño son correctos por procedimiento.

b. Filler metal están debidamente manipulados y almacenados.

c. Filler metal se limpia y se libran de contaminantes.

d. Revestimiento de electrodos recubiertos con película no esten

ni dañados ni húmedo.

e. Flux es apropiado para el proceso de soldadura y debe ser

manejados adecuadamente.



f. Los gases inertes, si es necesario.

4.2.10.2 Acciones potenciales del inspector:

a. Rechazar materiales inadecuados.b. Identificar y corregir las deficiencias.



4.3 Tareas durante las operaciones de soldadura.

Durante la Inspección de soldadura estas debe incluir los

parámetros de auditoría para comprobar si la soldadura se

realiza de acuerdo a los procedimientos. Estas tareaspueden incluir los siguientes:

4.3.1 Control de Calidad

Establecer una garantía de calidad y control umbrella de



Establecer una garantía de calidad y control umbrella de

calidad con la organización de la soldadura.


a. El Soldador es responsable de craftsmanship de la calidad

de las soldaduras

b. El Soldador cumple los requisitos de calificaciónc. El Soldador entiende el procedimiento de soldadura y los

requisitos para el trabajo.




a. Review welder performance with welding organization.

b. Véase el Apéndice B.

4.3.2 Soldadura - Parámetros y Técnicas

Confirme los parámetros de soldadura y técnicas que se indican en el

WPS y WPQ.


a. Las variables esenciales que se cumple durante la soldadura.

i. Material de relleno, los flujos y la composición del gas inerte / caudal.

ii. Técnica de purga, rate de flujo, análisis de O2, etciii Hornos calentadores de energía o cuando los calentadores no estan



iii. Hornos calentadores de energía, o cuando los calentadores no estan

empleados, el soldador se ajusta a los tiempos de exposición máxima del

horno de los electrodos.

4.3.2.1 Elementos de control de calidad para evaluar

(cont.):

b. Mock-up de soldadura, si es necesario, se reúne

con los requisitos de soldador y el ingeniero de

soldadura.

c El Soldador dbe mostrar confianza y que se



c. El Soldador dbe mostrar confianza y que se

adhiera a las prácticas de buena soldadura.

4.3.2.2 Inspector de acciones posibles:

a. Revisión de mock-up problemas de soldadura

con el ingeniero de soldadura.

b. Revisión de la calidad con la organización de la

soldadura.



4.3.3 Prueba de soldadura

Complete los controles físicos, examen visual, y en proceso de END


a. Puntos de soldadura a ser incorporados en la soldadura son de calidad

aceptable.

b. La raíz de soldadura tiene una penetración adecuada y de calidad.

c. La limpieza entre pases de soldadura y d any back-gouged de

superficies aceptables.




Rechazar la mano de obra inaceptable.

4.4 Funciones una vez terminada la soldadura

• Las tareas finales al término de la soldadura

deberán incluir todas aquellas que garantizan



la calidad de la soldadura final antes de colocar

la soldadura en el servicio.

4.4.1 Aspecto y Acabado

Compruebe después de la aceptación de soldadura, la apariencia y

acabado de las uniones soldadas.


a. Tamaño, longitud y ubicación de todas las soldaduras se ajusten a los

dibujos y especificaciones / Código.

b. N soldaduras añadido sin aprobación.

c. Dimensional y verificación visual de la soldadura que identifican las



discontinuidades de soldadura, una distorsión excesiva y pobre

workmanship.

4.4.1.2 Inspector posibles acciones: Rehacer las

soldaduras existentes, eliminar las soldaduras y hacer

reparaciones de soldadura según sea necesario.

4.4.2 Revisión END

• Verificar END que se realice en lugares

seleccionados y los resultados de la revisión del



y

examinador.


a. Lugares especificos examinados.

b. Frecuencia especificada del examen.c. END se realiza después del PWHT final.

d. Trabajo de cada soldador incluidos en las técnicas de

examen al azar.

e. RT calidad de la película, la colocación de IQI, la visibilidad



IQI, etc y que cumple con las normas.


a. Requerir END adicionales para abordar las

deficiencias en los resultados.b. Comprobación del agrietamiento en la sección del

espesor, muy limitada y material de alta resistencia

de unión.

c. Repita los exámenes que faltan o inaceptables.



d. Corregir discrepancias en los registros de examen.

4.4.3 Post-weld Heat Treatment

Verify post-weld heat treatment is performed to the procedure

and produces acceptable results.

4.4.3.1 Quality control items to assess:

a. Paint marking and other detrimental contamination removed.

b. Temporary attachments removed.c. Machined surfaces protected from oxidation.



c. Machined surfaces protected from oxidation.

d. Equipment internals, such as valve internals, removed to prevent

damage.


a. Calibración de la temperatura, de los equipos de

vigilancia.

b. Corregir las deficiencias antes del tratamiento térmico.c. Repita el ciclo de tratamiento térmico.

4.4.4 Prueba de presión



Verificar la prueba de presión que se realiza para el

procedimiento.


a. Prueba de Presión que cumple la especificación.

b. Duración del ensayo es como se especifica.

c. La temperatura del metal de los componentes

cumplen los requisitos mínimos y máximos.

d. La caída de presión o de desintegración es aceptable



por el procedimiento.


a. Corregir las deficiencias ya sea antes o durante la

prueba de presión, según proceda.

b. Repita la prueba en caso necesario.

c. Desarrollar un plan de reparación si los defectosson identificados.



son identificados.



4.4.5.2 Inspector de posibles acciones :

a. Requerir verificación de inspección adicionales

para abordar las deficiencias en los resultados.

b. Repita los exámenes que faltan o inaceptables.

c. Corregir discrepancias en los registros deexamen



examen.

4.5 No-conformidades y defectos

En cualquier momento durante la inspección de

soldadura, en caso de defectos o falta deconformidad a las especificaciones que se

identifican, deben ser llevados a la atención de los

responsables de la obra o corregidas antes de los

ingresos adicionales de soldadura.



4.6 END certificación del examinador

La referencia a códigos o normas podrá exigir que el

examinador sea calificado de acuerdo con un código

específico y certificación que cumplen los requisitos. ASMESección V, artículo 1, cuando se especifica el código de

referencia, requiere de personal calificado, con END de ser

uno de los siguientes:

a ASNT SNT TC 1A



a. ASNT SNT-TC-1A

b. ANSI / ASNT CP-189

4.7 Precauciones de seguridad

Peligros que el inspector con más frecuenciaencuentra en la soldadura incluyen la

radiación de arco, la contaminación del aire,

residuos en el aire y el calor.



5. Procesos de soldadura

5.1 General

El inspector debe comprender los procesos básicos de soldadura

de arco más utilizados en la fabricación y reparación de la

refinería y equipos de proceso químico.

Estos procesos incluyen la soldadura de arco metálico (SMAW),

soldadura de arco de gas tungsteno (GTAW), soldadura de arcometálico con gas (GMAW), soldadura por arco con núcleo de



fundente (FCAW), soldadura por arco sumergido (SAW), y la

soldadura de arco montante (SW).

5.2 Soldadura de arco metálico (SMAW)

SMAW es el más ampliamente utilizado de los diversos

procesos de soldadura por arco. SMAW utiliza un arco entreun electrodo cubierto y la pool de la soldadura.

Una corriente constante (CC) la fuente de alimentación es

preferido.



5.2.1 Cobertura de electrodos

Dependiendo del tipo de electrodo utilizado, la cubierta lleva a

cabo una o más de las siguientes funciones:

a. Proporciona un gas para proteger el arco y evitar lacontaminación atmosférica excesiva del metal de relleno

fundido.

b. Proporciona scavengers, desoxidantes, y agentes fluxing para

limpiar la soldadura y evitar el crecimiento excesivo de grano

en el metal de soldadura



en el metal de soldadura.

c. Establece las características eléctricas del electrodo.

5.2.2 Ventajas de SMAW

Algunas de las ventajas comúnmente aceptada del

proceso de SMAW incluyen:

a. El equipo es relativamente simple, barato y portátil.

b. El proceso puede ser utilizado en zonas de acceso

limitado.

c. El proceso es menos sensible al viento y draft que



otros procesos de soldadura.

5.2.3 Limitaciones de SMAW

Limitaciones asociadas con SMAW son:

a. Los índices de depósito son más bajos que para otrosprocesos, como GMAW.

b. La escoria normalmente deben ser eliminados en las

paradas y arranques, y antes de depositar un cordónde soldadura al lado o en un cordón de soldadura



de soldadura al lado o en un cordón de soldadura

previamente depositado.

5.3 Soldadura arco de gas tungsteno (GTAW)

GTAW es un proceso de soldadura por arco que

utiliza un arco entre un electrodo de tungsteno

non-consumable y el cordón de soldadura.

El poder de tipo CC de suministro puede ser

utilizado con cualquiera DC o AC, la eleccióndepende en gran medida en el metal a soldar. La



depende en gran medida en el metal a soldar. La

corriente de soldadura se realiza típicamente con

el electrodo negativo (polaridad DCEN).

5.3 Soldadura arco de gas tungsteno (GTAW) cont.

DCEN de soldadura ofrece las ventajas de una mayor

penetración y mayor velocidad de soldadura. La corrientealterna proporciona una limpieza catódica (sputtering) que

elimina los óxidos refractarios de la superficie de la unión

soldada, que es necesario para soldar aluminio y magnesio.

Ver Figuras 3 y Fig 4.



5.3.2 Limitaciones de GTAW

Limitaciones asociadas con el proceso GTAW son:

a.

Los índices de depósito son más bajos que las tasas deconsumo de electrodos posible con los procesos de

soldadura por arco.

b. Tiene una baja tolerancia a los contaminantes en

material de relleno o los metales básicos.



c. Difícil de proteger adecuadamente la zona de soldadura

en ambientes con corrientes de aire.

5.4 Soldadura a gas en arco de metal (GMAW)

GMAW es un proceso de soldadura por arco que

utiliza un arco entre el electrodo de metal deaporte continuo y el cordón de soldadura.

Emplea un voltaje constante (CV) de suministro de

energía, y utiliza either the short circuiting, globular

d é d l f i d l



o spray de métodos para la transferencia de metal

de los electrodos a la obra:



5.4.2 Transferencia globular

Este proceso abarca relativamente la corriente

baja (inferior a 250 A). El modo de transferenciaglobular se caracteriza por un tamaño de drop con

un diámetro mayor que la de los electrodos. En

general, este proceso se limita a la posición plana y

puede producir salpicaduras.



5.4.3 Transferencia de Spray

Salpicaduras es insignificante. Debido a sus elevadas

fuerzas de arco con corriente de alta, la aplicación de este

proceso las hojas delgadas puede ser difícil.

Pulsed GMAW es una variación de la GMAW en el que la

corriente es pulsada para obtener la ventaja de la

transferencia de spray en las corrientes de promedio

medio que el modo de spray de transferencia.



5.4.4 Ventajas de GMAW

Algunas de las ventajas comúnmente aceptada del proceso de

GMAW incluyen:

a. El proceso de electrodo único consumible que se puede utilizar

para soldar los metales más comerciales y aleaciones.

b. Los índices de depósito son significativamente más altos que los

obtenidos con SMAW.

c. Limpieza post-soldadura mínima es necesaria debido a laausencia de escoria.



5.4.5 Limitaciones de GMAW

Limitaciones asociadas con GMAW son:

a. El equipo de soldadura es más complejo, más costoso, y

menos portátiles que la de SMAW.

b. El arco de soldadura deben ser protegidos de corrientes

de aire que dispersan el gas de protección.

c. Cuando se utiliza el proceso de GMAW-S, la soldadura esmás propensa a la falta de fusión adecuada.



5.5 Flujo cored arc welding (FCAW)

FCAW es un proceso de soldadura por arco que utiliza un arco

entre el electrodo continuo tubular metálico de relleno y el

cordón de soldadura. El proceso se utiliza con gas de protecciónde un flujo de contenidos en el electrodo tubular.

La fuente de alimentación recomendada es de la DC-tipo de

tensión constante, similar a las fuentes utilizadas para GMAW.

Figuras 7, 8 y 9 muestran un esquema de FCAW.



5.5.1 Ventajas de FCAW

Algunas de las ventajas comúnmente aceptada del proceso FCAW

incluyen:

a. Los beneficios metalúrgicas que se pueden derivar de un flujo.

b. Escoria que apoya y da forma al cordón de soldadura.

c. Deposición alta y tasas de productividad que otros procesos tal como

SMAW.

d. La protección es producida en la superficie de la soldadura que haceque sea más tolerante a las corrientes de aire más fuerte que GMAW.



5.5.2 Limitaciones de FCAW

Limitaciones asociadas con el proceso FCAW son:

a. Auto-protección FCAW genera grandes volúmenes

de gases de soldadura, y requiere un equipo de

escape adecuado.

b. Requiere la eliminación de escoria entre pases.



c. Material de respaldo es necesario para la

soldadura de pase raíz.

5.6 SOLDADURA DE ARCO SUMERGIDO (SAW)

Soldadura por arco sumergido es un proceso de

soldadura por arco que usa un arco o arcos entre

un flujo de electrodo cubierto de metal bare y elcordón de soldadura.

Se pueden utilizar tanto el CV o la fuente dealimentación CC. SAW se utiliza ampliamente en la



presión de fabricación de buques y fabricación de

tuberías. La figura 10 muestra un esquema del

proceso SAW.

5.6.1 Ventajas de SAW

Algunas de las ventajas comúnmente aceptada

del proceso, se incluyen:

a. Proporciona velocidades de deposición muy alto

de metal.

b. Produce repetible soldaduras de alta calidad paralas soldaduras grandes y repetitivas soldaduras



las soldaduras grandes y repetitivas soldaduras

cortas.

5.7 STUD arco de soldadura (SW)

SW es un proceso de soldadura por arco que utiliza un

arco entre una pieza metálica o similar y la pieza de

trabajo. O flujo de gas protector puede o no puede serutilizado.

La corriente directa se utiliza típicamente para SW con

la pistola stud conectado al terminal negativo (DCEN).La fuente de energía es un tipo de CC.



La fuente de energía es un tipo de CC.

5.7.1 Ventajas de SW

Algunas de las ventajas comúnmente aceptada del proceso de SW

incluyen:

a. Altas tasas de productividad en comparación con stud de soldadura

manual de metal de base.

b. Considerado como un proceso de posición.

5.7.2 Limitaciones de SW

Limitaciones de SW son las siguientes:



a. El proceso es principalmente adecuado para acero al carbono y aceros

de baja aleación.

b. El proceso es especializado para algunas aplicaciones.

6. Procedimiento de soldadura

6.1 General

Los procedimientos de soldadura calificados son necesarios para lafabricación de soldadura y reparación de aparatos de presión, tuberías y

tanques.

Se detallan los pasos necesarios para hacer una soldadura específica y

generalmente consta de una descripción por escrito, los detalles de launión soldada y las variables de proceso de soldadura, y los datos de

prueba para demostrar el procedimiento, produce soldaduras que



prueba para demostrar el procedimiento, produce soldaduras que

cumplen con los requisitos de diseño.



6.2 Especificación del Procedimiento desoldadura (WPS)

ASME Sección IX requiere que cada fabricante y

contratista desarrolle procedimientos de soldadura.

ASME B31.3 permite la calificación del procedimiento

de soldadura por otros, siempre que sea aceptable

para el inspector y cumpla ciertas condiciones.



El WPS completo para un proceso de

soldadura de todas direcciones esenciales,

no esenciales y variables complementariasescenciales, cuando el notch toughness es

requerido. Las variables esenciales afectan

las propiedades mecánicas de la soldadura.



Variables no esenciales no afectan a las

propiedades mecánicas de la soldadura.

6.2.1 Tipos de variables esenciales

El WPS debe contener, como un requisito del código, la

siguiente información como mínimo:

a. Proceso. h. Montaje y alineación.

b. Metal de base. i. Parte posterior de la articulación.

c. Metal de aporte (y / o flujo). j. Peening.

d. La corriente de soldadura. k. Precalentamiento.

e. Posición de soldadura.l. Post-tratamiento térmico de lasoldadura.



f. Gas protector, si se utiliza. m. Técnica de soldadura.

g. Preparación del metal base.

6.2.2 Otros requisitos

El WPS debe también referencia a la PQR de

apoyo (s) utiliza para calificar el procedimiento

de soldadura.

Estos pueden incluir:

a. Dureza de metales, el metal de soldadura, y HAZ.

b Limitaciones del proceso de soldadura



b. Limitaciones del proceso de soldadura.

c. Limitaciones de los metales filler y fluxes.

d. Crítica geometrías de junta.

e. Limitaciones de precalentamiento.

• El formato del WPS.

• Un formulario de ejemplo está disponible



en ASME Sección IX, Apéndice B.

6.3 Procedimiento de calificación de registro (PQR)

Sección IX requiere que el fabricante o contratista debe supervisar la

producción de las soldaduras de prueba y certifique que el PQR califica

correctamente el procedimiento de soldadura.

Sección IX. Normalmente, se incluyen la prueba de tensión para

determinar la resistencia a la rotura de una soldadura de groove, guided

bends test para determinar el grado de solidez y la ductilidad de un

groove de soldadura, pruebas de resistencia a la notch cuando seimponen requisitos de resistencia y mediciones de dureza cuando

definimos las restricciones a la dureza.



definimos las restricciones a la dureza.

6.3 Procedimiento de calificación de registro(PQR) (cont.)

Un formulario de ejemplo está disponible en

ASME Sección IX, Apéndice B.

Un PQR puede apoyar WPSs varios.



6.4 Revisión de WPS y PQR

Los inspectores deberán revisar el WPS y PQR para verificar

que son aceptables para la soldadura. Si bien hay muchas

maneras de revisar un procedimiento de soldadura, el máseficaz utiliza un enfoque sistemático que asegura una

revisión completa y minuciosa de la WPS y PQR para

verificar que todos, Sección IX y los requisitos del código de

fabricación y reparación han sido satisfechas.



6.4.1 Temas que se incluirán en el WPS

6.4.2 Temas que se incluirán en el PQR

Apéndice C ofrece un ejemplo de la

utilización de una lista de comprobación

para la revisión de WPS y PQRS.



7. Soldadura de materiales7.1 General

Los materiales de soldadura se refiere a los muchos materiales

involucrados en la soldadura incluyendo el metal base, metal derelleno, los flujos y los gases, si las hubiere. Cada uno de estos

materiales tiene un impacto en el WPS y las propiedades de

soldadura.

La comprensión de las convenciones utilizadas por la Sección IX deASME es necesario revisar adecuadamente los procedimientos de

soldadura calificados



soldadura calificados.

7.2 P-asignación de números a metales base

Los metales básicos se asignan los números P-en ASME

Sección IX para reducir el número de títulos del

procedimiento de soldadura necesario. Para los metales

comunes no ferrosos con los ensayos especificados de

impacto, se asignan números de grupo dentro de P-

números.

Estas asignaciones se basan en las características del metal

base comparable, como la composición, soldabilidad, y



propiedades mecánicas.

Tabla 1



7.3 Asignación de número F a los metales de

aportación

El número F se basa fundamentalmente en las

características de usabilidad.

Por ejemplo, un soldador que se clasificó con un E-

7018 está calificado para soldar con todos los

electrodos F-4, además de todos los electrodos F-1,F-2 y F-3 (considerando ciertas limitaciones).



7.3 F-asignación de números a los metales deaportación (cont).

Debería tenerse en cuenta a la compatibilidad de la

base y metales de aportación desde la perspectiva de laspropiedades metalúrgicas, post-tratamiento térmico de

soldadura, diseño y servicio, y propiedades mecánicas.

Una lista completa de números F de electrodos yvarillas de soldadura se da en ASME Sección IX, tabla QW-

432



432.

7.4 AWS clasificación de metales de aportación

Los números de clasificación AWS se especifican en el ASME

Sección CII bajo su número de SFA según especificación.

ASME Sección IX Cuadro QW-432 se enumeran los númerosde clasificación AWS.

i.e, las clasificaciones AWS E6010, E7010, E8010, E9010, y

e10010 están todos cubiertos por el número F-3 (EXX10).



7.5 A-NÚMERO

Para minimizar el número de títulos del

procedimiento de soldadura, de acero y aleación de

los metales de relleno de acero también se agrupande acuerdo a su número.

ASME Sección IX, tabla QW-442 se basa en lacomposición química del metal de soldadura

depositado



depositado.

7.6 RELLENO DE SELECCIÓN DE METAL

Los inspectores deben verificar la selección de metal de rellenoes adecuado para el metal base donde se van a soldar. Algunasconsideraciones en la selección son:

a. Composición química del metal de aporte.b. Resistencia a la tensión del metal de aporte y metal base.

c. La dilución de elementos de aleación de metal base.

d. Templabilidad de metal de aporte.

e. Susceptibilidad a agrietamiento caliente.f. Resistencia a la corrosión del metal de aporte.



Véase el Apéndice D

7.7 Consumibles de conservación y handling.

Particularmente propensos a moisture

pickup son recubrimientos de electrodos debajo hidrógeno y electrodos de acero

inoxidable. La moisture puede ser una

fuente de hidrógeno.

Cualquier electrodo o flujos que se hayan



Cualquier electrodo o flujos que se hayan

humedecido debe ser desechada.

8. Calificación de soldador8.1 General

Calificar al soldador su desempeño esestablecer la capacidad del soldador paradeposit sound weld metal.

Un soldador puede ser calificado por la pruebade radiografía coupon o de una soldadura deproducción inicial o por los ensayos de flexión



de una prueba de coupon.

8.1 General (cont.)

Algunos usuarios finales y limitar los códigos orestringir el uso de la radiografía para este fin, laprueba radiografica no se permite para GMAW-S y

ASME Sección IX.

La responsabilidad de la calificación de soldadoresse limita a que el contratista o el fabricante

emplee al soldador y no puede ser delegada a otraorganización. Se autoriza a subcontratar lapreparación de la muestra y END



preparación de la muestra y END.

8.2 Calificación de desempeño soldador (WPQ)

El WPQ addresses de todas las variables esenciales que seenumeran en QW-350 de ASME Sección IX.

QW-352 a través de QW-357 en ASME Sección IX, la lista de lasvariables esenciales y los párrafos Código de referencia paradiferentes procesos de soldadura.

El récord de la prueba WPQ incluye todas las variables esenciales,el tipo de prueba y los resultados de la prueba, y los rangoscalificados.

Un formulario de ejemplo está disponible en ASME Sección IX-



Forma QW-484 en nonmandatory Apéndice B.

8.2 Calificación de desempeño soldador (WPQ) (cont.)

Si el examen radiológico se utiliza para la calificación, laduración mínima de coupon que debe examinarse es 6

pulgadas (152,4 mm), e incluye la circunferencia completade los coupons de soldadura de tuberías. Los coupons sonobligados a pasar el examen visual y las pruebas físicas, sise utiliza.

Normas de clasificación de los operadores de soldaduramediante radiografía requiere de 3 pies (0,91 m) delongitud para ser examinado.



longitud para ser examinado.

8.2 Calificación de desempeño soldador (WPQ)(cont.)

Calificación de desempeño Soldador expira si elproceso de soldadura no se utiliza durante un

período de seis meses. La calificación del soldadorpuede ser revocada si hay una razón paracuestionar su capacidad para hacer soldaduras.

Un registro de los soldadores o el informe decontinuidad puede ser utilizado para verificar quelas calificaciones de un soldador son actuales.



las calificaciones de un soldador son actuales.

8.3 Revisión de un WPQ

8.3.1 Revisión previa a la soldadura

Antes de cualquier soldadura, los inspectores deben revisarwelders'WPQ para verificar que están calificados para realizar lasoldadura dada su posición y el proceso. Al examinar una WPQ, losartículos para comprobar incluyen:

a. Soldadores nombre y número de la estampilla.

b. Proceso de soldadura y tipo.

c. Identificación de WPS utiliza para obtener un coupon de prueba

soldadura.d. Copia de seguridad (si se utiliza).

e. P-número (s) de juntas de metales base.



( ) j

Al examinar una WPQ, los artículos para comprobar incluyen (cont):

f. Espesor de los metales base y el diámetro del tubo.

g. Número de metal de aporte SFA.

h. Número F metal de aporte.

i. Insertar consumibles (si se utiliza). j. Espesor depositado (para cada proceso que se utiliza).

k. Posición de soldadura en el coupon.

l. La progresión de la soldadura vertical.

m. Pista de gas utilizada.n. Modo de transferencia de metal (si GMAW).



Al examinar una WPQ, artículos para comprobar incluyen(cont):

o. Soldadura de tipo de corriente / polaridad (si GTAW).

p. Si la máquina soldado se refieren a QW-484 para losvalores adicionales requeridos.

q. Tipo de curva guiada de prueba y los resultados, si se

utiliza.

r. Los resultados del examen visual.

s. Las necesidades adicionales del código de fabricación.



t. Organización de pruebas de identificación, firma y fecha.

u. Rayos-X si se utiliza.

8.3.2 Verificación del Rango de calificación

La Sección IX ASME, las siguientes referencias deben ser utilizados

para verificar el rango de calificación:

a. Calificación de metal común-QW-QW-423.1 y 403.15.

b. Backing-QW-350 y QW-402.4.c. Deposited de calificación del espesor de soldadura del metal-QW-

452.1 (ensayos de flexión transversal) y QW-404.30.

d. Groove límites de soldadura de pequeño diámetro-QW-QW-452.3 y

403.16.

e. Posición y los límites de diámetro-QW-461.9, QW-QW-405.3 y 403.16.

f. Número F-QW-433 y QW-404.15.



9. Ensayos No destructivos

9.1 Discontinuidades

El ensayo no destructivo (END) se definecomo los métodos de inspección, quepermitirá que los materiales que deben

examinarse sin modificar o destruir suutilidad. END es una parte integral del

d tí d lid d



programa de garantía de calidad.

El inspector debe elegir un método de END capaz dedetectar la discontinuidad en el tipo de soldadura

de las articulaciones debido a la configuración.

Tabla 2 y Figura 11 se enumeran los tipos comunes

y la ubicación de las discontinuidades e ilustra sus

posiciones dentro de una soldadura a tope.

Los métodos más comúnmente utilizados ENDutilizados durante la inspección de soldaduras se

muestran en la Tabla 3



muestran en la Tabla 3.

Tabla 4 enumera los diferentes tipos de unionessoldadas y los métodos de END común disponiblepara inspeccionar su configuración. Cuadro 5

nuevas listas de las capacidades de detección de losmétodos de END más comunes.

Tabla 6 es un resumen de estas discontinuidades,

los métodos de END potencial y las posiblessoluciones para el proceso de soldadura.



9.2 IDENTIFICACIÓN DE MATERIALES

Esto puede incluir la revisión de los

certificados de los materiales, la revisión delos sellos o marcas de los componentes, oexigir pruebas de PMI (Identificaciónpositiva de materiales).

Directrices para el control del material y su



verificación se exponen en el API RP 578.

9.3 EXAMEN VISUAL (VT)

9.3.1 General

La prueba visual es el método más utilizado END para las

soldaduras. Incluye tanto la observación directa o indirectade las superficies expuestas de la soldadura y el metal base.

La Prueba visual directa se realiza cuando el acceso es

suficiente para colocar la visión a 6 pulgadas - 24 pulgadas(150 mm - 600 mm) de la superficie a ser examinada y en

un ángulo no inferior a 30 grados a la superficie tal como se



ilustra en la Figura 12.

ASME Sección V, artículo 9, (Apartado T-940) enumera losrequisitos para el examen visual.

Algunos de los requisitos enumerados en este artículo son:

a. El procedimiento escrito requerido para los exámenes.b. La cantidad mínima de información que debe incluirse en el

procedimiento escrito.

c. Demostración de la adecuación del procedimiento deinspección.

d. Personal que está obligado a demostrar cada año la prueba deagudeza de visión cercana Jaeger 1.



9.3.2 Visual Inspection Tools

A continuación se enumeran algunas

herramientas de uso común con VT o losmétodos de soldadura:



9.3.2.1 Ayudas ópticas

a. Iluminación: la iluminación de la superficie de la inspección es de

extrema importancia.

b. Espejos-valuable para el inspector de lo que les permite observar el

interior de las tuberías, agujeros roscados y bores holes, dentro depiezas de fundición y en las esquinas si es necesario.

c. Lupas-útil para llevar a observar los pequeños detalles y defectos.

d. Boroscopios y fibroscopios-ampliamente utilizado para el examen de

los tubos, un profundo agujero, agujeros largos, y las curvas detuberías, teniendo superficies internas no accesibles a la visión

directa.



9.3.2.2 Mecánica de Aids

a. Regla de acero disponible en una amplia selección de

tamaños y graduaciones para satisfacer las necesidades

del inspector (que se considera un instrumento de

mediana precisión).

b. Vernier o pie de rey - Un instrumento de precisión, capaz

de medir en unidades de valor decimal en un factor de

precisión que puede variar entre 0.1 a 0.01 mm.



c. Combination square set, consta de una hoja y un conjuntode tres cabezales: Square, Centro y transportador.

d. Medidor de espesor-comúnmente llamado “Feeler"

indicador se utiliza para medir la distancia entre los

objetos.

e. Niveles - herramientas diseñado para probar si un plane o

superficie es realmente horizontal o vertical.



9.3.2.3 Examen de dispositivos de soldadura

Herramientas de inspección típicos parainspección de soldadura incluyen:

a. Kit de Inspector (ver Figura 13)

b. Medir CAM Bridge (ver Figura 14)

c. Calibre Filete de soldadura (véase la Figura15, 16,17 y 18),

d. Medir el tamaño de soldadura (ver Figura 19)



( g )

e. Hi-lo ancho de soldadura (ver Figura 20)

9.4 EXAMEN Partículas Magnéticas (MT)

9.4.1 General

Examen de partículas magnéticas es eficaz en lalocalización de las discontinuidades de superficie o cerca

de la superficie de materiales ferromagnéticos. Es máscomúnmente utilizado para evaluar la unión soldada ensuperficies, los controles intermedios de las capas desoldadura y de back-gouged de las superficies desoldaduras terminadas.

Los tipos de discontinuidades que se pueden detectar songrietas, laminaciones, laps, y costuras. (Fig. 21, 22,23, 24 y25).



25).

9.4.2 Indicador de dirección del flujo magnético

La dirección de la dirección del flujo magnéticopuede ser confirmado por el uso de varios

indicadores. Uno de los indicadores máspopular es el pie gauge. Se compone de ochosegmentos de acero de bajo carbono,soldadas entre sí para formar una placa

octogonal que es de cobre recubierto de unlado para ocultar las líneas de articulación (verFigura 27).



g )

9.4.3 Desmagnetización

Cuando el magnetismo residual en la partepodría interferir con el tratamientoposterior o uso, las técnicas dedesmagnetización debe utilizarse parareducir el campo magnético residual dentro

de límites aceptables. Se debe tenercuidado al realizar el examen de MT de unasoldadura durante el proceso de soldadura



soldadura durante el proceso de soldadura.

9.5 Corriente Alterna campo de medición (CCGP)

La técnica ACFM es una técnica electromagnética de no-contacto que es capaz de detectar el tamaño y la superficiede los defectos de última hora en una gama de diferentesmateriales y revestimientos a través de espesores variables.

ACFM se utiliza para la evaluación y el seguimiento de lasgrietas existentes.

ACFM utiliza una sonda similar a una sonda de corrientes

de Foucault y se introduce una corriente alterna en una pielfina cerca de la superficie de cualquier conductor.



Dos componentes del campo magnético semiden: B

x a lo largo de la duración del

defecto, que responde a los cambios en la

superficie de densidad de corriente y dauna indicación de la profundidad cuando lareducción es la mayor; y B

Z , lo que da una

respuesta negativa y positiva, ya sea finaldel defecto causado por los polos actualesgenerados por proporcionar una indicaciónd l i d



de longitud.

9.6 Prueba de Líquido Penetrante (PT)

PT es capaz de detectar la superficie de discontinuidadesen las aleaciones ferrosas y no ferrosas. La prueba deLíquidos penetrantes se puede utilizar para examinar la

superficie de unión soldada, los controles intermedios delos distintos pases de soldadura, soldadura terminada.

PT se emplea comúnmente en los aceros inoxidablesausteníticos cuando el examen de partículas magnéticas no

es posible.



Durante el PT, la superficie de prueba, se limpia yse cubre con un líquido penetrante, que buscaconectar las discontinuidades en la superficie.

Después de que el exceso de la superficie delíquidos penetrantes se retira, un disolventesuspensión de base en polvo (revelador) es

normalmente aplicado por pulverización.



Tres métodos diferentes de líquidospenetrantes están disponibles para su usocon las dos técnicas, que incluyen:

a. Lavable con agua.

b. Post-emulsificable.

c. Removible con solvente.



9.7 Corrientes de Eddy (ET)

La inspección por Corrientes de Eddy se utiliza para detectar lasdiscontinuidades de superficie, y en algunos casos, lasdiscontinuidades del subsuelo en tuberías, tubos, alambre, varilla yacción de la barra. ET ha limitado su uso en la inspección desoldaduras.

Corrientes de Eddy se puede utilizar como una prueba rápida paraasegurar que los componentes que se unió durante la soldaduratienen las propiedades del material mismo, y como una rápidacomprobación de los defectos de los caras de uniones soldadas.

Más información se puede encontrar en ASME Sección V, artículo 8,que se ocupa de Prueba de Corrientes de Eddy actual de productostubulares.



9.8 INSPECCION RADIOGRÁFICA (RT)

9.8.1 General

RT es un método de examen volumétrico capaz de examinar la muestrade todo y no sólo la superficie. Es el enfoque histórico para examinarlas soldaduras para completar la superficie y las discontinuidades delsubsuperficiales. El método utiliza el cambio en la absorción de laradiación de metal sólido y en una de las zonas de discontinuidad.

La radiación transmitida reacciona con la película, una imagen latentees capturado, y cuando la película se procesa (desarrollados) crea una

imagen permanente (radiografías) de la soldadura.



El examinador de END que realiza la interpretación de lapelícula, evaluación y presentación de informes debe estarcertificado como mínimo a los requisitos ASNT Nivel II. Sinembargo, todo el personal que realiza la radiografía estánobligados a asistir a un entrenamiento de seguridadradiológica y cumplir con los requisitos reglamentariosaplicables.

La exposición y el procesamiento de una radiografía se

considera aceptable siempre que cumpla las característicasde calidad exigidas en términos de sensibilidad y ladensidad.



9.8.2 Indicadores de Calidad de la imagen (Penetrametros)

Las normas para la radiografía industrial requieren el usode uno o más indicadores de calidad de la imagen (IQIs)para determinar la sensibilidad requerida.

Errores con IQIs (penetrametros) pueden tener unimpacto mucho mayor en la tubería de pared delgada,donde pasan grandes imperfecciones de la raíz puede

reducir significativamente la fuerza y la integridad de unasoldadura.



IQIs (penetrametros) son herramientas utilizadasen la radiografía industrial para establecer el nivelde calidad de la técnica radiográfica.

Hay dos tipos de IQIs (penetrametros) en uso hoyen día:

a. Wire-IQIs tipo (ASTM E-747)

b. Hoyo-IQIs tipo (ASTM E - 142)



IQIs (penetrametros) son seleccionados en base al grosordel material de base más el refuerzo. Wire-IQIs tipo(penetrametros) son más a menudo colocado perpendiculara la línea central de la soldadura con la sensibilidad

necesaria basada en el espesor de la soldadura.

Hoyo-IQIs tipo (penetrametros) se colocan al lado de lasoldadura ya sea en el material original o en una cuña con

un espesor equivalente a la soldadura acumulada.



Tabla 7 ASTM 142

El agujero que se requiere para ser visible en una radiografíaaceptable que se llama el agujero esencial.

Por ejemplo, un 10 No. IQI (penetrametro) es 0,010



Por ejemplo, un 10 No. IQI (penetrametro) es 0,010pulgadas (0,25 mm) de espesor mientras que la N º 20 es

0.020 mm de espesor (0,51 mm).

9.8.3 Película radiográfica

Película radiográfica de Clase I o II son aceptablespara su uso. La película está obligado a tener una

longitud y anchura suficiente para permitir unmínimo de 1 pulgada (25 mm) en las exposicionesconsecutivas circunferencial, y 3 / 4 pulgadas (19mm) de cobertura a ambos lados de la soldadura.



9.8.4 Selección de la fuente radiactiva

Para la inspección de soldadura, se utilizan isótoposradiactivos de iridio normalmente 192 o de cobalto 60.Máquinas de rayos X también pueden ser utilizados.

Iridio 192 se utiliza normalmente para la realización dela radiografía de acero con un rango de espesor de 0,25pulgadas - 3,0 pulgadas (6,3 mm - 76,2 mm). El cobalto60 se utiliza para el acero, el espesor de 1,5 pulgadas -

7,0 pulgadas (38 mm - 178 mm).



9.8.5 Procesado de películas

Películas expuestas pueden ser procesadas a

mano, o el examinador puede usar unprocesador automático. Tiempo en el

desarrollo normal es de cinco a ocho minutos a

68 ° F (20 ° C).



9.8.6 Preparación de la superficie

Donde una condición de la superficie, el cual podríaenmascarar un defecto, es visualmente detectado por elradiólogo antes de la radiografía, el estado de la superficiedebe ser subsanado antes de la exposición.

Ondas de soldadura u otras irregularidades en el interior deambos, deben eliminarse en la medida que can either mask

o bien puede ser confundida con la imagen de unadiscontinuidad.



9.8.8.1 Técnica de pared simple

Una sola técnica de exposición de la pared

debe ser utilizado para la radiografíapráctica. En la técnica de una sola pared, laradiación pasa a través de una sola pared de

material o de soldadura, se consideraaceptada en la radiografía (ver Figura 31).



9.8.8.2 Visualización de una sola pared

Para los materiales, y para soldaduras encomponentes, una técnica que puede utilizarse en

los que la radiación pasa a través de dos paredes ysólo la soldadura (materiales) en el sidewall depelícula es vista para su aceptación.

Un mínimo de tres exposiciones tomadas a 120 °entre sí debe hacerse.



9.8.8.3 Técnica de pared doble

Cuando no es práctico utilizar una técnica de una solapared, una técnica de doble pared debe ser utilizado. Paralos materiales y las soldaduras en los componentes de 3,5pulgadas (88,9 mm).

(Ver Figura 32). Cuando la cubierta completa se requiereun mínimo de dos exposiciones tomadas a 90 ° entre sídeben ser de cada junta de soldadura. Alternativamente, la

soldadura puede ser radiografías con el haz de radiacióncolocada de tal modo que se superponen las dos paredes.

Cuando la cobertura completa se requiere un mínimo de



Cuando la cobertura completa se requiere un mínimo detres exposiciones tomadas en cualquiera de los 60 ° o 120 °entre sí debe hacerse para cada unión soldada.

9.8.9 Evaluación Radiografica

El paso final en el proceso es la evaluación radiográficade la radiografía. Interpretación de la película precisa

es esencial, y que requiere horas de examen y lacomprensión de los diferentes tipos de imágenes y lascondiciones asociadas en la radiografía industrial.

El intérprete debe ser consciente de los diferentesprocesos de soldadura y de las discontinuidadesasociadas a esos procesos.



9.8.9.1 Servicios de radiografías de visualización

Equipo utilizado para ver las radiografías de

interpretación proporcionará una fuente de luz

suficiente para que el IQI esenciales (penetrametro)

el agujero o alambre para ser visible para el rango de

densidad especificada.

Dispositivos de aumento de baja potencia (1,5 x - 3X)

también puede ser utilizado para ayudar en la

interpretación de la película y la evaluación.



9.8.9.2 Calidad de las radiografías

Las radiografías deben estar libres dedefectos mecánicos, químicos u otros. Unaradiografía con las manchas en el área deinterés debe ser desechado y el radiografiar

nuevamente el área.



9.8.9.3 Densidad radiográfica

Película expuesta que permite que el 10% de la luz incidentepasar a través y tiene una densidad de 1,0 de película. Ladensidad de la película transmite a través de la imagen

radiográfica a través del cuerpo del tipo de agujero IQI(penetrametro), o adyacente to wire IQI (penetrametro), en elárea de interés debe estar dentro del rango de 1,8 a 4,0 pararayos X y 2,0 -- 4,0 para rayos Gamma.

Un densitómetro o cuña de película de comparación se utilizapara medir y calcular la oscuridad (densidad) de la película.



9.8.9.4 Excesiva Backscatter

Una carta de plomo "B" con una dimensión mínima de 1 / 2pulgada (12,7 mm) y 1 / 16 pulgadas (1,55 mm) de espesor seadhiere generalmente a la parte posterior de cada soporte de la

película / casete durante una exposición para determinar siBackscatter de la radiación es la exposición de la película.

Si una imagen de la luz de la letra "B" aparece en cualquierradiografía de un fondo oscuro, la protección contra la radiación

dispersa se considera insuficiente y la radiografía se considerainaceptable.



9.8.9.5 Interpretación

La interpretación radiográfica es el arte de extraer lamáxima información de una imagen radiográfica. Estorequiere un juicio subjetivo por parte del intérprete y

está influenciado por el conocimiento de los intérpretes:

a. Las características de la fuente de radiación y nivel deenergía (s) con respecto al material que está siendoexaminado;

b. Las características de los medios de grabación enrespuesta a la fuente de radiación seleccionado y el nivelde energía (s);



de energía (s);

c. El tratamiento de los medios de grabación con respecto a la calidad dela imagen;

d. La forma del producto (objeto) se radiografía;

e. Los tipos posible y más probable de las discontinuidades que se pueden

producir en el objeto de prueba.

f. Las variaciones posibles de las imágenes de las discontinuidades en

función de la geometría radiográfica, y otros factores.

Ver Figura 33 a 44.



9.8.10 Examen radiográfico Records

Un informe de la radiografía de la muestra

se proporciona en el Apéndice E.



9.9 Inspección por ultrasonido (UT)

UT es capaz de detectar las discontinuidades desuperficie y subsuperficie. Un haz de sonido en elrango de frecuencia ultrasónica (> 20.000 ciclos por

segundo) viaja en línea recta a través del metal y serefleja en una interface.

Tenica del Haz recto se utilizan para la evaluación de

espesor o para verificar si hay láminas, y / o otrascondiciones, que pueden impedir el ángulo beam deinterrogting a la soldadura.



La A-scan, como se muestra en la Figura 45,

El B-scan (ver figura 46).

El C-scan (ver Figura 47).



ASME Sección V, artículo 4, enumera los requisitosgenerales para el examen por ultrasonido.

ASME B31.3 y ASME Sección VIII, División 1, exigenun examen de ultrasonido que se realizará deconformidad con el artículo 4.



9.9.1 Sistema de inspección de calibración por ultrasonido.

La calibración del sistema de inspección por ultrasonido es el procesode ajuste de los controles del aparato de ultrasonido de forma que lapantalla de UT muestre una respuesta de onda sonora lineal.

El sistema de inspección incluye el examen, el instrumento deultrasonido, el cableado, la unidad de búsqueda, incluyendo cuñas ozapatas, acoplador y una norma de referencia / procedimiento.

El instrumento de ultrasonido es requerido que cumpla o exceda los

requisitos de ASME Sección V, artículo 5, apartado T-530,



Las comprobaciones del sistema de calibración se debe realizarantes y durante la realización de un examen.

La temperatura del patrón de calibración debe estar dentro de 25° F (14 ° C) de la zona a examinar.

Los controles del sistema se realiza típicamente en un mínimo decada cuatro horas durante el proceso de examen, pero se puedehacer más a menudo, cuando se sospecha de malfuncionamiento.

Si durante un control de calibración del sistema, se determina que

el equipo de ultrasonido no está funcionando adecuadamente,todas las áreas sometidas a análisis desde la última calibraciónsatisfactoria debe ser reexaminado



9.9.1.1 Evaluación de Eco con el CAD

La corrección de amplitud a distancia (CAD)

de la curva permite una evaluación simpleeco de reflectores desconocidos porcomparación de la altura del eco con

respecto a la DAC (% DAC).

Ver figura 48 y 49



9.9.2 Preparación de la superficie

Previo al examen UT, todos los análisis de

superficies deben estar libres desalpicaduras de soldadura, irregularidadesde la superficie y material extraño que

pudiera interferir con el examen.



9.9.3 Examen de cubierta

Cada paso del transductor se superponen elpaso anterior en un 10% del transductor dela dimensión del elemento. La tasa demovimiento de búsqueda de unidad nodebe exceder de 6 pulgadas (152 mm) por

segundo a menos que la calibración severifique en una mayor velocidad.



9.9.4 Prueba de Haz recto

Una prueba de haz beam recta se deberealizar junto a la soldadura para detectar

los reflectores que puedan interferir con elhaz de ángulo desde el examen de lasoldadura como una lámina en el material

base. Todas las zonas que tienen este tipode reflector debe ser registrado.



9.9.5 Prueba de haz angular

Normalmente, hay dos exámenes diferentes de haz deangulor a cabo en una soldadura. Una búsqueda dereflectores que están orientadas en paralelo a la

soldadura, y una búsqueda de reflectores que estánorientadas transversal a la soldadura.

En ambos casos, la exploración debe realizarse en unvalor de ganancia, por lo menos dos veces la

sensibilidad del nivel de referencia establecido durantela calibración.



9.9.6 Ultrasonic Testing Automatizado (AUT)

a. Pulso-eco Raster de escaneo: Esta técnica inspecciona con cerogrado de compresión y dos transductores de haz angularinterrogting a la soldadura de ambos lados simultáneamente.

b. Pulso-eco por zonas de inspección: La inspección de zonificaciónes una técnica de línea de escaneo.

c. Tiempo de flight de difracción (TOFD): Esta es una línea de técnicade exploración utilizada en el modo de emisión y recepción.



9.9.7 La discontinuidad de evaluación y tamaño

Normalmente, cualquier imperfección que hace que una indicación enexceso de un determinado porcentaje de la curva DAC debe serinvestigado en términos de las normas de aceptación.

Una de las técnicas de tamaño utilizado comúnmente se denomina latécnica “Intensidad drop". Esta técnica utiliza el tamaño del haz dedifusión para determinar los bordes del reflector. La técnica drop de 6 dBse utiliza comúnmente para determinar la longitud del reflector.

Usando esta técnica, el transductor se coloca en la parte de tal maneraque se maximiza la amplitud del reflector. Este punto se marca con unlápiz graso. El instrumento de UT se ajusta a establecer la señal de un 80%de la altura de pantalla completa (FSH).



9.9.7.1 El método de identificación CreepingWave

El método de onda Creeping ID utiliza losefectos de los múltiples modos de sonido,tales como las ondas longitudinales y ondas decorte cualitativo a defectos de tamaño.



Tres ondas específicas se presentan con el método de la

onda Creeping ID:

a. Ángulo de alta refracción de onda longitudinal deaproximadamente 70 °.

b. Directa de 30 ° de ondas S, que se convierte en unmodo de 70° se refracta de onda longitudinal.

c. Cortante indirectos o "cabezal" de onda which modeconverts en el diámetro interior de una superficie a unaonda longitudinal, y se mueve a lo largo de la superficie.



9.9.7.2 Tip del Método de difracción

Tip de los Métodos de difracción son muy eficaces paradeterminar el tamaño flaws las cuales están abiertas a lasuperficie del diámetro interior o exterior y son poco profundosa mitad - pared.

9.9.7.3 El método de ángulo alto longitudinal

El método del ángulo de alta refracción de ondas longitudinaleses muy eficaz para defectos muy profundos. Elemento dual,centrado, 60, 70, y OD progresiva de onda se utiliza paraexaminar el exterior de un espesor medio del material de loscomponentes.



9.9.7.4 El Método Bimodal

El método bimodal es una sonda de doble elemento junto con loscristales de transductores situados uno enfrente del otro.

9.10 Ensayo de dureza

Prueba de dureza de la soldadura y tamaño a menudo es necesariopara asegurar el proceso de soldadura y cualquier PWHT dando lugar aun resultado aceptable "suave".

API RP 582 detallan los requisitos de ensayo de dureza para PQRS y las

soldaduras de producción.



9.11 PRESIÓN Y FUGAS DE ENSAYO (LT)

Normas API 510 y 570, API RP 574 y ASME B31.3proporcionan orientación sobre la aplicación de pruebas

de presión. Pruebas de presión debe llevarse a cabo a latemperatura adecuada para el material de fabricaciónpara evitar la fractura brittle.

La prueba debe considerarse el tiempo suficiente parauna inspección visual completa para identificar posiblesfugas. Típicamente, una prueba de presión debemantenerse al menos durante 30 minutos.



Pruebas de presión neumática a menudo requierenaprobaciones y consideraciones especiales debido a lacantidad de energía almacenada en el sistema.

ASME Sección V, artículo 10, las direcciones de losmétodos de prueba de fugas e indica diferentessistemas de pruebas para ser utilizado tanto para abriry cerrar las unidades.

Si la unidad se encuentra bajo la presión de tener fugas,debe ser sin presión, las fugas reparadas según elcódigo de Administración, y se repite la prueba.



9.12 Inspección de soldaduras registro de datos

9.12.1 Detalles de información

Los resultados de la inspección de soldadura deben sercompletamente y correctamente documentados. El

informe de inspección, en muchos casos, se convertirá enun registro permanente que se mantenga y se hacereferencia a la vida de la soldadura o la parte objeto de lainspección.

La información que incluye un informe de inspecciòn es :Informaciòn general, informaciòn de la inspecciòn yresultados de la inspecciòn.



10. Metalurgia10.1 GENERAL

La metalurgia es una ciencia compleja, perouna comprensión general de los grandesprincipios es importante para el inspector,debido a la gran variedad de metales que

pueden ser unidas por soldadura durante lareparación de los equipos, y el impactosignificativo sobre los metales resultantes



del proceso de soldadura.

10.2 La estructura de metales y aleaciones Las propiedades físicas de los materiales

metálicos como resistencia, ductilidad y

tenacidad se puede atribuir a la composiciónquímica y la disposición ordenada de estosátomos.

Los metales en estados de fundición olíquido no tienen arreglo ordenado de losátomos contenidos en la masa fundida



átomos contenidos en la masa fundida.

10.2.1 La estructura de Castings

La disposición general de los granos, los límites de grano y lasfases presentes en el casting que se llama la microestructura delmetal.

Debido a la fundición utilizado en la industria de la refinería songeneralmente aleado, contiene dos o más fasesmicroestructurales. Una fase es cualquier estructura que sea físicay composición diferente. Como la composición química se altera o

la temperatura cambia, y se pueden formar nuevas fases o etapasque comienzan a desaparecer.



En general, es conveniente mantener el tamaño de los

granos pequeños, lo que mejora la resistencia ytenacidad. Esto puede lograrse aprovechando almáximo la velocidad de enfriamiento o reducir almínimo la entrada de calor (en el caso de la

soldadura).

Como la masa fundida se enfría, estos elementos son

el tiempo que figura en las fases de microestructurales que se solidifican pasado en los espaciosentre los granos.



Las Soldaduras son particularmente propensos alagrietamiento por hidrógeno de los gasesatrapados.

Este problema puede evitarse con la limpiezacuidadosa de los biseles de soldadura para eliminarlos hidrocarburos y la humedad, el uso de

electrodos de bajo hidrógeno, el almacenamientocorrecto o en el horno de electrodos y la utilizaciónde técnicas adecuadas de depuración de gases de

ld d d lt lid d



soldadura de alta calidad

10.2.2 La estructura de materiales forjados

La gran mayoría de los materiales metálicos utilizadospara la fabricación de equipos de la planta de refinería

y productos químicos que se utilizan en el forjado deforma de yeso.

Materiales monofásico son a menudo reforzado poragregar elementos de aleación que conducen a la

formación de precipitados metálicos o intermetálicos.

En general, un mayor fortalecimiento se produce con ladistribución fina de precipitates.



10.2.3 Soldadura de Metalurgia

La metalurgia de soldadura se refiere a la fusión, solidificación,reacciones gas-metal, escoria de las reacciones de metal, losfenómenos de superficie y las reacciones de metal base.

Las partes de una soldadura se compone de tres zonas, el metalde soldadura, el calor de metal afectado (zona), y la base demetal.

En consecuencia, la soldadura será menos homogénea que el

metal base, que puede afectar las propiedades mecánicas de lasoldadura.



10.2.3 Soldadura Metalurgia

La zona afectada térmicamente (HAZ) es adyacente a lasoldadura y es la parte del metal base que no se haderretido, pero cuyas propiedades mecánicas omicroestructura han sido alteradas por la temperatura deprecalentamiento y el calor de la soldadura.

Hay normalmente un cambio en el tamaño de grano o laestructura de grano y la dureza en la ZAC de acero.

Para los aceros al carbono, el HAZ incluye las regiones quese calienta a más de 1350 ° F (700 ° C).



10.2.3 Soldadura de Metalurgia (cont)

Hay muchas fuentes de hidrógeno. En SMAWo SAW, el hidrógeno puede estar presentecomo el agua en el revestimiento deelectrodos o flujo. El hidrógeno tambiénpuede vienen de lubricantes, agua en la pieza

de trabajo, los óxidos de superficie, o lahumedad o la lluvia.



10.2.3 Soldadura de Metalurgia (cont).

Un gas reactivo como el dióxido de carbono puededescomponer en las temperaturas en el arco de carbono yoxígeno. Esto no es un problema en el carbono y aceros de

baja aleación. Sin embargo, el de alta aleación y metalesreactivos, esto puede causar un aumento en el contenidode carbono y la formación de óxidos que pueden disminuirla propiedades de resistencia a la corrosión de la soldadura.

Materiales de alta aleación de soldadura con gas blindadoen procesos suelen emplear gases inertes blindaje omezclas con sólo pequeñas adiciones de gases reactivospara promover la estabilidad del arco



para promover la estabilidad del arco.



10.3.2 Conductividad Térmica

Los materiales con alta conductividad térmica requiereninsumos de mayor calor para la soldadura que aquellos conmenor conductividad térmica y pueden requerir una pre-calentamiento. El acero es un mal conductor del calor, encomparación con el aluminio o cobre. Como resultado deello se necesita menos calor para derretir el acero.

Esta capacidad de aluminio para la transferencia de calor

de manera tan eficiente hace que sea más difícil de soldarcon fuentes de calor a baja temperatura.



10.3.3 Conductividad eléctrica

Uno puede entonces deducir que el acero se calientacon las entradas de calor más baja que la necesaria parael aluminio o el cobre debido a su menor medida de la

conductividad eléctrica y mayor resistencia eléctrica.

La conductividad térmica de un material decrececuando las temperaturas aumentan.

Un material que ha tenido importantes elementos dealeación añadido tendría una conductividad térmicabaja y bajo fuego son los insumos necesarios para elevarel material a una temperatura deseada.



el material a una temperatura deseada.



10.3.4 Coeficiente de expansión térmica

Este coeficiente de dilatación térmica no puede ser constante duranteun intervalo de temperaturas a causa de la fase de cambios queexperimenta un material a diferentes temperaturas y los aumentos odisminuciones de volumen que acompañan a estos cambios de fase.

La unión de los metales en los que sus coeficientes de expansióntérmica son muy diferentes también pueden contribuir a lascondiciones de fatiga térmica, y como resultado un fallo prematuro delos componentes. Los procedimientos de soldadura son a menudoempleados, y especifican los metales de relleno especial que minimicen

los efectos adversos causados por las diferencias inherentes entre losmetales a unir.



10.3.5 Densidad

La densidad de un material se define como sumasa por unidad de volumen. Fundición,soldadura y, por tanto, suelen ser menos denso

que el material forjado de composición similar.

Un gas con una mayor densidad es más eficientecomo gas de protección de uno de menordensidad, ya que protege el medio ambiente desoldadura más tiempo antes de la dispersión.



10.4 PROPIEDADES MECÁNICAS

Las pruebas realizadas para comprobar el valor deesas propiedades. Este es uno de los principiosfundamentales del procedimiento de realización de

pruebas de calificación de soldadura. Algunosejemplos de las propiedades mecánicas de losmetales y aleaciones, la resistencia a la tensión,resistencia a la fluencia, ductilidad, dureza yresistencia



10.4.1 Tensión y fluencia

La prueba de tensión se utiliza para determinar los metalesresistencia a la tracción, resistencia a la fluencia,elongación y reducción de la superficie.

La tensión nominal de un metal es igual a la resistencia a latracción.

Tensión se define como la cantidad de deformación,

cambio en la forma. Tensión se expresa como la longitudde la elongación dividida por la longitud original de lamuestra antes de ser tensionado.



10.4.2 Ductilidad

En las pruebas de resistencia a la tracción, ductilidad se define como lacapacidad de un material para deformarse plásticamente sin agrietarse,

medida por el alargamiento o la reducción de área.

Un material sometido a cargas más allá de su límite elástico puede ser

la strain endurecido, o el trabajo endurecido.

Algunos de los materiales también se deterioran en términos de

ductilidad debido a los ciclos térmicos en servicio. Reducción de la

ductilidad en estos casos pueden caer tan lejos que en la soldadura de

los servicios de reparación sin fisuras son muy difíciles si no esimposible. Esto a veces se experimentan durante la soldadura de

reparación de intercambiadores de placas tubulares de aleación

compleja.



10.4.3 Dureza

La dureza de un material se define como la resistencia a la deformaciónplástica por indentation

Medidas de dureza puede proporcionar información acerca de loscambios causados por la soldadura metalúrgica. En los aceros dealeación, una medición de la dureza de alta podría indicar la presenciade martensita suelta en la soldadura o la zona afectada térmicamente,mientras que la dureza baja puede indicar un exceso de revenido.

Hay a menudo en los requisitos de la degradación del servicio, queestán relacionados con la dureza. Por ejemplo, la susceptibilidad a H2S

grietas húmedas en acero al carbono se reduce si los niveles semantienen por debajo de dureza HRC 22.



10.4.4 Resistencia

La Resistencia es la capacidad de un metal para

absorber energía y deformarse plásticamente

antes de fracturarse. Una propiedad importante

del material para un tanque y diseño de Vessel de

presión es la "resistencia a la fractura" de un metal

que se define como la capacidad de resistir a la

fractura o la propagación de grietas bajo tensión.Por lo general se mide por la energía absorbida en

una prueba de impacto notch.



10.5 PRECALENTAMIENTO

El propósito principal para el precalentamiento de carbono yaceros de baja aleación para reducir la tendencia para elhidrógeno retardada inducida por el agrietamiento. Para ello,disminuyendo la velocidad de enfriamiento, que ayuda a prevenir

la formación de martensita en la soldadura y metal base HAZ.

Una buena práctica es el calor de manera uniforme de un espacioa ambos lados de la unión soldada a una distancia tres veces elancho de la soldadura. El precalentamiento debe aplicarse y

extenderse a por lo menos 2 pulgadas (50,8 mm) a ambos ladosde la soldadura to encompass the weld and potential heataffected zone areas.



10.6 POST-WELD TRATAMIENTO TÉRMICO

Post-tratamiento térmico de soldadura (PWHT)produce dos efectos mecánicos y metalúrgicos encarbono y aceros de baja aleación.

Por ejemplo, un alivio de tensión simple de reducir lastensiones residuales se realiza a una temperaturainferior a un tratamiento térmico.

PWHT (alivio del estrés) pueden ser aplicados porcalentamiento por resistencia eléctrica, horno decalefacción, o si es permitido por el código, local flameheating.



10.7 TEMPLE

El endurecimiento o temple se define como la propiedadde una aleación de hierro que determina la profundidad yla distribución de la dureza inducida por enfriamiento.

La dureza depende principalmente del contenido encarbono de la materia, en tanto que la templabilidad esfuertemente afectada por la presencia de elementos dealeación, como el cromo, molibdeno y vanadio, y, en menormedida por el contenido de carbono y elementos de

aleación como el níquel, el cobre y el silicio .



Tabla 11



10.8 Informe de pruebas de materiales

Los informes de Materiales de ensayo, a veces puede seruna herramienta muy valiosa para el inspector y el ingenierode soldadura. Estos son normalmente declaracionesnotariales y son jurídicamente vinculantes. Por lo generalhay dos tipos de informes de ensayo, un análisis de calor yun análisis de producto. Un análisis de calor, o certificado defábrica.

Es importante señalar que los materiales de los informes deensayo general, no se entregan al comprador, salvopetición.



10.9 Soldabilidad de los aceros

Hay libros enteros dedicados a la soldabilidad de los metalesy aleaciones. La soldabilidad es una propiedad compleja que

no tiene una definición universalmente aceptada. El término

es ampliamente interpretado por la experiencia individual.

La American Welding Society soldabilidad define como "la

capacidad de un metal que se soldadas en las condiciones

de fabricación impuestas en una estructura específica,

adecuadamente diseñados, y para llevar a cabosatisfactoriamente en el servicio previsto."



10.9.1 Metalurgia y soldabilidad

Un factor principal que afecta la soldabilidad de metales yaleaciones es su composición química.

Si estos límites son amplios, el metal se dice que tiene unabuena soldabilidad. Si los límites son estrechos, el metal seconsidera que tiene soldabilidad pobre.

Estos son el azufre, fósforo, estaño, antimonio y arsénico.Estos elementos a veces se conoce como elementosresiduales.



Varias ecuaciones diferentes para expresar de carbono

equivalente, están en uso. Una fórmula común es:

Por lo general, los aceros con un CE inferior a 0,35 norequieren precalentamiento. Aceros con un CE de 0,35 a0,55 por lo general requieren precalentamiento, y aceros

con un CE superior a 0,55 requieren tanto deprecalentamiento y un PWHT



10.9.2 Prueba de soldabilidad

Uno de los mejores medios para determinar la soldabilidadde un metal o la combinación de metales es para realizarpruebas de soldabilidad directa.

Las pruebas más simples de soldabilidad son los que evaluanla resistencia y ductilidad de la soldadura. Los exámenes queincluyen pruebas de evaluación de la fuerza de tensión desoldadura, resistencia al corte, y la dureza. La ductilidad y

pruebas de resistencia a la fractura incluyen los ensayos deflexión y pruebas de impacto.



10.10 Weldability y aleaciones

Esta sección le dará información acerca de

la soldadura de metales de alta aleación,tales como aceros inoxidables austeníticos,la precipitación endurecimiento de acerosinoxidables y aleaciones de níquel.



10.10.1 Austenítico Aceros Inoxidables

Las consideraciones más importantes para soldar los acerosinoxidables austeníticos son; solidificación grietas,agrietamiento caliente, la distorsión y el mantenimiento dela resistencia a la corrosión.

La medida más común de la soldabilidad y la susceptibilidadal agrietamiento en caliente es el número de ferrita delmetal de soldadura. Soldaduras austenítico requieren una

mínima cantidad de ferrita delta para resistir elagrietamiento.



10.10.2 Aleaciones de Níquel

Las aleaciones de níquel, como las aleaciones de C276 o de

aleación 625 sufren de problemas similares a los aceros

inoxidables austeníticos.

Esta tendencia significa que el soldador debe mover elcordón de soldadura de lado a lado o con un patrón de

oscilación para asegurar una buena fusión de pared lateral.

Si alguna oscilación no se utiliza, un contorno convexo alto

de soldadura dará lugar a una posible falta de fusión,socavación de soldadura o inclusiones de escoria.



11. Soldadura en Refinería y la planta petroquímica

1.1 General

Esta sección proporciona detalles de lascuestiones de soldadura específicos

planteados por el inspector en las refinerías

y plantas petroquímicas. Esta sección secompletará con más problemas que refleja la

experiencia de la industria se añaden.



11.2 Hot Tapping y soldadura en servicio

API Publ 2201 proporciona una revisión en

profundidad de los aspectos de seguridad que

deben considerarse al Hot Tapping o la soldaduraen las tuberías de servicio y del equipo.

Dos preocupaciones principales al proceso de

soldadura en las tuberías en servicio y el equipo sequema a través de grietas.



11.2.1 Consideraciones de electrodos

Corriente caliente y en las operaciones de soldadura de

servicio debe llevarse a cabo sólo con bajo consumo de

hidrógeno y los electrodos (por ejemplo, E7016, E7018 y

E7048). Extra-low-consumibles de hidrógeno como Exxxx-H4 se debe utilizar para soldar los aceros al carbono con CE

superior a 0,43%, o cuando existe el potencial de hidrógeno

asistida craqueo (HAC), como piezas trabajadas en frío de

alta resistencia, y las zonas muy limitada.



11.2.2 Flujos

En la mayoría de condiciones, es conveniente mantener el flujo deproducto en el interior de cualquier material que se sueldan.

Las tasas de flujo de líquidos en las tuberías deben ser de entre 1,3 m

/ seg. y 4,0 m / seg. (0,4 m / seg. Y 1,3 m / seg.)

Debido a que este no es un problema cuando el tubo contiene gases,

no hay necesidad de especificar una velocidad máxima. Es

aconsejable para compensar por el precalentamiento de la zona de

soldadura de al menos 70 ° F (20 ° C) y mantener dicha temperatura

hasta que la soldadura se ha completado.



11.2.3 Otras consideraciones

Muchos usuarios establecen procedimientos

que detallen el espesor de pared mínimo que

puede ser aprovechado en caliente o

soldados en servicio. Véase el tabla 13



11.2.4 Inspección

Tareas de inspección que se asocian típicamente con HotTapping o soldadura en el equipo de servicio debe incluir:

a. Verificación de espesor de la pared adecuada a lo largo de las

longitudes de las soldaduras propuesta típicamente usando UT o

RT.b. Verificación de los procedimiento de soldadura. A menudo, las

plantas tienen los procedimientos de soldadura calificado

específicamente para grifos y en la soldadura de servicios.

c. Verificación de las condiciones de flujo.d. Prueba de fugas witness, si se especifica.



11.3 Falta de fusión alta con GMAW-S Procesos de soldadura

• Una gran cantidad de ASTM A 106, grado B de tuberías de 4

pulgadas por 10 pulgadas se encontró que la falta de fusión

(LOF) después de haber sido fabricado utilizando el proceso

de soldadura GMAW-S.

ASME B31.3 LOF considera un defecto.



Debido a ese carácter inherente del proceso de soldadura de la

Sección IX del Código BPV, restringe este proceso:

a. Exigir la calificación de soldadores con pruebas mecánicas en lugar de

por el examen radiográfico.

b. Limitar el espesor del metal base calificado por el procedimiento a

1.1 veces el espesor de la prueba de los coupons inferior a 1 / 2

pulgada de grosor (12,7 mm) por QW variable 403,10.

c. Limitar el espesor del metal depositado de soldadura calificado por el

procedimiento a 1,1 veces el espesor deposited for coupons de

menos de 1/2 pulgada de grosor (12,7 mm) por la variable QW-404-32.

d. QW-409.2 variable Hacer una variable esencial en la calificación de un

soldador para el proceso de GMAW-S.



API RP 571



Fractura Frágil

Descripción del Daño:

• La fractura frágil es la fractura repentina bajo tensión (residual

o aplicada) donde se observa una evidencia de deformacióndúctil o plástica.

Materiales Afectados:

• El acero al carbono y los aceros de baja aleación son de

interés primordial, particularmente en aceros mayores. Series

400 SS son también suceptibles.



Factores críticos:

• Cuando la combinación critica de 3 factores es alcanzada, la fracturabrittle puede ocurrir:

i) Resistencia a la fractura del material (resistencia a la fisuras comodefectos), medido en una prueba de impacto Charpy.

ii) El tamaño, la forma, y el efecto de concentración de tensión de unafalla.

iii) La cantidad de tensión residual y aplicada en la falla.

a. Presencia de fases embrittling.

b. La limpieza del acero y tamaño del grano.c. Secciones de material mas grueso.

d. En la mayoría de los casos, la fractura brittle ocurre solo entemperaturas por debajo de la transición de temperatura del ImpactoCharpy.



Unidades afectadas o equipos:

• Los equipos fabricados para el ASME Boiler and Pressure Vessel Code,Section VIII, Divisíon 1, antes a 17 de Diciembre de 1987 añade, quefueron hechos con restricciones limitadas en el notch de dureza paravessels operando en temperaturas frías.

• La fractura brittle durante startup, shutdown, o pruebahydrotest/tightness. El espesor de la pared del equipo en cualquierunidad debe ser considerada.

• La fractura Brittle puede también ocurrir durante un eventoautorefrigeración. El almacenamiento de bullets/esferas de

hidrocarburos ligeros pueden también ser susceptibles.

• La fractura brittle puede ocurrir durante temperaturas de ambientehydrotesting debido a tensiones altas y baja dureza en la prueba detemperatura.



Prevención/mitagación. (cont.)

• Controlando las condiciones operativas (presión, temperatura),minimizando la presión en la temperatura del ambiente duranteel startup – shutdown, e inspección periódica en lugares de grantensión.

• Alguna reducción en el likelihood de una fractura brittle puedeser alcanzado por:

i) Realización de una soldadura después del tratamiento térmico(PWHT).

ii) Realizar un “warm" pre –tensión seguido de un hydrotest.



Inspección y Monitoreo.

• La inspección no es usada normalmente paramitigar fractura brittle.

• Susceptibles vessels deberá serinspeccionada por fallas/defectos pre-

existentes.



Fatiga Mecánica


• La fisura por fatiga es una forma mecánica de

degradación que ocurre cuando un componente esexpuesto a tensión cíclica por un largo período, amenudo resulta en una falla repentina, inesperada.

• Estas tensiones pueden surgir de cada carga mecánicao ciclo térmico y típicamente se ubican por debajodel punto de fluencia del material.



Materiales afectados:

• Toda la ingeniería de aleaciones están sujetas a fisuras por fatiga aunque los

niveles de tensión y números de ciclos necesarios para causar la falla puede variarpor el material.

Factores críticos:

• Geometría, nivel de tensión, número de ciclos y propiedades de materiales

(fuerza, dureza, Microestructura).• Diseño: El diseño de un componente es el factor de mayor importancia en

determinar la resistencia del componente para una fisura por fatiga.

• Cuestiones metalúrgicas y Microestructura.

i) para algunos materiales tales como el titanio, acero al carbono y acero de bajaaleación, el número de ciclos de fractura por fatiga disminuye con la amplitud dela tensión hasta alcanzar el límite de resistencia. Bajo esta tensión de límite deresistencia , la fractura por fatiga no ocurrirá, independientemente del número deciclos.



ii) La relación del límite de resistencia por encima de UTS estípicamente entre 0.4 y 0.5. Materiales iguales de acerosaustenístico inoxidable y aluminio que no tiene un límite deresistencia.

iii) Las inclusiones encontradas en el metal pueden tener unefecto de aceleración en la fisura por fatiga.

iV) En general, las microestructuras de grano fino tiende arealizarse mejor que uno de grano grueso. El tratamientotérmico tal como quenching y temperado, puede mejorar laresistencia de fatiga del carbono y aceros de baja aleación.

a. El acero al carbo y titanium: estos materiales exhiben un límitede resistencia bajo el cual la fisura por fatiga no ocurrirá,independientemente del número de ciclos .



a. 300 series SS, 400 series SS, aluminio, ymayormente otras aleaciones no ferrosas:

i) Estas aleaciones tiene un característicade fatiga que no exhibe su límite deresistencia.

ii) Esto es ciclos típicamente de 106

a 107.



Unidades afectadas o equipos:

• Ciclos térmicos.

i) Equipos de ciclos diarios en operación tales como coke drums.

ii) Equipo que puede ser auxiliar o en continua parada.

• Carga mecánica.

i) Rotating shaft en bomba centrifuga y compresores que tienenconcentración de tensión debido a cambios en radio y canales

chaveteros.

ii) Componentes tales como tuberías de diámetro pequeños quepueden ser visto en vibración desde un equipo adyacente y o deviento.



Apariencia y Morfología de daño:

• La marca de un falla por fatiga es un “clam shell” tipo de fingerprintque tiene aros concentricos llamadas “marcas beach” que emanadesde el lugar de inicio de la fisura. Estas fisuras concéntricascontinua para propagarse hasta el área de la sección transversal quees reducida hasta el punto donde falla debido a una sobrecarga

ocurrida. (Fig 4-29 y 4-30)• Fisura nucleating desde una superficie de concentración de tensión

o defecto típicamente resultará en un simple “clam shell” fingerprint. (Fig 4-31, 4-32 y 4-33)

• Las fisuras resultantes de una sobretensión cíclica de uncomponente sin una significante concentración de tensióncomúnmente resultará en una falla por fatiga con múltiples puntosde nucleation y hence múltiple “clam shell”.



Prevención/ Mitigación:

a. La mejor defensa una vez mas a una fisura por fatiga es un buendiseño.

b. Seleccionar un metal con un diseño de vida de fatiga.

c. Permitir un gran radio a lo largo de los extremos y esquinas.

d. Minimizar las marcas de rectificado, muescas o impactos en lasuperficie de los componentes.

e. Efectuar un buen ajuste y transiciones suaves para lassoldaduras. Minimizar los defectos de soldadura ya que estospueden acelerar el agrietamiento por fatiga.

f. Remover algunas rebabas o labios causados por el maquinado.

g. Evitar la presencia de estampados o marcas de herramientas.



Inspección y Monitoreo:

• Técnicas de END tales como PT, MT y UT

angular.

• VT en tuberías de pequeños díametros y/omovimiento cíclico que puede llevar a una

fisura.

• Monitoreo de vibración de equipos rotativos

para ayudar a detectar si el elemento rotórico

está fuera de balance o desalineado.



Corrosión Atmosférica


• Una forma de corrosión que ocurre asociada a lahumedad con condiciones atmosféricas. Ambientesmarinos, húmedos o con contaminantes industrialesaerotransportados, son más severos. Los ambientessecos rurales causan muy poca corrosión.

Materiales Afectados:

• Acero al carbono, aceros de baja aleación y cobre conaleaciones de aluminio.



Factores críticos:

• Ubicación física (industrial , marina, rural); en particular losdiseños que atrapan la humedad; temperatura; presencia desales; compuestos de sulfuros y suciedad.

• El ambiente marino puede ser muy corrosivo (20 MPY) asícomo ambientes industriales que continen ácidos ocomponentes de sulfuros que pueden formas ácidos. (5-10MPY).

• Posiciones interiores expuestas a una cantidad moderada deprecipitación o humedad que son consideradas ambientesde corrosión moderadas ( 1-3 MPY).



Factores críticos: (cont):

• Ambientes rurales secos comúnmente tienen tasasbajas de corrosión (< 1 MPY).

• Diseños que atrapan el agua o humedad en intersticios

son mas propensos al ataque.• La tasa de corrosión se incrementa con temperatura por

encima y alrededor de 250°F (121°C).

• Los cloruros, H2S, cenizas y otros contaminantesaerotransportados provenientes de torres deenfriamiento, chimeneas de hornos u otros equipos,aceleran la corrosión.

E d áj



• Excremento de pájaro.

Equipo o unidades afectadas:

• Tuberías y equipos con temperaturas suficientementebajas como para permitir que la humedad estépresente.

• Sistema de revestimiento en malas condiciones.

• Equipos pueden ser susceptibles si el ciclo entre elambiente y temperaturas operativas superiores oinferiores.

• Equipo parado o fuera de servicio por períodosprolongados, al menos que exista un programaperíodico de mantenimiento .



Equipo o unidades afectadas: (cont.)

• Tuberías que se apoyan en soportes, son muypropensas a ataques debido a entrampamiento deagua entre la tubería y el soporte.

• Orientación a los vientos dominantes y la lluviatambién puede ser un factor.

• Piers y docks son muy propensos a los ataques.

• Las conexiones bimetálicas tales como el cobre enconexiones eléctricas de aluminio.



Apariencia:

• El ataque será general o localizado.

• Las fallas del recubrimiento localizado tenderá a promover lacorrosión.

• La pérdida de metal no pueden ser visualmente evidentes, aunquenormalmente un óxido de hierro es distinguido (óxido rojo) en formasde escala.

Prevención / Mitigación:

• La preparación de la superficie y aplicación apropiada derecubrimientos son importantes para protección a largo plaza en

ambientes corrosivos.


• VT y UT son técnicas que pueden ser usadas.



Corrosión bajo aislamiento (CUI)


• Corrosión de tuberías, vessels de presión y componentes

de estructuras resultando del entrampamiento de aguabajo aislamiento o fireproofing.


• Acero al carbono, aceros de baja aleación, 300 series SS yaceros inoxidables duplex.



Factores críticos:

• Diseño del sistema de aislamiento, tipo de aislamiento,temperatura, ambiente (humedad, rainfall y cloruros deambiente de marina, ambientes industriales que contienen altoSO2) son factores críticos.

• Diseño pobre que permite el agua convertido en una trampaque incrementará el CUI.

• Materiale aislados que hold moisture (wick) puede ser mas deun problema.

• Equipos que operan bajo el agua dewpoint.

• El daño es agravado por contaminantes, tales como cloruros.• Plantas localizadas en áreas con alto rainfall anual o calientes,

localizaciones marinas son mas propensa para CUI que lasplantas localizadas en cooler, drier, lugares mid – continent.



Equipos y unidades afectadas:

• Carbón y aceros de baja aleación son sujetos a

pitting y pérdida de espesor.

• 300 series SS, 400 series SS, y duplex SS son sujetos apitting y corrosión localizada.

• 300 series SS son tambien sujetos a Fisura de

corrosión por tensión (SCC) si los cloruros estanpresentes, mientras el duplex SS son menos

susceptibles.



Equipos y unidades afectadas: (cont.)

• Problemas de ubicación:

• Las unidades de proceso son áreas altamente

húmedas tales como aquellas areas down-wind de torres de enfriamiento, cerca a steanvents, deluge sistemas, vapores acidos, o cercade refrigeración suplementaria con aguapulverizada.



a. Problemas de diseño:

• CUI puede ser encontrado en equipos con daño deaislamiento, o protrusions through el aislamiento o enpuntos de terminación del aislamiento tales comoflanges.

• Tuberías o equipos con daños/leaking steam tracing.

• Daños localizados en la pintura y/o sistema derecubrimiento.

• Los primeros pocos pies de una tubería horizontal queva adyacente al tope de un run vertical es típicamenteun localizado CUI.



Apariencia y morfología del Daño:

• Después que el aislamiento es removido del carbono y acerosde baja aleación, el daño CUI a menudo aparece como pérdida.Flaky escala cubriendo el componente corroído. El daño puedeser altamente localizado.(Fig 4-38 y 4-39)

• En algunos casos localizados, la corrosión puede parecer sercarbuncle tipo pitting (comúnmente encontrada bajo una fallaen el sistema de pintura o recubrimiento.)

• Para series 300 SS, específicamente en aislamiento de oldercalcium silicate (conocido por contener cloruro), localizandopitting y cloruro de fisuras por corrosión bajo tensión puedeproducirse.




• Se logra mejor mediante el uso de pinturas apropiadas /revestimientos y mantener el aislamiento / sellado / barreras devapor para evitar la entrada de humedad.

• Alta calidad de recubrimientos, aplicación apropiada, puede

proveer de una largo tiempo de protección.

• Cuidar la selección de los materiales de aislamiento esimportante.

• El plan de inspección debe considerar la temperatura deoperación; tipo y edad/la condición del recubrimiento; y tipo yedad/condición de aislamiento del material.



a. Utiliza múltiples técnicas de inspección paraproducir mas costo efectivo, incluyendo:

• Prueba visual.

i. Verificación de los espesores por UT.

ii. Tiempo real profile Rayos – X (para pequeños boretuberías).

• Profunda penetración inspección de corrientes de

Eddy (puede ser automatizado con un roboticcrowler).

i. Termografía IR.

ii. Guided onda UT.



Corrosión microbiológica (MIC)Descripción de los daños

Una forma de corrosión causada por organismos vivos comolas bacterias, algas u hongos. A menudo se asocia con la

presencia de tubérculos o con moco sustancias orgánicas.

Materiales afectados

La mayoría de los materiales comunes de la construcciónincluyendo carbono y aceros de baja aleación, 300 SS Seriesy la Serie 400 SS, aluminio, cobre y algunas aleaciones debase níquel.



Factores Críticos

a) MIC se encuentra generalmente en ambientes acuosos o servicios donde el

agua es siempre o algunas veces se presenta, especialmente cuando las

condiciones de estancamiento o de bajo flujo que aprobamos y / o promover

el crecimiento de microorganismos.

b) Los sistemas pueden convertirse en "inocular" por la introducción de

organismos que se multiplican y se extendió a menos controlada.

c) Los diferentes organismos prosperan en nutrientes diferentes, incluyendo

sustancias inorgánicas (por ejemplo, el azufre, el amoniaco, H2S) y sustanciasinorgánicas (por ejemplo, hidrocarburos, ácidos orgánicos). Además, todos

los organismos requieren un fuente de carbono, nitrógeno y fósforo para el

crecimiento.



Unidades o equipo afectados

a) MIC se encuentra más frecuentemente en intercambiadoresde calor, agua de fondo de los tanques de almacenamiento,tubería con el estancamiento o de baja flujo, y las tuberías encontacto con algunos suelos.

b) MIC se encuentra también en equipos donde la pruebahidrostática del agua no ha sido suprimida o equipo ha sido dejófuera y sin protección.

c) Los sistemas de agua contra incendios pueden ser afectadas.



Apariencia y morfología de los daños

a) MIC corrosión suele observarse como picaduras localizadas en depósitos otubérculos que protegen el los organismos.

Prevención / Mitigación

a) Los microbios necesitan agua para desarrollarse. Los sistemas que

contienen agua (agua de refrigeración, tanques de almacenamiento, etc)

deben ser tratados con biocidas como el cloro, el bromo, el ozono, luz

ultravioleta o compuestos de propiedad.

b) Correcta aplicación de biocidas controlará, pero no eliminar los microbios

para que el tratamiento continuado es necesario.



Prevención / Mitigación (Cont.)

c) Mantener las velocidades de flujo por encima de los niveles

mínimos. Minimizar bajo flujo o zonas estancadas.

d) El envasado y la protección catódica estructuras subterráneas

han sido eficaces en la prevención del MIC.e) Agregar biocidas para eliminar el agua en los tanques de

almacenamiento.

f) Mantener los revestimientos en el interior de los tanques de

almacenamiento.



Inspección y Monitoreo

a) En los sistemas de enfriamiento de agua, la eficacia del

tratamiento se sigue midiendo biocida residual, un microbio,

cuenta y el aspecto visual.

b) sondas especiales se han diseñado para controlar la evidencia

de incrustaciones que pueden preceder o coincidir con daño

MIC.

c) Un aumento en la pérdida de los derechos de un

intercambiador de calor puede ser un indicio de suciedad y el

potencial de daños MIC.



Corrosión del suelo

Descripción de los daños

El deterioro de los metales expuestos a lossuelos que se conoce como la corrosión delsuelo.


Acero al carbono, hierro fundido y hierro dúctil.



Factores Críticos

a) La gravedad de la corrosión del suelo está determinada por muchosfactores incluyendo la temperatura de funcionamiento, la humedad y la

disponibilidad de oxígeno, la resistencia del suelo (estado de los suelos y

características), tipo de suelo (drenaje), y la homogeneidad (variación en el

tipo de suelo), la protección catódica, callejeros drenaje actual, tipo de

revestimiento, edad y condición.

b) Las tasas de corrosión aumenta con la temperatura del metal en aumento.

c) Otros factores que afectan a la corrosión del suelo incluyen la corrosióngalvánica, las células de los suelos desiguales, las corrientes parásitas, ladiferencia de aireación corrosión y corrosión inducida microbiológicamente.




Corrosión del acero de carbono del suelo puede ser minimizado mediante el

uso de relleno especiales, recubrimientos y protección catódica. Laprotección más eficaz es una combinación de una capa resistente a la

corrosión y un sistema de protección catódica.


a) El método más común utilizado para la supervisión estructuras

subterráneas es la medición de la estructura del suelo con el potencial uso de

electrodos de referencia dedicado cerca de la estructura (corregida por lacaída de IR de error). La protección catódica se debe realizar y el seguimiento

de acuerdo con NACE RP 0169.



Cáustica a la corrosión

Descripción de los daños

Corrosión localizada debido a la concentración de sales alcalinas cáusticas o que

por lo general se da en condiciones de transferencia de calor por evaporación oalto. Sin embargo, la corrosión general también puede ocurrir dependiendo de lapotencia de la solución alcalinos o cáusticos.


Principalmente de acero al carbono, aceros de baja aleación y 300 de la serie SS



Factores Críticos

Los principales factores que contribuyen son la presencia de sosa cáustica(NaOH o KOH). Las siguientes son fuentes de cáusticos:

a) Cáustica a veces se añade al proceso de corrientes para laneutralización o como reactivo.

b) A veces se añaden intencionadamente a los de agua de alimentaciónde calderas en concentraciones bajas o pueden entrar inadvertidamenteen la regeneración de desmineralizadores.proceso de

c) las sales alcalinas también puede entrar en los arroyos a través defiltraciones en los condensadores o equipo de proceso.



Unidades y Equipos afectados

a) La corrosion cáustica es más asociado con las calderas de vapor yequipo, incluidos los intercambiadores de calor.

b) los efectos similares de concentración cáustica puede ocurrir

cuando cáustica se agrega a cargo unidad de crudo.

c) Aceleración de corrosión localizada se puede producir en losintercambiadores de precalentamiento del horno, horno de tubosy líneas de transferencia, a menos que la cáustica es mezclada con

eficacia en el flujo de petróleo.

d) Las unidades que utilizan cáustica para eliminar compuestos deazufre de los productos flujo



Apariencia y morfología de los daños

a) Por lo general se caracteriza por la pérdida de metal localizado quepuede aparecer como surcos en un tubo de caldera o adelgazado

localmente áreas entre los depósitos de aislamiento (Figura 4-54 y Figura

4-55).

b) Puede dar lugar a especulación localizadas a lo largo de una línea de

flotación, donde se concentran sustancias corrosivas. En tubos verticales,

esto puede aparecer como un surco circunferencial.

c) La exposición a la potencia de la solución cáustica alta puede dar lugara la corrosión general de acero al carbono por encima de 175oF (79 ° C) y

velocidades de corrosión muy alta por encima de 200 ° F (93 ° C).




a) En el equipo de producción de vapor, la corrosión cáustica se puedeprevenir mediante un diseño adecuado. El daño puede ser minimizadomediante la reducción de la cantidad de sosa cáustica libre, velando porlas inundaciones de agua adecuado y el flujo de agua, que asegurará unagestión apropiada de los quemadores para reducir al mínimo los puntoscalientes en los tubos de calefacción, y reduciendo al mínimo la entradade la producción de sales alcalinas en los condensadores.

b) En equipos de proceso, instalaciones cáustica inyección debe serdiseñado para permitir una mezcla adecuada y la dilución de sosa cáusticacon el fin de evitar la concentración de sosa cáustica en las superficiesmetálicas calientes.




a) los puntos de inyección deben ser inspeccionadas de acuerdo

con API 570.

b) explora UT y la radiografía se puede utilizar.

c) Equipo de Generación de vapor puede requerir la inspección

visual con el uso de un boroscope



Ambiente – Fisura Asistida

Fisuras de cloruro por corrosión bajo tensión.(CI SCC)


• Series 300 SS y algunas aleaciones de base

níquels bajo la acción combinada de tensión,temperatura y un ambiente acuoso decloruro. La presencia de oxígeno disueltoincrementa la propensión para fisura.




a.Todas las series 300 SS son altamentesusceptible.

b.Aceros inoxidables duplex son masresistentes.

c.Aleaciones de base níquel son altamenteresistentes.



Factores críticos:

• Contenido de cloruro, pH, temperatura, tensión, presencia de oxígenoy composición de aleaciones son factores críticos.

• Exposiciones alternadas para condiciones húmedas y secas o stream yagua tambien conducen a fisuras.

• SCC comúnmente ocurre en metal de temperaturas por encima de140°F (60°C).

• La tensión puede ser aplicada o residual.

• El oxígeno disuelto en el agua normalmente acelera el SCC.

• Contenido de níquel de la aleación tiene un mayor efecto enresistencia.

• Aceros al carbono, aceros de baja aleaciones y series 400 SS no sonsusceptible a CI-SCC.



Unidades o equipos afectados:

• Toda tubería de series 300 SS y componentes devessel pressure en alguna unidad de proceso son

propensos a CI-SCC.

• Los drenajes en unidades de hidropresamiento sonpropensos para fisuras durante startup/shutdown.

• CI-SCC externo también es un problema en superficie

aisladas cuando el aislamiento tiene humedad.

• Fisuras ocurridas en boiler drain lines.



Apariencia y morfología del Daño:

• El material usualmente no muestra signos visibles decorrosión.

• Metalografía de muestras de fisuras típicas muestranbranched transgranular.

• Las fisuras en superficie a menudo tiene una aparienciabrittle.


a. Debidamente aplicada a recubrimientos bajo aislamiento.

• Evitar diseños que permitan regiones stagnant donde loscloruros pueden concentrarse o depositarse.



Inspección y monitoreo:

a. PT o análisis de fase técnicas EC son los métodosprincipales.

b. Los métodos de inspección de corrientes de Eddy hansido usados también en tubos condensadores tales

como tuberías y vessels pressure.

c. Fisuras extremadamente finas pueden ser difícil parahallarse con PT.

d. UT.

e. A menudo, RT no es suficientemente sensible paradetectar fisuras excepto en etapas avanzadas donde unnetwork significativo de fisuras se desarrolla.



Fisura Cáustica por corrosión bajo tensión

(Embrittlement caústica).


•Embrittlement caústica es una forma de fisura depor corrosión bajo tensión caracterizado por fisurainiciada en la superficie que ocurre en la tubería y

equipo expuesto a caústica, primeramenteadyacente a soldaduras non-PWHT’d.




• Acero al carbono, aceros de baja aleación y series 300 SS sonpropensos.

Factores críticos:

• El embrittlement caustico en soda caústica (NaOH) y solucionesde potash caústica (KOH) es una función de stregth caústica,temperatura del metal y niveles de tensión.

• La fisura puede ocurrir en niveles caustico bajo si un mecanismoconcentrado esta presente. En tal caso, la concentración caústicade 50 a 100 ppm son suficiente para causar la fisura.



Factores críticos (cont.):

• La tensión que promueve la fisura puede serresidual que resulta de la soldadura o deltrabajo en frío (tales como bending y forming)

figura 4-86 y figura 4-87.

• La concentración puede ocurrir como unresultado de condiciones alternas húmedas ysecas, localizando puntos calientes otemperaturas alta de steamout.



Unidades y equipos afectados:

• Embrittlement caustica es a menudo

encontrada en tubería y equipo de caustica

handles, como tambien equipos que usacaustica para neutralización en acido sulfurico.

• Embrittlement Caustica puede ocurrir en

equipo como un resultado de limpieza steamdespues de empezar un servicio caustico.



Apariencia y morfología del daño:

• La Fisura Cáustica por corrosión bajo tensión típicamentese propaga paralelamente a la soldadura en la baseadyacente al metal pero puede también ocurrir en eldepósito de soldadura o zonas afectadas por

calentamiento.

• Las fisuras pueden ser confirmadas a través de pruebasmetalografías.

• Las fisuras en series 300 SS es típicamente transgranulary es muy difícil para distinguir fisura de cloruro porcorrosión bajo tensión.




• La fisura puede prevenirse eficazmente por mediode un alivio de tensión - tratamiento térmico.

• El equipo debe ser lavado antes de steamout.• Un diseño apropiado y de operación del sistema de

inyección es requerido para asegurar que el causticoes adecuadamente dispersada antes de ingresar alsistema de temperatura alta de precalentamientodel crudo.




• A pesar que las fisuras pueden ser observadasvisualmente, la detección de la fisura es realizada mejorcon técnicas WFMT, EC, RT o ACFM.

• PT no es efectivo para hallar tight, escala – fisuras filledy no debe ser usada para detección.

• La fisura profunda puede ser medida con técnica

adecuada de UT incluyendo SWUT externa.

• AET puede ser usada para monitorear fisura encrecimiento y localizar fisuras ya avanzadas.



Corrosión por acido sulfúrico

Descripción del daño

• El ácido sulfúrico promueve la corrosión general ylocalizada del acero al carbono y otras aleaciones. El calor

de acero al carbono en zonas afectadas puedenexperimentar una severa corrosión.


• En orden en que la resistencia se incrementa: acero alcarbono, 316L SS, Aleación 20, fundición alta de silicio,hierro níquel y aleaciones de B-2 y aleación C276.



Factores críticos:

• La concentración de ácido, temperatura, contenido de aleación, lavelocidad, la contaminación y la presencia de oxidantes.

• La figura 5-8 muestra una gráfica de las tasas de corrosión de acero alcarbono en función de la concentración de ácido sulfúrico y latemperatura.

• Las tasas de corrosión del acero al carbono aumentaconsiderablemente si la velocidad del flujo excede de 2 a 3 fps (0,6 a0,9 m / s) o en las concentraciones de ácido por debajo del 65%.

• Loss puntos de mezcla con el calor del agua hará que se libere y lastasas de corrosión puede ocurrir cuando el ácido se diluye.

• La presencia de oxidantes puede aumentar la velocidad de corrosión.



Unidades y equipos afectados:

• Las unidades de alkylation de ácido sulfúrico y el agua delas plantas de tratamiento de residuos se ven afectados.

• Las zonas de vulnerabilidad en las unidades de alkylation

de ácido sulfúrico son las líneas de reactor de efluentes,rehervidores, deisobutanizer overhead systems y lasección de tratamiento de cáustica (Figura 5-9 y Figura 5-10).

• Acid usually ends up in the bottom of fractionationtowers and reboilers where it becomes concentrated.



Apariencia o morfología del daño:

• Mostly general in nature, pero los ataques de calor en lasoldadura del acero al carbono afecta las zonas con rapidez.

• El hidrógeno grooving puede ocurrir en low flaw o en áreasstagnant como en los tanques de almacenamiento o devagones de ferrocarril.

• Los ataques con ácido sulfúrico de dejado por la escoria dela soldadura.

• Si la tasa de corrosión y la velocidad son altos, no habráescala.




• La corrosión se reduce al mínimo a través de laselección de materiales y buen funcionamiento enlas velocidades de diseño.

• Las aleaciones como Aleación 20, Aleación 904L yaleación C-276 resiste la corrosión de ácidosdiluidos y forman una película protectora de sulfatode hierro en la superficie.

• Acidified product streams se pueden lavar con sodacáustica para neutralizar el ácido.



Inspección y monitoreo:

• Inspección de UT o RT de zonas turbulentas

y zonas más calientes.

• El control de corrosión con coupons y ERprobes.



API 575

Guías de métodos para Inspección detanques de almacenamiento en

Atmósfera existente y baja presión



f. Frecuencia de inspección

g. Métodos de inspección.h. Inspección de reparaciones

i. Preparación de récords y reportes

j. Seguridad y operaciones eficientes.

k. Métodos de prevención leak.

Esta practica recomendada es un suplemento del API Std 653, elcual provee requerimientos mínimos para el mantenimiento dela integridad de los tanques de almacenamiento después de queellos han sido colocados en servicio.



Tipos de Tanques de Almacenamiento

GENERAL

Los tanques de almacenamiento se utilizan para almacenar

líquidos como el petróleo crudo, intermedioy productos refinados, gas, productos químicos, productos dedesecho, agua y mezclas de agua / producto.

En este documento, sólo los tanques atmosféricos andlow

storange presión se consideran. Directrices para la inspecciónde los tanques de funcionar a presiones GreaterThan 15lbf/in2 (103 kPa) medidor se tratan en API RP 572



Tanques de almacenamiento con lossistemas de detección de fugas

Desprotegido fondos tanque dealmacenamiento puede perder a causa de

superior o inferior del lado de la corrosión, oambos. API estándar 650, Apéndice I,establece las directrices de diseño para la

detección de fugas y el subsuelo deprotección.



Tanques de almacenamiento con equipos

auxiliares La mayoría de los tanques de almacenamiento se proporcionan con

el equipo auxiliar, tales como medidores del nivel de líquidos,dispositivos de alivio de presión, vacío dispositivos de ventilación,los respiraderos de emergencia, el aforo de las escotillas,techo de los desagües, pararrayos de llama, una mezcla dedispositivos.

Escaleras, escaleras, plataformas, barandillas, boquillas de tubería,

pozos de visita y, si las conexiones necesarias, la conexión a tierraeléctrica y los sistemas de protección catódica se consideran partede la equipo auxiliar de los tanques de almacenamiento.



Tanques de almacenamiento atmosfericos

Materiales de Construcción y Estándares de Diseño tanques dealmacenamiento atmosférico están diseñados para operar en el gas yvapor de t spacesa presiones internas de la presión atmosféricaaproximadamente. Estos tanques se construyen normalmente de acero alcarbono, acero de aleación. u otros metales, dependiendo del servicio.

El uso de tanques de almacenamiento atmosferico

Tanques de almacenamiento atmosférico se utilizan para líquidos cuyapresión de vapor verdadera a la temperatura de almacenamiento que es

sustancialmente inferior a la presión atmosférica.



Tipos de tanques de almacenamiento atmosfericos

El tipo más simple de los tanques de almacenamiento atmosférico es eltecho del tanque de cono, se muestra en la Figura 1 Cono tanques detecho puede ser tan grande como 300 pies de diámetro y 64 pies dealtura. En grandes tanques de diámetro, los techos se apoyan en loselementos estructurales internos.

El tanque de techo de paraguas, que se muestra en la Figura 2, y el tanquede la cúpula del techo Fig 3, son variaciones fixed del techo del tanque.

El tanque de techo flotante está diseñado para minimizar las pérdidas de

llenado y la respiración al eliminar o reducir al mínimo el espacio de vaporpor encima del líquido almacenado.



En acero del techo domo del tanque Fig. 4

Estilos mas antiguos de techos flotantes incluye unsingle steel deck details sin annular pontoons comose muestra en la Fig 5.

Annular – pontoom y doble-deck techos sonmostrados en las Fig 6 y 7.

Cross-sectional sketches showing important featuresof floating roofs are shown in Figure 8

Ejemplos típicos de este tipo de techo flotante sealse muestran en la figura 9, 10 y 11



One alternative seal detail occasionally sill

found in existing tanks is the tube seal shownin Figure 12

Estos tubos se rellenan con foam de sólidos,líquidos o aire, la figura 13 y 14 ilustran variostechos de pontoon y los detalles del sello.



The plain breather – type tank, mostrados en

la Fig 15. The balloon –type roof, mostrada en la Fig 16.

Un tanque con un techo dome – vapor,

mostrada en la Fig 17 y 18. Un típico tanque horizontal esta mostrado en

la Fig 19.



Tipos de tanques de almacenamiento de baja presión

Los tanques que tienen los depósitos cilíndricos y cono o cúpula de techosse utilizan normalmente para presiones de menos de aproximadamente 5lbf/in2 (34,5 kPa) medidor.

Para presiones superiores a unos 5 lbf/in2 calibre (34,5 kPa),hemispheroid, esferoide, y presentan una apariencia acanalada tipos detanques esféricos son de uso común.

Los tanques con techo, las rótulas y los tanques con techo esférico

ensanchados en las Figuras 20 y 21, respectivamente; vistas en seccióntransversal se muestra en la Figura 22. Figura 23 muestra un techoesférico con un radio de nudillo o curvas suaves en la intersección de lacáscara y la cabeza arriba.



El tanque esferoidal utiliza elementos de diferentes

radios, resultando en una forma un poco aplastada,como se muestra en la Figura 24.

El esferoidal noded, que se muestra en la Figura 25, se

utiliza para grandes volúmenes, y ties vínculos internos ysoportes de ayuda para distribuite the shell stresses.

En la figura 26 muestra una sección transversal de unnoded esferoidal.



Razones para la inspección y causas de deterioro

Razones para inspección

En la actualidad, las normas del tanque más reconocidos deinspección son API Std. 653 API RP 12RI y STI SP001.

Aunque la inspección suele ser programadas con un períodoque va de mes a 20 años o más.

Los agujeros en los tanques ni debe ser tratadoinmediatamente o el depósito debe ser puesto fuera de servicioe hizo las reparaciones.



Deteriorización de tanques

La corrosión es la primera causa dedeteriorizacion de tanques y accesorios.

Finding and measuring the extent of corrosionis a major reason for storage tank inspection.



Corrosión Externa

Corrosión externa de los fondos de los tanques pueden sersignificativos. El material de base utilizado para la formación deuna almohadilla en la parte inferior puede contener materiales

que son corrosivos. Por ejemplo, cenizas pueden contenercompuestos de azufre a ser muy corrosivo cuando sehumedecen. Fig 27.

La corrosion externa tambien puede ocurrir cuando elaislamiento externo absorbe ground o agua de la superficie porwicking action.



Corrosion interna

Corrosión interna en el espacio de vapor por encima del líquido de

estos tanques es comúnmente causada por el vapor de sulfuro de

hidrógeno, vapor de agua, oxígeno, o cualquier combinación de éstos. En

las zonas en contacto con el líquido almacenado, la corrosión es causada

comúnmente por las sales del ácido, sulfuro de hidrógeno u otroscompuestos de azufre, o el agua contaminada que se deposita y se mezcla

con los sólidos en la parte inferior del tanque. Esta capa es normalmente

conocido como sedimento del fondo del agua y BS & W.

Cada una de estas formas de ataque y la corrosión en general son

descritas y explicada con detalle en la práctica recomendada API 571



Deteriorizacion de otro than flat bottom y tanques que no son deacero

Los tanques pueden estar fabricadas con materiales distintos delacero. Aluminio, aleaciones (por ejemplo, 5% de níquel, aceroinoxidable) de acero, tanques de madera y concreto en ocasiones se

puede encontrar en las refinerías, plantas químicas, y terminales.

Tanques de concreto pueden ser atacados por el contenido deltanque, puede romperse debido a la liquidación o cambios detemperatura, o puede Spall debido a las condiciones atmosféricas y

exponer las barras de refuerzo de acero a la corrosión atmosférica.



Fugas, grietas, y deteriorizacion mecanica

Los tanques de almacenamiento deben serinspeccionados en busca de fugas o escapes incipientespara minimizar o evitar la pérdida económica; peligro

para el personal, la contaminación del aire, las aguassubterráneas, y cursos de agua, y daños a otrosequipos.

Figura 28 ilustra la pérdida completa de un tanque dela rotura frágil.



Este potencial puede ser minimizado por el uso de gruesos,

soldadas a tope y, plato de fondo anular, que sonrequeridos por API Std. 650 para mayor estrés y diseño delos tanques para tanques más grandes a temperaturaelevada. Las fotografías de las grietas típicas en los tanquesse muestran en las figuras 29, 30 y 31.

Las cantidades más grandes o cantidades desiguales desolución puede causar boquillas con adjunta la tubería a sermuy estresado y posiblemente deformada o dañada, o

puede afectar el funcionamiento normal de un techoflotante.



DETERIORO Y FALTA DE EQUIPOS AUXILIARES

El examen de los dispositivos de ventilación del tanque debeser incluido en la inspección periódica para que la explotaciónadecuada y de protección se mantengan. Ver API RP 576 paraobtener información sobre la inspección de los dispositivos de

aliviar la presión.

API Std. 653, Apéndice C incluye listas de verificación deinspección para muchos tipos de deterioro del tanque de

almacenamiento de equipos auxiliares y otros accesorios.



Metodología de servicios similares para el establecimiento de tasas decorrosión del tanque

El concepto de "servicio similar" en el trabajo de inspección del tanquepuede ser extremadamente importante.

Tabla B-1, Apéndice B se enumeran los factores que intervienen en laaplicación de principios similares de servicio para la estimación de lastasas de corrosión interna lado del producto para el fondo del tanque.

Tabla B-2 es un ejemplo de la aplicación de principios similares de

servicio con el producto del lado del fondo del tanque.



Inspección de frecuencia y programación

La frecuencia de inspección

API Std. 653 establece los requisitos para la frecuencia deinspección. Ver API RP 12R1 para obtener información sobre los

tanques de inspección en servicio de producción.

El lector interesado en impulsadas tal vez desee remitirse a 6.3,API RP 580 y API 581 Publ. Los tanques cubiertos por Std653 APIdeben ser controlados en el mínimo mensual.



Después de graves fenómenos climáticos (por ejemplo,

fuertes vientos, el agua alta, fuertes lluvias o la atenuación delas huelgas), puede ser conveniente para comprobar los

componentes que puedan verse afectados como:

a. Los techos flotantes externos para cargas excesiva de agua.

b. La foundation para deteriorizacion.

c La cubierta exterior del techo flotante y sellos para ver si

han sido dañados.

d. El intérprete de comandos para pruebas de deformación

debido a una carga excesiva.



Condición basada en programacion de inspección

Hay dos aspectos a considerar al inspeccionar un depósito de gasolina: (a) el ritmoal que avanza el deterioro y (b) el límite permitido de deterioro.

La forma más común de la corrosión del metal os deterioro. La tasa de pérdida demetal de cualquier componente de depósito y de la vida residual del componentede depósito, en un servicio determinado, se puede calcular de la siguiente

ecuación:



Una tasa de corrososion se puede estimarmediante el trazado de la thicknessat demetal de dos o más inspecciones deconformidad con las fechas de inspección, tal

como se muestra en la figura 32.



Riesgo basado en inspección

Esta metodologia evalua ambos the likelihood asociado con untanque leak o falla y consecuencias de such a leak or failure.

RBI provides guidance on:

a. Cuando se inspecciona

b. La naturaleza de la inspeccion

c. Tecnologia potencial de END a usar.

d. Que intervalos sera requerido para la proxima inspeccion.



Métodos de Inspección y Fiscalización

PREPARACIÓN PARA INSPECCIONES

Antes de entrar o volver a entrar en cualquier tanque, de

seguridad adecuado precauciones son necesarias. Estasprecauciones se discuten en detalle en el estándar API 2015 yAPI RP 2016

La tabla 1 recoge algunas de las herramientas necesarios para las

inspecciones tanque. Los incluidos en la Tabla 2 debería estardisponible en caso que sea necesario.



Inspección interna de un tanque en servicio

Gran parte de la inspección externa debe llevarse a cabomientras que un tanki s en el servicio a que minimizet tiempo que eltanque estará fuera de servicio.

Escalera y stairway de Inspección

Las escaleras y otros detalles de acceso (escaleras verticales) deben serevaluados según las recomendaciones de OSHA como los detalles en 29 CFRParte 1910.24 y 1910.27 Parte

Una raspador puede ayudar a determinar el alcance de cualquier deteriorodel concreto. Pernos en el concreto debe ser examinado cuidadosamente porla corrosión en el punto de contacto, en una forma rápida de la corrosión dela grieta puede tener lugar.



Platform and Walkway Inspection

Platforms and elevated walkways can beinspected in the same manner as ladders and

stairways. Estos detalles deben ser evaluadospor recomendaciones OSHA tal como esdetallado en 29 CFR Part 1910.23



Foundation de Inspección

La apertura o conjuntas entre un fondo del tanque y la plataforma de concreto o de la base del

anillo debe ser sellado para evitar que el agua que fluye en el fondo del tanque.

Anchor Bolt inspection

Un grifo con un martillo a un lado de la tuerca puede revelar la corrosión completa delperno de anclaje por debajo de la placa base.

Inspección Conexión a tierra

La resistencia total del tanque a la tierra no debe exceder de unos 25 ohmios.Referencia de la API RP 2003 proporciona información sobre los groundig de lostanques para evitar la ignición de la electricidad estática, la caída de rayos o porcorrientes eléctricas.



Inspección de revestimiento de protección

ASTM D 3359 proporciona un método de ensayo normalizadopara cuantificar el fracaso de pintura de bonos. Pintura ampollasocurren con mayor frecuencia en el techo y en el lado deltanque de recepción de la mayoría de la luz solar.

La porción de la pared del tanque detrás del nivel de líquidos juntas calibre suele pasarse por alto como un lugar de deterioro.La pintura en el techo del tanque es especialmente susceptible ala falta acelerado.



Tanque de Inspección Shell

Inspección de las fallas de pintura para localizar a la corrosión en la

superficie exterior de la cisterna (en los puntos de pintura fracaso, en

virtud de aislamiento, detrás de las juntas calibre, dentro de las cajasde válvulas, en los puntos que no han sido pintados y sin pintar en los

tanques) pueden ser de crítica importancia importancia.

La corrosión puede ocurrir en el depósito cerca del fondo debido al

aumento - de suelos u otras materias extrañas y donde las fugas se

produce poduct, especialmente si el tanque contiene materiales

corrosivos.



Las mediciones de espesor

Las mediciones de espesor por ultrasonido se pueden tomar en loscampos de la cubierta superior del nivel del suelo por el uso de unposte de sección o una herramienta de control remoto de exploración.

Al obtener un espesor del depósito, se debe prestar especialatención a la parte superior de 24 pulgadas de los depósitos sinrecubrimiento de los tanques de techo flotante. Estas porciones delshell placas suelen corroer a un ritmo mayor que las placas de cubierta

inferior debido a la exposición constante a la atmósfera en amboslados.



Cáustico Cracking

Si cáustica o amina se almacena en un tanque, el tanque debe ser en busca deindicios de daños causados por el estrés cáustica corrosión, a veces denominadafragilización cáustica.

Fisuras pueden surgir durante las reparaciones de soldadura en dichas zonas.

(Fig.39)

Blisters de hidrógeno

The shell and, to the extent possible, the bottom of the tank should be checkedfor hydrogen blisters.

Esta forma de deterioro se tratará más adelante en API RP 571. Figuras 40 y 41muestran los tipos de ampollas que puede ocurrir ya sea en las superficiesinteriores o exteriores.



Leaks, Crack-like Flaws, and Distortion

Las fugas son a menudo marcadas por una decoloración o la ausenciade pintura en el área por debajo de las goteras.

Estos se pueden encontrar en la conexión de las tubuladuras hasta la

cisterna, en costura de soldadura, en el ligamento de metal entreremaches o tornillos, entre un remache o tornillo y el borde de laplaca, en la conexión de los soportes u otros accesorios para el tanque,y en la conexión del depósito en el fondo de un tanque de soldados.

Las deformaciones se pueden medir mediante la colocación de unlargo borde recto contra el depósito vertical o mediante la colocaciónde un borde curvo (corte con el diámetro de la shell) en contra de lacircunferencia.



La distorsión puede ser causada por el asentamiento

de la cisterna, el viento, un terremoto, la presióninterna en el tanque de respiraderos o dúo

defectuosos o válvulas de seguridad, un vacío en el

tanque, la corrosión severa del shell, el movimiento

de las tuberías conectadas, impropia métodos de

soldadura de reparación, y otros daños mecánicos.

La figura 42.



Remache de Inspección

Si el tanque es de clavados o atornillados construcción, una serie de

remaches o tornillos, seleccionados al azar, se debe comprobar la

hermeticidad.Por otra parte, remaches rotos pueden ser detectados mediante un

examen ultrasónico, mientras que un tanque esté en servicio.

TANQUE DE INSPECCIÓN DEL TECHO

Pruebas de martillo puede desalojar a escala de la superficies de las placas

internas en el producto almacenado y no es un método recomendadopara establecer la integridad del techo para la carga de placa de personal.



En general, el inspector debe siempre caminar en las juntas desoldadura si están presentes, debido al grosor adicional disponiblepara soportar su propio peso. emisiones excesivas pueden indicarimprper instalación del sello, estado de la junta de alteración a lasoperaciones de depósito o el desgaste a largo plazo y desgarro o unsello malfunctionin (s) debido a las influencias externas

(terremotos, vientos fuertes, nieve y hielo).

La escalera y columnas deben ser revisadas para aplome. En laszonas donde los problemas de fondo de liquidación se siguen produciendoen el servicio, las columnas pueden desaparecer con la solución de fondo

irregular y causa techos cono hoyuelo y retener el agua.



Equipo auxiliar de Inspección

Conexiones de tuberías y tanque empernado en cada pestaña fuera de primeraarticulación se debe examinar para la corrosión externa. Cuando la inspección detuberías eterna se especifica, el suelo alrededor de la pipeshould ser quitada por6pulg. – 12pulg, para permitir la inspección, como la corrosión del suelo puedenser especialmente graves en dichos puntos.

Pararrayos de llama debe ser openend a intervalos apropiados, y las pantallas o lasrejillas deben ser inspeccionados visualmente para Cleaniness y la corrosión .

Rejillas de ventilación de vacío de presión y las válvulas de ventilación debe serinspeccionado para ver que no son pluged; que el asiento y el sello estén bien yque todas las partes móviles son gratuitos y no se lleven de manera significativa ocorroídos.



INSPECCIÓN EXTERIOR DE FUERA DE SERVICIO DEL

TANQUE

Tanque externo de fondo de Inspección

Los tanques que se han movido físicamente, jacked, oel levantamiento debe ser de nuevo la pruebahidrostática o sometidos a una evaluación técnica.



Externa de la tubería de conexión de Inspección

Inspección de las conexiones a la tubería, mientras que un tanque estáfuera de servicio es esencialmente la misma que cuando el tanque está enservicio (véase 7.2.5).

Tanque externo del techo de Inspección

Todos los techos deben ser revisadas para grosor, independientemente de

la apariencia externa. Bonos de aproximadamente 12 pulgadas por 12pulgadas de tamaño puede alsob correo eliminado de la azotea para

verificar estado de corrosión inferior y vigas. Todos los cupones deben ser

redondos o esquinas redondeadas, sin hombros cuadrados cuponesacorralado cortar.



Válvula de Inspección

Todas las válvulas en el tanque debe ser inspeccionado cuando eltanque está fuera de servicio. La primera válvula fuera en todas lasconexiones deben ser examinados visualmente para asegurarse deque no se puede detectar una fuga o deterioro.

Equipo auxiliar de Inspección

Si un indicador de presión se utiliza en un tanque, se debe comprobar

para ver que la conexión de tubería para el medidor no estáenchufado, que el indicador esté operativo, y que su lectura conprecisión.



La inspección interna

Minimizar el tiempo fuera de servicio, la inspeccióndebe ser planeada cuidadosamente. Como se dijoanteriormente, todos los equipos necesarios, talescomo herramientas, luces, escaleras, y andamiosdeben ser ensamblados en el lugar de antemano, yse deben hacer arreglos para tener toda la asistencia

necesaria a disposición mecánica. Fig. 48



Precauciones

El depósito debe ser vaciado de líquido, libre de gases, y se lavan o limpian cabo,según corresponda para la inspección prevista. Véase 7.1, así como API Std. 2015,API RP 2016, y API Std. 653,

Inspección visual preliminar

El espacio de vapor, la línea del nivel de líquidos, y la parte inferior son áreasdonde la corrosión más probable es que se encuentra.

Los inspectores también deben estar atentos a la acumulación de materia seca

pirofóricos que pueden prender fuego durante la inspección. Estas acumulacionesse puede producir en el fondo del tanque o en la parte superior de las vigas. Talesacumulaciones que no puede ser limpiado antes de la inspección debemantenerse húmedo para reducir el potencial de ignición. Ver API estándar API RP2015 y 2016.



Tipos y ubicación de la corrosión

Las condiciones de corrosión más severa existente en tanquesde acero sin revestimiento almacenar productos químicos olíquidos corrosivos agria petróleo.

En la refinería agria servicio fluido, el espacio de vapor porencima del líquido almacenado es generalmente un área decorrosión importante.

Acero al carbono que contiene escoria inclusiones de

laminaciones es más susceptible a ampollas de hidrógeno.Cáustica a la corrosión bajo tensión puede producir en lostanques de almacenamiento de productos cáusticos.



Bottoms tank

Una buena iluminación es esencial para una inspección visual de calidad.

Los métodos estadísticos también son disponibles para evaluar losprobables remining thicness mínimo de metal de la parte inferior deltanque, y los métodos se basan en una muestra de espesor de escaneo dedatos.

Típicamente, un 0.2% - 10% del fondo debe ser escaneados de formaaleatoria. La profundidad de las picaduras se pueden medir con uncalibrador de pozo o con una regla y la regla de acero (en los hoyosgrandes). La parte inferior se debe comprobar visualmente por los dañoscausados por los asentamientos.



Tanque de Shell

El área de mayor estrés en los tanques de fondo plano esfrecuentemente en la parte inferior conjunta detalles de la tde shell y esta zona puede ser susceptible a la corrosión,como se muestra en la figura 54.

Cuando corroídos áreas de tamaño considerable seencuentran, musbt suficientes mediciones de espesores decorreo registrada para determinar los espesores de control deconformidad con el estándar API 653, inciso 4.3.2.1.



Las pruebas para detectar fugas

Para las cisternas no se incluye con undertank sistemas de detección defugas, una búsqueda de fugas a través del fondo se debe realizar en losintervalos prescritos por San API 653, además de buscar fugas throug laconcha.

Si una prueba hidrostática no debe ser hecho, un aceite penetrante (comoel diesel o el automóvil aceite de la primavera) puede ser rociado ocepillado en un lado de la placa de la concha de zonas sospechosas, y elotro lado se puede observar que no existen fugas.

Para cualquiera de los métodos, de aproximadamente 24 horas puede sernecesario que no haya fugas en manifestarse.



Revestimientos

Método de inspección especial podría ser necesario cuando la superficieinterior de un tanque están recubiertos de un material resistente a lacorrosión como el acero o de aleación de revestimiento de acero, vidrio, ode hormigón (ver API RP 652).

Las inspecciones deben hacerse en busca de fugas o grietas en elrevestimiento joints. Esto que comúnmente se llama un detector devacaciones.

Bases de acero revestido de concreto no son prácticos para inspeccionar amenos que el hormigón se retira. Una vista de un recubrimiento interiordel techo de plomo se muestra en la figura 56.



Roof and structural Members

Si la corrosión se observa en el techo y la cubierta superior,los miembros estructurales también pueden ser thinnin,posiblemente tanto como el doble de la tasa de thinnin te dela cubierta o caparazón, ya que ambos lados de los elementos

estructurales están expuestos a los vapores corrosivos.

Resultados de fallas de soportes del techo (soportes demadera son inusuales en los tanques modernos, pero me

tanques en cuestión puede existir).



Equipo interno

Las bobinas y soportes deben ser revisadas para la corrosión,

deformación y agrietamiento.

Las bobinas deben ser probados hidrostáticamente que no hayafugas. bobinas de vapor húmedo se debe inspeccionar para la

condensación-ranurado en la parte inferior de la bobina de latubería mediante radiografía o ultrasonido.

El espesor de la pared pontón se puede medir con instrumentos

ultrasónicos de espesor. El examen visual de una línea puedehacerse mediante la conexión de la brida en el más cercano al

tanque.



PRUEBAS DE TANQUES

Cuando los tanques de almacenamiento se construyen, se les examina deconformidad con la norma a la que fueron construidos. Los mismos métodos sepueden utilizar para inspeccionar que no haya fugas y comprobar la integridad dela cisterna después de las reparaciones.

Cuando las grandes reparaciones o la reconstrucción han sido completadas, talescomo la instalación de un nuevo fondo del tanque o la colocación thre de grandessectores de la placa de concha, los requisitos de ensayo se especifican en la normaAPI 653, seccion 12.

Tanques de almacenamiento de la Atmósfera, que están diseñados para con el

soporte no más de 0,5 libras de presión por pie cuadrado calibre sobre la presiónestática del líquido contenido en los depósitos, normalmente se prueba sólo porllenar los tanques con agua.



Lista de Inspección

API Std. 653, Apéndice C se incluyen listas decontrol muestras de consideración item por

hora de realizar las inspecciones externa einterna.



Prueba de Fugas e integridad hidráulica de la parte inferior

General

Pueden ser detectado visualmente en conformidad con la disposición de la API dedetección theleak Std. 650, Apéndice I. Estos sistemas se denominan colectivamentepara liberar las barreras de prevención (RPBs).

Cuando los reglamentos o una evaluación del riesgo indica la necesidad de medidasadditinal entonces el propietario / operador puede aplicar la tecnología de sistemasavanzados de detección de fugas, como los incluidos en el AI 334 Publ.integrityconfirmation hidráulica se debe realizar a intervalos establecidos en API Std.653, Sección 4.

Hay once procedimientos asociados con la determinación de la integridad hidráulicade un fondo del tanque.



Leak Integrity methods available during out-of-service periods

Evaluación por examen visual

Una prueba visual puede ser de tipo directo cuando la superficie sea de fácil acceso para colocar

el ojo dentro de 24 pulgadas, de la superficie en un ángulo de no menos de 30 grados. Lailuminación mínima es de 15 bujías-pie (25 lúmenes) para la visión general y 50 bujías-pie (100lúmenes) para la visualización de pequeñas anomalías.

Evaluation by wicking examination of Sell- to - Bottom weld

Absorbente prueba de la soldadura de concha hacia abajo (en la esquina de soldadura) es elproceso de la aplicación de un aceite altamente penetrante o líquidos penetrantes a un lado de

una soldadura (pasa inicial o completado la soldadura como lo exige la norma aplicable de lareparación o construcción), luego dejar reposar por al menos cuatro horas (12 horas se prefiere)y obseving si penetrantes al otro lado de la soldadura.



Evaluation by bubble test examination-pressure

Aire en no más de 3 pulgadas de presión de agua esinyectado por un tubo en la parte inferior del tanque através del sello de arcilla o a través de un orificioperforado y explotado (o agujeros) en la parte inferior.

Un enfoque alternativo consiste en el bombeo en

aproximadamente 6 de agua en el tanque y despuéscolocar el aire a no más de 9 pulgadas de presión deagua en el tanque.



Evaluation by bubble test examination – vaccum

Un ejemplo de típico vacuum box mostrado en las figuras 62 y 63.

Evaluación por líquidos penetrantes

La inspección por Líquidos penetrantes es un método que puede serusado para localizar los defectos de la soldaduras, seams, laps oporosidad que están abiertas a la superficie. Los detalles adicionales enprueba de implementación son descritas en el API Std 650, 6.4. Esta no esrequerida en el API Std 650 o API Std 653, pero esta listado as an

owner/operator – especifico opción.



Evaluacion por particulas magneticas

El area de la soldadura a ser examinada es primeramagnetizada y luego partciulas ferromagneticas sonubicadas sobre la soldadura.

La inspeccion por particulas magneticas no esrequerida por el API Std 650 y API Std 653, pero lista

as an owner/operator-opcion especificada.



Evaluacion por gas detectable

Under bottom injection

Este método de ensayo es el más adecuado para las placas sin

recubrimiento o en el estanque antes de que las placas derevestimiento o forro.

Instrumento Capaz de detectar unas pocas partes por millón

(ppm) de gas indicador, se utilizan para sniffing que no hayafugas en la fase productiva de la parte inferior del tanquecomo se muestra en la figura 64.



Leak detection methods available during in

service periods

In the discussion that follows, the capabilities

and characteristics of leak detection in thecontext of RPBs are not covered since thesesystems have been in use for many years andhave proven to be effective and require little, if

any, maintenace. The following section appliesto advanced technology leak detection systmestypically addressed by API Publ 334.



Evaluation by leak detection systems using volumetric/massmeasurement technology

Sistemas de detección de fugas basadas en tecnologías demedición volumétrica y la masa es una consecuencia automáticadel depósito de aforo de la industria y son un sistema probadopara detección de fugas en los tanques subterráneos dealmacenamiento de combustible (UST).

Hay varias clases de sistemas, incluyendo:

a. Volumétricos nivel y medición de la temperatura.b. Misa de medición.



Evaluation by leak detection by volumetric level and

temperature measurement

El nivel volumetrico y tecnologia de temperatura usa sensorespara medir el nivel de un liquido en el tanque over time.

Este nivel es covertido al volumen usado para medir strappingcharts.

Mas detalles sobre esta tecnologia puede ser encontrado en APIPubl 334.



Leak detection by mass balancing

Tecnologías de la Mass de medición utilizan sensorespara medir la presión de un líquido en el tanque através del tiempo mediante el uso de un sensor depresión diferencial.

Las claves de medición de masa son en primer lugar,

la medición del nivel de líquido y el segundo lacapacidad del sistema para compensar el ruido.



Evaluation by detectable gas above-bottom in Liquid Inoculation (Chemical MarkerTechnology)

Los químicos marcadores detectables (inoculares) se ha aplicado a los actuales, la sustitución, y elfondo del tanque nuevo.

Prueba de fondos de los tanques con una sustancia química marcador detectable en el depósitose realiza mediante la inyección de un químico volátil en la línea de recepción, directamente en ellíquido, o la línea de agua de extracción. La concentración requerida está en función de lossiguientes parámetros:

a. La mezcla del marcador en el líquido

b. Umbral de detección de fugas.c. La sensibilidad del equipo de detecciónd. Composición del suelo bajo el tanque

e. El tiempo de espera entre la inoculación y toma de muestras

Por lo general, una concentración de la inoculación aceptable es del orden de 1 a 10 piezas pormillón (ppm).



Evaluación mediante el examen de emisión acústica

Las pruebas de emisión acústica tiene la capacidad de localizar una fugadetectada. El método de detección incluye el uso de sensores de sonido quepuede ser triangular para localizar un punto de fuga. El método de la pruebade emisión acústica en teoría es aplicable para las pruebas al mismo tiempolas placas de metal base, las soldaduras de vuelta abajo, y el sumidero (s), por

ejemplo., Todas las zonas mojadas por el fondo del tanque y bajo la presión dela cabeza del contenido del tanque.

Los efectos del ruido exterior a la cisterna a menudo se pueden evitar laspruebas durante los períodos de baja actividad incluida operaciones de cerca.

Revestimiento del fondo del tanque antes de ejecutar esta prueba puedeaumentar la probabilidad de que un camino de fuga en un plato de fondo osoldadura será enmascarado.



La siguiente información debe ser parte de la ficha deseguimiento de cualquier examen de tales emisiones

acústicas:

a. Fecha de la prueba.b. Certificación de nivel y el nombre del operador.

c. Método de ensayo (número) y número de revisión.d. Método de ensayo o técnicae. Resultados de los ensayos y la certificación del tanque.f. Identificación de los Componentesg. instrumento de prueba de fugas estándar, y la

identificación del material.



Integridad de Reparaciones y Alteraciones

General

Las reparaciones y alteraciones a los tanques puede afectar a la fuerza, la

seguridad o la integridad ambiental de la cisterna, lo que exige la

inspección después de la reparación o modificación se hayan completado.Es una buena práctica hacer una inspección visual de todas las

reparaciones y alteraciones de ver que si se han realizado correctamente.

Además, algunas reparaciones y modificaciones pueden requerir otros

tipos de EXAMEN no destructivo, tal como se especifica en API Std. 653.



Reparaciones

Como mínimo, para la orientación en las reparaciones y modificaciones, consultecon el API Std. 653, la sección 9. Todos los tanques de desmontaje yreconstrucción debe llevarse a cabo de conformidad con el estándar API 653,sección 8 y 10, así como las secciones apropiadas del API Std. 650.

Las reparaciones a los tanques de soldadura

Las reparaciones hechas por soldadura en la parte inferior, concha, o del techo deun tanque debe ser conducido y controlado de conformidad con API Std. 653,sección 9 y 11.

Todos los defectos como el crack-debe ser reparado a menos que un gimnasio -por - servicio (FFS) de evaluación (véase el API RP 579) u otro de evaluaciónadecuado indica crack como fallas no tienen que ser reparados con el fin deasegurar la integridad de la cisterna.



Las reparaciones de los tanques de clavados o atornillados

Las reparaciones de los tanques también pueden ser hechos por la soldadura si lasoldabilidad del acero es la primera confirmada por las pruebas físicas.

Cuando juntas las piezas o remachado están sellados mediante soldadura, los remaches y lascosturas se deben calafatear por lo menos 6 pulgadas en todas las direcciones de lasoldadura.

Cuando se hacen reparaciones de soldadura para remachar cabezas o las costuras, losprocedimientos especiales que minimizan la distorsión y tensiones residuales deben serseguidas. Estos incluyen:

a. El uso de electrodos de pequeño diámetro.

b. Set de máquinas de soldadura en bajo amperaje.c. Mantenga los cordones de soldadura pequeño.d. Use el reverso a pasoe. Ligeramente el anillo - remache cabezas de soldadura adyacente a la zona de soldadura.



Las reparaciones de fondo

Para conocer los requisitos en las reparaciones de fondos de tanques, vea API Std.653, 9.10 (Ver fig. 65).

Shell Reparaciones

Desde la reinstalación de las hojas de la puerta puede ser difícil, incluso para losespecialistas del tanque con experiencia, el procedimiento se sugiere lo siguiente:

a. Busque la hoja de puerta, donde la placa inferior es razonablemente nivel parauna distancia de al menos 5 pies a cada lado de la hoja de la puerta costurasverticales.

b. Hacer los recortes hoja de la puerta de manera que las juntas de soldadura

vertical y horizontal de cumplir los requisitos de soldadura specing en API Std. 653,Sección 7.

c. Después de volver a instalar la hoja de la puerta, la radiografía de la soldadura deacuerdo con API Std. 653, 12,2.



Arreglo del techo

Las placas del techo por lo general puede ser sustituida de la mismamanera en que se instala cuando fue construido originalmente. Paramayor orientación, véase la API Std. 653, sección 9,11, 9,12 y 9,13.

Métodos de reparación Especial

Llenar con aire - adhesivo de endurecimiento - a - resinas epoxi, aceropuede ser adecuado si no se verán afectados por el contenido deltanque.

En todos los casos, los pozos deben estar bien limpias, de preferenciapor chorro abrasivo, y luego cubra lo antes posible.



Métodos de reparación Especial (cont)

Las fugas en los techos pueden ser reparados por los

remiendos suaves que no se refieren al corte, soldadura,

remaches o pernos del acero. Soft parches se pueden hacer

de una variedad de materiales, incluyendo el caucho, elneopreno, un paño de vidrio, asfalto, y masilla epoxi o

materiales de navegación.

Ver Fig. 66 y 67.



Records

General

La importancia de mantener registros

completos, no se puede exagerar. buenosregistros constituyen la base de un programaeficaz de inspección y permitirá la inspecciónprogramación adecuada.



Documentos e informes

Un archivo de registro completo debe constar de almenos tres tipos de registros: un registro) el diseño yla construcción, b) la reparación o los expedientesalteración, y c) los registros de inspección.

Una técnica aceptable utilizar equipo de vídeo y ladiscusión verbal. Cualquier combinación de diversosmedios de comunicación podrán utilizarse siempre

que apoya el objetivo de la inspección.



Forma y Organización

Esto generalmente significa que un resumen ejecutivo en la delantera.

El informe claramente desglose de las siguientes categorías derecomendaciones:

a. Aquellas áreas que requieren inmediata reparación o cambio que sonimprescindibles para mantener la seguridad permanente, la salud y elmedio ambiente de la instalación y que no debería retrasarse.b. Aquellas áreas que se deben reparar para extender la vida útil deltanque que puede fallar antes de la próxima inspección interna.c. Las zonas que se puede aplazar hasta la próxima inspección interna sinponer en peligro la salud, el medio ambiente o la seguridad y que eldueño / operador quiere aplazar.



API 651

Protección catódica de Tanques dealmacenamiento de petróleo sobre

tierra



1.1. El propósito de esta práctica recomendada es presentar losprocedimientos y prácticas para lograr un control efectivo sobre lasuperficie de corrosión en el fondo de tanques de almacenamientomediante el uso de protección catódica. Contiene disposiciones para la

aplicación de la protección catódica a los antiguos y nuevos tanquesde almacenamiento. Métodos de control de corrosión química basadaen el control del medio ambiente o la utilización de revestimientos deprotección no están cubiertos en detalle.

Alcances



1.2. La intención de esta práctica recomendada consiste en proporcionarinformación y orientación específica a los tanques de acero sobre la superficie

de almacenamiento de hidrocarburos en el servicio. Ciertas prácticasrecomendadas en este documento también pueden ser aplicables a losdepósitos en otros servicios. Es la intención de servir sólo como una guía a laspersonas interesadas en la protección catódica. Diseños específicos deprotección catódica no se proporcionan. Tales diseños deben ser

desarrollados por una persona completamente familiarizado con las prácticasde protección catódica.

1.3. Esta práctica recomendada no designan a las prácticas específicas paracada situación ya las variadas condiciones en que fondos de los tanques están

instalados se oponen a la normalización de las prácticas de proteccióncatódica.



Spec 12B - Especificaciones para Tanques atornillado para el

almacenamiento de líquidos Producción.

Spec 12F - Especificación de la tienda soldada Tanques paraAlmacenamiento de Líquidos de Producción

RP 575 - Inspección de Tanques de Almacenamiento de laAtmósfera y de baja presión

Std. 650 - Tanques de acero soldados para el

almacenamiento de aceite

Std. 653 - Tanque de Inspección, reparación, modificación,y la Reconstrucción

Publicaciones de Referencia



RP0572 - Diseño, Instalación, Operación y Mantenimiento de la actual

Impresionado camas de tierra profunda

RP0575- Interna de Sistemas de Protección Catódica en el aceite

tratamientos vasculares

RP0193 - Protección Catódica externa de fondos de tanques metálicos de

almacenamiento on-Grado

TPC Pub 11 - Guía para la Organización de Control de Corrosión de

metro Comités de Coordinación



Corrosión de la parte aérea del acero de tanques de almacenamiento

Introducción

La corrosión puede ser definida como el deterioro de un metal queresulta de una reacción con su entorno. La corrosión de las estructuras

de acero es un proceso electroquímico.Hay cuatro componentes en cada celda de corrosión: un ánodo, uncátodo, un camino metálico que conecta el ánodo y el cátodo y unelectrolito (ver Figura 1).



El papel de cada componente en el proceso de corrosión es el siguiente:

a. En el ánodo, el metal base se disuelve (corroe) mediante la liberaciónde electrones y forman iones positivos del metal. Para el acero, lareacción anódica es FeFe+2 + 2e-.

b. En el cátodo, las reacciones químicas tienen lugar con los electronesliberados en el ánodo. No hay corrosión tiene lugar en el cátodo.

Una reacción común es catódica O2 + 2H20 + 4e-4OH-.

c. El electrolito contiene iones con carga negativa llamado aniones y iones

cargados positivamente, llamados cationes que se sienten atraídos porel ánodo y el cátodo, respectivamente.



Existen muchas formas de corrosión. Los dos tipos más comunes enrelación con fondos de los tanques son de carácter general y la

corrosión por picadura.

Las diferencias de potencial electroquímico entre áreas adyacentespueden resultar de la desigual distribución de los elementos de

aleación o contaminantes dentro de la estructura de metal.

Propiedades físicas y químicas de los electrolitos también influyenen la ubicación de las zonas catódica en la superficie del metal. Ver Fig

2



Mecanismos de Corrosión

Stray Current Corrosion

Corrientes de interferencia viajan a través del electrolito del suelo y enlas estructuras por las cuales no están destinados. El más común, y

potencialmente los más dañinos, son las corrientes parásitas. Estascorrientes se generan a partir a tierra los sistemas de DC de energíaeléctrica incluyendo los ferrocarriles eléctricos, metros, máquinas desoldar, impresionado actuales sistemas de protección catódica, y losgeneradores termoeléctricos.



La severidad de la pérdida (corrosión del metal) resultantes de corrientes

de interferencia depende de varios factores:

La separación y el enrutamiento de la interferencia y las estructuras

afectadas y la ubicación de la fuente de interferencia actual.

a. Magnitud y la densidad de la corriente.

b. Calidad o la ausencia de un recubrimiento de las estructuras afectadas.

c. La presencia y ubicación de las juntas mecánicos con alta resistencia

eléctrica.



Corrosión galvánica.

La corrosión galvánica se produce cuando dos metales de diferentecomposición (potenciales electrolíticos por tanto, diferente) estánconectados en un electrolito (por lo general suelo). La corriente deflujo desde el metal más activo (ánodo) al metal menos activo (cátodo)con el ataque acelerada en el ánodo. la Figura 4. El alcance de este

problema depende de varios factores. El factor más significativo es larelación de áreas del cátodo y el ánodo y la posición relativa de los dosmateriales en la serie galvánica.

.



Corrosión Interna

La experiencia ha revelado que la corrosión se puede producir en la

superficie interior de un fondo del tanque. El alcance o la naturaleza de la

corrosión depende de muchos factores asociados con la composición del

fluido en contacto con el fondo de acero. Entre los principales factores

que influencia la gravedad de la corrosión son:

a. Conductividad (en función de sólidos disueltos).

b. Los sólidos en suspensión.

c. Nivel de pH.d. Gases disueltos tales como C02, H2S, o 02



Determinación de la necesidad de la protección catódica.

Introducción

La necesidad de protección catódica deben ser determinados para todas lasinstalaciones de almacenamiento. Esta sección trata sobre los parámetros que debenconsiderarse al determinar si una aérea de almacenamiento de acero fondo del

tanque exige una protección catódica. La ubicación de una instalación o la presenciade un sistema de detección de fugas por sí sola no debe utilizarse para determinar la

necesidad de protección catódica.

Tanques de almacenamiento sobre tierra

Control de corrosión por protección catódica para los nuevos depósitos aéreos dealmacenamiento debe estar siempre en el diseño inicial y debe mantenerse durante lavida útil del sistema, a menos que las investigaciones detalladas indican que laprotección catódica no es necesario.



Los tanques de almacenamiento sobre tierra existente

Los estudios deben hacerse dentro de un marco de tiempo apropiado, envirtud de la API estándar 653, relativa a la posible necesidad de proteccióncatódica. Cuando estos estudios indican que la corrosión se afecta laseguridad operacional o económica del sistema, medidas adecuadas decontrol de la corrosión deben ser utilizados.

Protección Catódica Interna

Los fluidos puro de hidrocarburos por lo general no son corrosivos y no

requieren control de la corrosión de las superficies interiores. Sin embargo,basándose en la experiencia, la corrosión interna puede ocurrir en lostanques de almacenamiento sobre tierra que tienen las superficies internasen contacto con agua, sedimentos u otros contaminantes.



Limitaciones a la Protección Catódica externos

La protección catódica es un medio eficaz de control de la corrosión sólo si esposible pasar la corriente eléctrica entre el ánodo y el cátodo (fondo del tanque).Hay muchos factores que puede reducir o eliminar el fluido de la corrienteeléctrica y, por tanto, pueden limitar la eficacia de la protección catódica enalgunos casos o se oponen a su uso en otros. Tales factores incluyen:

a. Fundaciones como el hormigón, asfalto o arena impregnada de hidrocarburos.b. Un revestimiento impermeable entre el fondo del tanque y ánodos como en lossistemas de contención secundaria.

c. Alta resistencia del suelo o cimientos de roca.

d. Antiguo tanque de almacenamiento de fondos deja en su lugar cuando la parteinferior está instalado.



Historial del Tanque:

General

Antes de determinar la necesidad de protección catódica, una evaluacióncompleta de la historia del tanque se aconseja. Los siguientes artículos se debeinvestigar y determinar:

Diseño del tanque / Historial de construcción

Los siguientes artículos deben ser investigados y determinados en la evaluaciónde diseño del tanque / historia de la construcción:

a.Fundación de diseño.

b.Plano de situación, incluida la distribución de tanques.

c.Fechas de construcción.



d. Las propiedades del suelo y la resistividad.

e. El agua de mesa.

f. Presencia y tipo (s) de recubrimientos o revestimientos.

g. Reparaciones previas.

h. Cambio en las condiciones del suelo.

i. Membrana de contención secundaria, o los forrados impermeable.

j. Secundaria inferior.k. Existentes de protección catódica en las estructuras cercanas.

l. Mantenimiento de la historia.

m. La vida esperada.

n. Rectificador ubicación.



Tipo de Servicio

Los siguientes artículos deben ser investigados y determinados en la evaluación de los tipos de

servicios:

a. Tipo de producto almacenado.

b. Temperatura del producto.

c. La presencia y la profundidad del fondo del agua.

d. La frecuencia de llenado y descarga.

Inspección / Historia corrosión

Los siguientes artículos deben ser investigados y determinados en la evaluación de la inspección /historia corrosión:

a.Tanque de inspección por API estándar 653.

b.Corrosión registra la frecuencia.

c.La corrosión en los tanques de los problemas cercanos.

d.La corrosión en los tanques de los problemas de construcción similares



Otros factores

Los siguientes artículos deben ser investigados y determinados en laevaluación de otros factores:

a.Conexos estructuras metálicas enterradas.

b.Conexos sistemas de protección catódica.



• Una clasificación general es la resistividad en la Tabla 1. Existenvarias técnicas para medir la resistividad del suelo.

• La resistividad del material de base puede ser más alto que elsuelo que rodea existentes. Sin embargo, el suelo corrosivos debajo

del material de base de alta resistividad pueden contaminar lasbases llenar por capilaridad.



Sand Pad Material

Clean sand es el material mas comúnmenteusado como un pad beneath storage tankbottoms. El uso de clean sand solonormalmente no elimina la necesidad para laprotección catódica desde corrosión quepuede ocurrir debido a intrusion de agua de

las lluvia, nieve o una shallow water table.

S d d i l



Sand Pad Material

Los siguientes temas son el material de arena pad

a. La arena debe estar limpia, se examinarán y libre de escombros (sin madera, palos, lavegetación, papel, piedras, caly, limo o tierra de otro tipo; varillas de soldadura u otros objetosmetálicos; etc).

b. La limpieza debe hacerse en la fuente de suministro y se realiza por medios mecánicos delavado con agua que no alterará la composición química o la resistencia eléctrica del material de

arena.

PRECAUCIÓN: Un suministro de agua municipal potable puede no ser aceptable debido a lacloración que pueden producir altos niveles de cloruro.

c. arena de mortero de albañilería de calidad es a veces especificado.d. Arena debe ser conforme a la especificación como una de las siguientes: 1) ASTM C 778 tipo"20-30 de arena" o equivalente, 2) ASTM C 778 "graduado de arena" o equivalente, o 3) ASTM C144 o equivalente.e. cemento Portland, a una aproximación de arena para el cemento 33:1 ratio, o de cal, en unaaproximación de 95:5 arena a razón de cal, a veces se añade a la fuente de suministro para elevarlos niveles de pH y / o para facilitar una buena compactación.

k d i



Tank pad Construction

Los siguientes temas son considerados cuando se construye un tank pads:

a. Arena, aunque a menudo instalados los loose lifts en capas máximo de 6pulgadas - 8 pulgadas (15 cm - 20 cm) de espesor.

b. vibrador mecánico de compactación y laminado se sugiere que hacer para cada

capa para lograr la compactación y el 95% de la densidad máxima alevines segúnla norma ASTM D 1557 o equivalente.

c. La parte inferior de cada placa de acero que se utilizará para la construcción detanques de fondo deben ser inspeccionados inmediatamente antes de lacolocación en la almohadilla para garantizar que los residuos contaminantes que

se adhirieron al mismo (barro, por ejemplo) es eliminado y que la superficie de laplancha esté limpia.



Continuos concrete pad

Un diseño adecuado colchón tanque de hormigón construidos sobreuna base firme, debidamente preparadas subsuelo puede ser eficaz enla eliminación de la intrusión de las aguas subterráneas, el suelo dellado de la corrosión, y la necesidad de protección catódica.

Aunque la corrosión de la tierra puede prevenirse mediante unaplataforma de concreto, todavía puede haber una colección dehumedad entre la parte inferior del tanque y la plataforma debido a lacondensación, la lluvia intensa o nieve, o las inundaciones debido aldrenaje inadecuado.

Debido a numerosos factores complejos que pueden afectar a lacorrosión de una parte inferior del fondo del tanque en presencia dehormigón, la predicción de la propensión de la corrosión en este casoes extremadamente difícil.



Crushed limestone or clam shell pad

En algunos lugares, la almohadilla de depósito podría consistir en una

capa de piedra caliza triturada o conchas de almejas. Estas almohadillas

tanque sin el uso de protección catódica han producido resultados mixtos.

Oiled San Pad

Históricamente, en algunos casos el petróleo ha sido añadido a la arenapor varias razones, incluyendo la compactación y control de la corrosión.

Sin embargo, si la protección catódica se aplica, la resistencia más alta de

arena impregnada de hidrocarburos puede evitar que sea eficaz.



Continua asfalto Pad

Un pad de asfalto puede proporcionar muchas de las mismasventajas y desventajas como un colchón de concreto para reducirla corrosión y eliminando la necesidad de protección catódica.

La condición de la superficie externa de la parte inferior del tanque

así como el asfalto se puede determinar si los cupones se cortandesde el fondo del tanque.



Native Soil Pad

El análisis de suelo es a menudo una prueba de gran utilidad paraayudar a determinar si la actividad de potencial de corrosión será losuficientemente alto como para que la protección catódica necesaria ysi la protección catódica será una aplicación práctica para evitar la

corrosión. Determinación de iones agresivos como los cloruros ysulfatos, junto con la medición de pH y resistividad son útiles para elanálisis de la corrosión adicional.

La protección catódica y otras medidas de control de corrosión y quedebe ser considerado cuando los datos de análisis de suelos indicanque el suelo es corrosivo.



Otros factores que afectan la protección catódica

Contenido del tanque

El contenido de un tanque de almacenamiento puede influenciar corrosiónen el fondo del tanque. Aceleración de la corrosión puede ocurrir en lasuperficie externa de la parte inferior de los tanques de calefacción debido a

temperaturas elevadas si la superficie está mojada. Los tanques dealmacenamiento que contiene un producto caliente puede requerir unaumento de la densidad de corriente para conseguir una protecciónadecuada en la superficie externa de la parte inferior.

Por el contrario, el calor suficiente podría secarse una almohadilla dedepósito con buen drenaje, lo que aumenta su resistividad y la reducción dela necesidad de protección catódica.



Parte inferior de repuesto

Sustitución de fondos de los tanques es una práctica aceptada.Sistemas de protección catódica se puede utilizar para garantizar la integridad a largo plazode fondos existentes y sustitución. Los métodos de instalación de fondos de reemplazo, lossistemas de contención secundaria, y los revestimientos internos deben ser considerados

para determinar la necesidad y el método de instalación de un sistema de proteccióncatódica.

Realease Prevention Barriers

Hay una variedad de métodos disponibles para la contención secundaria. Estos incluyen,

pero no están limitados a:

a.El uso de la almohadilla de arcilla impermeable en dique del tanque.

b.Diseño de doble tanque inferior.

c.Membrana impermeable no metálicos.



El uso de release preventions barriers (RPB) se reduce el riesgoambiental en el caso de una fuga. Un ejemplo de un doble sistema decontención secundaria inferior es la instalación de un nuevo fondo deacero sobre un fondo de acero existente, que ha sido reparado. Si el agua

u otros electrolitos se entromete en el anillo, una pila galvánica puedenformarse lo que hará que la parte inferior de acero del tanque nuevo acorroer a un ritmo acelerado. Con el fin de aplicar la protección catódicapara un nuevo fondo del tanque, los ánodos se debe instalar entre lo viejoy lo nuevo fondo con arena u otras sustancias que son conductores o que

pueden mojarse se utilizan como material de relleno.



Revestimiento interno de película delgada

El uso de una capa gruesa lámina o de otros tipos de

revestimiento interior no debe ser considerada como

justificación suficiente para eliminar la necesidad de protección

catódica externa de fondos de los tanques.



Métodos de Protección catódica para control de corrosión

Introducción

La protección catódica es un método ampliamente aceptado de control de lacorrosión. La corrosión de acero sobre la superficie del fondo del tanque dealmacenamiento pueden reducirse o eliminarse con el uso adecuado de la

protección catódica. La protección catódica es una técnica para la prevenciónde la corrosión por hacer toda la superficie del metal a proteger actuar comoel cátodo de una celda electroquímica.

Hay dos sistemas de protección catódica:

a.Galvánico.

b.Impresionado actual.

Sistemas Galvánicas



Sistemas Galvánicas

General

Las sistemas galvánica a utilizar un metal más activo para estar que la estructura protegida parasuministrar la corriente necesaria para evitar la corrosión (véase Tabla 2 en una serie galvánica parcial).El ánodo está conectado eléctricamente a la estructura para ser protegidos y enterrados en el suelo.Una pila de corrosión galvánica se desarrolla y el metal se corroe activa ánodo (se sacrifica), mientrasque (la estructura metálica del cátodo) está protegida. (ver Figura 5).

Ventajas de los sistemas galvánicos

Hay varias ventajas de los sistemas galvánica:

a. Ninguna fuente de alimentación externa es necesaria.

b. La instalación es relativamente fácil.

c. La inversión de capital es baja para los tanques de pequeño diámetro.d. Los costos de mantenimiento son mínimos.

e. Los problemas de interferencia (corrientes parásitas) son raras.

f. Menos frecuente es el seguimiento necesario.



Desventajas de los sistemas galvánica

Hay varias desventajas de los sistemas galvánica:

a. potencial de conducción es limitada.

b. Salida de corriente es baja.c. El uso se limita a la baja - los suelos de resistividad;d. No es práctico para la protección de las grandesestructuras bare.



Sistemas de corrientes impressed

General

El segundo método de aplicación de protección catódica para unfondo de tanques de almacenamiento sobre el suelo es el usocorriente impresa de una fuente externa. Impresionado sistemasactuales utilizan corriente prestados normalmente por unrectificador conectado a una fuente de alimentación de AC. Fig6.

V t j d l Si t t l I i d



Ventajas de los Sistemas actuales Impresionado

Las ventajas de los sistemas de impresión actuales incluyen:

a. Disponibilidad de gran potencial de conducción.

b. Alta corriente de salida capaz de proteger a grandes

estructuras.c. Capacidad de salida de corriente variable.

d. Aplicabilidad a casi cualquier suelo de resistividad.



Desventajas de los Sistemas actuales Impresionado

Las desventajas de los sistemas de impresión actuales incluyen:

a. Los posibles problemas de interferencia (corrientes parásitas) en lasestructuras exteriores.

b. La pérdida de energía en corriente alterna, la pérdida de protección.c. Superior de mantenimiento y gastos de funcionamiento.

d. Mayor costo de capital para las pequeñas instalaciones.

e. Aspectos de seguridad de la ubicación del rectificador.

f. Aspectos de seguridad de la conexión del conductor negativo.g. Un control más frecuente.



Rectificadores de Protección Catódica

Las unidades pueden ser obtenidos ya sea con el selenio o elementos de siliciorectificador. rectificadores de silicio son en general más eficientes, sin embargo,son más susceptibles a los daños causados por subidas de tensión. Por lo tanto,los dispositivos de protección deberán ser consideradas para estas unidades paraevitar daños por relámpagos. Porque de vida disminuye a temperaturas másaltas, los rectificadores de selenio no se recomienda si la temperatura ambiente

se espera que supere los 130 º F (55 º C).

Impresionado Ánodos actual

Impresionado ánodos de corriente utilizada en el suelo están hechos demateriales como el grafito, el acero, fundición de alta de silicio, o mezcla de

óxidos metálicos de titanio. Los ánodos son normalmente enterrados en unrelleno con que para ampliar su vida y reducir la resistencia del circuito.

Diseño de Sistemas de Protección Catódica



Diseño de Sistemas de Protección Catódica

Introducción

Sistemas de protección catódica son diseñados e instalados para prevenir lacorrosión de una parte inferior del tanque, por cumplir los requisitos de una omás de los criterios enumerados en la Sección 8. Con el fin de lograr losresultados deseados, un sistema de protección catódica deben ser diseñadosde propiedad. El sistema de protección catódica debe diseñarse después deun estudio de los siguientes elementos:

a. Diseño y especificaciones técnicas y prácticas.

b. Los procedimientos operativos.c. Seguridad, ambientales y los requisitos de áreas peligrosas.

d. Ensayos sobre el terreno.

En general el diseño debería proporcionar suficiente protección contra la



En general, el diseño debería proporcionar suficiente protección contra la

corrosión y reducir al mínimo la instalación, mantenimiento, y costos de

operación.

Los principales objetivos de la protección catódica diseños para fondos detanques son los siguientes:

a. Entrega y distribución de corriente suficiente para el fondo del tanque para

asegurar que el criterio de protección se cumple.b. Proporcionar una vida de diseño del sistema de ánodo y el otro equipo enconsonancia con la vida de diseño de la cisterna o prever el reemplazo

periódico de los ánodos y mantenimiento de equipos.

c. Proporcionar prestación adecuada de los cambios previstos en las

necesidades actuales con el tiempo.d. Lugar ánodos, cables, rectificadores, y estaciones de prueba en la

posibilidad de daño físico es mínimo.



Influence of replacement bottoms, external liners (release

prevention barriers), and secondary containment oncathodic protection system design

Barreras para Protección Catódica

La protección catódica se consigue dirigir el flujo de unacorriente de ánodo a un cátodo, resultando en la proteccióndel catódicos. RPBs y el fondo de reemplazo pueden tener

este efecto si no es considerado apropiadamente.



Fondo de Tanque de repuesto

Sustitución de fondos de los tanques es unapráctica aceptada.

Ya sea que la parte inferior antiguo se deja en sulugar o es removido tiene un impacto significativosobre los tipos de sistemas de protección catódicaque son viables para el control de la corrosión de la

parte inferior nueva.

Considerations when external liners are used in a Diked Area



Considerations when external liners are used in a Diked Area

Impervious External Liner

Un método utilizado para proporcionar la contención secundaria a la línea del área diqueentero con una membrana impermeable. Una membrana existente con un tanque o unapropuesta para un nuevo tanque puede tener un impacto significativo sobre las decisionesy el diseño de un sistema de protección catódica. En cualquier caso, los ánodos se debecolocar entre la membrana y el fondo del tanque para que la protección catódica para eltrabajo (ver Figura 7).

Existing Multiple or Single Tanks with a Dike Liner

Para instalar un sistema de protección catódica en un depósito existente en una zona de

diques que se alinea a la pared del dique a dique pared y debajo del depósito con unamembrana impermeable, una opción es llevaba bajo el tanque en un ángulo muy pocoprofundas y bajo la instalación de ánodos tanque. Con el fin de obtener una protecciónadecuada, un sistema de corriente impresa probablemente sería necesario.

Nueva múltiple o tanques individual con un Dike liner



Nueva múltiple o tanques individual con un Dike liner

Los tanques nuevos en una zona llena de diques un revestimiento

impermeable puede ser equipado con una red de ánodos poco profunda ouna rejilla de ánodos de cinta que se coloca entre el forro y la parte inferiordel tanque durante la construcción. Tal acuerdo podría ser un sistema decorriente impresa o un sistema galvánico.

7 2 4 Reemplazo o reparación de fondos de tanques de acero



7.2.4. Reemplazo o reparación de fondos de tanques de acero

El reemplazo o reparación de fondos de tanques de acero es una práctica comúndesde el depósito de una cisterna normalmente medida durará más que la parteinferior. Revestimientos con frecuencia se instalan en los tanques de proteccióncontra la corrosión interna. Un aceptable y se utiliza normalmente el método desustitución de fondos de los tanques se pueden encontrar en API RP 575 y API 653estándar.

El método de reparación o reemplazo de fondo es de gran importancia en ladeterminación de si la protección catódica se debe instalar y si es o no un sistemaeficaz de protección catódica se puede instalar.

Si un fondo del tanque existente está protegido por la protección catódica y / o si laprotección catódica está prevista para el nuevo fondo (a través de camas de tierraprofunda o superficial), la parte inferior de edad tendrán que ser eliminadascompletamente. (ver Figura 8).



Effects of impervious Nonconductive External Liners

General

La instalación de una membrana de contención secundaria entre el fondo antiguo y lonuevo es una práctica alternativa. Hay ventajas y desventajas de esta práctica.

Ventajas

Hay varias ventajas a la instalación de un sistema de contención secundaria:

a.Proporciona un medio para detectar y contener las fugas y la prevención de lacontaminación del suelo si se producen fugas.

b.Elimina el fluido de corriente natural entre el fondo antiguo y el nuevo fondo, lo quereduce el fracaso acelerada del nuevo fondo, debido a la corrosión galvánica.

c.Puede reducir la entrada de las aguas subterráneas en el espacio entre la parte inferior. Laintegridad de los sellos tanque a la membrana es fundamental en este caso.



Desventajas

Instalación de un revestimiento externo puede ser perjudicial por lassiguientes razones:

a. Un revestimiento externo hace que la futura incorporación de la

protección catódica difícil;

b. Un revestimiento exterior de los actos como una cuenca que contiene agua

o de cualquier otra índole que pudieran electrolito se orinan en la arenaentre los fondos antiguos y nuevos, por lo tanto, aumentar las tasas de

corrosión.



Mitigation of adverse effects

Para mantener las ventajas y eliminar o reducir los efectos negativos de una

membrana en la parte inferior de edad, instalar un sistema de protección catódica en

el espacio entre el fondo antiguo y el nuevo fondo.

Protección catódica externa

Introducción

El propósito de esta sección es recomendar procedimientos para el diseño de

protección catódica que efectivamente el control de la corrosión externa mediante elcumplimiento de uno o más de los criterios enumerados en la sección 8 para la vida

útil prevista de los tanques de almacenamiento sobre tierra.

Consideraciones sobre el diseño



Consideraciones sobre el diseño

En el diseño de protección catódica, los siguientes elementos deben ser considerados:

a. Reconocimiento de las condiciones peligrosas existentes en el lugar de instalaciónpropuesto y la selección y especificación de los materiales y prácticas de instalación que

garantice la seguridad de instalación y el funcionamiento del sistema de proteccióncatódica.

b. Especificación de materiales y prácticas de instalación para cumplir con las normas, talescomo National Electrical Manufacturers Association normas, la NACE recomiendaprácticas, y federales, estatales y locales.

c. Selección y diseño del sistema de protección catódica para la economía óptima de lainstalación, mantenimiento y administración.

d. Selección y especificación de los materiales y prácticas de instalación que garantice unservicio fiable a lo largo de la vida útil prevista del sistema de protección catódica.

Información de utilidad para el diseño



Información de utilidad para el diseño

La información que es útil para el diseño se puede dividir en tres categorías:

a. Las especificaciones y prácticas.b. Sitio condiciones.c. Estudio de campo, datos de prueba de corrosión, y la experiencia operativa.

Especificaciones y Prácticas

La información relativa a estas especificaciones o prácticas pueden ser útiles:

a. Plano de ubicación y el diseño del sistema.b. fechas de construcción.

c. Información sobre el diseño del tanque.d. Bombas y fuente de alimentación.e. Revestimientos.f. Corrosión puestos de control de prueba.

Condiciones de la web



Condiciones de la web

Estos factores relacionados con las condiciones del sitio puede ser útil en el

diseño de protección catódica:

a. Existentes y propuestos en los sistemas de protección catódica.

b. Las posibles fuentes de interferencia (corriente de fuga).c. Condiciones especiales del medio ambiente.

d. La profundidad del lecho rocoso.e. La profundidad de la línea de las heladas.

f. Estructuras metálicas enterradas Conexos (incluyendo localización, propiedad, ylas prácticas de control de corrosión).

g. Estructura de accesibilidad.

h. Potencia disponible.i. Viabilidad de aislamiento eléctrico de las estructuras exteriores.

j. Sistema de contención secundaria, en su caso.

k. Las áreas de drenaje de agua de mala calidad.

Fi ld S d t d b d ió i i ti



Field Survay, datos de prueba de corrosión, y experiencias operativas

La siguiente información puede ser útil:

a. De protección los requisitos actuales para cumplir con los criterios

aplicables.

b. Resistencia eléctrica del electrolito (suelo).

c. La continuidad eléctrica del sistema.d. Separación de potencial del sistema.e. Integridad del revestimiento.

f. Pérdida de la historia de estructuras similares en la zona.

g. La desviación de las especificaciones de construcción.

h. La existencia de corrientes erráticas.i. mantenimiento y otros datos de funcionamiento.



Consideraciones que influyen en la selección del tipo de sistema deprotección catódica (cont)

Hay varias opciones disponibles para la protección de uno o varios depósitos,

incluyendo:

a. Poca ánodos instalados alrededor de la periferia del tanque.b. Ánodos instalado directamente debajo del depósito antes de la

construcción.

c. Aburrido en el tanque en un ángulo de manera que los ánodos se puede

instalar bajo el depósito de un modelo que proporcione una protección

adecuada.d. El uso de un pozo de tierra de profundidad.

Tipos de Sistemas de Protección Catódica



Sistema de ánodo galvánico

Sistemas de ánodos galvánicos galvánica uso que pueda hacerse de materiales como el magnesio

o zinc puede moldear o cinta. Estos se instalan desnudas o empaquetado en un relleno especial.

Los ánodos están conectados al sistema, ya sea solos o en grupos.

Tres materiales del ánodo galvánico comúnmente se utiliza para la instalación del suelo:

a. Alto potencial de las aleaciones de magnesio.

b. Norma de aleación de magnesio.

c. Zinc.

El uso de un relleno especial con ánodos es conveniente para la instalación en ambientes de

suelos. relleno especial, que consiste en una mezcla apropiada de yeso, bentonita y sulfato de

sodio, promueve la eficiencia del ánodo, se alarga la vida del ánodo, y mantiene la humedad

ambiente ánodo.



El número de ánodos necesarios para proporcionar una protección catódica

de tanques de almacenamiento sobre el suelo depende de las necesidades

totales actual y esperado individuales velocidad de descarga del ánodo en elsuelo.

Sistema de la Corriente Impresionado



Sistema de la Corriente Impresionado

Ánodos

Impresionado ánodos de corriente puede ser de materiales tales como, pero

no limitado a, el grafito, fundición de alta silicio, acero, metales platinado,

magnetita y óxidos mixtos de metales. Estos ánodos se instalan desnudas o

en material de relleno especial (generalmente coke breeze).

Grafito, de hierro fundido de silicio, o mixto ánodos de óxidos metálicos engeneral se prefieren para las instalaciones del suelo. platinizados niobio,

tantalio, titanio y son los más adecuados para el agua en lugar de lasinstalaciones del suelo.



Requisitos de corriente y voltaje

Para el diseño óptimo, la corriente necesaria para la protección catódica debecalcularse utilizando los resultados de las pruebas de exigencia actual. Sinembargo, en lugar de una corriente prueba de exigencia, la aceptacióngeneral de protección es la densidad de corriente entre 1mA/ft2 y 2 mA/ft2

en condiciones ambientales, y densidad de corriente entre 2mA/ft2 y 8mA/ft2 para temperaturas elevadas. (Figura 9).

Dependiendo de la corriente requerida, la fuente de alimentación puedevariar de una batería de acumuladores de 12 voltios a una unidad desoldadura de 300 amperios.

Requerimientos de pruebas de corriente debe ser conducido con un adecuado nivel



Requerimientos de pruebas de corriente debe ser conducido con un adecuado nivelde liquido en el tanque para maximizar el contacto del tanque bottom con el padmeterial.

La tensión necesaria para conducir la cantidad requerida de corriente depende engran medida del número y localización de ánodos y de la resistividad del suelo. Puestoque la corriente es de conocimiento general de una prueba de requisito actual oestimada es, el requisito de tensión puede ser calculada usando la ley de Ohm (E = I x

R) si la resistencia del circuito es conocido. La resistencia se puede estimar de variasmaneras:

a. De los actuales sistemas de corriente impresa similar a la que se instalará.

b. Desde requisito actual pruebas como se describió anteriormente, si la prueba depozo de tierra es similar a la final.

c. De las pruebas de resistividad del suelo, la resistencia del ánodo en la tierra sepuede calcular utilizando una variación de la ecuación de Dwight (ver Peabody’s Control of Pipeline Corrosion).



Rectificador de selección

La capacidad de salida del rectificador seleccionado dependerá de los

siguientes factores:

a.Calcular o medir las necesidades actuales de la estructura a proteger.b.La tensión necesaria para causar que la corriente fluya de los ánodos a la

estructura enterrada.

c.Rectificadores con una moderada capacidad en exceso (normalmente 10 a50 por ciento) se debe seleccionar para permitir ajustes durante la vigencia

del sistema de protección catódica y para prevenir daños debidos a la tensiónde las sobrecargas.



Aislamiento eléctrico

Dispositivos de aislamiento no se debe instalar en lugares cerrados donde las

atmósferas inflamables son normalmente presentes.

Al instalar un sistema de protección catódica para un fondo del depósito, se

debe reconocer que algunos de los actuales también puede ser recogida en losproductos metálicos enterrados adyacentes.

Pararrayos y de falta a los dispositivos de protección instalados en aisladores de

corriente debe ser de un tamaño adecuado para corto plazo, la carga de alta

corriente.

Protección catódica interna



Protección catódica interna

Hay muchos factores que influyen en el diseño de un sistema de proteccióncatódica interna. Algunos de estos factores se enumeran a continuación:

a. Condición y tipo de revestimiento (si existe).

b. Mínima y el nivel máximo de agua en el tanque.

c. Compatibilidad de líquido almacenado con ánodos y cables.

d. Intervalo de inspección interna del tanque, lo que afecta la vida de diseño.

Criterios de Protección Catódica



Criterios de Protección Catódica

Introducción

El propósito de esta sección es hacer una lista de criterios deprotección catódica que indicará cuando la protección catódicaadecuada se ha logrado. La selección de un criterio particular para

alcanzar el objetivo depende, en parte, en la experiencia previa conestructuras similares y ambientes en los cuales el criterio ha sidoutilizado con éxito.

Son varios los criterios para determinar si la protección catódicaadecuada se ha logrado en las estructuras de acero y hierro. Para unadescripción más detallada, consulte la última edición de la NACERP0169.



Un negativo (catódica) potencial de al menos 850 mV con la proteccióncatódica de corriente aplicados.

Un potencial negativo polarizado por lo menos 850 mV con respecto a unCSE. (Un método común de medir el potencial de polarización es mediante el

apagado "instantáneos" técnica.)

Un mínimo de 100 mV de polarización catódica medida entre el fondo deltanque superficie metálica y un electrodo de referencia estable en contacto

con el electrolito. La formación o la descomposición de esta polarización

puede ser medido para satisfacer este criterio.



Técnicas de Medición

El método estándar para determinar la eficacia de la protección catódica enun fondo del tanque es el tanque-a-tierra de medición potencial. Estas

mediciones se realizan utilizando un voltímetro de alta impedancia y una

caballeriza, de referencia en contacto con el electrodo reproducibles

electrolito. Figura 10.

El valor de la caída IR y los métodos de corrección para ello debe

determinarse mediante el uso de prácticas correctas de ingeniería.

Interrumpir el flujo de corriente en los rectificadores utilizando el "instante-

off" técnica es un método común.

Referencias alternativas de electrodos



Referencias alternativas de electrodos

Otros electrodos estándar de referencia podrá ser sustituido por el cobresaturado / sulfato de cobre de referencia de los electrodos. Tabla 3.

Instalación de sistemas de protección catódica

El propósito de esta sección es recomendar procedimientos para lainstalación de sistemas de protección catódica que control de la corrosióndel fondo del tanque, si las consideraciones de diseño recomendados enla sección 7 se han seguido.

Sistemas de Ánodos Galvánicos



Si individualmente ánodos se suministran envasados en recipientes aprueba de agua, ese contenedor debe ser removido antes de lainstalación.

Cuando ánodos galvánicos se utilizan para proteger las superficies

internas de los fondos de los tanques, que puede ser atornillada o soldadaa la parte inferior del tanque. La conexión se deberá cubrir, pero elcuidado debe ser tomado para no cubrir o pintar el ánodo.

Cables conductores deben tener suficiente holgura para evitar latensión. Los ánodos no se deben llevar o bajar en la excavación del cableconductor.

Sistemas de corriente impressed



Introducción

Impresionado ánodos de corriente debe ser inspeccionado por los defectos,

la conformidad con las especificaciones del material del ánodo, el tamaño y la

longitud de los cables conductores, y para asegurar que la tapa del ánodo, si

utiliza, es seguro.

Impresionado ánodos actuales suelen instalarse en el relleno carbonosos,

como polvo de coke. Reposición carbonosos también tiende a reducir laresistencia total del circuito mediante la reducción de la resistencia del ánodo

al suelo.

Los puntos principales que deben observarse en la instalación de ánodos



os pu tos p c pa es que debe obse a se e a sta ac ó de á odos

impresionado actuales son:

a. El ánodo debe estar centrado en el polvo de coke. Fracaso prematuro del

ánodo se producirá si el ánodo se pone en contacto con el suelo.

b. Enterrado conexiones deben estar protegidos con precauciones extremas

contra la entrada de la humedad, ya que cualquier descarga de corriente a latierra desde el cable de la destruiré con gran rapidez.

c. Se debe tener cuidado para proteger el cable de conexión con el ánodo, lo

que es el punto débil de todos los ánodos, y la articulación es propenso al

fracaso por la entrada de humedad a través de la más mínima grieta.

Instalación Shallow Anode Bed



Instalación Shallow Anode Bed

La figura 12 muestra un ejemplo de un montaje en el suelo cauce poco profundo.Para una instalación típica de ánodo vertical, el agujero se excava 8-12 pulgadas dediámetro por aproximadamente 10-20 metros de profundidad.

A veces es necesario instalar un ánodo en un lugar donde la roca se encuentra a

poca profundidad, o cuando aumenta considerablemente la resistividad del suelo conla profundidad. Estos sitios pueden ser afrontados mediante una instalaciónhorizontal de ánodos.

En algunos casos, para mejorar la distribución actual en el centro del fondo del

tanque, puede ser conveniente para instalar los ánodos en los agujeros que seperforan en un ángulo bajo el perímetro del fondo del tanque.

Deep Anode Bed Installation



En situaciones en las que una profunda pozo de tierra similar a la mostrada en la Figura 13 se

requiere, se refieren a la última edición de la NACE RP0572. A menudo es convenienteestablecer una carcasa interna y externa del sello para mantener la separación entre la

superficie y ambientes subterráneos.

Instalación Rectificado

El rectificador o otra fuente de energía debe instalarse de modo que la posibilidad de daños

o vandalismo se reduce al mínimo.

Un interruptor de desconexión externa en el cableado AC debe proporcionar. El caso

rectificador debe ser conectada a tierra.

Todas las conexiones de cable positivo y empalmes de los cables deben ser cuidadosamente

impermeabilizadas y cubiertas con material de aislamiento eléctrico. Si las conexiones

mecánicas se utilizan, no deben ser enterrados.

Instalación del Cable



Instalación del Cable

Si no está completamente aislado, el cable de corriente de descarga

puede (actuar como un ánodo), que dará lugar a la corrosión del cable

y la falla rápida de la instalación de protección catódica.

Suficiente holgura se debe dejar para evitar la tensión en todos loscables. Todos los empalmes y conexiones deben estar sellados paraevitar la penetración de la humedad para que el aislamiento eléctrico

del medio ambiente está garantizada.

Corrosión Control test stations, undertank monitoring methods, and bonds



La estructura y los cables de prueba de plomo debe estar limpia, seca y libre de materiasextrañas en los puntos de conexión. Sin embargo, este método no se recomienda en áreas

donde una combustibles ambiente pueden existir durante el proceso de vinculación.

Todos los ensayos adjuntos alambre de plomo y todos los cables de prueba al descubiertoplomo deben ser recubiertas con un material eléctricamente aislante. El daño a los

aisladores deben ser evitados, y la reparación apropiada debe hacerse si el daño se

produce.

Para la construcción de tanques nuevos, el problema de probar el potencial del tanque-a-

tierra en el centro se pueden resolver mediante la instalación de cualquiera de lossiguientes:

a. Permanente electrodos de referencia y cables debajo del cojín del tanque al perímetrode la cisterna donde se puede terminar en una estación de prueba para su uso futuro en laprueba (Figura 14).b. Para perforacion de tubos nometalicos for use in measuring the tank-to-soil potential at

locations along the length of the tube (Fig 15).

Interferencia de Corrientes



Introducción

El propósito de esta sección es identificar las fuentes de corrientes de

interferencia y recomendar prácticas para la detección y control de

estas corrientes. Cabe señalar que la instalación de un nuevo sistemade impresión actuales de protección catódica puede causar

interferencias con las estructuras vecinas.

Fuentes de corrientes de interference



Fuentes de corrientes de interference

Corriente constante

Las fuentes más comunes son rectificadores energizante cerca lossistemas de protección catódica.

Fluctuación de corriente

Las mayores fuentes de corriente de fuga son el ferrocarril eléctrico,

sistema de transporte rápido, la minería subterránea instalacioneseléctricas y máquinas de soldar.

Detección de interferencia de Corriente



Detección de interferencia de Corriente

Durante los estudios de control de corrosión, el personal deberá estar atentoa las observaciones eléctrica o física que podría indicar la interferencia de una

fuente vecina. Estos incluyen:

a. Un cambio negativo del potencial de la estructura-a-tierra sobre la

estructura afectada en un punto donde la corriente es tomada de la fuente

de corriente directa extranjera.

b. Un cambio positivo del potencial de la estructura-a-tierra sobre la

estructura afectada en un punto donde la corriente puede ser dado de alta

de la estructura afectada.c. Localizado en áreas cercanas a las picaduras o inmediatamente adyacentesa una estructura exterior.



Control de Interferencia de corrientes

Hay tres enfoques fundamentales para resolver un problema de

interferencia:

a. Diseño que tiene por objeto minimizar la exposición.

b. Fianzas para proporcionar un rendimiento metálico de las actuales

recogidos por una estructura exterior.

c. Drenaje auxiliar de la recogida actual por el uso de ánodos de

sacrificio.

Operación y mantenimiento de Sistemas de Protección Catódica



Introducción

El propósito de esta sección es recomendar procedimientos y prácticas para la

alimentación eléctrica y el mantenimiento continuo, eficaz y eficiente funcionamientode los sistemas de protección catódica.

Las medidas eléctricas y las inspecciones son necesarias para determinar que laprotección se ha establecido según los criterios aplicables y que cada parte delsistema de protección catódica está funcionando correctamente.

Se debe tener cuidado en la selección de la ubicación, número y tipo de medicioneseléctricas utilizadas para determinar la adecuación de la protección catódica.

Seguridad



Todos los sistemas de corriente impresa deben ser diseñados pensando enla seguridad. Se debe tener cuidado para asegurar que todos los cables están

protegidos contra daño físico y la posibilidad de arcing.

Rectificadores y cajas de conexiones deben cumplir con los requisitos

reglamentarios para la ubicación específica y el entorno en el que estáninstalados. Tales lugares se determinarán mediante la revisión de los códigos

locales, estatales, federales y prevaleciente industrial.

Con el fin de evitar arcos, se debe tener cuidado cuando se trabaja enruptura de tuberías conectado a los tanques con la protección catódica

aplicada.

Protección catódica survey



General

Antes de energizar un nuevo sistema de protección catódica, las mediciones delpotencial de la estructura nativa a tierra debe hacerse. Inmediatamente después decualquier sistema de protección catódica se activa o reparado, una encuesta debellevarse a cabo para determinar su buen funcionamiento.

Este estudio debe incluir una o más de los siguientes tipos de medidas:

a.Estructura a potencial del suelo.

b.Ánodo actual.

c.Nativo potenciales estructura-a-tierra.

d.Estructura a la estructura de potencial.

e.Tubería a tanque de aislamiento si se protege por separado.

Inspección, prueba y mantenimiento de facilidades de protección catódica.



Inspección y pruebas de las instalaciones de protección catódica debe hacersepara asegurar su correcto funcionamiento y mantenimiento.

Todas las fuentes de corriente impresa deben ser controlados en intervalos nosuperiores a dos meses.

Todos impresionados instalaciones de protección actuales deben serinspeccionados anualmente como parte de un programa de mantenimientopreventivo para minimizar fallas en el servicio.

La eficacia de los dispositivos de aislamiento, los bonos de continuidad, y losaisladores deben ser evaluados durante la realización de encuestas periódicas.



Records de Protección catódica

El propósito de este apartado es describir los registros de control decorrosión que el documento de una manera clara, concisa, factible los

datos pertinentes para el diseño, instalación, operación,

mantenimiento, y la eficacia de las medidas de control de la corrosión.

En la determinación de la necesidad de protección catódica, los

elementos enumerados en el punto 5.2 deben ser registrados.

En el diseño de sistemas de protección catódica, lo siguiente debe registrar:



En el diseño de sistemas de protección catódica, lo siguiente debe registrar:

a. Diseño y ubicación de los dispositivos de aislamiento, los cables de pruebay otras instalaciones de prueba, y otros detalles de control de la corrosión

especiales medidas adoptadas.

b. Los resultados de las pruebas de exigencia actual, donde hizo, y los

procedimientos utilizados.

c. Nativo potenciales estructura-a-tierra antes se aplica la corriente.

d. Resultados de las pruebas de resistividad del suelo en el lugar, donde

fueron realizados, y los procedimientos utilizados.

e. Nombre de la persona la realización de encuestas.

En la instalación de instalaciones de control de corrosión, lo siguiente deberegistrar:



registrar:

a. Impresionado los sistemas actuales.

1. Lugar y fecha de puesta en servicio.

2. Número, tipo, tamaño, profundidad, relleno, y el espaciamiento de los

ánodos.

3. Especificaciones del rectificador o otra fuente de energía.4. Interferencia pruebas y las partes que participan en la resolución de

cualquier problema de interferencia.

b. Galvánica sistemas de ánodo.

1. Lugar y fecha de puesta en servicio.2. Número, tipo, tamaño, profundidad, relleno, y el espaciamiento delos ánodos menos parte del sistema instalado de fábrica.

En el mantenimiento de instalaciones de control de corrosión, la informaciónse debe registrar:



se debe registrar:

a. Reparación de rectificadores y otras fuentes de alimentación de DC.

b. La reparación o reemplazo de los ánodos, las conexiones y cables.

c. Dispositivos de mantenimiento, reparación y reemplazo de revestimiento,

aislar los cables de prueba y otras instalaciones de prueba.

Los registros suficientes para demostrar la necesidad de medidas de control

de la corrosión debe mantenerse siempre y cuando la instalación que

interviene permanece en servicio. Documentos relacionados con la eficacia

de la protección catódica debe mantenerse por un período de 5 años menos

que un período más corto permitido específicamente por reglamento.



API 653

ANEXOS



API 653

Apendice A - Background on past editions of Api welded storange tank standards



Apendice B - Evaluation of tank

bottom settlement



Apendice C – Checklists for tank

inspection



Apendice G – Qualification of tank

bottom examination proceduresand personnel



API 650




API 650

Apendice A – Diseños básicosopcionales para tanques pequeños



Apéndice B - Recomendaciones paradiseño y construcción de foundations for

aboveground oil storage tanks



Apéndice E- Diseño asísmico de

tanques de almacenamiento



Apéndice F – Diseño de tanquespara small internal pressures



Apéndice G – Structurally

supported aluminum dome roofs



Apéndice I – Undertank leak

detection and subgrade protection



Apendice L – API Standard 650Storage tanks Data sheets



Apendice O – Recomendacionespara under-bottom connections



A di S A t iti St i l



Apendice S – Austenitic Stainlesssteel storage tank



API 577



Apendice A – Terminologia y



Apendice A Terminologia ysimbologia



Apendice B – Actions address



improperly made production welds



Apéndice C – Revisión de



procedimientos de soldadura



Apéndice D – Guide to common



pfiller metal selection



Apéndice E – Ejemplo delt d d t d RT



resultados de reportes de RT



API 571



API 575



Fig 29. Cracks in Tank Shell Plate



Fig. 30 Cracks in Bottom Plate welds near the Shell-to-Bottom Joint



Fig. 39 Caustic stress corrosion cracks



Fig. 40 Small Hydrogen Blisters on Shell Interior Fig 41 Large Hydrogen Blisters on Shell Interior



API 575 Apendice A – Selected Non-



Destructive Examination (NDE)Methods



Apendice B – Similar serviceevaluation tables



Api 651



Tabla 2 Partial Galvanic Series



Tabla 3

curso api 653.ppt

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