PRESENTACIÓN API 653

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API 653

Tank Inspection, Repair, Alteration,and Reconstruction

FOURTH EDITION, APRIL 2009

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Introducción Cada edición, revisión, o addenda a esta

norma API es efectiva seis meses después de su publicación.

Generalmente, las normas API son revisadas y actualizadas, confimadas, o descartadas por lo menos cada cinco años.

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Contenido - Secciones

1. Alcance2. Referencias3. Definiciones4. Apropiado para servicio5. Consideraciones de fractura fragil6. Inspección

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Contenido - Secciones

7. Materiales8. Consideraciones de diseño para

tanques reconstruidos9. Reparación y alteración10.Desmantelamiento y reconstrucción11.Soldadura12.Revisiones y pruebas13.Marcación y registros

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Contenido – Algunos anexos Anexo B Evaluación de asentamiento Anexo C Listas para inspección Anexo F Requerimientos de NDE,

pruebas no destructivas Anexo G Calificación de los

procedimientos y personal para probar los fondos de los tanques

Anexo H Evaluación de servicios similares

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Contenido – Algunas figuras 9.1 Detalles aceptables para el

reemplazo de lámina del cuerpo 9.5 Metodo para levantar boquillas del

cuerpo 9.9 Parches típicos soldados en el fondo

del tanque 13.1 Placa B.5 Representación gráfica del

asentamiento del cuerpo B.6 Asentamiento de borde interno

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Seccion 1 - Alcance Cubre los tanques en acero construidos por API 650 y

API 12C. Incluye la inspección, reparación, alteración,

relocalización y reconstrucción. Incluye base, fondo, cuerpo, estructura, techo,

accesorios y boquillas hasta la cara del primer flanche.

Cuando esta norma no provee procedimientos o criterios de aceptación para tipos especificos de degradación o cuando explicitamente permite el uso de apto-para-servicio, se puede usar el API 579.

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Alcance – Practicas de Trabajo Seguras

Los procedimientos de seguridad deben ser desarrollado de acuerdoocn las directrices dadas en el API 2015 (Safe entry and cleaning), API 2016 (SEC RP), otros, para prevenir lesiones, fuego, explosiones o daños a la propiedad.

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Seccion 2 – Algunas Referencias API Standard 650, Welded Tanks for Oil Storage API RP 651, Cathodic Protection of Aboveground

Storage Tanks API RP 652, Lining of AST Bottoms API Standard 2000, Venting Atmospheric and Low-

pressure Storage Tanks API Standard 2015, Safe Entry and Cleaning of

Petroleum ST API Publication 2207, Preparing Tank Bottoms for Hot

Work

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Seccion 2 – Algunas Referencias

ASME Boiler and Pressure Vessel Code (BPVC) 1, Section V: Nondestructive Examination

ASME BPVC, Section IX: Welding Qualifications

ASTM A36, Standard Specification for Carbon Structural Steel

API Standard 2610, Design, Construction, Operation, Maintenance, and Inspection of Terminal and Tank Facilities

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Seccion 3 – Algunas Definiciones

agencia de inspección autorizada* Un dueño/operador de uno o más tanques que tiene una organización de inspeccion para actividades relacionadas con sus equipos y no para tanques destinados para la venta.

inspector autorizado un empleado de una agencia de inspección autorizada y que esta certificado como un inspector de tanques aereos segun el Anexo D de este estandar.

* una de cuatro definiciones

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rata de corrosion rate La perdida total de metal dividida por el periódo de tiempo sobre el cual ocurrió esta perdida.

zona crítica La porción del fondo del tanque ó anillo dentro de las 3 pulgadas a partir de la cara interna del cuerpo hacia el centro del tanque.

Inspección externa Una inspección visual formal, realizada por un inspector autorizado para evaluar todos los aspectos posibles del tanque sin sacarlo de servicio ni suspender operaciones.

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inspección interna una inspección completa, formal, supervisada por un inspector autorizado de todas las superficies accesibles internas de un tanque

alteración mayor/o reparación mayor una alteración ó reparación que incuye caukau¿quiera de los siguientes: a) instalación de una penetración en el cuerpo mayor

de 12” debajo del nivel del líquido. b) instalación de una penetración en el fondo dentro

de las 12” del cuerpo. c), d), e), f), g), h).

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evaluación de servicio similar El proceso en el cual las ratas de corrosión y los intervalos de inspección son establecidos para un tanque candidato usando ratas de corrosión e historia de servicio de un tanque controlado con el propósito de establecer la próxima fecha de inspección.

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Sección 4—Apto para Servicio - General

Cuando el resultado de una inspección muestra que ha ocurrido un cambio sobre las condiciones fisicas originales del tanque, se debe hacer una evaluación para determinar si el tanque es apto para continuar en servicio.

También se evalua en esta sección si un tanque es apto para continuar operando cuando hay un cambio de servicio, en alteraciones, relocalización ó reconstruccion del mismo.

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Sección 4—Apto para Servicio - General Factores más frecuentes a evaluar:

corrosión interna debido al producto o fondos con agua; corrosión externa debido a la exposición ambiental; niveles de esfuerzo contra los niveles permitidos; corrosividad, temperatura y gravedad especifica del producto; temperatura de diseño del metal en el sitio donde se

construye; carga viva sobre el techo del tanque, viento, cargas sismicas; base del tanque, suelo, y condiciones de asentamiento; analisis químico y propiedades mecánicas de los materiales de

construcción; distorsiones del tanque existente; condiciones operacionales como ratas de llenado y vaciado.

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Sección 4— Apto para servicio - Techo

En general Láminas del techo corroidas con un espesor promedio de menos de 0.09 in en 100 in2 de area, o areas con huecos deben ser reparadas o reemplazadas.

Techos fijos Revisar vigas (rafters), viga maestra(girders), columnas, y

bases. Buscar falta de verticalidad, corrosión y daños mecanicos. Especial atención a las columnas con tubo ya que la corrosión interna no es evidente.

En la unión fragil entre el cuerpo y el techo, evaluar el efecto de hacer refuerzos en la soldadura ó la instalación de barandas contra el requerimiento del API 650, Sección 5.10.2

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Sección 4—Apto para servicio - Techo

Techos Flotantes Reparar Fisuras, huecos, daños en las láminas o

flotadores Sistema de soporte, sello perimetral, accesorios

como la escalera deslizante, accesorios para prevenir rotación, sistema de drenaje, sistemas de venteo.

Como guia para evaluar los techos flotantes se usa el criterio del API 650, Apendice C, para techos flotantes, y el Apendice H para pantallas flotantes. No es mandatorio hacer modificaciones para cumplir con este estandar.

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Sección 4—Apto para servicio - Techo

Cambio de servicio Presión interna Presión externa (vacio) Cambio de temperatura de operación >200°F ó

T menor a la del diseño original Cambios en las ratas de llenado y bombeo Revisar venteos y valvulas de presión y vacio

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Sección 4— Apto para servicio - Cuerpo

En general Defectos, deterioro u otras condiciones como cambio de servicio deben ser evaluadas.

Cuando cambian las condiciones de diseño y basados en

los espesores y material existente, se debe evaluar el cuerpo por un Ingeniero de Tanques. El analisis debe incluir las cargas y sus combinaciones incluyendo la presión por la cabeza estática, presiones internas y externas, carga por el viento, cargas sismicas, cargas vivas, cargas por boquillas y accesorios y asentamiento.

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La corrosión del cuerpo ocurre de muchas maneras y en varios grados de severidad pudiendo resultar en una perdida uniforme de metal sobre una superficie grande ó sólo en areas localizadas. También se presenta “pitting”. Para cada caso se debe determinar la naturaleza y extensión antes de desarrollar un procedimiento de reparación.

El “pitting” usualmente no representa una amenaza a la integridad del tanque a no ser que se encuentre muy cerca el uno del otro.

Criterios para evaluar corrosión general y pitting se presentan a continuación.

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Determinación del espesor Para determinar el espesor de control de cada anillo donde se observan

areas corroidas de tamaño considerable, el espesor medido debe ser promediado de acuerdo con el siguiente procedimiento:

Criterio para continuar operando:i) t1 debe ser mayor ó igual a tmin + CAii) t2 debe ser mayor o igual al 60% tmin + CA

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“Pits” esparcidos se pueden ignorar siempre que: a) la profundidad de ningun

“pit” de como resultado que el espesor remanente sea menor al 50% del espesor mínimo requerido más la tolerancia por corrosión; y

b) la suma de sus dimensiones a lo largo de una linea vertical no exceda 2” en 8” de longitud.

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El espesor mínimo aceptable para tks con D< 200 ft:

Para cada anillo completo:

Para un area especifica:

tmin es el espesor mínimo aceptable, en pulgadas, para cada anillo, no puede ser menor a 0.1”

D pies(ft), es el diametro del tanque

H pies(ft), es la altura desde la base del anillo en consideración hasta el máximo nivel de líquido cuando se evalua el anillo completo o es la altura desde la base de un punto de interes hasta el máximo nivel del liquido.G es la gravedad especifica del producto.

S es el máximo esfuerzo permitido (lbf/in.2); use el menor de 0.80Y or 0.429T Para el 1 y 2 anillo; use el menor de 0.88Y or 0.472T para los demás anillos. Ver tabla 4.1.Si no se conoce use Y=30K. Para T use el menor entre el de la tabla y80K, use 55K si no lo conoceE es la eficiencia original de junta. Ver Tabla 4.2 si E es desconocida. E=1 cuando se evaluan areas a más de 1” de las soldaduras ó eldoble del espesor de la lámina.

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Ejercicio – Calculo t min Calcular el espesor mínimo para el primer y

tercer anillo de un tanque de 15m de diametro, 8m es la altura max operacional, los anillos tienen 1.8m de altura cada uno.El tanque almacena Gasolina Corriente y esta esta construido con un acero A36 y fue construido bajo norma API 650 7 Edición.

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Ejercicio - Resultados

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Si el tanque va a ser probado hidrostáticamente, la altura de la prueba, Ht,

Para cada anillo completo:

Para un area especifica:

tmin es el espesor mínimo aceptable, en pulgadas, para cada anillo, no puede ser menor a 0.1”

D pies(ft), es el diametro del tanque

Ht pies(ft), es la altura desde la base del anillo en consideración hasta el nivel del agua para la prueba cuando se evalua el anillo completo o es la altura desde la base de un punto de interes hasta el nivel del agua.

S es el máximo esfuerzo permitido (lbf/in.2); use el menor de 0.88Y or 0.472T Para el 1 y 2 anillo; use el menor de 0.9Y or 0.519T para los demás anillos. Ver tabla 4.1E es la eficiencia original de junta. Ver Tabla 4.2 si E es desconocida. E=1 cuando se evaluan areas a más de 1” de las soldaduras ó el doble del espesor de la lámina.

Nota : Ht usualmente es menor que H, por lo que el dueño debe determinar la consecuencia y aceptabilidad de trabajar a H.

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Ejercicio - Ht

Para el caso anterior, calcula la altura de la prueba hidrostática para el 1 y el 3 anillo.

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Ejercicio – Resultados - Ht

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Distorsiones Perdida de redondez Areas sobresalientes(buckled areas) Areas planas( flat spots) Picos y cinturas (Peaking and banding) en juntas

soldadas

Deben ser evaluadas individualmente para determinar si si una condición especifica es aceptable para continuar en servicio ó el alcance de una acción correctiva.

Pueden ser causadas por asentamiento, sobre ó sub presión, vientos fuertes, mala fabricación o reparación, entre otras.

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Defectos como grietas o laminaciones deben ser examinadas y elvaluadas para determinar su naturaleza y extensión y necesidad de reparación.El requerimiento para reparar defectos de soldadura como golpes de arco, endiduras ó goteos de soldaduras de accesorios temporales deben ser evaluados caso por caso. Grietas en la soldadura cuerpo-fondo deben ser removidas.

Vigas para viento (Wind Girders) y refuerzos para el cuerpo deben ser revisados por corrosión y en sus soldaduras.

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Soldaduras del cuerpo Cualquier deterioro por corrosión o pitting deben ser evaluados y se deben establecer procedimientos de reparación ó como alternativa se puede revisar la capacidad del tanque. Algunos defectos y procedimientos de reparación se pueden consultar en la sección 9.6

Penetraciones en el cuerpo, revisar boquillas, manways, accesos para limpieza.Los refuerzos, espaciamiento entre soldaduras, cuello de la boquilla, flanche, tapas, deben cumplir con el estandar de fabricación. Se pueden esmerilar defectos de soldadura siempre simpre que no se afecte el espesor del tanque ni el tamaño requerido de la soldadura. No se debe esmerilar soldauras para correir distancias mínimas. Como una alternativa el tanque se puede re-ratear, tanto como sea necesario.

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Sección 4— Apto para servicio - Fondo

General las estrategías de inspección de los fondos de tanques, deben proveer información apropiada la cual, cuando es usada con los procedimientos de esta norma, determinaran la integridad necesaria del fondo para prevenir fugas que pudieran causar daños ambientales.

Cada fenomeno de corrosión, fugas potenciales ó mecanismos de daño deben ser examinados.

El uso de pruebas de detección de fugas o sistemas de monitoreo tales como doble fondo ó protectores debajo de los fondos con sistemas de monitoreo, satisfacen los requerimientos de evaluaciones entre inspecciones internas.

Excesivo asentamiento puede afectar la integridad del cuerpo o fondo por lo que monitorear su comportamiento es una práctica reconocida como para evaluar la integridad del fondo. Ver Anexo B.

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Causas históricas de fallas que deben ser consideradas para tomar las decisiones de reparar ó reemplazar el fondo: Pitting interno y las ratas de previstas de corrosión por pitting; Corrosion en uniones soldadas (cordon y zona afectada por le calor); Historico de fisuras en las uniones soldadas; Esfuerzos imprimidos por soportes del techo y asentamientos del cuerpo; Corrosión del lado del suelo (usualmente pitting); Drenajes inadecuados que resultan en agua fluyendo debajo del fondo; Falta de un anillo anular donde es requerido; Asentamiento irregular; Columnas de soporte del techo u otros soportes soldados al fondo donde

no se dejaron tolerancias adecuadas para movimiento; Bases con piedra a gravilla con espacios superficiales mal llenados; Relleno no homogeneo debajo del tanque, presencia de arcilla en arena; Sumideros mal soportados.

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Sistema de prevención de fugas de fondos de tanques(Release Prevention Systems (RPSs)) Se refiere a las normas y practicas diseñadas para mantener la integridad del tanque y por ende proteger el medio ambiente, incluye: inspección interna; sistemas de detección de fugas y pruebas de fuga; protección catódica para la lámina lado contra el suelo; recubrimiento del lado interno del fondo; API 652 barreras de prevención de fugas debajo del tanque

(RPB); API 650 o combinaciones dependiendo del ambiente donde se

opera y del producto.

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Mediciones de espesor de láminas del fondo Una combinación de los metodos disponibles para

medir los espesores de lado del fondo junto con tecnicas de extrapolación y analisis pueden ser requeridos para establecer las condiciones probables de todo el fondo.

Herramientas de Magnetic flux leakage (MFL) y Ultrasonido (UT) son comumente usadas.

Las técnicas por ultrasonido son usadas para confirmar y calificar las mediciones hechas por MFL.

Sin embargo, estas tecnicas pudieran ser no requeridas dependiendo de del procedimiento especifico y aplicación.

La calidad de los datos por MFL y UT dependen del personal, el equipo y los procedimientos.


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Espesor mínimo aceptable para el fondo ó porciones del mismo:

MRT = (Minimum of RTbc or RTip) – Or (StPr + UPr)

MRT es el minimo espesor remanante al final del intervalo Or. Or es el intervalo de operación en servicio (años para la proxima

inspección). RTbc es el espesor mínimo remanente de lado del suelo después de

reparaciones; RTip es el espesor mínimo remanente del lado interno después de

reparaciones; StPr es la máxima rata de corrosión no reparada en el lado interno. StPr

= 0 para areas recubiertas siempre que la vida esperada de esta cubierta sea mayor al intervalo en años para la próxima inspección.

UPr es la máxima rata de corrosión no reparada del lado del suelo. UPr = 0 para areas con protección catódica efectiva.


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Sección 4— Apto para servicio - Fondo El limite (MFL threshold) esta definido como el espesor

mínimo remanente a ser detectado en las areas inspeccionadas. Este valor debe ser predeterminado por el dueño del tanque basado en el intervalo de inspección deseado.

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Si el espesor mínimo del fondo, al final del periodo de servicio, se calcula y resulta ser menor al espesor requerido en la Tabla 4, el fondo debe ser recubierto, reparado, reemplazado ó el periodo de inspección debe ser acortado.

El espesor mínimo en la zona critica debe ser el menor entre el 50% del espesor original (sin CA) o el 50% del espesor mínimo del primer anillo pero no menor a 0.1”

El espesor de la pestaña no debe ser menor a 0.1 in. La proyección de la pestaña desde el pie de la soldadura no debe ser menor a 3/8 in

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Sección 4— Apto para servicio - Base

Evaluación de la base Las principales causas de deterioro de la base son el

asentamiento, la erosión, las fisuras, y el deterioro del concreto por calcinanación o agua subterraneo, ataque al acero de refuerzo por acceso de agua por fisuras.

Base, anillo, caminos de concreto que muestren evidencia de deformación, agrietamiento severo, o deterioro general debe ser reparado para evitar el ingreso de agua y la corrosión del acero de refuerzo.

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Section 5— Fractura fragil

En todos los incidentes reportados, las fallas por fractura fragil ocurrieron después del armado durante la prueba hidrostática o en el primer llenado en tiempo frio, después de un cambio de servicio a menor temperatura ó después de una reparación.

Una vez el tanque ha demostrado su habilidad de sostener los efectos combinados de maximo nivel a la menor temperatura de operación, el rieigo por fractura fragil es mínimo.

Cuando se cambia para operar a menor temperatura o con un liquido de mayor gravedad especifica, es necesario considerar la necesidad de hacer una prueba hidrostática para demostrar la capacidad de servicio.

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Section 5— Fractura fragil

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Section 6—Inspección -Rutinaria

Desde afuera del tanque

Visual, desde el piso, puede ser hecha por personal capacitado dentro de la operación, debe hacerse por lo menos cada mes.

Evidencia de fugas, distorsiones del cuerpo, signos de asentamiento, corrosión, condición de la base, pintura, aislamiento y accesorios, deben ser documentados para definir planes de acción por un inspector autorizado.

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Section 6—Inspección - Externa Externa, el tanque puede estar en servicio.

A todos los tanques se les debe hacer una inspección externa por un inspector autorizado. Esta inspección se llama Inspección Externa y se debe hacer cada 5 años ó RCA/4N años (donde RCA es la diferencia entre el espesor actual y el mínimo requerido y N es la rata de corrosión.)

Se deben revisar visualmente los sistemas de conección a tierra. Ver API 2003 para consultar las practicas recomendadas con la prevención de ignición de hidrocarburos.

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Section 6—Inspección – Espesores Inspección de espesores por ultrasonido

Mediciones externas por ultrasonido es un medio para determinar la rata de corrosión uniforme con el tanque en servicio. La cantidad de tales mediciones debe ser determinada por el dueño u operador.

Cuando la rata de corrosión no es conocida, el intervalo es cada 5 años. La rata de corrosión pueden ser estimadas de tanques en servicios similares basadas en mediciones tomados en intervalos de 5 años o menores.

Cuando la rata de corrosión es conocida, el intervalo máximo debe ser el mínimo entre RCA/2N ó 15 años.

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Section 6—Inspección – P. Catodica

Donde la corrosion del fondo, lado del suelo es controlada por un sistema de protección catódica, se deben hacer revisiones periódicas de acuerdo con el API 651. El dueño / operador deben revisar los resultados.

El dueño/operador, debe asegurar la competencia del personal que hace las revisiones.

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Section 6—Inspección – Interna

Se realiza para asegurar que el fondo no esta severamente corroido y fugando.

Hacer mediciones para calcular los espesores mínimos del fondo y cuerpo.

Identificar y evaluar los asentamientos del fondo.

El Inspector Autorizado, quien es responsible de la evaluación del tanque, debe hacer una inspección visual y asegurar la calidad y verificar que los ensayos no destructivos NDE requeridos sean realizados.

Si unicamente se requiere evaluar el fondo, la inspección puede hacerse con técnicas de inspección robóticas con el tanque en servicio.

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Intervalos La inspección inicial no debe exceder 10 años

Como una alternativa, cuando se hace una inspección basada en riesgo (RBI) o se hace una evaluación de servicio similar de acuerdo con el anexo H y además el tanque tiene uno de los siguientes sistemas de prevención de fuga, detección ó protecciones de contaminación, la inspección interna inicial no debe exceder los siguientes intervalos:

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El intervalo para subsecuentes inspecciones internas debe ser determinado de acuerdo con bien sea los procedimientos de rata de corrosión de 6.4.2.3 o los procedimientos de RBI de 6.4.2.4. y no deben exceder los siguientes intervalos:

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Section 6—Inspección – Listas

Listas de Inspección

Anexo C provee ejemplo de listas de chequeo de los puntos a ser revisados cuando se conducen inspecciones en-servicio y fuera-de-servicio.

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Section 6—Inspección - Registros

Los registros de inspección son la base de un programa organizado de inspección y mantenimiento.(No existen en muchos casos registros para tanques viejos y se deben hacer estimaciones basados en la experiencia de tanques en servicios similares)

El dueño/operador debe mantener un archivo completo de información basado en tres tipos de registros: de construcción, de inspección de reparación ó cambios.

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Section 6—Inspección - Reportes

Para cada inspección interna o externa el Inspector Autorizado debe preparar un reporte escrito. Estos reportes deben ser mantenidos por el dueño/operador durante la vida util del tanque.

Los reportes deben incluir como mínimo la siguiente

información: Fecha de la inspección; Tipo de inspección interna ó externa; alcance, incluyendo areas no inspeccionadas y las

razones por las cuales no fueron inspeccionadas (ej: alcance de la inspección, acceso no disponible);

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Section 6—Inspección - Reportes Descripción del tanque (número, tamaño, capacidad, año

de construcción, material de construcción, historia de servicio, tipo de techo y fondo, norma, etc)

Lista de los componentes inspeccionados y su condición (una lista de chequeo similar a la del Anexo C puede ser usada);

Metodos de inspección y pruebas realizadas (visual, MFL, UT, etc.) con sus resultados;

Ratas de corrosión del cuerpo y del fondo Mediciones de asentamiento y su analisis (cuando se

realice); Recommendaciones; Nombre, compañia número de certificación API 653 y firma

del inspector autorizado; Anexar dibujos, fotografias, reporte NDE y demás

información pertinente.

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