Pemex Reparacion de Tanques

Número de documento PROY-NRF-223-PEMEX-2008 13 de Juli o de 2009 PÁGINA 1 DE 81

COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

INSPECCIÓN INSPECCIÓN Y MANTENIM MA NTENIMIENTO IENTO EN TANQU TA NQUES ES VERTIC VERTICA A L ES DE CÚPUL CÚPULA A FLOTANTE FLOTA NTE,, FIJ FIJ A Y SIN CÚPULA CÚPULA

Comité de Normalización Normalización de Petróleos Petróleos Mexicanos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO EN TANQUES VERTICALES DE CÚPULA CÚPULA FLOTANTE, FIJA FIJA Y SIN CÚPULA

PROY-NRF-223-PEMEX-2008 Rev: 0 PÁGINA 2 DE 81

HOJA DE APROBACIÓ APROBA CIÓN N ELABORA:

ING. GUSTAVO ADOLFO LARA MUÑOZ COORDINADOR DEL GRUPO DE TRABAJO

PROPONE:

ING. JESÚS HERNÁNDEZ HERNÁNDEZ SAN JUAN JUA N VICEPRESIDENTE DEL SUBCOMITÉ TÉCNICO DE NORMALIZACIÓN DE PEMEX-EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

APRUEB A PRUEBA A:

DR. RAÚL ALEJA A LEJANDR NDRO O LIVAS ELIZO EL IZONDO NDO PRESIDENTE DEL COMITÉ DE NORMALIZACIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Y ORGANISMOS SUBSIDIARIOS




CONTENIDO CAPÍTULO

PÁGINA

0.

INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................................

4

1.

OBJETIVO ............................................................................................................................................

4

2.

ALCANCE............................................................................................................................................. ALCANCE.............................................................................................................................................

4

3.

CAMPO DE APLICACIÓN APLICA CIÓN ...................................................................................................................

5

4.

ACTUALIZACIÓN ................................................................................................................................

5

5.

REFERENCIAS ....................................................................................................................................

5

6.

DEFINICIONES ....................................................................................................................................

6

7.

SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS AB REVIATURAS.......................................................................................................... ..........................................................................................................

7

8.

DESARROLLO..................................................................................................................................... DESARROLLO .....................................................................................................................................

8

9.

8.1

Generales Generale s .................................. ................. .................................. ................................. ................................. .................................. ..................................... .............................. .......... 8

8.2

Inspección de la cúpula a tanques con techo flotante ................... ............................ .................. .................. ................... .................. ........ 16

8.3

Reparación Reparac ión y/o mantenimiento manteni miento ............................... ............... ................................ ................................. ................................. ................................. ..................... 23

RESPONSABILIDADES..................................................................................................................... 40 RESPONSABILIDADES.....................................................................................................................

10. CONCORDANCIA CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANAS MEXICANAS O INTERNACIONALES INTERNACIONALES............ .......................... ........................ .......... 41 11. BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... 41 12. ANEXOS (formato s, dib ujo s y tablas) ............................................................................................... 44


0.



INTRODUCCIÓN

Dentro de las principales actividades que se llevan a cabo en Pemex, se encuentra la aplicación de la “Obra Pública y Servicios Relacionados con la Misma” para extracción, recolección, procesamiento, almacenamiento, medición y transporte de hidrocarburos, así como la “Adquisición, Arrendamiento y Servicios del Sector Público” de materiales y equipos requeridos para cumplir con eficacia y eficiencia los objetivos de la empresa. Con el objeto de unificar criterios, aprovechar experiencias dispersas y conjuntar resultados de las investigaciones nacionales e internacionales, Pemex, emite la presente Norma de Referencia a fin de que se utilice en la contratación del servicio de inspección y mantenimiento de tanques atmosféricos de almacenamiento vertical. Esta Norma de Referencia se realizó en atención y cumplimiento a: Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente y sus Reglamentos Guía para la Emisión de Normas de Referencia de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (CNPMOS-001, 30 septiembre 2004) En esta norma participaron: Petróleos Mexicanos Pemex-Exploración y Producción Pemex-Gas y Petroquímica Básica Pemex-Refinación Pemex-Petroquímica Participantes externos: Instituto Mexicano del Petróleo

1.

OBJETIVO

Establecer los requisitos técnicos y documentales que debe de cumplir el contratista en la ejecución del contrato de los servicios de inspección y/o mantenimiento en tanques atmosféricos de almacenamiento vertical de cúpula flotante, fija y sin cúpula.

2.

ALCANCE

Esta Norma de Referencia expone los requisitos y especificaciones que el licitante debe considerar en su propuesta técnica, así como el contratista o Pemex en la ejecución de la inspección y/o mantenimiento a tanques atmosféricos de almacenamiento vertical de cúpula flotante, fija y sin cúpula.


3.



CAMPO DE APLICACIÓN APL ICACIÓN

Esta Norma de Referencia es de aplicación general y observancia obligatoria en la contratación de los servicios objeto de la misma, que lleven a cabo los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Por lo que debe ser incluida en los procedimientos de: licitación pública, Invitación a cuando menos tres personas, o adjudicación directa, como parte de los requisitos que debe cumplir el proveedor, contratista, o licitante.

4.

ACTUALIZACIÓN

Esta Norma de Referencia se debe revisar y en su caso modificar al menos cada 5 años o antes si las sugerencias y recomendaciones de cambio lo ameritan. Las sugerencias para la revisión y actualización de esta Norma de Referencia, deben enviarse al Secretario del Subcomité Técnico de Normalización de Pemex-Exploración y Producción, quien debe programar y realizar la actualización de acuerdo a la procedencia de las mismas y en su caso, inscribirla dentro del Programa Anual de Normalización de Petróleos Mexicanos, a través del Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las propuestas y sugerencias de cambio deben elaborarse en el formato CNPMOS-001-A01 de la Guía para la Emisión de Normas de Referencia CNPMOS-001-A01, Rev. 1 del 30 de septiembre de 2004 y dirigirse a: Pemex-Exploración y Producción Subcomité Técnico de Normalización Bahía de Ballenas No. 5, edificio “D”, planta baja, entrada por Bahía del Espíritu Santo S/N Col. Verónica Anzures, México D. F., C . P. 11 300 Teléfono directo: 1944-9286, conmutador: 1944-2500, extensión 380-80, fax: 326-54 Correo electrónico: [email protected]

5.

REFERENCIAS

5.1 NMX-CC-9001-IMNC-2000. Sistemas de Gestión de Calidad – requisitos, (Quality Management Systems – Requirements) 5.2

NOM-008-SCFI-2002. Sistema General de Unidades de Medida

5.3 NOM-052-SEMARNAT-2005. Que establece las características, el procedimiento de identificación, clasificación y los listados de los residuos peligrosos 5.4 NRF-009-PEMEX-2004. Identificación de productos transportados por tuberías o contenidos en tanques de almacenamiento 5.5 NRF-010-PEMEX-2004. Espaciamientos mínimos y criterios para la distribución de instalaciones industriales en centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios




5.6 NRF-015-PEMEX-2008. Protección de áreas y tanques de almacenamiento de productos inflamables y combustibles 5.7

NRF-017-PEMEX-2007. Protección catódica en tanques de almacenamiento

5.8

NRF-020-PEMEX-2005. Calificación y certificación de soldadores y soldadura

5.9 NRF-053-PEMEX-2006. Sistemas de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para instalaciones superficiales 5.10

NRF-113-PEMEX-2007. Diseño de tanques atmosféricos

5.11 NRF-128-PEMEX-2007. Redes de agua contra incendio en instalaciones industriales terrestres. Construcción y pruebas 5.12

NRF-172-PEMEX-2007. Válvula de alivio de presión y vacío para tanques de almacenamiento

6.

DEFINICIONES

6.1 Banding. Son las deformaciones sobre la envolvente (hundimientos y/o protuberancias), a lo largo de una línea horizontal (perímetro) en soldadura. 6.2 6.2 Documento normativo “ equivalente”. Es el documento normativo alterno al que se cita en una NRF, emitido por una entidad de normalización, y que se puede utilizar para la determinación de los valores y parámetros técnicos del bien o servicio que se esté especificando, siempre y cuando presente las evidencias documentales, que demuestren que cumple como mínimo, con las mismas características técnicas y de calidad que establezca el documento original de referencia. 6.3 Peaking. Son las deformaciones sobre la envolvente (hundimientos y/o protuberancias), a lo largo de una línea vertical en soldaduras. 6.4 Placa anular. Placa de acero al carbono de mayor espesor que la del fondo, instalada en el perímetro del tanque y que sirve como base de desplante del primer anillo de la envolvente. 6.5 Plancheta. Placa de acero al carbón instalada entre la placa de fondo y la placa base de los postes de soporte del techo o cúpula flotante, que tiene la función de servir como placa de sacrificio al evitar daños por desgaste en la placa del fondo ocasionada por el contacto de la placa base de los postes de soporte. 6.6 Placas de int emperis mo. Láminas de acero inoxidable reforzada, instaladas en la periferia del techo o cúpula flotante. Su función es evitar la entrada de la lluvia, a la parte en donde se encuentra instalado el el sello wiper o tubosello. 6.7 6.7 Tubo sello primario para tanques de cúpul a flotante. Consiste en una banda de desgaste resistente a la abrasión, que se coloca a lo largo del perímetro de la cúpula o techo, para sellar el espacio anular, comprendido entre la cúpula o techo y la pared interna del tanque. Dentro de la banda de desgaste, se aloja un tubo sello, el cual es llenado con diesel o con cualquier otro líquido compatible. La banda de desgaste junto con el tubo sello, permiten absorber las variaciones de redondez y verticalidad que dentro de lo permisible se presentan durante el ascenso y descenso del tanque.




6.8 6.8 Sello Sello tipo escobill a (wiper). Sello flexible a base de material sintético, generalmente, neopreno, instalado en el contorno de la cúpula, techo o membrana flotante, cuya función es la de absorber las diferencias de espacio entre la pared interna del tanque y la cúpula, techo o membrana flotante, evitando la emisión de vapores a la atmósfera. 6.9 6.9 Tanque Tanque atmosférico de almacenamiento almacenamiento vertical. Recipiente metálico cilíndrico vertical de uniones soldadas compuesto de fondo plano, envolvente, estructura metálica, anillos atiesadores, boquillas, barandales, escalera, plataformas y cúpula flotante o techo fijo, con o sin membrana flotante interna, y accesorios complementarios usado para almacenamiento de hidrocarburos y l íquidos en general a presión atmosférica. 6.10 6.10 Techo Techo o cúpul a fija. Cubierta superior apoyada sobre la estructura interna del tanque y perimetralmente en la pared de la envolvente (techo cónico soportado, techo cónico autosoportado, techo autosoportado tipo domo y techo autosoportado tipo sombrilla) 6.11 6.11 Techo o membrana (cúpu la) flotante. Cubierta del tanque formada por el diafragma y elementos de flotación como boyas y pontón perimetral, que permiten la flotabilidad del techo sobre el liquido contenido en el interior del tanque y el libre ascenso y descenso de la cúpula durante el llenado y vaciado, con postes de soporte que cuando el tanque es vaciado y la cúpula desciende, se apoyan directamente sobre las planchetas instaladas en el fondo del tanque (techo con boyas y pontón perimetral y doble cubierta) 6.12 Tubosello. Sello tubular de hule llenado con diesel o cualquier otro producto compatible, instalado en el espacio anular que forma la pared interior del tanque y la membrana de la cúpula flotante y recubierto con una banda de desgaste.

7.

SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS AB REVIATURAS

ACI

American Concrete Institute (Instituto Americano del Concreto)

AISI

American Iron and Steel Institute Institute (Instituto Americano del Hierro Hierro y del Acero)

API

American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo) Petróleo)

ASME

American Society of Mechanical Engineers (Sociedad Americana Americana de Ingenieros Mecánicos)

ASNT

American Society for Nondestructive Testing (Sociedad Americana para ensayos no destructivos)

ASTM

American Society for testing and Materials (Sociedad Americana para prueba prueba y materiales)

AWS

American Welding Society (Sociedad Americana de Soldadores)

NFPA

National Fire Protection Association (Asociación Nacional de Protección Contra el Fuego)

Pemex Petroleros Mexicanos y Organismos Subsidiarios

8.

DESARROLLO

8.1

Generalidades




Los alcances de los trabajos, se pueden llevar a cabo en tres formas: a) b) c)

Trabajos únicamente para inspección Trabajos únicamente para reparación y/o mantenimiento Trabajos para inspección, reparación y/o mantenimiento

Lo anterior lo determina el área usuaria en base a los programas de mantenimiento definidos, por lo tanto la Norma de Referencia que nos ocupa, se aplica conforme a lo requerido en las bases de licitación. Se debe especificar claramente si la inspección, reparación y/o mantenimiento, se realiza en o fuera de operación. De acuerdo con los alcances de los trabajos establecidos en las bases de contratación o licitación el contratista ganador debe determinar las condiciones físicas externas e internas, con el grado de deterioro, o causas del mismo, entre otras. En las inspecciones se deben incluir a las líneas de carga, descarga, dren, uniones soldadas y la soportaría por el método visual y ultrasónico y de los recubrimientos anticorrosivos, la medición del espesor y las pruebas de adherencia. En lo referente a los criterios de aceptación o rechazo de espesores de placas (fondo, cuerpo y techo) y de tubería, estos deben apegarse e a lo establecido en el API-653 o equivalente y al ASME-B31.3 o equivalente. Los criterios de aceptación ó rechazo de espesores de tubería deben ser conforme a ASME B31.3 y API 574, según determine el usuario en sus bases de licitación El contratista debe verificar que los productos contenidos en el tanque de almacenamiento, estén identificados tal como lo marca la NRF-009-PEMEX-2004, en caso que se encuentre alguna diferencia, solo debe reportarlo por escrito a Pemex. El contratista debe verificar que el tanque cumpla con la protección de área, conforme a la NRF-015-PEMEX2008, en caso que se encuentre alguna diferencia, solo debe reportarlo por escrito a Pemex. Para el caso de la inspección y mantenimiento de la protección catódica de los tanques de almacenamiento se debe cumplir con la NRF-017-PEMEX-2007 Las válvulas de alivio de presión y vacío en los tanques de cúpula fija deben cumplir con API RP 576 para la inspección y mantenimiento y en caso de requerirse nuevas se debe aplicar la NRF-172-PEMEX-2007 El inspector que efectúe los exámenes no destructivos debe ser como mínimo Nivel 1, de acuerdo con el ASNTSNT-TC-1A-2006 o equivalente. Los resultados obtenidos de las pruebas no destructivas aplicadas al cordón de soldadura, las debe realizar y evaluar personal calificado en el ensayo aplicado de acuerdo con ASNT-SNT-TC-1A-2006 o equivalente. La certificación del personal que efectúe, monitoree o supervise estas pruebas, debe estar calificada por un Nivel III en el ensayo no destructivo correspondiente y estar vigente. La verificación de la soldadura se puede efectuar mediante los siguientes métodos: a) b)

Método caja de vacío para soldaduras de de filete filete recta recta en placas Líquidos penetrantes penetrantes para soldaduras circulares y en accesorios soldados a la placa de la cúpula




La inspección puede ser visual, ultrasónica o no destructiva; ser interior o exterior o ambas; en tanques en operación o fuera de servicio o ambos; entendiéndose que la interior siempre será con el tanque fuera de servicio. La inspección interna o externa se debe llevar a cabo de acuerdo a lo estipulado en el API-653 e incluir, sin ser limitativos: Los asentamientos, grietas, fugas (de todo tipo), corrosión, deformaciones, soldadura defectuosa, boquillas dañadas, estado físico de la instrumentación, de soportes, de ensambles, de válvulas, de los sistemas, entre otros y debe aplicar según sea el caso en: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k) l) m) n) o) p) q) r) s) t) u)

Fondo del tanque, anillo de cimentación o terraplén Pared o envolvente del tanque interna y/o externa Cúpula techo del tanque, tanque, cuando aplique miembros miembros de la estructura estructura de apoyo Flotación Boquillas Pontones en techos flotantes Sellos en techos flotantes Guías Válvulas Juntas soldadas Base Escaleras Plataformas y pasillos Pernos de anclaje Recubrimientos anticorrosivos Drenajes Tuberías Medición de espesores de placas En soldaduras de todo tipo Pruebas hidrostáticas Pruebas entre otras, para detección de fugas, para comprobar la flotación, determinar los límites de deterioro en corrosión, espesores o límite de retiro v) Equipo interior [entre otros otros serpentines (incluye prueba hidrostática) boquillas, boquillas, mezcladores, juntas soldadas (incluye prueba de líquidos penetrantes o partículas magnéticas)] w) Equipo auxiliar: Válvulas, cables, poleas, rejillas de los arrestadores arrestadores de flama, venteos automáticos y manuales, así como alarmas, sistema contra incendio: formadores formadores de espuma mecánica, sellos de vidrio, deflectores de espuma mecánica, líneas de alimentación del líquido espumante, sistema de alumbrado, agitador de mezclado, sistema de protección catódica, sistemas de tierras y pararrayos

Los tanques de almacenamiento de gasolinas amargas, crudos, ácidos cáusticos y en general que contengan productos agresivos, la inspección interna se debe realizar conforme al API-653 o equivalente, este API incluye a productos no corrosivos. Para tanques fuera de operación y previo a la ejecución de los trabajos de inspección o mantenimiento, previamente se debe verificar y documentar con li sta de verificación lo siguiente: • • • •

Que el tanque esté vacío en su totalidad y esté libre de sedimentos Que tenga buena ventilación y atmósfera apropiada Que haya sido neutralizado, aislado (comaleado) incluidos los drenajes y vaporizado Que se hayan realizado con resultados satisfactorios las pruebas de explosividad, determinación de gases tóxicos y sustancias ácidas




Asimismo, se deben acatar y cumplir las disposiciones de seguridad industrial y protección ambiental de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. La verificación y calibración de los equipos se debe efectuar al inicio y término de una medición, cuando se cambie al inspector o cuando se sospeche mal funcionamiento del equipo. Los equipos deben estar calibrados y certificados, por laboratorios de calibración, ensayo y pruebas, por organismos de certificación e inspección, acreditados y aprobados en los términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN). Todos los accesorios de contraincendio deben estar certificados por organismos de certificación e inspección, acreditados y aprobados en los términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. Independientemente de los registros, reportes y demás documentos que se soliciten en esta Norma de Referencia el contratista también debe entregar a Pemex las listas de verificación de inspección del tanque en operación o fuera de operación, conforme a las tablas C-1 y C-2 del API 653 respectivamente. El contratista debe verificar que el tanque cumple con los espaciamientos mínimos y criterios distribución de seguridad de la instalación, conforme a la NRF-010-PEMEX-2004, en caso que se encuentre alguna diferencia, solo debe reportarlo por escrito a Pemex. El contratista debe presentar un procedimiento de soldadura calificado que cubra los materiales, espesores y tipos de juntas que se emplean en el proyecto, así como la reparación de las mismas, a menos que PEMEX indique lo contrario. La calificación y aplicación de soldadura, debe ser con soldadores y procedimientos de acuerdo con la NRF-020-PEMEX-2005 8.1.1

Geometría

Se deben obtener los valores que nos definan las deformaciones existentes en el tanque, relativas a su configuración original de diseño y/o construcción. Se deben considerar las deformaciones que se mencionan a continuación: a) b) c) d)

Asentamientos del fondo y del anillo de cimentación Verticalidad de la envolvente Redondez de la envolvente Distorsión de la verticalidad y horizontalidad (peaking and banding) de soldaduras de la envolvente

El personal debe tener conocimiento de las actividades indicadas a continuación: a) b) c) d) e)

Limpieza e identificación (por medio de pintura no soluble en agua y/o clavos metálicos) de los puntos a levantar Señalar los puntos del del levantamiento con el equipo indicado en la nivelación del terreno Manejar la herramienta para medir las deformaciones (verticalidad y horizontalidad de soldaduras) Tomar las medidas necesarias con la cinta metálica, cinta métrica o vernier (calibrador pie de rey) de acuerdo a la necesidad de cada caso Fabricar escantillones para medición de verticalidad y horizontalidad de soldaduras

El equipo electrónico mínimo a utilizar debe cumplir con las siguientes características: a)

Estación electrónica total, que mida simultáneamente distancias y ángulos tanto verticales, como horizontales


b) c) d) e) f)



Telescopio de 32X de aumento, con un poder de resolución de 63,5 mm (2½ pulgadas) campo visual de 2,6 por ciento y una di stancia mínima de enfoque de 1,3 metros Exactitud de medición de longitudes de de ± 3 mm en medida medida estándar estándar Exactitud angular de 50,8 mm (2 pulgadas) de desviación típica, con un método método de medición que incrementa y una lectura mínima de 25,4 a 127 mm (de 1 a 5 pulgadas) Plomada óptica de imagen directa con un aumento de 3X y un rango de enfoque enfoque de 0,5 metros a infinito Sensibilidad de niveles de 762/2 mm (30/2 pulgadas) para el principal y de 3 048/2 mm ( 10/2 pie) para el esférico

Este equipo se debe utilizar para la planimetría y la altimetría del terreno circundante al tanque y del fondo del mismo; así como también se debe utili zar para medir la redondez y verticalidad del tanque. Para medir las distancias entre los puntos usados como referencias en el levantamiento de planimetría y de altimetría (nivelación), se debe medir con medir con un distanciómetro electrónico de rayo l áser. En la medición de longitudes se debe emplear como receptor – reflejante prismas de objetivo a 90 grados, con oculares acodados. Se debe inspeccionar que no existan asentamientos diferenciales (ovalamientos, aplastamientos, grietas, fallas, problemas en boquillas, tuberías, en general la integridad mecánica del tanque) que induzcan esfuerzos adicionales en la envolvente del tanque, los cuales deben ser evaluados de acuerdo con las secciones 4, 6 y 7 del API-653 o equivalente. Se debe inspeccionar que no exista inclinación del cuerpo rígido, debiendo detectar algún incremento en los esfuerzos circunferenciales circunferenciales en la envolvente del tanque; o una inclinación excesiva, no se debe atorar el sello del techo flotante, no se debe impedir su libre movimiento; asimismo no debe repercutir en las boquillas y tuberías. Se deben visualizar los ángulos y distancias medidas; así como las características físicas del lugar en que se encuentran estos, en una pantalla de cristal líquido de cuarzo a dos líneas con una amplia gama en la presentación de las combinaciones de datos, teniendo como equipo auxiliar: a) b) c) d) e) f) g) h) i) j)

Prismas reflejantes Trípode Postes adaptadores Brújula Cinta métrica metálica Flexómetro Vernier (calibrador pie de rey) Plomada de 0,510 kg (18 onzas) (para vientos) Pintura de aceite y crayón Escantillones de madera (para medición de verticalidad y horizontalidad de soldaduras)

Inspección vis ual de la envolvente del del tanque Se debe realizar según sea el caso con tanque en operación o fuera de servicio, un recorrido por el área circundante al dique de contención y del área interior del mismo en busca de asentamientos, debiendo poner especial atención en las siguientes actividades: a)

Inspeccionar el terreno circundante (fuera del dique) en busca de grietas grietas que podrían podrían ocasionar socavaciones y/o tubificaciones en la cimentación del tanque y en el material base del fondo


b) c) d) e)



Inspeccionar que el drenaje se encuentre bien conducido, que su escurrimiento no sea hacia el tanque (en áreas pavimentadas) Inspeccionar la existencia de grietas en el dique perimetral Inspección de calafateo en juntas horizontales y verticales con producto producto resistente a hidrocarburos hidrocarburos para el interior del dique juntas verticales y para juntas horizontales con asfalto oxidado, ya que se considera que se aplicaría un colchón de agua al momento de un derrame Como lo pide el API-653, se debe realizar la inspección de líneas de tubería principal de entrada y salida del tanque para determinar posibles deformaciones ó sobreesfuerzo de las tuberías como producto de los asentamientos del tanque. En el caso de líneas de tubería con soportes de resorte debe verificar el estado de carga y/o deformación, debiendo reportar a PEMEX los casos en donde proceda el reajuste.

Se debe realizar la inspección del anillo de cimentación, envolvente y fondo del tanque en busca de deformaciones (defectos visibles) debiendo tomar en consideración l os puntos siguientes: a) b) c) d) e) f) g)

Agrietamiento o deformaciones del concreto Erosión del concreto Estado del sello entre fondo y anillo de cimentación Deformaciones visibles de la envolvente (protuberancias) Inclinación visible de la envolvente Hundimientos y/o protuberancias protuberancias en las placas del fondo (la inspección se puede realizar realizar a una hora del día en que el calor no sea muy extremoso) Boquillas y/o tuberías dañadas

Los puntos anteriores se deben registrar en el formato INSP-F01 de esta Norma de Referencia, y se deben marcar físicamente (con pintura roja de aceite), entregando el reporte a Pemex para que este proceda a lo conducente. 8.1.2 8.1.2

Verticali dad de la envol vente

El estado que debe presentar la dirección de la plomada, debe ser la magnitud de las diferencias que presenta la envolvente del tanque (en una estación específica) con respecto a la dirección de la plomada. Se debe medir la verticalidad de la envolvente en su superficie exterior y cumplir con las tolerancias de acuerdo al capítulo 7.5.2 del API 650 o equivalente, iniciando a una altura de 305 mm (un pie) de la unión de la placa fondo – envolvente y tomando como referencia los puntos marcados para la nivelación del fondo (estación de medición). a) b) c) d) e) f) g)

Las estaciones de medición están definidas en el dibujo INSP-D07 de esta Norma de Referencia, proyectadas verticalmente en toda la longitud (altura) de la envolvente Se debe localizar el primer punto a 305 mm de altura, medida a partir partir de la unión fondo - envolvente Se debe localizar un segundo punto a la mitad (50 (50 por ciento) y un tercer punto en el 80 por ciento ciento de la altura del primer anillo de la envolvente En el segundo y los subsiguientes, en la misma línea de referencia, referencia, se localizan puntos adicionales al 20 por ciento, 50 por ciento y 80 por ciento de la altura de cada anillo; estas alturas deben ser medidas a partir de la soldadura horizontal inferior En el último anillo se debe incluir el borde superior superior del ángulo de coronamiento Se debe realizar el levantamiento de los perfiles verticales en cada una de las estaciones estaciones de medición, midiendo la distancia horizontal de los puntos localizados a la línea vertical de plomada La vertical de plomada debe estar referida al punto localizado a 305 mm de altura


h) i) j) 8.1. 8.1.3 3



Se deben registrar registrar las mediciones en el formato INSP-F05 de esta esta Norma de Referencia de cada uno uno de los perfiles Se deben obtener las variaciones de verticalidad, considerando como positivas si las variaciones son hacia fuera del tanque respecto a la vertical de diseño de la envolvente y se consideran negativas las variaciones hacia dentro del tanque respecto a la vertical de diseño Las variaciones obtenidas se deben registrar registrar en el formato INSP-F06 de esta Norma de Referencia Verticalidad Verticalidad y horizontalidad de soldaduras en la envolvente (Pea (Peaking king and Banding)

Se deben medir las distorsiones que presenta la envolvente, en sus uniones soldadas tanto verticales como horizontales; también se debe medir las distorsiones locales en su superficie, las distorsiones detectadas deben ser evaluadas de acuerdo al capítulo 4 del API-653 o equivalente. 8.1.4

Redondez

Se entiende por redondez de diseño, a la forma circular perfecta que debe tener la envolvente del tanque (circunferencia) y por redondez real a l a configuración real que presenta el perímetro de la envolvente. Para medir la redondez por la parte interior del tanque (fuera de servicio), se debe tomar como referencia los puntos definidos en el dibujo INSP-D07 de esta Norma de Referencia, debiendo proceder como se indica en las siguientes actividades: a) b) c) d)

e)

Se debe localizar el centro del tanque tomando como como referencia la placa central del fondo Se deben localizar las estaciones del perímetro interior interior del tanque usadas para el levantamiento de nivelación del fondo, ver dibujo INSP-D07 de esta Norma de Referencia Se deben proyectar verticalmente verticalmente las estaciones de medición a una altura de 305 mm (un pie) a partir de la unión fondo -envolvente y marcarlas sobre el primer anillo de la envolvente, ver dibujo INSP-D08 de esta Norma de Referencia Se deben comparar cada uno de los radios medidos contra el radio radio interior de diseño y obtener la diferencia, considerándose como positiva si el radio medido es mayor y con signo negativo si el radio medido es menor que el radio interior de diseño. Los radios así como las diferencias encontradas con su signo correspondiente, se deben registrar en el formato INSP-F04 de esta Norma de Referencia Se debe entregar entregar a Pemex Pemex el informe por escrito del estado que guarda el tanque tanque con respecto a verticalidad y redondez en la cual se debe determinar si puede continuar en servicio, debiendo adicionar los dibujos respectivos del levantamiento (impreso y por medios electrónicos). Este informe debe estar firmado por el responsable de esta actividad

El radio medio a 304 mm (un pié) por encima de la soldadura de la envolvente a fondo no debe exceder las tolerancias siguientes: Diámetro Diámetro de tanque mm > 12 192 12 192 > 45 720 45 720 > 76 200 ≥ 76 200

pies > 40 40 > 150 150 > 250 ≥ 250

Diámetro Diámetro de tanque mm ± 12,7 ± 19,05 ± 25,4 ± 31,75

pulgadas ±½ ±¾ ±1 ± 1¼

Las tolerancias de radio con medición mayor a 304,8 mm (un pié) por encima de la soldadura envolvente a fondo no debe exceder tres veces las tolerancias anteriores.


8.1.5



Corrosión

Las zonas afectadas por corrosión se deben evaluar conforme a su profundidad y longitud, para dictaminar el espesor mínimo requerido, y realizando los cálculos para determinar si esta requiere o no reparación, de acuerdo al capítulo 4.3 del API-653 o equivalente. Soldaduras de placas de la envolvente Se debe verificar si estas presentan desgaste físico, pérdida de material de aporte y/o corona baja y la inspección debe ser radiográficamente. El número y ubicación de las mismas debe ser de acuerdo al API 650 o equivalente. Cuando a solicitud de Pemex se requiera instalar un anillo más al tanque, la preparación de las juntas y el material utilizado deben cumplir con las especificaciones de diseño del tanque y los capítulos 7, 8, y 9 del API653 o equivalente. Soldadura en sol apas de refuerzo refuerzo Se debe realizar a todas las solapas de refuerzo de boquillas, la prueba neumática con una presión de prueba de 1 kg/cm 2, la cual debe mantenerse durante la aplicación de la solución jabonosa y la inspección a la soldadura. Sí presenta fugas (burbujeo u o tro) debe marcarse con pintura roja. El personal que realice esta prueba debe estar calificado como Nivel II en inspección visual o en pruebas de fuga. El manómetro utilizado debe estar calibrado y certificado y el rango de lectura no debe ser mayor de 3 kg/cm2 Por la parte interna se debe aplicar la prueba con líquidos penetrantes de acuerdo a la sección V del ASME o equivalente y los criterios de aceptación y rechazo deben ser conforme a la sección VIII, apéndice 8 párrafos 83, 8-4 y 8-5 del ASME o equivalente. Se deben documentar todas las reparaciones de acuerdo a los capítulos 6.8 y 6.9 del API-653 o equivalente. 8.1.6 8.1.6

Espesor es de placas de envol vente

Se debe utilizar un equipo medidor de espesores capaz de generar una frecuencia comprendida entre 1 MHz a 5 MHz. El pulso inicial debe estar sincronizado con la lectura del instrumento y debe de existir linealidad en las lecturas para unidades de rastreo doble, la linealidad en la lectura debe garantizarse, utilizando un instrumento que tenga un ajuste automático de la trayectoria en "V" de las ondas ultrasónicas. En general, la información de la inspección ultrasónica debe ser presentada como mínimo en forma digital en una pantalla de cristal líquido o luminosa, pero que tenga una pantalla de barrido “B scan” para presentar imágenes gráficas de la señal. Se deben utilizar unidades de rastreo de contacto directo, ya sea con cristal simple o doble y deben ser compatibles con el instrumento. La unidad de rastreo simple en inspecciones donde la superficie frontal (superficie examinada) y la posterior (superficie interna) son prácticamente paralelas. Las unidades de rastreo dobles, son para la inspección de materiales con cierto grado de corrosión en la superficie posterior o que hayan estado en servicio durante más de 5 años. Ac op lan te




Debe ser tal, que su viscosidad se mantenga constante durante la inspección, que no se evapore y logre un acoplamiento entre el transductor y el área examinada, eliminando el aire e irregularidades de la superficie. El acoplante usado en la calibración del equipo debe ser el mismo que el utilizado en la medición de la superficie examinada. Durante la ejecución de la inspección ultrasónica, la capa del acoplante entre la unidad de rastreo y la parte examinada, debe permanecer constante hasta tener una lectura precisa. Calibración del equipo El instrumento debe ser calibrado en un material con la misma velocidad de atenuación, que el material que va a ser medido. Se debe contar con los bloques de calibración necesarios para la inspección, los cuales deben estar acordes con los espesores medidos y se debe utilizar un bloque único de calibración en forma de escalera. Localización de niveles o zonas de medición La numeración de cada placa para la localización de las zonas o puntos medidos debe ser como sigue: a) b) c) d)

Los anillos se deben enumerar de abajo hacia arriba y empezando con el primer anillo. Cada placa se enumera en sentido de las manecillas del reloj, reloj, empezando con el número uno en cada anillo y con la placa más cercana al punto cardinal norte de referencia Se deben realizar realizar de 9 a 6 lecturas por cada placa, conforme a lo indicado en el dibujo INSP-D13 de esta Norma de Referencia El análisis y revisión de los espesores debe ser de acuerdo al capítulo 4.3 del API-653 o equivalente

Medició Medició n de espesores en en cuellos de boquill as y registros d e entrada entrada hombre En las boquillas verticales, se debe colocar una marca que apunte hacia el norte, definiendo este punto las 12:00 horas, y en el caso de boquillas horizontales, la división horaria se debe definir marcando las 12:00 horas a partir de la cima de la boquilla, y mirando siempre hacia el tanque. En las tapas ciegas de los registros de entrada hombre se debe tomar una lectura al centro de la misma, de igual manera que en los casos anteriores, aplicar lo correspondiente al dibujo INSP-D14 de esta Norma de Referencia. 8.1. 8.1.7 7

Prueba hidro stática a red contra incendio

La prueba hidrostática debe cumplir con la NRF-128-PEMEX-2007. Al término de la prueba se debe levantar el acta correspondiente con el resultado de la misma. Según sea el caso se puede contemplar los anillos de enfriamiento, inyección subsuperficial y cámaras de espuma. 8.1.8 8.1.8

Prueba de flu idez a las cámaras de espum a

Una vez instaladas las cámaras de espuma y realizada la prueba hidrostática a las líneas de la red de contra incendio, se debe realizar la prueba de fluidez a las cámaras de espuma de acuerdo a la NFPA 11 o equivalente. Se debe revisar el funcionamiento de cada una de las cámaras, detectando el ruido en el momento que se rompe el sello de vidrio en el interior, de no ocurrir así, se debe proceder a destapar la cámara para romper dicho sello y de esta manera verificar las mismas. Al término de los trabajos, se debe instalar otro sello de vidrio con las mismas características del roto.




De presentar fugas, ya sea por la parte superior o interior del lado embridado, se debe proceder al reapriete. Si alguna de las cámaras no certifica su fluidez, la compañía se debe hacer responsable de su cambio inmediatamente, hasta que queden funcionando todas al 100 por ciento. En los tanques con techo flotante, el agua vertida, debe ser hacia la zona interior de las mamparas contenedoras de espuma. Se debe entregar a Pemex el resultado de la prueba (impreso y por medios electrónicos) debidamente firmado por el responsable de esta actividad, así como de la certificación del equipo. 8.1. 8.1.9 9

Prueba de fluidez del anillo anillo colector del drenaje pluvi al

Antes de iniciar in iciar la l a prueba, se debe verificar que en el interior del d el colector col ector no existan objetos que obstruyan la prueba, confirmar que el circuito está cerrado, iniciar el empacamiento de la línea con agua, dejar que se rebose el agua por las copas colectoras, posteriormente dejar fluir el agua y verificar la fluidez del colector. Se debe entregar a Pemex un informe con el resultado de la prueba (impreso y por medios electrónicos) debidamente firmado por el responsable de esta actividad. 8.1.10 8.1.10

Prueb a de luz lu z

Con un equipo de respiración autónoma y cerrando la entrada de hombre de la envolvente, así como todos los accesorios de la cúpula, con objeto de bloquear cualquier entrada de luz del día, se debe permanecer en el interior del tanque para comprobar cualquier entrada de luz, verificando y marcando en toda la superficie interior de la cúpula la existencia de posibles puntos de entrada de luz que evidencien fallas en la misma. Esta prueba se debe efectuar con suficiente luz de día, preferentemente soleado. Antes de la prueba se debe cumplir con todas las medidas de seguridad que se citan en esta Norma de Referencia. Se debe entregar a Pemex un informe con el resultado de la prueba (impreso y por medios electrónicos) debidamente firmado por el responsable de esta actividad. 8.2 8.2

Inspección de la cúpul a a tanques con techo flotante

8.2. 8.2.1 1

Inspección visual de la cúpula

La inspección visual en las placas de la cúpula, pontones, postes y boyas se debe realizar conforme al API-653 o equivalente y evaluar los daños de acuerdo al capítulo 6.5 del mismo estándar. Cualquier anomalía detectada se debe marcar con pintura roja para su evaluación a detalle, con la técnica de ensayo no destructiva correspondiente. Se deben identificar y enumerarse las placas, boyas, pontones y postes, en el sentido mostrado en el dibujo INSP-D15 de esta Norma de Referencia. Se debe tomar como punto de referencia el tubo guía el cual está orientado al norte de construcción. Para la identificación de los pontones, debe considerarse que el pontón número 56, se ubica en el tubo guía y los siguientes en el sentido de las manecillas del reloj. 8.2.2

Corrosión




Las placas de la cúpula que presenten daños por corrosión con pérdida de material mayor al 30 por ciento del espesor de pared, deben ser reportadas como picaduras puntuales. Las camisas de los postes, placas de pontones y válvulas de venteo automático que presenten pérdida de material por los efectos de la corrosión, mayor al 20 por ciento del espesor nominal, deben reportarse en forma escrita a Pemex, quien debe determinar lo procedente. 8.2.3 8.2.3

Soldadu ras en placas

Antes de realizar la inspección a una soldadura, el contratista debe limpia r a metal blanco el área en donde se debe realizar la inspección y posteriormente posteriormente debe eliminar cualquier tipo de residuo que exista. En zonas geográficas de alta corrosión después de la inspección, estas deben ser protegidas con un recubrimiento primario. Soldaduras de unión entre placas (soldadura de filete – juntas en traslape) Se deben probar con caja de vacío, antes de la prueba se debe realizar una inspección visual general a todos los cordones, verificando que estos no hayan sufrido adelgazamiento por efectos de corrosión y que cumplan con la corona efectiva requerida. La prueba se debe efectuar con una caja de vacío con una presión mínima de vacío de 0,2 kg/cm 2 [3 psi (pounds square inches - libras por pulgada cuadrada)] dentro de la caja, con un vacuómetro calibrado y certificado por un laboratorio de calibración, acreditado y aprobado en los términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. La persona que realiza la prueba debe cumplir con ASNT-SNT-TC-1A-2006 o equivalente. La presión de prueba se debe mantener por lo menos por 10 segundos, mientras se efectúa la inspección, todas las fugas se deben marcar con pintura roja, para su reparación. Después de la reparación de la soldadura, se debe reinspeccionar la sección reparada, hasta garantizar la efectividad de la reparación. Se debe entregar a Pemex, debidamente rubricado por el responsable de las inspecciones realizadas, el informe impreso y por medios electrónicos del resultado de todas las pruebas no destructivas realizadas de acuerdo a los capítulos 6.8, y 6.9 del API-653 o equivalente. Soldadura perimetral de la unión di afragma – pontones Antes de la prueba se debe realizar una inspección visual general a todo el cordón de soldadura perimetral, verificando que este no haya sufrido adelgazamiento por efectos de corrosión por el tiempo que ha estado en servicio el tanque y que cumplan con la corona efectiva requerida, Esta soldadura debe probarse con líquido penetrante de acuerdo al apéndice "F" párrafo F.7.1 del API-653 o equivalente, y se aplica uniformemente con brocha o cepillo por la parte superior de la cúpula, a toda la soldadura perimetral de filete de la unión diafragma - pontones la cual previamente debe ser limpiada a metal blanco por la parte superior e inferior de la cúpula. El tiempo de prueba debe estar de acuerdo al código ASME Sec. V, artículo 6 o equivalente. Posteriormente se inspecciona por la parte inferior, con el apoyo de lámparas y si presenta filtración ocasionada por alguna fuga, se debe marcar con pintura roja. Soldaduras de pontones y bo yas




Se les debe realizar prueba neumática con una presión de 0,3 kg/cm 2 [4 psi (pounds square inches - libras por pulgada cuadrada)] para garantizar su hermeticidad. Se debe contar con un manómetro calibrado y certificado por un laboratorio acreditado y aprobado en los términos de la Ley sobre Metrología y Normalización, con un rango de 0-1 kg/cm 2 Cuando se alcance la presión de prueba se debe aplicar la solución jabonosa, la presión de prueba debe mantenerse durante el tiempo que se aplique la solución jabonosa, y se inspeccionan visualmente todas las soldaduras de las boyas y pontones, por la parte superior e inferior de la cúpula. Todas las fugas deben marcarse con pintura roja, debe ser eliminada o vaciada por medios mecánicos y aplicar nuevo cordón de soldadura. Después de la reparación se debe reinspeccionar la boya o pontón, para garantizar la efectividad de la reparación. Soldaduras de parches o sol apas de apoyo apoyo d e postes Si se cambian postes o camisas, o se instalan parches pequeños que no se puedan probar con caja de vacío, estos se deben probar con líquidos penetrantes que se puedan eliminar con agua o solvente de acuerdo a la sección V del ASME o equivalente. Los criterios de aceptación y rechazo deben ser de acuerdo a la sección VIII, apéndice 8 párrafos 8-3, 8-4 y 8-5 del ASME o equivalente. La soldadura debe estar libre de recubrimientos, grasas, escorias y rebabas, antes de realizar la prueba. 8.2.4 8.2.4

Espesor es de pon tones y boy as

Para los pontones tomar 2 lecturas en cada cara de los elementos, para las boyas 2 lecturas en la envolvente y 2 en la parte superior o tapa, y 2 en la parte inferior. Los niveles de medición deben cumplir con el dibujo INSP-D13 de esta Norma de Referencia, el análisis y revisión de los espesores debe efectuarse conforme al capítulo 4 del API-653 o equivalente. 8.2.5 8.2.5

Prueba de hermetic idad de tub osell o

Se deben vaciar al menos 50 litros de diesel en una punta del tubosello, levantando este en un segundo punto a unos 2 metros de la punta para retener el líquido en el columpio resultante. Debe recorrerse la longitud total del tubosello con el líquido en columpio y buscar señales de humedad o goteo. 8.2. 8.2.6 6

Prueba hidros tática a drenajes pluvi ales de cúpula flotante

Antes de iniciar esta prueba se debe verificar que la línea desde las válvulas conectadas en el exterior de la envolvente hasta los registros pluviales, estén libres de recubrimientos y con juntas ciegas el circuito. Esta prueba debe efectuarse simultáneamente con las válvulas de retención (dúo-check), debiendo verificarse la hermeticidad integral de los drenajes. El manómetro debe estar calibrado y certificado, con un rango de 0 a 7 kg/cm 2 Se debe inyectar agua al circuito y levantar a la presión de prueba de 3,5 kg/cm 2, la cual debe mantenerse al menos durante una hora, en caso de presentar una fuga se corrige y se repite la prueba hasta quedar satisfactoria.




Para drenajes pluviales dentro del dique, cumplir con la DIN EN 1610 o equivalente. 8.2. 8.2.7 7

Prueba de flotabili dad de la cúpul a

Se debe realizar durante el llenado en la prueba hidrostática final al tanque, debiendo verificarse el libre desplazamiento de la cúpula desde el inicio hasta alcanzar la altura de prueba, durante el desplazamiento se deben tomar lecturas de la separación de la envolvente con la cúpula en los cuatro puntos cardinales cada 2 horas durante el llenado. Las lecturas se deben reportar documentalmente (físico y electrónico) a Pemex debidamente rubricado por personal responsable. a) b) c) d) e) 8.2.8 8.2.8

Se lleva a cabo posterior a la prueba de luz Esta prueba tiene como como objeto comprobar que la cubierta y los sellos viajen libremente, debe efectuarse efectuarse con agua a un ritmo de bombeo similar al máximo durante la operación del tanque El llenado del del tanque debe ser hasta que el agua se derrame por las ventanillas de sobrellenado, verificándose que la membrana se mantenga en posición horizontal Se verifica sobre la cubierta que no existan penetraciones de humedad o goteo del agua de prueba; de existir estos, nos indica la presencia de poros sobre la cubierta o falla en el ajuste del sello con las paredes, dependiendo en donde se presente la filtración Se efectúan efectúan las reparaciones reparaciones o ajustes ajustes y se repite la prueba prueba Prueba de inu ndaci ón de la cúp ula

Esta se debe ejecutar al término de la prueba hidrostática final, de acuerdo al apéndice C del API-650 o equivalente, con el tanque lleno y estático, inundando con agua cruda el diafragma con una altura de 0,25 metros (10 pulgadas) medidos en el extremo de los pontones y con el drenaje pluvial cerrado. El tiempo de prueba debe ser de 24 horas, de no existir algún colapso de la cúpula, la prueba debe reportarse como satisfactoria. 8.2. 8.2.9 9

Inspección del fondo

Nivelación del área circundante al anillo de cimentación del tanque (dentro y fuera del dique de seguridad) a) b) c)

Se debe hacer un levantamiento que incluya la mayor cantidad de puntos necesarios para obtener la configuración de niveles del terreno Dentro del total de puntos considerados, considerados, se deben deben incluir aquellos que a simple vista presenten asentamientos o deformaciones El número de puntos que deben localizarse, depende del área de de terreno a cubrir y de las zonas que presenten hundimientos y/o protuberancias, que junto con el área cercana al anillo de cimentación, serán las zonas que presenten mayor concentración de puntos levantados

Nivelación del borde superior del anillo de cimentación y de la proyección exterior d e la placa del fondo a) b) c)

Se deben marcar marcar los puntos a levantar sobre el borde superior del anillo de cimentación, cimentación, y se debe realizar de acuerdo a la división indicada en los dibujos INSP-D03 y INSP-D04 de esta Norma de Referencia También se deben marcar los puntos a levantar sobre la proyección de la placa del fondo, de acuerdo a la división indicada en los dibujos INSP-D05 y INSP-D06 de esta Norma de Referencia Se debe verificar que el número de puntos sea de 72, distribuidos uniformemente uniformemente en todo el perímetro del anillo




d)

Se debe verificar verificar que la separación entre los puntos sea de 5 grados, grados, cada uno de estos estos puntos se denomina estación de medición Una vez que se han identificado los puntos, se debe proceder al levantamiento topográfico de planimetría y altimetría, debiéndose desarrollar al mayor detalle posible las actividades que se mencionan a continuación: a) b) c) d) e) f) g) h) i)

Definir la poligonal cerrada (envolvente del terreno) que servirá de base para levantar todos los puntos Utilizar como punto de partida el banco de nivel que se utilizó durante la construcción del tanque Efectuar el levantamiento planimétrico, utilizando el método de radiaciones para incluir todos los puntos y poder definir la l ocalización de muros y cimentación, entre otros Orientar astronómicamente astronómicamente un lado de la poligonal, tomando como cero grados el norte del lado norte – sur del tanque Efectuar la nivelación diferencial partiendo del banco de nivel principal y utilizando bancos de nivel auxiliares La nivelación se realiza por un método cerrado debiendo hacer su respectiva comprobación Con el procedimiento procedimiento anterior se dará cota a los vértices de la poligonal y a todos los puntos de interés Los datos obtenidos en los puntos anteriores, se deben vaciar en los formatos formatos INSP-F02 y INSP-F03 de esta Norma de Referencia Con los datos obtenidos obtenidos se deben desarrollar desarrollar los dibujos de la planimetría y nivelación respectiva, dichos planos deben contener por lo menos la información para la localización en planta y nivelación de los muros, anillo de cimentación y deformaciones encontradas

Se debe entregar a Pemex, debidamente rubricado por el responsable del estudio, el informe impreso y por medios electrónicos del estado que guarda el tanque con respecto a la situación en la que se encuentran los niveles del anillo de cimentación y la placa anular, dicho informe debe ir acompañado de los dibujos de planimetría y nivelación especificados anteriormente. En dicho informe se debe hacer mención de la existencia de asentamientos que pudieran ocasionar fallas en la operación del tanque. Nivelación del fondo del tanque (medición (medición d e los asentamientos asentamientos de la placa de fondo) Se deben marcar 72 puntos y con el mismo ángulo de separación entre los puntos que en el anillo de cimentación a levantar sobre el perímetro interior (esquina de unión envolvente - fondo) de acuerdo a la división que se indica en los dibujos INSP-D05 y INSP-D06 de esta Norma de Referencia. La separación máxima de los puntos marcados sobre los diámetros debe ser de 3,04 metros (10 pies). Adicionalmente a los puntos sobre los diámetros, se deben considerar el número de puntos auxiliares sean necesarios para definir la configuración de los hundimientos y/o protuberancias localizados. Por otra parte, se debe proceder a efectuar el levantamiento topográfico en la misma forma que se indicó en el de planimetría y altimetría, con la diferencia que ahora la poligonal debe ser interna con relación a los radios. El levantamiento se debe realizar en las mañanas hasta las 11:00 horas y por las tardes de las 17:00 horas, hasta que la visibilidad lo permita, cualquier otra revisión se debe realizar dentro del horario marcado. Se debe entregar a Pemex debidamente rubricado por responsable, el informe impreso y por medios electrónicos del estado que guarda el tanque con respecto a sus niveles de asentamiento de las placas del fondo, dicho informe debe ir acompañado de los dibujos de planimetría y nivelación especificados anteriormente. En dicho informe se debe hacer mención de la existencia de asentamientos que pudieran ocasionar fallas en la operación del tanque. 8.2.10

Corrosión




Antes de iniciar la inspección se debe numerar las placas pl acas por filas iniciando en el lado donde se localiza el tubo guía, y si se cuenta con placa anular ésta se enumera al final en el sentido de las manecillas del reloj. A menos que el equipo utilizado para el e l barrido de las placas al 100 por ciento garantice su sensibilidad sensi bilidad para detectar todos los daños de pérdida de material mayor al 20 por ciento del espesor nominal de las placas, sin eliminar el recubrimiento existente, la compañía debe ser la responsable de la reparación de daños si estos no son detectados en esta etapa. Se debe realizar una inspección al 100 por ciento de las placas del fondo para detectar perdida de material por los efectos de corrosión interior y exterior, y cualquier defecto en el material base que ocasionen un adelgazamiento de las placas. Se deben utilizar ensayos no destructivos que cubran el 100 por ciento del fondo, se pueden utilizar técnicas aleatorias como equipos de flujo magnético de alta resolución con un mínimo de 32 canales y/o 12 sensores, y equipos de ultrasonido de detección de fallas con haz recto para las zonas inaccesibles para el barrido con flujo magnético. Se deben reportar las zonas con pérdida de espesor mayor del 20 por ciento, en un croquis detallado general del fondo con los porcentajes de pérdidas en un código de colores, y croquis por placa a detalle de las indicaciones detectadas y su localización, además se deben marcan en campo las zonas de perdida de material mayores al 30 por ciento, así como conclusiones y recomendaciones de reparación si esta aplica. Las zonas dañadas se deben marcar con pintura roja fluorescente y las zonas a reparar o parchar con pintura blanca. 8.2.11 8.2.11

Soldadu ra en placas

Antes de iniciar y realizar la inspección de soldaduras colocadas en las placas, deben limpiarse a metal blanco, a menos que PEMEX determine en sus bases de usuario la técnica de Inspección de Soldaduras con Flujos de Campos de Corriente Alterna ACFM Soldaduras de unión entre placas (soldadura de filete- en traslape) Para las soldaduras de las placas antes de su prueba con caja de vacío, se debe realizar una inspección visual general a todos los cordones para verificar que estos no hayan sufrido adelgazamiento por el tiempo de operación y que cumplan con la corona efectiva requerida, de lo contrario se debe reforzar con soldadura AWS o equivalente y los soldadores deben estar calificados conforme a la NRF-020-PEMEX-2005 La prueba se debe realizar con una presión de vacío de 0,2 kg/cm 2 [3 psi (pounds square inches - libras por pulgada cuadrada)] dentro de la caja, el vacuómetro debe estar calibrado y certificado, con un rango de 1 a 0 kg/cm2 La presión de prueba se debe mantener por lo menos 10 segundos, para poder detectar (fugas), Todas las fugas deben marcarse con pintura roja y reportarse para su reparación, la soldadura que presente fugas debe ser eliminada o vaciada por medios mecánicos y aplicar nuevo cordón de soldadura. Después de la reparación se debe reinspeccionar la zona reparada para garantizar y aprobar la efectividad de la reparación. Soldaduras de sumideros Si los sumideros se rehabilitan, las soldaduras nuevas se deben probar con líquidos penetrantes de acuerdo a la sección V del ASME o equivalente, por personal calificado en la técnica. Las soldaduras deben de estar libres de recubrimientos, arena, escoria y rebabas.




Si los sumideros no se rehabilitan, las soldaduras se deben inspeccionar con la técnica de partículas magnéticas, igualmente con personal calificado y certificado en la técnica como Nivel II Los criterios de aceptación y rechazo deben ser de acuerdo a la sección VIII, apéndice 8 párrafos 8.3, 8.4 y 8.5 del código ASME ultima edición o su equivalente. Soldaduras de filete de unión fondo – envolvente envolvente Se debe verificar que ésta no presente desgaste de material de aporte y que el filete cumpla con las dimensiones de acuerdo a la tabla 4 de la NRF-113-PEMEX-2007 Espesor nomin al de la placa de envolv ente

Dimensión mínima de la sold adura de filete

mm

pulgadas

mm

pulgadas

5

0,1875

5

3

>5 a 19

>0,1875 a 0,75

6

1

>19 a 32

>0,75 a 1,25

8

5

>32 a 45

>1,25 a 1,75

10

3

/16 /4

/16 /8

En caso de requerir la aplicación de otro cordón de soldadura para su reforzamiento, la inspección debe realizarse utilizando líquidos penetrantes coloreados, que puedan eliminarse con agua o solvente y/o caja de vacío, si la geometría lo permite en la soldadura perimetral interior. En la soldadura perimetral exterior se apl ica la técnica de partículas magnéticas para la detección de fracturas e inspección visual para que la soldadura de filete cumpla con las dimensiones mínimas requeridas de acuerdo a la tabla del capítulo 5.1.5.7 del API-650 o equivalente. Todas las indicaciones relevantes rechazables deben marcarse con pintura roja, y reportarse para su reparación, la soldadura que presente indicaciones debe ser eliminada o vaciada por medios mecánicos y aplicar nuevo cordón de soldadura. Después de la reparación se debe reinspeccionar la zona reparada para garantizar y aprobar la efectividad de la reparación. Soldaduras de filete de parches o planchetas Se debe realizar a estas soldaduras el ensayo de líquidos penetrantes que se puedan eliminar con agua o solvente y/o la prueba con caja de vacío si la geometría de las placas lo permite. Todas las indicaciones relevantes rechazables deben marcarse con pintura roja, y reportarse para su reparación, la soldadura que presente indicaciones debe ser eliminada o vaciada por medios mecánicos y aplicar nuevo cordón de soldadura. Después de la reparación se debe reinspeccionar la zona reparada para garantizar y aprobar la efectividad de la reparación. 8.2.12

Espesores

Para las placas se deben tomar los mismos niveles de medición que los mencionados en 8.1.6 párrafo 5 de esta Norma de Referencia e igualmente cumplir con los requerimientos para el equipo y personal que se menciona en 8.2.15 de esta Norma de Referencia.


8.2.13



Deformaciones

Todas las deformaciones que se presenten en el fondo deben ser evaluadas de acuerdo a sus dimensiones y sus esfuerzos por elementos finitos para dictaminar su afectación, reportarla a Pemex para determinar si procede su reparación. 8.2.14 8.2.14

Prueba hid ros tática fin al

Se debe realizar de conformidad con el capítulo 12.3 del API-653 o equivalente, con agua cruda hasta alcanzar la altura de prueba. El ejecutor de la prueba debe llevar un informe de medición de los niveles de llenado cada hora, durante el llenado de agua del tanque hasta alcanzar la altura de prueba, así mismo debe elaborar una gráfica haciendo referencia de los tiempos y altura de llenado. Una vez llenado el tanque se debe dejar que se estabilice para iniciar el conteo del tiempo de prueba. El tiempo de prueba después de alcanzar su máximo nivel de llenado debe ser de 24 horas. En caso que se detecte alguna anomalía en boyas, cúpula, pontones se debe marcar para su reparación, si la fuga es en la envolvente o en el fondo se suspende la prueba, se localiza la fuga, se repara, y se repite la prueba hasta resultar satisfactoria. Al final de la prueba se debe presentar un informe que incluya la l a gráfica mencionada en el primer párrafo y el acta de la prueba correspondiente, todo debidamente firmado por el contratista y áreas responsables que asigne el centro de trabajo. 8.2. 8.2.15 15

Requerimientos Requerimientos del personal de pruebas no destructivas

Todo el personal que realice, supervise o evalúe los resultados de las pruebas no destructivas debe estar calificado en el ensayo aplicado de acuerdo a ASNT-SNT-TC-1A-2006 o equivalente, Los equipos deben estar calibrados y certificados, por laboratorios de calibración, ensayo y pruebas, por organismos de certificación e inspección, acreditados y aprobados en los términos de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. La certificación del personal que realice, supervise o evalué las pruebas no destructivas; es responsabilidad del contratista. El personal y los certificados deben estar avalados por un Nivel III en el ensayo no destructivo correspondiente, además de mantener las calificaciones vigentes del personal. 8.3

Reparación y/o Mantenimiento

8.3.1 8.3.1

Mantenimi ento de envol vente

Reparación Reparación o cambio de anillos rig idizantes Para la reparación de los anillos rigidizantes que tenga el tanque, puede constar de cambio de escuadras soportes metálicos, aplicación de soldadura de sello en zonas donde se requiera, aplicación de soldadura en cordones con corona baja y cambio de parte dañada del anillo-– pasillo alrededor del tanque en la parte superior. En el cambio de escuadras soportes metálicos, se deben tomar las medidas correspondientes al soporte a sustituir tomando en cuenta las modificaciones pertinentes, se retira del soporte existente con equipo arco aire y electrodos de carbono AWS A5.1 o equivalente. Se coloca y puntea el nuevo soporte y se le aplica soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).




No se debe trabajar directamente en la envolvente del tanque, se debe colocar una placa de apoyo de 6,35 mm (¼ pulgada) con dimensión suficiente para realizar el trabajo de sustitución de soporte. Cuando los cordones de soldadura presentan corona baja, aplicar soldadura con electrodos AWS A5.1 o equivalente. Si alguna parte del anillo - pasillo superior, presenta deterioros severos, se habilita con material de iguales características y especificaciones de la parte existente, se debe retirar la parte a sustituir con equipo arco aire y electrodos de carbono AWS A5.1 o equivalente y/o equipo oxiacetileno. Concluido el retiro, se debe instalar la nueva parte, aplicando puntos de soldadura y seguidamente cordones completos (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Reparación Reparación del pasil lo Dichas reparaciones consisten en cambio de soportes metálicos, aplicación de soldadura de sello, aplicación de soldadura en cordones con corona baja y cambio de parte dañada del barandal perimetral del tanque en la parte superior. Cambio de soportes metálicos, el retiro se debe realizar con equipo de arco aire (arc-air), así como con electrodo de corte y/o equipo oxiacetileno. Los nuevos soportes se colocan y puntean, posteriormente se le aplica soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). No se debe trabajar directamente en la envolvente del tanque, se debe colocar una placa de apoyo de 6 mm ( 1/4 pulgada) para realizar el trabajo, no se debe aplicar soldadura sobre la zona afectada por el desmantelamiento del soporte anterior. Si los cordones de soldadura presentan corona baja, se debe aplicar soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Si el pasillo con barandal perimetral superior presenta daños severos en algunas zonas, se procede a dimensionar la zona dañada para su retiro y se debe rehabilitar con material de igual característica, el retiro de la parte a sustituir, se debe realizar con equipo arco aire (arc-air), así como con electrodo de corte y/o equipo oxiacetileno. Las nuevas piezas se colocan aplicando puntos de soldadura y seguidamente cordones completos (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Si los soportes metálicos y las placas del pasillo, con barandal perimetral presentan más del 40 por ciento de pérdida de espesor, se procede al desmantelamiento total. 8.3.2 8.3.2

Reparación o cambi o de barandales

Se utilizan tramos de tubo de 38,1 mm (1½ pulgadas) diámetro cédula 40, ASTM-A 53 o equi valente y solera de 38,1 ó 50,8 por 6,35 mm de espesor (1½ ó 2 por ¼ pulgadas de espesor) ASTM-A 36 o equivalente. Si el barandal existente esta fabricado a base de ángulos y soleras, el tramo a sustituir debe fabricarse con material similar a los ángulos de 38,1 ó 50,8 ó 63,5 por 6,35 mm de espesor (1½ ó 2 ó 2½ por ¼ pulgada de espesor) y solera de 38,1 ó 50,8 por 6,35 mm de espesor (1½ ó 2 por ¼ pulgadas de espesor) ASTM-A 36 o equivalente, una vez fabricado el tramo a sustituir se procede a instalar la sección, punteando inicialmente y luego aplicando soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia).


8.3.3 8.3.3



Reparación o cambi o de escalera helic oid al

La fabricación o cambio de la escalera helicoidal debe ser con material de la misma especificación existente (los peldaños de rejilla Irving galvanizada, gal vanizada, con marco de ángulo de lados iguales de 25,4 por 6,53 mm de espesor (1 por ¼ pulgadas de espesor) en acero estructural especificación ASTM-A 36 o equivalente, los bastones deben ser de barra maciza rolada en frío (redondo) de 25,4 mm (1 pulgada de diámetro) AISI 1010 o equivalente de acero al carbono, barandal de tubo de diámetro de 38,1 mm (1½ pulgadas) cédula 40 ASTM-A 53 o equivalente, dicho desmantelamiento se debe realizar con equipo arco aire (arc air), con electrodos de carbono AWS A5.1 o equivalente. Si los elementos estructurales que integran la escalera helicoidal se encuentran dañados por corrosión generalizada severa, esta se debe sustituir. 8.3.4 8.3.4

Reparación o cambi o de mamparas de cámaras de espuma

Instalar parches, aplicar soldaduras en cordones con corona baja, reforzar ángulos de soporte. Para instalar un parche, éste se habilita y se instala punteándolo y aplicando soldadura, la placa parche debe ser de 6,35 mm (¼ pulgada) de espesor ASTM-A 36 o equivalente de acero al carbono, la soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). La reparación en soldadura a cordones con corona baja, se debe limpiar primero el cordón a reparar, la limpieza se debe realiza con esmeril y disco abrasivo de desbaste de 12,5 mm (½ pulgada) o 3,17 mm ( ⅛ pulgada), posteriormente se aplica el cordón requerido (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Si la reparación consiste en reforzar el ángulo soporte, se debe habilitar la sección requerida, se desmantela la sección dañada con equipo arco aire con electrodos de carbono, posteriormente se instala la nueva sección, se puntea y se aplica soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Previamente se debe confirmar que la cámara de espuma no obstruya los trabajos de reparación, de lo contrario está debe de ser retirada. Si se instala un anillo más al tanque, se deben retirar las mamparas y posteriormente colocarlas. 8.3. 8.3.5 5

Reparación Reparación o cambio cambio de la red de contra incendio

Puede ser cambio de tramo de tubo de dañado, o cambio total de la red, cambio de soportes o anclas, Si se cambia la tubería, está debe ser conforme a la NRF-032-PEMEX-2006. Para el cambio de algún soporte se localiza y toman las medidas correspondientes, se habilita y fabrica el elemento de ángulo de 25, 4 mm (1 pulgada), 38,1 mm (1½ pulgadas), 50,8 mm (2 pulgadas), 63,5 mm (2½ pulgadas) y 6,35 mm (¼ pulgada) ASTM-A 36 o equivalente, se procede a desmantelar el existente con equipo arco - aire con electrodos de carbono AWS A5.1 o equivalente. Para cambiar las anclas o abrazaderas se deben tomar medidas a la ancla existente, se habilita y fabrica la nueva ancla, el material debe ser de barra maciza rolada en frío (redondo) de 19,1 mm (¾ pulgada) de diámetro de acero al carbono AISI 1010 o equivalente. Para cambiar toda la red de contra incendio, se deben utilizar los materiales que indica la NRF-032-PEMEX2006.




Se debe desmantelar la red de contra incendio con equipo oxiacetileno, este desmantelamiento se debe realizar con el apoyo de una grúa con capacidad de 20 toneladas como mínimo, una vez desmantelada la red de contra incendio se procede a realizar limpieza mecánica con esmeril y discos abrasivos de 6,35 (¼ pulgada) o 3,17 ( ⅛ pulgada). Posteriormente se realiza la instalación de la nueva red contra incendio. 8.3.6 8.3.6

Reparación de envol vente

Teniendo la evaluación de acuerdo al capítulo 4 del API-653 o equivalente, las reparaciones deben cumplir con el capítulo 9 del API-653 o equivalente. Si se requiere instalar parches, el desmantelamiento se debe realizar con equipo arco aire y electrodos de carbono, posteriormente se preparan los bordes de la sección donde se va instalar el parche, se habilita y fabrica de tal forma que se pueda empalmar en el espacio donde se retiro la parte dañada, se puntea y aplica soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia), posteriormente se habilita y fabrica un parche de mayor dimensión del que se empalmó y se instala de tal manera que cubra el parche empalmado. Dicho parche se debe instalar por la parte exterior si el tanque es de cúpula flotante, y por la parte interior si el tanque es de cúpula fija, la placa parche de empalme debe de ser del mismo espesor de la placa base envolvente y la placa parche exterior debe ser de 6,35 mm (¼ pulgada) de espesor como mínimo, ASTM-A 36 o equivalente. Si de acuerdo a resultados de la evaluación de daños se requiere retirar o desmantelar toda una placa completa de la envolvente, esta se desmantela con equipo arco aire y electrodo de carbono AWS A5.1 o equivalente. El desmantelamiento se debe realizar en forma intermitente debiendo evitar deformaciones en la envolvente, se deben instalar guías y topes para realizar una correcta instalación, la placa nueva debe ser de las mismas características de la placa retirada y el espesor no debe ser menor al de las placas colindantes, la placa nueva debe ser rolada antes de instalar, con una curvatura similar a la envolvente de dicho tanque. Una vez punteada la nueva placa se debe aplicar soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Para instalar toda una placa completa se debe realizar con apoyo de una grúa con capacidad mínima de 40 toneladas. 8.3. 8.3.7 7

Reparación Reparación o cambio de tubo de antirrotación

Para cambiar el tubo de antirrotación de 254 mm (10 pulgadas) de diámetro cédula 40, se deben tomar las medidas correspondientes al tubo existente, tomando en cuenta las modificaciones, se habilita y fabrica el tubo nuevo, seguidamente se inicia el desmantelamiento del tubo existente, con equipo arco - aire (arc-air) y electrodos de carbono de 3,17 mm ( ⅛ pulgada) de diámetro, 3,96 mm ( 5/32 pulgada) de diámetro, 4,76 mm ( 3/16 pulgada) de diámetro o 6,35 mm (¼ pulgada) de diámetro, antes de iniciar con los cortes de soportes de fijación, la pieza tubo de antirrotación debe de sujetarse con estrobos y una grúa de 40 toneladas de capacidad, una vez retirado dicho tubo, se debe realizar limpieza mecánica en las zonas intervenidas, e iniciar los trabajos de maniobra e instalación del nuevo tubo antirrotación, para no fijar directamente los soportes a la envolvente se debe instalar una placa de apoyo con dimensión mayor al existente. La placa de apoyo debe ser de acero al carbono ASTM-A 36 o equivalente de 6,37 mm (¼ pulgada de diámetro) de espesor como mínimo, la aplicación de soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). 8.3.8 8.3.8

Reparación de puertas y boq uil las




Se debe aplicar soldadura a cordones con corona baja, el cambio de tapa entrada hombre o boquilla y placa brida de sujeción de la tapa de entrada debe cumplir el capítulo 9 del API-653 o equivalente. A los cordones de soldadura con corona baja, se les debe aplicar limpieza mecánica con esmeril y disco abrasivo de 6,35 mm (¼ pulgada) o 3,17 mm ( ⅛ pulgada) según se requiera, al cordón o zona a intervenir, se le debe aplicar soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Para cambiar la tapa de entrada hombre o boquilla, se deben tomar las medidas correspondiente de la placa dañada, se habilita y fabrica una pieza similar tomando en cuenta las modificaciones necesarias, la placa debe ser ASTM-A 36 o equivalente de 9,4 mm (⅜ pulgada), 12,7 mm (½ pulgada), 19,1 mm (¾ pulgada), 15,9 mm ( ⅝ pulgada), 25,4 mm (1 pulgada). Para cambiar la placa - brida de sujeción de la tapa entrada hombre o boquilla, se deben tomar las medidas correspondientes, se habilita y fabrica una pieza similar, el material a utilizarse debe ser ASTM-A 36 o equivalente de 9,4 mm ( ⅜ pulgada), 12,7 mm (½ pulgada), 19,1 mm (¾ pulgada), 15,9 mm ( ⅝ pulgada), o 25,4 mm (1 pulgada), una vez habilitado, se debe iniciar el desmantelamiento de la pieza dañada, dicho desmantelamiento debe realizarse con equipo arco - aire con electrodo de carbono, hecho lo anterior se procede a esmerilar la zona intervenida y posteriormente se coloca la nueva pieza, se puntea y aplica soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). 8.3.9 8.3.9

Mantenimien to de fond o

Toda reparación o cambio de cualquier elemento del fondo del tanque, debe ser soportada por el resultado de una inspección, como se cita en el punto 8.2.9 de esta Norma de Referencia, y cumplir con el capítulo 9 del API-653 o equivalente. Con aplicación de parché de placa Se debe localizar e identificar la zona dañada y proceder a habilitar un parche en placa de acero al carbono NMX B-28 1 (ASTM-A 283 Gr. C o equivalente) de 6 mm ( 1/4 pulgada) de espesor con las dimensiones necesarias, de acuerdo a su geometría pueden ser rectangulares o cuadradas con las esquinas redondeadas con un radio de 51 mm (2 pulgada) y circulares con una dimensión de 305 mm (12 pulgada) como mínimo. En la colocación de parches, se debe mantener una distancia mínima de 102 mm (4 pulgada) entre cordón de soldadura existente y cordón de soldadura nueva. Se debe aplicar el cordón de soldadura de filete (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Por sustituc ión de placa compl eta Se deben sustituir las placas de fondo si presentan desgaste por más de 40 por ciento de espesor en una área mayor al 40 por ciento, de acero al carbono NMX B-281 (ASTM-A 283 Gr. C o equivalente) de 6 mm ( 1/4 pulgada) de espesor o del mismo espesor a la del diseño. En áreas donde exista interferencia con columnas, soportes de techo flotante y/o membrana interna flotante, se debe apuntalar con polines de madera, la zona del techo o membrana, Al aplicar apl icar o los cordones de soldadura alrededor de la placa, se debe evitar no dañar las existentes que están alrededor, vaciando los cordones de sold adura existentes, con equipo arco-aire y electrodos AWS o equivalente para acero al carbono de 2 mm ( 3/32 por ciento), de 3 mm ( 1/8 por ciento), 4 mm ( 5/32 por ciento), 5 mm ( 3/16 por ciento) y 6 mm ( 1/4 por ciento) de diámetro, de acuerdo al espesor del material de aporte a eliminar, así como con electrodo de corte y/o equipo oxiacetileno.




Los cordones de soldadura nuevos de la placa de fondo se deben realizarse con electrodos (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia) Previo a la instalación de la placa nueva, esta debe aplicársele una limpieza a metal blanco y la aplicación del sistema de protección anticorrosiva de acuerdo a la NRF-053-PEMEX-2006 en la cara en contacto con la carpeta asfáltica. Antes de instalar la nueva placa se debe aplicar soldadura donde existan socavaciones, perdidas de material y eliminar los restos metálicos con disco abrasivo en la zona donde se retire la soldadura existente, cuidando que la superficie de la placa quede plana. Antes de colocar la nueva placa se debe verificar la base y la carpeta asfáltica donde descansará la placa nueva, esta no debe presentar huecos o socavaciones, si existen; se deben rellenar con el mismo material y compactarse. Reparación Reparación o cambi o de sumideros Reparación Reparación d e sumideros Los cordones deben vaciarse, o quitar con equipo arco - aire y no deben dañar las placas o elementos bases para posteriormente aplicar cordones nuevos de soldadura en la zona requerida. Se debe aplicar soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia) en cordones de soldadura que presenten corona baja, así mismo se deben colocar refuerzos en el fondo del sumidero a base de placa de acero al carbono ASTM-A 283 Gr. C o equivalente, con un espesor mínimo de 6,35 mm (¼ pulgada). Si la solapa de refuerzo en la parte superior de la boquilla se cambia, está debe desprenderse del sumidero y la placa de fondo con equipo arco - aire, utilizando electrodos AWS o equivalente de carbono e instalar un refuerzo de mayor dimensión del existente a base de placa de 6,35 mm (¼ pulgada) de acero al carbono ASTM-A 283 C o equivalente. Cambio de sumidero Teniendo las marcas de los puntos de referencia tanto en el interior de la envolvente como en la placa de fondo, se toman las medidas correspondientes al existente y con material de las mismas características y especificaciones, se prefabrica el nuevo sumidero. Se realiza el corte de la placa del fondo y el sumidero con equipo arco - aire utilizando electrodos de carbono, se deben soldar orejas de placa de acero al carbono de 9,52 mm ( ⅜ pulgada) mínimo, al sumidero existente e instalar estructuras móviles tipo burro y con tirfor o monta cargas portátiles con capacidad mínima de 0,5 toneladas de carga, se debe levantar l evantar y retirar dicho sumidero. Las partes socavadas o hundimientos se deben rellenar con una mezcla suelo - cemento tipo (Cemento Pórtland Ordinario) CPO 30 R, en una proporción de 4 a 1, debiéndose compactar a un 95 por ciento como mínimo. Una vez corregidos los socavados o hundimientos se procede a instalar el nuevo sumidero, partiendo de los puntos de referencia tomados antes del retiro del sumidero existente, se coloca el nuevo sumidero, exactamente en el mismo sitio donde estaba el anterior, el fondo debe estar totalmente uniforme.




El espacio que queda entre la pared del nuevo sumidero y el terraplén, se debe rellenar con una mezcla de suelo - cemento Pórtland tipo II, con una proporción de 4 a 1 apisonado manualmente, no se debe dejar huecos o superficies irregulares. Hecho lo anterior, se procede a fijar el nuevo sumidero con la placa del fondo del tanque. Todos los trabajos de retiro de sumideros y colocación de sumideros nuevos, se deben hacer en una sola jornada de trabajo sin interrupciones. Reparación Reparación de cordo nes de soldadura Los cordones de soldaduras que presenten pérdida de material de aporte, se deben esmerilar o vaciar los cordones de soldadura existentes, con equipo arco - aire y electrodos de carbono AWS o equivalente y aplicar nuevamente soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia) a 2 mm ( 3/32 pulgada), de 3 mm (1/8 pulgada),4 mm ( 5/32 pulgada), 5 mm ( 3/16 pulgada) y 6 mm (¼ pulgada) o según se requiera de acuerdo al espesor del material de aporte a eliminar, así como con electrodo de corte y/o equipo oxiacetileno. Al realizar reali zar el vaciado y aplicación de cordones de soldadura, no deben presentarse deformaciones en la placa pl aca de fondo por los efectos del calentamiento. Toda aplicación de soldadura debe ser con soldadores y procedimientos calificados de acuerdo a la NRF-020PEMEX-2005 y certificados ante un inspector i nspector en soldadura CWI-AWS o equivalente. Cuando a solicitud de Pemex se requiera instalar un anillo más al tanque, la preparación de las juntas y el material utilizado deben cumplir con las especificaciones de diseño y los capítulos 7, 8, y 9 del API-653 o equivalente. A las soldaduras de unión de las placas del nuevo anillo con el ángulo de coronamiento existente, se les debe aplicar la prueba con líquidos penetrantes conforme a la sección V del ASME o equivalente y los criterios de aceptación y rechazo deben ser de acuerdo a la sección VIII, apéndice 8 párrafos 8-3, 8-4 y 8-5 del ASME o equivalente. Las soldaduras a tope de unión entre placa y placa del anillo nuevo y cruces, se les debe realizar prueba radiográfica de acuerdo a la sección V, artículo 2 del ASME o equivalente, y los criterios de aceptación y rechazo deben ser conforme a la sección VIII del ASME o equivalente. Cambio de placas de apoyo de poste Previo al vaciado del cordón de soldadura, se retira el poste marcando puntos de referencia en la plancheta, de no existir se procede a su instalación, de tal forma que al retirar la placa de apoyo existente, se pueda instalar la nueva placa de apoyo, exactamente en el mismo centro geométrico de la placa retirada y esta debe ser de mayor dimensión que la existente, los nuevos cordones de soldadura no deben ser aplicados en la misma zona afectada por el calor del cordón de la soldadura anterior. El cordón de soldadura que se aplica a la nueva placa de apoyo debe ser un cordón de soldadura tipo filete el cual no debe ser mayor al espesor menor a las dos placas a unir (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). La placa de apoyo debe ser de acero al carbono de 19,05 mm (¾ pulgada) de espesor ASTM-A 36 o equivalente. Instalación y cambio de planchetas




Instalación de planchetas Se deben instalar planchetas a tanques de cúpula flotante con placa de 6,35 mm (¼ pulgada) de espesor entre las placas del fondo y placas de apoyo de postes que soportan la cúpula. Se habilita plancheta con dimensiones mayores que la placa de apoyo de postes, a base de placa de 6,35 mm (¼ pulgada) ASTM-A 283 Gr. C o equivalente, instalar la plancheta exactamente en el mismo centro geométrico de la placa de apoyo retirada y esta debe ser de mayor dimensión que la de apoyo, misma que se debe instalar posteriormente. Cambio de pl anchetas Previo al vaciado del cordón de soldadura, se debe retirar el poste de apoyo marcando puntos de referencia en la placa de fondo, de tal forma que al retirar la plancheta existente, se pueda instalar la nueva plancheta exactamente en el mismo centro geométrico de la plancheta retirada. Antes del vaciado del cordón de soldadura se deben colocar puntales de madera, la plancheta debe ser de placa de acero al carbono ASTM-A 283 Gr. o equivalente, de 6,35 mm (¼ pulgadas) espesor y las dimensiones según se requiera, y cumplir con los requerimientos del dibujo INSP–D19 de esta Norma de Referencia. Una vez retirada la plancheta anterior se limpia el área por medios mecánicos o abrasivos donde se retiró. Para proceder a instalar la plancheta nueva, y aplicar el cordón de soldadura alrededor de la plancheta, este cordón de soldadura debe ser una soldadura sol dadura de filete (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de R eferencia). Reparación Reparación o cambio de pl acas de fondo Reparación Reparación d e placas de fondo Se debe habilitar un parche con placa de acero al carbono ASTM-A 283 Gr. C o equivalente de 6,35 mm (¼ pulgada) de espesor, de acuerdo a su geometría pueden ser rectangulares o cuadradas con las esquinas redondeadas con un radio de 50,8 mm (2 pulgadas) y circulares con una dimensión de 304,8 mm (12 pulgadas) como mínimo de acuerdo al capítulo 9.10 de l API-653 o equivalente. En la colocación de parches, se debe mantener una distancia mínima de 101,6 mm (4 pulgadas) entre cordón de soldadura existente y cordón de soldadura nueva. Se aplica un cordón de soldadura de filete (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Cambio de placas de fondo Con un desgaste por más de 30 por ciento de espesor nominal, y en un área superficial mayor al 40 por ciento, se cambia la placa completa conforme al capítulo 9 del API-653 o equivalente. Si PEMEX lo considera pertinente, puede solicitar el criterio de evaluación a placas sin desgaste pero con abombamiento considerable, conforme al API-653; debiendo entregar el contratista sus recomendaciones al respecto. Para cambiar una placa completa en el fondo en áreas donde exista interferencia con columnas, soportes de techo flotante y/o membrana interna flotante, se debe apuntalar con polines de madera, la zona del techo o membrana, Para vaciar el o los cordones de soldadura alrededor de la placa, se debe realizar con mucho cuidado para no dañar las existentes que están alrededor, vaciando los cordones de soldadura existentes, con




equipo arco-aire y electrodos AWS de carbono o equivalente de 2 mm ( 3/32 pulgada), de 3 mm ( 1/8 pulgada), 4 mm (5/32 pulgada), 5 mm ( 3/16 pulgada) y 6 mm ( 1/4 pulgada) de diámetro, según se requiera de acuerdo al espesor del material de aporte a eliminar, así como con electrodo de corte y/o equipo oxiacetileno Antes de colocar la nueva placa se debe verificar que el terraplén o suelo donde descansa la placa nueva, no presentan huecos o socavados, si existen estos; se deben rellenar con el mismo material y compactarse al 95 por ciento mínimo. En los cordones de soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Cuando se apliquen cordones de soldadura en la sustitución de la placa, se debe de conformar las placas de fondo a soldar con polines de madera, de 101,6 mm (4 pulgadas) x 101,6 mm (4 pulgadas) en la zona donde se va aplicar soldadura. Reparación Reparación o cambio d e placa anular Reparación de placa anular Instalar un parche con placa de 6,35 mm (¼ pulgada) de espesor ASTM-A 36 o equivalente, se debe limpiar la zona a reparar con medios mecánicos, se coloca el parche con los requerimientos del dibujo INSP–D19 de esta Norma de Referencia. Una picadura o daño mecánico puntual y superficial se rellena con soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Cambio de un tramo de pl aca anular anular Se vacían los cordones de soldadura que fijan la placa anular con la placa de fondo y la envolvente. Una vez vaciado el cordón de soldadura que une la placa anular con la envolvente, se coloca la placa anular nueva previamente protegida con anticorrosivo a base de fenólico en la parte inferior y primario en la parte superior de acuerdo a lo indicado en la NRF-053-PEMEX-2006 No deben presentarse deformaciones en la envolvente que alteren la redondez del tanque, el vaciado se debe realizar con equipo arco aire cargándose sobre la placa a retirar. Se conforma la placa anular nueva con la placa anular existente del tanque y la envolvente y se inicia la aplicación de cordones de soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). El o los cordones de soldadura se aplican en forma intermitente y en retroceso de la misma forma en que se vacío el cordón de soldadura en el retiro del tramo de placa anular hasta terminar el cordón de soldadura al 100 por ciento. Instalación o cambio de placa anular completa Tomados los puntos de referencia, con el tubo anti - rotacional o tubo de medición, o con la placa a sustituir y envolvente. Se deben tomar medidas de las secciones de placa anular requerida, se habilitan y se protegen aplicándole fenólico en la parte de inferior y primario en la parte superior de acuerdo a lo indicado en la NRF-053-PEMEX2006




Seguidamente se debe iniciar el vaciado del cordón de soldadura que une la envolvente, placa de fondo y placa anular si esta existe, el vaciado de soldadura se debe realizar en forma intermitente y en retroceso, cada 127 mm (5 pulgadas) hasta terminar el vaciado del cordón al 100 por ciento, se deben soldar soportes temporales metálicos de 50,8 mm (2 pulgadas); 76,2 mm (3 pulgadas) y 101,6 mm (4 pulgadas), en cédula estándar, según se requiera, sujetados a la placa del fondo del tanque y a la envolvente, los cuales se deben retirar al terminar la ejecución de los trabajos sin causar daño en el metal base, no se deben retirar secciones de más de 4 metros en la zona de la placa anular. Seguidamente se retira la placa anular desmantelada y se instala el tramo nuevo correspondiente. Se debe aplicar el cordón de soldadura que une la envolvente con placa anular en forma intermitente y en retroceso cada 127 mm (5 pulgadas) hasta terminar el cordón al 100 por ciento. En la unión de junta a tope de la placa anular se debe colocar una placa de respaldo de 101 mm (4 pulgadas) de ancho o según se requiera. Se debe instalar y puntear todas las placas anulares y posteriormente deben ser soldadas como se menciona en el párrafo anterior. Se debe rellenar cualquier cavidad que se encuentre en la superficie del terraplén o asfáltica en el cambio de placas anulares, si no están dentro este rango se deben reforzar con soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma N orma de Referencia). Reparación Reparación de anillo col ector pluvial y aceitoso Se debe instalar tubería con cédula 80, se toman medidas y se habilitan los tramos para realizar la sustitución. Para el caso de requerirse el cambio de uno o más tramos de tubería que no rebasen el 50 por ciento del total de la longitud del anillo colector, se procede a desembridar con todas las partes embridadas del anillo colector, debiendo eliminar vapores del hidrocarburo; se debe lavar el anillo colector; se realizan los cortes en frío necesarios para retirar los tramos dañados; los tramos de colector que están en buenas condiciones se dejan ventilar para eliminar desprendimiento de gas; se debe verificar que no haya presencia de gases con explosímetro o detectores de gases y cuando la presencia de gases sea igual a cero se procede a aplicar soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Cambio de anill anill o colector pl uvial y aceitoso Se debe desembridar todas las partes embridadas del colector, se ventila el colector y se eliminan los riesgos de explosividad. Se toman las medidas correspondientes a los tramos que forman todo el colector y se realizan los degrades en los extremos de los tramos y se conforman el colector de acuerdo a la periferia del anillo de cimentación. Una vez ventilado el anillo colector, se debe proceder a realizar cortes en frío para desmantelarlo, retirando los tramos. Posteriormente se realiza el tendido y montaje de la tubería del nuevo colector de 406,4 mm (16 pulgadas) de diámetro, cédula 80, con ASTM-A 106 o equivalente, aplicándose soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Las soldaduras nuevas deben ser radiografiadas. Cambio total de fondo Se deben instalar soportes metálicos provisionales necesarios en el perímetro de la envolvente del tanque y asentados en la superficie del anillo de cimentación, para soportar el cuerpo del tanque. Se deben retirar 1 ó 2 placas de la cúpula y/o del primer anillo de la envolvente para sacar las placas desmanteladas del fondo Si se retiran placas de la envolvente, se debe reforzar adecuadamente la zona afectada por el retiro.




Se deben tomar, puntos de referencia sobre la envolvente y cúpula, debiendo instalar el nuevo fondo conforme a las nuevas condiciones de diseño e iniciar el desmantelamiento de las placas, del centro hacia fuera y realizando cortes con equipo arco-aire en el sentido longitudinal, con electrodos arc-air de 2 mm ( 3/32 pulgada), de 3 mm ( 1/8 pulgada), 4 mm ( 5/32 pulgada), 5 mm ( 3/16 pulgada) y 6 mm ( 1/4 pulgada), así como con electrodo de corte y/o equipo oxiacetileno. Se efectúan los trabajos de maniobra para el retiro de placas desmanteladas del interior del tanque utilizando diablos de carga, roles y todo tipo de herramienta que facilite la actividad del retiro de placas, con el apoyo de una grúa de capacidad adecuada se retiran las placas desmanteladas del interior del tanque. Se introducen al tanque las placas nuevas y se procede a instalar el nuevo fondo conforme a las condiciones de diseño. Para ubicar el centro se colocarán hilos reventones apoyados en los puntos de referencia tomados y marcados antes de iniciar el desmantelamiento, la instalación de la placa del centro debe ser el punto de partida para todas las demás placas, razón por la cual se debe dejar bien orientada e instalada. Al realizar los l os cortes longitudinales y transversales, la mezcla asfáltica o superficie donde descansa la placa de fondo sufre deterioros o socavados por el calentamiento en el corte. Antes de iniciar e instalar las placas nuevas se deben resanar los de terioros, socavados o hundimientos. La primera placa debe quedar por arriba de todos los bordes de las placas que las rodean y las demás quedan traslapadas, conforme a las nuevas condiciones de diseño. Una vez que se tienen colocadas las placas de la primera fila central, se debe iniciar el punteo de placas dejando el traslape de cejas de 38 mm ( 1/2 pulgada) mínimo, el punteo de placa se realizará en sentido transversal, aplicando puntos de soldadura con una separación de 127 mm (5 pulgadas). Previo a la instalación de la placa nueva, a esta debe aplicársele una limpieza a metal blanco y el sistema de protección anticorrosiva de acuerdo a la NRF-053-PEMEX-2006, en la cara en contacto con la carpeta asfáltica. La distribución de la placa debe de ser conforme a los planos de diseño. Para llevar a cabo los punteos, los bordes de las placas se debe conformar y presionar con los herrajes metálicos de armado requeridos y/o puntales de madera (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Una vez instaladas las primeras tres filas de placas centradas, las demás filas se deben colocar y puntear de forma similar, las placas que se instalen en los extremos de las filas, que se puntean y sueldan posteriormente a la placa anular, son placas de forma irregular o cuchillas que se deben habilitar de acuerdo a la redondez del tanque en ese punto. Las placas de fondo deben ser de acero al carbono de acuerdo a NMX B-281 (ASTM A-283 Gr. C o equivalente), conforme al plano de diseño Con la placa de fondo colocada y punteada al 100 por ciento, se inicia la aplicación de soldadura a las placas del fondo (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). La aplicación de los cordones se deben efectuar en retroceso, se aplica un cordón de 254 mm (10 pulgadas) se deja un espacio igual de 2,54 mm (1 pulgada) y se aplica otro cordón de igual longitud, posteriormente se aplican cordones, de soldadura para unir el cordón, no se deben formar ondulaciones en la placa de fondo.




De igual forma que el punteo se inicia aplicando los cordones de soldadura en sentido transversal y posteriormente en sentido longitudinal de acuerdo al desarrollo del trabajo. Terminada la aplicación de cordones de soldadura al 100 por ciento en ambos sentidos se fija la placa de fondo con la placa anular. El o los cordones de soldadura se aplican en retroceso, partiendo de un punto cardinal o en los cuatro puntos y avanzando a su derecha hasta terminar la aplicación del cordón al 100 por ciento en toda la periferia. 8.3.10 8.3.10

Mantenimi ento de cúp ula flo tante

Reparación Reparación de bo yas, cambio cambio de camisas y post es de apoyo La reparación de boyas puede consistir en cambio de solapas de refuerzo en las partes superior o inferior de la misma, cambio de tapón de cabeza hexagonal de 19,10 mm (¾ pulgada) de diámetro con refuerzo, aplicación de soldadura en cordón con coronas bajas en la unión diafragma envolvente de boya y soldadura en traslapes, así mismo cordón vertical del cuerpo de la boya y cordón perimetral de soldadura en la unión tapa envolvente de la boya (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Para camisas y los postes de apoyo, se deben tomar las medidas correspondientes de la camisa existente y se debe habilitar una similar con tubo de 76.2 mm (3 pulgadas) de diámetro cédula 40 de ASTM-A 53 o equivalente y tubo de 63,5 mm (2½ pulgadas) de diámetro, cédula 80 ASTM-A 53 o equivalente. Para realizar la reparación o cambio de boyas, camisas y postes de apoyo se deben tomar las medidas de seguridad indicadas en el permiso de trabajo con riesgo. Previamente se debe retirar el tapón de cabeza hexagonal de 19,10 mm (¾ pulgada) de diámetro, de la boya durante 3 días. Realizado lo anterior se debe calzar la boya con polines de madera de 101,6 x 101,6 mm (4 x 4 pulgadas) y se inunda con agua jabonosa debiendo eliminar la presencia de mezclas explosivas a 0 por ciento. Hecho lo anterior, se debe cortar y retirar una tapa entrada hombre de 508 mm (20 pulgadas) de diámetro en la parte superior de la boya, se retira el agua contenida dentro de la boya y se inicia con el desmantelamiento de la camisa del poste, dicho desmantelamiento se debe realizar utilizando equipo de arco aire con electrodo de carbono de 3,17 mm ( ⅛ pulgada) de diámetro o 3,96 mm ( 5/32 pulgada) de diámetro, posteriormente se procede a instalar la camisa aplicando electrodos (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Con la boya calzada se reparan las soldaduras internas de la boya, realizando previamente limpieza mecánica, y aplicando soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Si la boya cuenta con entradas hombre, solo se deben seguir las medidas de seguridad indicadas en el permiso de trabajo con riesgo para confirmar la no presencia de mezclas explosivas por la filtración de los vapores de gases de hidrocarburos. Reparación Reparación de p ontones Las placas de bajos espesores, se cambian, tomándose las medidas de la placa y se cortan con equipo oxiacetileno. Se debe desmantelar la placa dañada con equipo arco aire, asimismo esmerilar las rebabas sobrantes por el desmantelamiento.




En la reparación de soldaduras defectuosas, se debe realizar la limpieza de la soldadura con disco abrasivo, hasta encontrar la soldadura sana, se aplica soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia), hasta llegar al 100 por ciento. Posteriormente se procede a inspeccionar los pontones terminados neumáticamente de acuerdo a 8.2.3 párrafo 9 de esta Norma de Referencia, si el resultado es satisfactorio se debe aplicar protección anticorrosiva. Para aplicación de soldadura faltante en el interior del pontón, se debe realizar la limpieza de la soldadura dañada con disco abrasivo hasta metal blanco, se aplica soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia), hasta llegar al 100 por ciento. Posteriormente se procede a inspeccionar la soldadura de los pontones terminados neumáticamente de acuerdo a 8.2.3 párrafo 9 de esta Norma de Referencia, si el resultado es satisfactorio se debe aplicar protección anticorrosivo Además de lo anterior, se debe aplicar soldadura de sello en las partes que se requieren, colocar parches en arcos con deterioro corrosivo, colocación de empaques tipo U con pegamento epóxico, colocación de seguros de tapas, cambio de tapas de pontones. En el cambio total o tramos de rejillas de pontón, los materiales para su reparación, utilizar electrodos (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia), placa de acero al carbono ASTM-A 36 o equivalente de 6,35 mm (3/16 pulgada) de espesor, empaque neopreno tipo U y alambrón de 6,35 mm (¼ pulgada). p ulgada). Cambio de tubosello o sello t ipo WIPER WIPER Se deben retirar las placas de protección de la lluvia (escudo climático) que protege el tubosello. Se deben retirar los tornillos que sujetan la brida en el pontón y pantógrafo. Se debe retirar el tubosello del interior de la banda por sección, subiéndola hacia la cúpula o diafragma del fondo. Se debe retirar la banda del pontón y pantógrafo o el sello tipo WIPER (placas de acero inoxidable y banda de desgaste). La especificación del wiper debe de resistir gasolinas oxigenadas, esto para los tanques de almacenamiento de techo fijo con membrana flotante interna. En la instalación del tubosello, el techo debe estar libre de partículas metálicas sueltas, la banda de desgaste se debe desarrollar sobre el pontón, lado liso hacia arriba, con las perforaciones para los tornillos superiores a cada 152,4 mm (6 pulgadas), hacia la envolvente del tanque, en caso que sean diferentes las orillas. Se debe instalar la banda con tornillos a su ángulo de fijación y dándoles vuelta para que la cara estriada de la banda quede en dirección hacia la envolvente del tanque, dejar en posición la banda entre el espacio de pontón y fondo. Se deben colocar las barras superiores de fijación aproximadamente a cada metro; estas barras y tornillos son provisionales y se colocan en forma definitiva cuando se instale el tubosello. Se debe instalar la orilla colgante de banda contra la ceja de fijación del pontón, usando las soleras de retención de la banda y los tornillos colocarlos con la cabeza hexagonal hacia el lado de la envolvente. Se deben apretar las tuercas solo hasta dejar firme la banda, sin deteriorar ésta por exceso de apriete. Se debe empezar a montar la banda cerca de la escalera. Una vez instalada la banda contra el ángulo, el tubosello debe ser revisando en su totalidad, desenrollando y colocándolo cerca del perímetro exterior del pontón. Se debe verificar la hermeticidad del tubosello como se indica en 8.2.5 de esta Norma de Referencia, posteriormente se debe fijar la punta de éste con tornillos al ángulo, descansar el tubo en la cuña que forma la




banda de desgaste descolgada en un tramo de 2,5 metros y volver a subir de fijación. Proceder a colocar el tubosello en tramos, hasta terminar la circunferencia. Al colocar el tubosello se debe asegurar que su empalme longi tudinal se sitúe hacia el lado del pontón derecho y sin torcedura a todo su largo. El llenado e instalación del tubosello debe cumplir con apéndice H sección H.4.5 del API-650 o equivalente. Se deben insertar las puntas de la manguera de llenado en la punta del tubosello, más allá del tubo a 45 grados con la punta del tubosello ensartada y sin apretar las tuercas. Continuar llenando otra cuarta parte y efectuar una nueva revisión y así sucesivamente hasta que el tubosello se encuentre totalmente lleno. Se debe hacer una revisión cuidadosa del sello total por la parte inferior del pontón después de transcurridas 24 horas del llenado. Si se presentan señales de humedad, es necesario una nueva revisión y reparación del tubosello. Terminado lo anterior, se procede a colocar las placas de protección contra lluvia en el orden indicado en el plano de detalle, fijándolas con las barras de fijación y sus tornillos que deben prensar las puntas del tubosello. En caso de detectarse la presencia de fugas, ésta se debe reparar con un material de características similar al del tubosello, vulcanizando el parche colocado. La sección reparada debe ser probada nuevamente, hasta garantizar la efectividad de la reparación. En su defecto que no se instale el tubosello, se colocan las placas de acero inoxidable tipo Wiper en el orden indicado en el dibujo INSP-D18 de esta Norma de Referencia. Toda rebaba, borde cordón de soldadura, chisporroteo, entre otros, en la parte interior del cuerpo del tanque deben ser desvastadas totalmente, tanto en el cuerpo arriba del sello como debajo del mismo. Se debe limpiar e inspeccionar el interior del tanque antes de proceder al cierre total. Reparación Reparación o cambio de válvulas d e venteo automático Marcada la zona a reparar, estas pueden consistir en aplicar un cordón de soldadura de sello en las partes que se requiera, cambiar el tubo de 50,8 mm (2 pulgadas) de diámetro de la válvula y/o cambiar algún cartabón o aspa que se requiera de la válvula, ver dibujo INSP-D17 de esta Norma de Referencia. Los materiales a utilizar deben de ser de tubería de 50,8 mm (2 pulgadas) de diámetro cédula 40, especificaciones ASTM-A 53 Gr. B o equivalente y las placas de las aspas de acero al carbono ASTM-A 36 o equivalente de 6,35 mm (¼ pulgadas) de espesor. Aplicar soldadura con electrodos AWS E-6010 y E-7018 o equivalente. Reparación Reparación de registros pluvi ales Marcada la zona dañada, las reparaciones pueden consistir en cambio de rejilla coladera, válvula check (de retención de fluidos), placa que forma el registro, codos con juntas giratorias o mangueras flexibles, válvulas de desfogues y de tubo bajante del drenaje. Los materiales a utilizar deben ser electrodos (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia), rejilla Irving, juntas giratorias de 152,4 mm (6 pulgadas) de diámetro, tubo de 152,4 mm (6 pulgadas) de acero al




carbono ASTM-A 106 o equivalente, válvulas de compuerta de 152,4 mm (6 pulgadas) de diámetro 68,03 kilogramos (150 libras), tornillos de cabeza hexagonal de 12.7 mm (½ pulgada) de diámetro, empaques de garlock de 3,17 mm ( ⅛ pulgada) en espesor, espárragos de 19,1 mm (¾ pulgada) de diámetro por 88,9 mm (3½ pulgadas) de longitud. Reparación Reparación de diafragma Reparación Reparación de placas con parche Se habilitan los parches con placa de 4,76 mm (3/16 pulgada) de espesor ASTM-A 283 Gr. C o equivalente, con medidas no menores de 101,6 mm (4 pulgadas) en forma circular, estas placas deben de estar protegidas con RP-4B y fenólico por la parte en que estará en contacto en el hidrocarburo. Antes de la instalación de los parches se realiza limpieza mecánica en la zona con bajos espesores y alrededor de los agujeros para el desalojo del agua de lluvia, y se le da protección anticorrosiva en la instalación de los parches en la zona dañada, punteando con soldadura y rellenando con electrodo (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia), estos parches deben ser inspeccionados con caja de vació y/o líquidos penetrantes. Las placas de la cúpula que presenten daños por corrosión con pérdida de material mayor al 30 por ciento del espesor de pared, como picaduras puntuales, deben ser reparadas con soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia) y la que presenten zonas de corrosión mayores de 50,8 mm (2 pulgadas) deben ser reparadas instalando parches, y las que presenten corrosión generalizada deben ser remplazadas en su totalidad, de acuerdo a las secciones 7, 8 y 9 del API-653 o equivalente. Cambio de placas enteras Con las medidas de la placa afectada, se habilitan de 4,76 mm ( 3/16 pulgada) de espesor, apoyándose con una grúa de 40 toneladas, se suben sobre la cúpula y por medio de roles de tubería, se hace llegar hasta la zona afectada. Se debe desmantelar la placa dañada empleando equipo arco aire, luego se procede a instalar la placa punteando con soldadura para el fondeo y para el relleno se debe utilizar (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia), la aplicación de soldadura debe ser en forma intermitente, con intervalos de 600 mm y con retroceso, no debe presentar la placa concentraciones por temperatura. Reparación Reparación o cambio d e escalera rodante El desmantelamiento de la escalera rodante debe ser con el apoyo de una grúa de 40 toneladas. Se deben cambiar espárragos o tornillos que sujetan la escalera rodante. Se debe desmantelar con herramientas manuales los espárragos o tornillos. Habilitados los escalones y estructura en la zona desmantelada, se procede a su instalación, punteando y se rellena con soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Se deben instalar espárragos o tornillos, incluyendo arandela de presión. Los materiales deben ser iguales de especificación a los existentes, al menos que un estudio de ingeniería determine lo contrario. Reparación Reparación de co rdones de sol dadura en diafragma Se debe limpiar la soldadura hasta eliminar el defecto y llegar al metal blanco con disco abrasivo, posteriormente se aplica soldadura para el fondeo y el relleno (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de




Referencia) hasta concluir al 100 por ciento. Estas soldaduras se deben probar con caja de vació de acuerdo con 8.2.3 párrafo 2 de esta Norma de Referencia, y si estas no cumplen se deben repara por medios mecánicos y se aplica nuevo cordón de soldadura. Después de la reparación se debe reinspeccionar la zona reparada, con líquido penetrante coloreado de acuerdo a la sección V del ASME o equivalente, hasta garantizar la efectividad de la reparación. Deformaciones Todas las deformaciones ocasionadas por algún colapso de la cúpula deben ser reemplazadas, así como los elementos que hayan estado expuestos a tensiones y esfuerzos y no recuperen su posición original. De requerirse rehabilitación de elementos se debe tener aprobado por Pemex el procedimiento de rehabilitación. Cambio total de diafragma Cuando el diafragma presente un dañado en un 30 por ciento, se procede a colocar la cimbra falsa a base de tubería de 76,2 mm (3 pulgadas) de diámetro, se marca la zona afectada y se ejecuta el desmantelamiento con equipo arco - air y/o oxiacetileno. Se deben instalar las placas nuevas en la parte ya desmantelada punteándose con soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia), dejando el traslape de 63,5 mm (2½ pulgadas). Se aplica soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia) para el acabado, las soldaduras nuevas se deben inspeccionar con caja de vacío como se enuncia en 8.2.3 párrafo 2 de esta Norma de Referencia. Nota: Se deben observar las placas con traslape o placas de refuerzo, que no presenten evidencia de fugas y que no queden películas de producto. Se debe verificar la atmósfera explosiva, por otro medio independiente del explosimetro, cuando el producto sea diesel.

8.3.11 8.3.11

Mantenimien to de cúp ula flo tante int erna

La reparación de cúpulas flotantes internas se efectuarán de conformidad con los planos originales de construcción, si está disponible. Si los dibujos de construcción original no están disponibles, las reparaciones del techo deben ser de conformidad con los requisitos de API 650, Apéndice H o equivalente y a lo indicado en el numeral 8.7.4 de la NRF-113-PEMEX-2007 Reparación Reparación de placas con parche Se habilitan los parches con placa de 4,76 mm (3/16 pulgada) de espesor ASTM-A 283 Gr. C o equivalente, con medidas no menores de 101,6 mm (4 pulgadas) en forma circular, estas placas deben de estar protegidas con RP-4B y fenólico por la parte en que estará en contacto en el hidrocarburo. Antes de la instalación de los parches se realiza limpieza mecánica en la zona con bajos espesores y alrededor de los agujeros para el desalojo del agua de lluvia, y se le da protección anticorrosiva en la instalación de los parches en la zona dañada, punteando con soldadura y rellenando con electrodo (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia), estos parches deben ser inspeccionados con caja de vació y/o líquidos penetrantes, si no están dentro este rango se deben reforzar con soldadura (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia). Las indicaciones rechazables deben ser reparadas de acuerdo al capítulo 9.6 del API-653 o equivalente. Cambio de placas enteras




Con las medidas de la placa afectada, se habilitan de 4,76 mm ( 3/16 pulgada) de espesor, apoyándose con una grúa de 40 toneladas, se suben sobre la cúpula y por medio de roles de tubería, se hace llegar hasta la zona afectada. Se debe desmantelar la placa dañada empleando equipo arco aire, luego se procede a instalar la placa punteando con soldadura para el fondeo y para el relleno (ver último párrafo de 8.1 de esta Norma de Referencia), la aplicación de soldadura debe ser en forma intermitente, con intervalos de 600 mm y con retroceso, no debe presentar la placa concentraciones por temperatura. Si se requiere cambiar placas o colocar parches estos se deben cambiarse de acuerdo a un procedimiento presentado por el contratista o Pemex y en ambos casos debidamente aprobados y con soldadores calificados, asimismo cumplir con los requerimientos del dibujo INSP-D19 de esta Norma de Referencia. 8.3. 8.3.12 12

Mantenimiento Mantenimiento de cimentación y dique del tanque

Reparación Reparación del anill o de cimentación Reparación del acero de refuerzo Se debe realizar de acuerdo al ASTM o equivalente y a la sección 318R-327 del ACI-318-02 o equivalente, estas reparaciones se deben de corregir antes de realizar la prueba hidrostática y de la puesta en operación del tanque, descubriendo los tramos de varilla dañada por corrosión hasta encontrar cuando menos 30 cm de acero sano de ambos lados, posteriormente se debe retirar el tramo dañado a partir del corte mecánico (evitando soplete), el tramo nuevo de varilla se solda a tope, el cual debe ser radiografiado posteriormente, incluyendo el biselado a 45 grados de las uniones de acero, una vez aprobada la soldadura se debe recubrir con material adhesivo y concreto (aplicando las recomendaciones del Instituto Mexicano del Cemento y del Concreto IMCYC) previendo la limpieza de la superficie por resanar. Reparaciones de grietas Las grietas del concreto, se deben reparar con resina epóxica, perforando a cada 50 cm con una broca de 9,5 mm (⅜ pulgada) de diámetro y 30 cm de profundidad, se deben destapar tres perforaciones continuas inyectando resina con una presión máxima de 0,5 kg/cm² en las dos perforaciones extremas hasta que brote por la perforación central, esto aplica solo en grietas mayores de 0,1 mm de abertura y mayores de 1 metro de longitud. Reparación Reparación del diq ue La reparación de losas de concreto de los diques por hundimientos, deben ser demolidas hasta no encontrar fracturas en las lozas y deslaves, nivelando y compactando el terreno por reparar, posteriormente se debe colocar un concreto de 200 kg/cm², reforzado con malla electrosoldada Cal.66-66 de 10 cm de cuadricula y realizar la pendiente requerida, al concluir se debe impregnar y sellar las juntas con sellador a base de poliuretano con un componente con consistencia pastosa autonivelante que vulcanice en frío con el contacto de la humedad del aire. 8.3. 8.3.13 13

Mantenimiento Mantenimiento anticorrosi vo del tanque

Fondo, envolvente, cúpul a interior y cú pula exterior La limpieza del fondo debe cumplir con un perfil de anclaje en los cordones de soldadura, asimismo en los cambios de placas de fondo antes de su instalación y una vez efectuada la reparación mecánica e inspección. El tipo de limpieza debe estar en función del producto manejado, del grado de corrosión presentado y del




sistema de protección anticorrosivo a utilizar. Los residuos deben establecerse conforme la NOM-052SEMARNAT-2005 y cumplir con la demás legislación ambiental vigente en México. La aplicación de primario 100 por ciento inorgánico de zinc RP-4B; recubrimiento anticorrosivo fenólico (primario acabado) y recubrimiento especial a base de epóxico 100 por ciento sólidos, debe cumplir con la NRF-053PEMEX-2006 La instalación de ánodos se debe realizar de acuerdo a los requerimientos específicos de cada tanque, dependiendo del fluido que maneje y dimensiones del mismo, y cumplir con la NRF-017-PEMEX-2007

9.

RESPONSABILIDADES

9.1

Pemex

9.1.1 Verificar la aplicación de esta Norma de Referencia en lo referente a adquirir, arrendar o contratar bienes y servicios, asimismo debe estar incorporada en las bases de licitación y en los contratos establecidos y acordados con el contratista, incluyendo los anexos técnicos respectivos. 9.1.2 Aplicar según corresponda la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, la Ley Federal de Metrología y Normalización, la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público, la Ley General de Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente. 9.1.3 Entregar expediente de información estadística del tanque que se tenga (datos relacionados con e l historial), como reportes de inspección, reportes de trabajos realizados en reparaciones anteriores, modificaciones, planos, fotografías, registros de medición de espesores, hoja de especificaciones de diseño, entre otros. 9.1.4 a) b) c) d)

Si se cuenta con ellos o en su defecto Pemex y cuando aplique, los solicita al contratista Reportes de inspecciones efectuados anteriormente Las disposiciones de seguridad de Pemex Pemex en lo relativo a la operación del área Los permisos correspondientes Detalles del diseño, entre otros: Producto almacenado, almacenado, temperatura, densidad, elementos contaminantes y/o corrosivos, toxidad, humedad, dimensiones del tanque, especificaciones de materiales, tipo de techo, tipo de juntas, equipo auxiliar interno, características y tipo de recubrimientos anticorrosivos, dispositivos de seguridad y contraincendio, estadística del tanque (histograma), programa de inspección

9.2 9.2

Contratista y/o lici tante

9.2.1

Cumplir con los requerimientos especificados en esta Norma de Referencia.

9.2.2 Se debe cumplir con la norma NMX-CC-9001-IMNC-2000, (conforme al artículo 13 del Reglamento de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público, artículo 24, 3° párrafo de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, y artículo 11 del Reglamento de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas), asimismo con lo estipulado en el artículo 67 de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y demás disposiciones legales aplicables.




9.2.3 Toda la documentación y registros que se generen en los trabajos que competen a esta Norma de Referencia, se deben entregar a Pemex en idioma español y conforme a la NOM-008-SCFI-2002 (Independientemente se puede poner entre paréntesis otro idioma o sistema de medidas). 9.2.4 Se debe documentar en el proceso licitatorio y durante la duración del contrato, su experiencia empresarial y de su personal especializado o calificado, dentro de las actividades relativas a esta Norma de Referencia. 9.2.5 Se debe disponer de equipo, instrumentación e infraestructura para el debido cumplimiento de las actividades y obligaciones requeridas por esta Norma de Referencia. 9.2.6 a) b) c) d) e) f) g) h) i) j) k)

10.

Entre otros, entregar: Informe con análisis y conclusiones del mismo Planos, croquis e isométricos que se generen por las modificaciones realizadas y del finiquito en conjunto Reporte fotográfico antes y después Registro de mediciones de espesores del tanque Registro de mediciones de espesores de tubería Reporte del estado del recubrimiento Bitácora Registro de las pruebas efectuadas Procedimientos aplicados en los trabajos Constancia de que los equipos de medición, cumplen con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento Listas de verificación

CONCORDANCIA CONCORDANCIA CON NORMAS MEXICANA MEXICANAS S O INTERNACIONAL INTERNACIONALES ES

Esta Norma de Referencia no concuerda ni parcial, ni total con ninguna norma mexicana, ni internacional por no existir referencia alguna al momento de su elaboración.

11.

BIBLIOGRAFÍA

11.1 ACI-318R-02 Building Code Requirements for Structural Concrete (Código de Requerimientos para Construcción de Estructuras de Concreto) 11.2 Acuerd Ac uerd o GSO-SST-14 GSO-SST-1423-99 23-99 Bases generales para el cambio de fondos en los tanques verticales de las terminales de almacenamiento y distribución de Pemex-Refinación, agosto 1999 11.3 AISI 1010 Steel and other polymers, metals engineering meterials (Aceros y otros polímeros, metales y materiales de ingeniería) 11.4 ASNT-SNT-TC-1A-2006 Personnel Qualification and Certification in Nondestructive Testing (Calificación y certificación del personal en la prueba no destructiva)




11.5 API-650 Welded steel tank for oil storage (Tanques soldados para almacenamiento de petróleo) 11ª Ed. 2007 11.6 API RP 651 Cathodic protecction of aboveground petroleum storage tanks (Protección catódica de tanques de almacenamiento de petróleo) 3ª Ed. 2007 11.7 API-653 Tank inspection, repair and reconstruction (Inspección, reparación, modificación y reconstrucción de tanques) 3ª Ed. 2001 11.8 API RP 652 Linning of aboveground petroleum storage tanks bottoms (Revestimiento de los fondos de tanques de almacenamiento de petróleo) 3ª Ed. Rev. 2005 11.9 11.9

ASME Sección V [Nonedestructive examination (Inspección no destructivas) Ed. 2007], 2007] , VIII y IX

11.10 ASME B31.3 Process Piping Design (Diseño de tuberías de proceso) Rev. 2006 11.11 ASTM-A 6/A6M-08 Standard Specification for General Requirements for Rolled Structural Steel Bars, Plates, Shapes, and Sheet, Piling (Especificación estándar para los requerimientos generales para barras de acero estructural rolado, placas, perfiles, hojas, y apil amiento) 11.12 ASTM-A 36/A 36M-05 36M-05 Standard specification for carbon structural steel (Especificación para acero al carbón estructural) 11.13 ASTM-A 53-07 Standard specification for pipe, steel, black and hot/dipped, zinc/ Welded and seamless (Especificación para tubería de acero, soldada y sin costura) 11.14 ASTM-A 106-06 Standard specification for seamless carbon steel pipe for high/temperature service (Especificación para tubería de acero al carbón sin costura, para servicio de altas temperaturas) 11.15 ASTM-A 283-07 Standard specification for low and intermediate tensile strength carbon steel plates (Especificación para placas de acero al carbón para baja y medianos esfuerzos) 11.16 ASTM-A 370-08 Standard test methods and definitions for mechanical testing of steel products (Métodos estándar de prueba y definiciones para pruebas mecánicas de productos de acero) 11.17 ASTM-A 435/A 435M-R07 Standard Specification for Straight-Beam ultrasonic examnation of steel plates [Especificación estándar para las pruebas ultrasónicas de placas de acero por medio de rayo (haz) directo] 11.18 AWS A5.1-2004 Specification for carbon steel electrodes for shielded metal arc welding (Especificación para electrodos de acero al carbón para soldadura de arco de metal protegido) 11.19 DIN EN 1610-1997 Volltext in bauregeln.de Verlegung und Prüfung von Abwasserleitungen und kanälen 11.20 DI-1 RE.10.0.04 Reglamento para la Limpieza de Tanques Atmosféricos de Almacenamiento de Petróleo Crudo y sus Derivados 11.21 DN.07.0.02 Dictamen Normativo sobre Especificaciones de Diseño para Tanques Atmosféricos de Almacenamiento




11.22 IN.06.0.01 Instructivo para la Inspección de Tanques Atmosféricos de Almacenamiento 11.23 NFPA 11-2007 Standard for low/, medium/, and high/expansion foam (national fire codes, vol. 1) (Estándar para el punto bajo, medio y alto espuma de extensión) 11.24 NFPA 25-2007 Standard for the inspection, testing and maintenance of water based fire protection systems (Estándar para la inspección, prueba y mantenimiento de sistemas de protección del fuego basado en agua) Edición 1992 11.25 P.2.0135.01:2002 Análisis y Diseño para Cimentación de Tanques 11.26 P.2.0341.01:2007 Diseño de Tanques Atmosféricos 11.27 P.2.0341.02-1999 Requisitos para la Adquisición de Recipientes Atmosféricos 11.28 P.2.0351.01:2005 Sistema de protección anticorrosiva a base de recubrimientos para instalaciones superficiales 11.29 P.3.0341.01:2007 Fabricación de Tanques Atmosféricos 11.30 P.3.0351.01:2000 Aplicación e inspección de recubrimientos para protección anticorrosivo 11.31 P.4.0351.01 Especificaciones y métodos de prueba para recubrimientos anticorrosivos 11.32 11.32 Reglamento de Trabajos Petroleros , edición 1974 11.33 Manual Manual para la construcci ón, inspección y reparación reparación d e tanques cilíndricos vertic ales, mayo 06


12.



ANEXOS ANEXOS (formatos , dib ujo s y tablas) Inspección visual Concepto

1.

Realizada

Inspección Comentarios y localización

RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN (DOCUMENTOS) PLANOS DE DISEÑO INSPECCIONES REALIZADAS PRUEBAS REALIZADAS PLACA DE IDENTIFICACIÓN OTROS

•

•

•

•

•

2.

INSPECCIÓN DEL ÁREA CIRCUNDANTE AL AL DIQUE Y DENTRO DEL MISMO EXISTENCIA DE GRIETAS EN EL TERRENO FUERA DEL DIQUE •

•

•

•

3.

REVISAR QUE EL DRENAJE SE ENCUENTRE BIEN ORIENTADO REVISAR DE GRIETAS EL DIQUE PERIMETRAL GRIETAS O DEFORMACIONES EN EL PAVIMENTO INTERIOR DEL DIQUE (CUANDO EL PISO SEA DE CONCRETO)

INSPECCIÓN DEL ANILLO DE CIMENTACIÓN, CASCO Y FONDO DEL TANQUE EXISTENCIA DE AGRIETAMIENTO DEL CONCRETO CALCINAMIENTO Y/O EROSIÓN DEL CONCRETO ESTADO DEL SELLO FONDO – ANILLO DE CIMENTACIÓN EXISTENCIA DE DEFORMACIONES VISIBLES EN EL CASCO (HUNDIMIENTOS Y/O PROTUBERANCIAS) PROTUBERANCIAS) INCLINACIÓN VISIBLE DEL CASCO EXISTENCIA DE HUNDIMIENTOS Y/O PROTUBERANCIAS EN EL FONDO EXISTENCIA DE BOQUILLAS Y/O TUBERÍAS DAÑADAS (LAS QUE SE ENCUENTRAN LOCALIZADAS EN LA PARTE INFERIOR DEL TANQUE OTROS •

•

•

•

•

•

•

•

4.

OBSERVACIONES

ELABORÓ:_____________________ FECHA:_________________

REVISÓ:______________________

Formato INSP INSP-F -F01 01..- Lista de los p untos revisados en la in spección visual g eneral eneral del tanque de almacenamiento almacenamiento y área circundante




Nivelación Estación

Punto

Visado

X

Y

ELABORÓ:______________________

(+)

Altu Al tura ra Aparato

(-)

Cotas

Observacion es

REVISÓ:______________________

FECHA:________________

Formato INSP INSP-F -F02 02..- Registro Registro d e los d atos obtenid os p ara la nivelación del t erreno, anillo anillo de cimentación y fondo del tanque


Punto sobre anillo de cimentación 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 (1)



Grado Grado d e referencia

Nivel de diseño (metros)

Nivel real (metros)

Observaciones

0º 5º 10º 15º 20º 25º 30º 35º 40º 45º 50º 55º 60º 65º 70º 75º 80º 85º 90º 95º 100º 105º 110º 115º 120º 125º 130º 135º 140º 145º 150º 155º 160º 165º 170º 175º

(1) Continuar la numeración hasta cubrir el total de las estaciones ELABORÓ:_____________ FECHA:_______________

REVISÓ:________________

Formato INSP-F03.- Niveles sobre el anillo de cimentación




REDONDEZ GRADO DE REFERENCIA

AL TURA DESDE EL FONDO (mm)

ELABORÓ:_____________ FECHA:______________

RADIO DE DISEÑO (mm)

RADIO MEDIDO (mm)

DIFERENCIA (mm) POSITIVO NEGATIVO

REVISÓ:_______________

Formato INSPINSP-F0 F04. 4.-- Registro Registro de los datos ob tenidos para las dis torsio nes




VERTICALIDAD No DE ANILL O

6

5

4

3

2

1

No DE ANILL O

6

5

4

3

2

1

MEDICIONES REALIZADAS o

o

o

o

o

o

o

0

5

10

15

20

25

30

90o

95o

100o

105o

110o

115o

120o

o

35

o

40

o

45

o

50

o

o

o

o

o

o

o

55

60

65

70

75

80

85

145o

150o

155o

160o

165o

170o

175o

SUPERIOR MEDIO INFERIOR SUPERIOR MEDIO INFERIOR SUPERIOR MEDIO INFERIOR SUPERIOR MEDIO INFERIOR SUPERIOR MEDIO INFERIOR SUPERIOR MEDIO INFERIOR SUPERIOR MEDIO INFERIOR

7

7

A L TURA DE REFERENCIA


MEDICIONES REALIZADAS 125o

130o

135o

140o


ELABORÓ:_________________ FECHA:________________

REVISÓ:___________________

Formato INSP-F05.- Registro de las mediciones realizadas a la envolvente




Verticalidad No DE ANILLO 7

6

5

4

3

2

1

No DE ANILLO 7

6

5

4

3

2

1


VARIACIÓN DE VERTICALIDAD 0o

5o

10o

15o

20o

25o

30o

35o

40o

45o

50o

55o

60o

65o

70o

75o

80o

85o



VARIACIÓN DE VERTICALIDAD o

90

o

95

o

100

o

105

o

110

o

115

o

120

o

125

o

130

o

135

o

140

o

145

o

150

o

155

o

160

o

165

o

170

o

175


Nota: Se utiliza otro juego de tablas para cubrir todas las estaciones

ELABORÓ:________________ FECHA:__________________

REVISÓ:_________________

Formato INSP-F06.- Variación de verticalidad en la envolvente tomando como referencia la altura de 305 305 mm un pi e




Peaking Grado de referencia

Número de anillo

Al tu ra desd d esd e el fondo (mm)

ELABORÓ:____________________

Longitud “e” (mm)

Peaking (mm) Positivo

Negativo

REVISÓ:_____________________

FECHA:_________________





Banding Grado Grado d e referencia

Al tu ra desd d esd e el fondo (mm)

ELABORÓ:___________________ FECHA:________________

Longitud “y” (mm)

Banding (mm) Positivo Negativo

REVISÓ:___________________




Casco


Posición original del fondo

(A)

Casco Posición original del fondo

(B) (B )

Dibujo INSP–D01.- Formas de asentamiento en el fondo del tanque





Casco

(A)


(B)

Asentamiento del fondo

Dibujo INSP-D02.- Formas de asentamiento en el fondo del tanque




N 0°

350° °

Casco del tanque (exterior)

° 320°

345°

355°

10° 5°

20° 30º

15°

335°

25°

325°

40°

35°

315°

310°

72 espacios equidistantes en

305°

300°

50°

45°

60°

55°

295°

70º

°

290° 285°

75° 80º

280° 275°

85°

270°

A

90°

265°

95°

A

260º 155° 250°

Centro del tanque

105° 110°

145°

115° 235°

240°

120°

125° 225°

135°

230° 215° 220°

145° 205°

140°

155° 195°

210°

130°

185°

175°

165°

150° 160°

200° 190°

180°

170º

S Nota:

Estos puntos se marcan por el exterior del tanque sobre la placa de fondo y sobre el anillo de cimentación, ver INSP-D04

Dibujo INSP INSP-D -D03 03..- Localización Localización de los puntos de referencia referencia para la niv elación del anil lo d e cimentación del tanque y proyecci ón de la placa el fondo




Envolvente (interior)

Lugar donde se marcan los puntos para nivelación Placa del fondo

Anillo de cimentación cimentación

Corte A-A

Dibujo INSP INSP-D -D04 04..- Localización Localización de los puntos de referencia referencia para la niv elación del anil lo d e cimentación




N 355°

Envolvente del tanque (interior)

345°

0°

5°

°

10°

15°

72 espacios equidistantes en toda la circunferencia

20°

335°

25° 30° 35°

325° 320°

40°

315°

Todos los radios se dividirán en 14 espacios iguales ver dibujo INS-D06

45° 50°

310° 305°

55° 60°

300° 295°

65° 70º

290°

75° 280°

80º

275°

85°

270°

90°

265°

95°

260º 105°

255°

110°

250°

115°

245°

120°

240°

125°

235°

130°

230° 135°

225° 140°

220° 145°

215° 150°

210° 205° 200°

160° 195°

190°

185°

180° 175° 170º

155°

165°

S Nota: Si se encuentran protuberancias y/o hundimientos, se usarán los puntos adicionales que sean requeridos.

Dibujo INSPINSP-D05 D05..- Localización Localización de los puntos de referencia referencia para la nivelación del fond o del t anque (por el interior)



Envolvente (interior)


Eje del tanque (centro)

Fondo

Puntos a marcar sobre cada radio (dibujo INS-D05)

Cimentación

Vista en corte del tanque

Dibujo INSP-D INSP-D06 06..- Localización Localización de los puntos de referencia referencia sob re cada radio para la nivelación del fond o del tanque (por (por el interior )




355°

0°

345°

5°

10°

15°

20°

335°

25°

72 espacios equidistantes en toda la circunferencia

30° 35° 325° 320°

40°

315°

Envolvente del tanque (interior)

45°

310°

50° 55°

305°

60°

300° 295°

Radio interior

65°

290°

70º

285° 75° 280° 80º 275°

85°

270°

90°

Ver detalle INS-D08

265°

A

95°

A

260º

Placa central del fondo

255°

105°

250°

110° 115°

245°

120°

240°

125°

235°

130°

230°

135° 225°

140 220° 145° 215°

150° 210°

155° 205°

160° 200°

195°

165° 190°

185°

180°

175°

170º

Planta

Dibujo INSPINSP-D0 D07. 7.-- Localización d e los puntos de referencia referencia para la medic ión de redondez, verticalidad verticalidad y Banding (por el interior)




Casco (interior) Eje del tanque (centro) Radios Radios a medir para redondez redondez (dibujo INS-D07)

305 mm

Altura a la que deben deben proyectarse las estaciones (sobre todo el perímetro, para medir los radios)

Fondo

Cimentación

Vista en corte A-A

Dibujo INSPINSP-D08 D08..- Localización Localización en perfil de los puntos de referencia referencia para la medic ión de redondez (por el interior)




6 5 4 3 2 1 Escantillón curvo ver detalle INSP-D11 para construcción, y detalles a y b para manejo

Radio interior del tanque

e f

e f

Radio interior del tanque

Detalle Detalle “A ”

Ver Ver detalle “ B”

Distorsión por Peaking: Es la medida del claro “f” entre el escantillón y la deformación localizada en la envolvente del tanque. Dibujo INSP-D09.- Mediciones de distorsión por Peaking




285 grados Ver detalle INS-D12 para construcción del escantillón, detalle "A" y "B" para manejo

6 5 4 3 2 1

Pared interior del tanque

X2 Escantillón

Deformación y

Escantillón 914,40 mm (36 pulgadas)

y

Nivel de burbuja

Pared exterior del tanque x

Detalle Detalle “ A”

X1

Detalle Detalle “B ”

Distorsión por Banding: Es la medida del claro “x” entre el escantillón y la deformación localizada en la envolvente del tanque Dibujo INSP INSP-D -D10 10..- Medición Medición de disto rsiones por Banding



762 mm (30 pulgadas)

Desarrollo de acuerdo al radio interior

76,2 mm (3 pulgadas) Desarrollo de acuerdo al radio exterior

762 mm (30 pulgadas)


Eje de simetría

Ver detalle

Planta

Eje de simetría

19,1 mm (3/4 pulgada) 25,4 mm (1 pulgada) 25,4 mm (1 pulgada)

Detalle

Dibujo INSPINSP-D11 D11..- Escantilló Escantilló n para medici ón d e distor siones por Peaking




Madera 76,20 mm x 25,40 mm x 914,40 mm (3 x 1 x 36 pulgadas) Madera 152,40 mm x 25,40 mm x 914,40 mm (6 x 1 x 36 pulgadas)

914,40 mm (36 pulgadas)

Recorte en el escantillón para evitar la soldadura (ver detalle)

152,40 mm (6 pulgadas)

Elevación

25,40 mm (1 pulgada)

12,7 mm (1/20 pulgada) 76,20 mm (3 pulgadas)



Detalle Dibujo INSP-D INSP-D12 12..- Escantillón Escantillón para medición de dis torsio nes por B anding




30

15 1

7 6 5 4 3 2 1

Numeración Numeración de los anill os

1

3

5

1

3

7 2

5

7

4

6 1

2 3

4

6

5

7 2

4

6

1

4

7

1

4

7

2

5

8

2

5

8

3

6

9

3

6

9

Localización de los puntos de medición en placas

Dibujo INSP INSP-D -D13 13..- Localización Localización de anillo y pun tos d e medición en placas




A P Soldadura

O Flujo B

Zona afectada por el calor P

N

S

O

Dibujo INSP INSP-D -D14 14..- Localización Localización de puntos de medición en boqui llas

12 00

N

9 00

3 00 9 00

12 00

6 00

3 00

Punto típico en cuello de boquilla a medir

6 00

Dibujo INSP-D15.- Secuencia de numeración de los elementos en la cúpula del tanque




PONTONES

Dibuj o INSP-D1 INSP-D16.6.- Numeració n de los elementos en l a cúpul a del tanque de 500 MBLS MBLS




Envolvente

0,20 m Diámetro de 381 mm (15 pulgadas)

Placa de 9,525 mm (3/8 pulgada) de espesor 4 piezas

0,30 m

Aplicar soldadura de sello por ambos lados

0,12 m

1,08 1,08 m 1,20 1,20 m 2,92 m

Tubo de A. C. 50,8 mm (2 pulgadas) diámetro

Diafragma

Dibujo INSP-D17.- Croquis de válvula de venteo automático

Venteo de diafragma




Tornillo de 19,05 mm x 50,8 mm (3/4 x 2 pulgadas) Tornillo de 9.525 x 50,8 mm (3/8 x 2 pulgadas) Empaque de neopreno Dique de contención de espuma Envolvente Guía de la cúpula

Ponton

Dibuj o INSP-D1 INSP-D18.8.- Placas de sell o Tipo Wiper




Soldadura de traslape Para soldadura en parches la dimensión mínima es de 12 pulgadas

2"

12"

2" min.

2" como mínimo ver nota 12" Típicos bordes de parche 2" de radio como mínimo A A

rea corroída

2" 12" 12" min. 6"

6"

L-1 Nota 2 Nota 3

2" min.

Placa envolvente

L-2 Nota 3

Envolvente El espesor máximo de placas es de ¼"

3" Zona critica

Placa del fondo o placa anular

Tabla de equivalencias 38,1 mm 50,8 mm 76,2 mm 152,4 mm 304,8 mm 736,6 mm

= = = = = =

1½ pulgada 2 pulgadas 3 pulgadas 6 pulgadas 12 pulgadas 29 pulgadas

Dimensiones en pulgadas

Notas: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Las dimensiones son tomadas desde el borde borde de la soldadura de filete filete o soldadura a tope tope y además además aplica para soldadura nueva y existente La distancia mínima entre entre dos soldaduras de parches en la zona critica debe ser de 38,1 mm (1½ pulgada) no menor de L1 o L2 La dimensión máxima de un parche soldado a la envolvente en la zona céntrica es de 29 pulgadas Cuando una soldadura de un parche es aproximadamente aproximadamente paralela a la soldadura de placas del fondo estas estas deben de estar separadas cuando menos 50,8 mm (2 pulgadas) La separación de un parche con una junta en esquina de unión de tres placas no debe ser mayor de 304,8 mm (12 pulgadas) Estas reglas también aplican para soldaduras a tope

Dibujo INSP-D19.- Colocación de parches en el fondo




LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE EN OPERACIÓN (TABLA C-1 - API-653) C.1.1 -C.1.1 C.1.1.1 .1 a. b. c. d. e. C.1.1.2 a. b. C.1.1.3 C.1.1.3 -C.1.1.4 C.1.1.4 -C.1.1.5 C.1.1.5 a. b. C.1.1.6 -C.1.2 C.1.2 C.1.2.1 .1 a. b. c. C.1.2 C.1.2.2 .2 -C.1.2 C.1.2.3 .3 a. b. c. d. e. C.1.2 C.1.2.4 .4 a. b. c.

CIMENTACIÓN Medir la nivelación de cimiento y elevaciones de fondo Anillo de concreto Inspeccionar concreto roto, rupturas y astillas, particularmente bajo las varillas de soporte usadas en anillos anulares soldados a tope bajo la envolvente Inspeccionar aberturas de drenado en anillo, respaldo de fuentes de impulso de agua y superficie superior de anillo para indicios de fuga de fondo Inspeccionar socavaciones bajo cimiento y vegetación contra fondo de tanque Verificar que el agua pluvial que escurre del cuerpo no se acumule en la periferia del tanque Verificar no exista asentamientos alrededor del tanque Asfalto Verificar no exista asentamiento del tanque en la base de asfalto, esto ocasionaría que el agua pluvial fluyera hacia la parte inferior de las placas del fondo del tanque Buscar áreas donde la filtración de aceite ha dejado el relleno de roca expuesto, lo cual indica fuga de hidrocarburo Arena o pol vo aceito so Verificar no exista asentamiento del tanque, esto ocasionaría que el agua pluvial fluyera hacia la parte inferior de las placas del fondo Formado de roc a La presencia de roca triturada bajo el fondo de acero usualmente provoca corrosión severa en la parte inferior de las placas. Tome nota de efectuar un examen adicional de placa del fondo (prueba ultrasónica, de martillo o giro de probetas) cuando el tanque esté fuera de servicio Drenaje del área Verificar que el drenaje del área fluya libremente evitando acumulación en el perímetro del tanque Verificar las condiciones operativas de los drenes del dique Mantenimiento Inspeccione el área para detectar depósitos de basura, vegetación y otros materiales inflamables CUERPO (ENVOLVENTE) Inspección visual externa Inspeccione visualmente para detectar fallas de pintura, picaduras y corrosión Efectuar limpieza de la unión cuerpo-fondo para detectar posible corrosión y desgaste en placa y soldadura Inspeccione el sello de fondo a cimiento, si lo hay Inspección interna (tanque de techo flotante) Inspección visual por ranuras, corrosión, picaduras y fallas del recubrimiento Inspección de casco remachado Inspección de superficie externa por fugas en remaches y sellos Ubique las fugas por diagrama o fotografía (la ubicación se perderá cuando el casco sea limpiado con abrasivos para su posterior pintado) Inspección de remaches por corrosión por pérdida o desgaste Inspección de juntas verticales para ver si las juntas traslapadas han sido totalmente soldadas para aumentar la eficiencia de la unión Si no existe registro de juntas remachadas verticales, tome dimensión y diagrama (o fotografía) del patrón del remache: número de filas, tamaño de remache, longitud de paso, y anote si la unión es remachada a tope o remachada superpuesta Contraventeos (tanques de techo flotante) Inspeccionar contraventeos y barandal por daño de corrosión (falla de pintura, picadura, depósitos de producto de corrosión), especialmente donde ocurra en uniones soldadas por puntos y por soldaduras fracturadas Verificar soldaduras de soporte a la envolvente por picaduras, en especial en placas de la envolvente Anote si los soportes soportes tienen placas placas de refuerzo soldados soldados al casco




LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE EN OPERACIÓN (TABLA C-1 - API-653) (continuación) C.1.3 C.1.3. C.1.3.1 1 a. b. c. d. e. C.1.3.2 C.1.3.2 a. b. c. d. e. f. g. h. C.1.3.3 C.1.3.3 a. b. c. d. e. f. g. h. i. C.1.3 C.1.3.4 .4 a. b. c. C.1.3 C.1.3.5 .5 -C.1.3.6 C.1.3.6 a. b. c. C.1.3 C.1.3.7 .7 a. b.

ACCESORIOS DE LA ENVOLVENTE Registros - hombre y boqui llas Inspeccione fracturas o signos de fuga en uniones soldadas de las boquillas, registros - hombre y placas de refuerzo Inspeccione perforaciones en la placa de la envolvente alrededor de las boquillas causados por deflexión excesiva de tubería Inspeccione por posibles fugas en bridas y en su tornillería Inspeccione sellado del aislamiento alrededor de las boquillas y registros - hombre Verificar espesor inadecuado en tapas y bridas de las salidas mixtas Tubería múl tip le del tanqu e Inspeccionar múltiples de tubería, bridas, y válvulas para localizar posibles fugas Inspeccionar componentes del sistema de contra incendios Verificar tubería anclada la cual sería peligrosa para el cuerpo del tanque ó para las conexiones del fondo durante un movimiento de tierra Verificar alivio de presión térmica adecuada de la tubería del tanque Verificar la operación de los reguladores para tanques con sistemas de gas de purga Verificar posibles fugas en las conexiones de muestreo y la operación adecuada de las válvulas Verificar posibles daños y probar la precisión de indicadores de temperatura Verificar las soldaduras de la soportería de ménsulas montadas en la envolvente Sistema de medic ión Inspeccione la guía de cinta de medición y el recipiente de garrucha inferior (osciladores flotantes) por fugas Inspeccione el cabezal de medición por daño Amortigüe el comprobador comprobador en el cabezal cabezal de medición para para un adecuado movimiento movimiento de la cinta cinta Identifique tamaño y material de construcción de la guía de la cinta de medición (tanques de techo flotante) Pregunte al operador si la cinta tiende a colgarse durante el movimiento del techo del tanque (tanques de techo flotante) Compare el nivel de producto real a la lectura de la medición [variación máxima es 5,08 centímetros (2 pulgadas)] En tanques de techo flotante, cuándo el techo esté en la posición más baja, cheque que no más de 60,96 centímetros (2 pies) de cinta estén expuestos en el extremo de la guía de la cinta Inspeccione la condición de letreros y legibilidad de medidores de tipo pantalla Pruebe la libertad de movimiento del marcador y flotador Estación de muestreo montada en envolvente Inspeccione líneas de muestreo, la operación de sus válvulas y posible taponamiento de líneas, incluyendo drenaje o línea de retorno al tanque Verifique posibles fugas ó problemas operativos en la bomba de circulación Verifique los soportes y apuntalamientos de las líneas y equipo del sistema de muestreo Calentador Calentador (montado en boqui lla del cuerpo) Inspeccioné el dren de condensado para detectar presencia de aceite indicando fuga Mezclador (agitado r) Inspeccione el adecuado montaje de brida y soporte Inspeccione fugas Inspeccione condición de líneas de energía y conexiones al mezclador Líneas de oscil amiento, operación de malacate No flotantes. Eleve, luego baje la línea de oscilación con el malacate y cheque la tensión del cable para confirmar que la línea de oscilación es bajada adecuadamente Flotantes. Con el tanque medio lleno, baje la línea de oscilación, luego suelte cable y cheque si la oscilación ha tensado el cable tenso lo que indica que el malacate esté operando adecuadamente




LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE EN OPERACIÓN (TABLA C-1 - API-653) (continuación) c. C.1.3.8 C.1.3.8 -C.1.3 C.1.3.9 .9 -C.1.3. C.1.3.10 10 a. b. C.13. C.13.11 11 -C.13. C.13.12 12 -C.1.4 C.1.4 C.1.4.1 .1 --

C.1.4.2 C.1.4.2 -C.1.4.3 C.1.4.3 --

C.1.4.4 C.1.4.4 --

C.1.4.5 C.1.4.5 -C.1.4 C.1.4.6 .6 a. b. c. C.1.4 C.1.4.7 .7 a. ---b. --c. d. e. f.

Indicador. Cheque que el indicador se mueva en la dirección adecuada. Los indicadores de línea de oscilación flotantes muestran un nivel inferior conforme el cable es enrollado en el malacate. Los indicadores de las líneas de oscilación no flotantes muestran lo contrario Líneas de osc ilaci ón: Sistema de guía externa Verifique fugas en uniones bridadas y roscadas Líneas de oscil ación: Identificar la necesidad variante de lastre Verificar diferencias significativas de gravedad específica en el producto existente Líneas de oscil ación: Material Material y condic ión del cable Para todo cable de acero que no sea de inoxidable, verificar corrosión en toda su longitud Para todo tipo de cable: verificar su deterioro ó desgaste Líneas Líneas de oscil ación: Comparación de muestra de produc to Verificar existencia de agua ó diferencias de gravedad lo que indicarían una fuga en la junta de oscilación Líneas de oscil ación: Objetivo El objetivo indicará la dirección de apertura de oscilación (arriba o abajo) y altura por encima del fondo donde la succión se perderá con oscilación en el soporte del fondo CÚPULAS Corrosión interna de placa de cúpula Por seguridad antes de subirse a la cúpula, verificar, utilizando un instrumento de ultrasonido o golpeando ligeramente con un martillo de bola, las condiciones de la placa perimetral de la cúpula (cerca de la orilla del techo) en busca de adelgazamiento: (La corrosión normalmente ataca primero la placa de cubierta en la orilla de un techo fijo y en la estructura en el centro de la cúpula) Corro sió n externa de placa de techo Inspeccionar visualmente para detectar falla en recubrimiento (pintura), perforaciones, picaduras y evidencia de corrosión en la cubierta del techo Drenaje de cubi erta de techo Busque indicios de agua estancada. (Una deformación significativa en una cúpula fija que provoque estancamiento de agua indica la posible falla en la estructura interna. Grandes áreas de agua estancada sobre un techo flotante indican diseño de drenaje inadecuado, ó, si se presentan en una zona específica, significa que la cúpula se encuentra desnivelada con posibles filtraciones en pontones) Nivel de techo flo tante En varios puntos, medir la distancia de la corona del techo a un cordón de soldadura horizontal por encima del techo. Una variación en las lecturas indica un techo desnivelado con posible envolvente fuera de redondez, fuera de plomada, pontones con fuga o colgamiento. En tanques de diámetro pequeño, una condición de desnivel puede indicar carga desigual en ese nivel Prueba de gas en techo flot ante int erno Efectuar prueba de explosividad en la parte superior del techo flotante. Las lecturas pudieran indicar un techo con fuga, sistema de sello con fuga, o ventilación inadecuada del área por encima del techo flotante interno Aislamiento de la cúpula Verificar la posible existencia de daño o fracturas en la protección mecánica (aluminio) del aislamiento térmico por donde el agua de lluvia pudiera penetrar Verificar la posible existencia de aislamiento húmedo o mojado bajo la protección mecánica (aluminio) Remover pequeñas secciones de aislamiento y revisar la placa de la cúpula para detectar posible corrosión y perforaciones cerca de la orilla del área aislada Sistemas de sello de techo flotante Medir y registrar separaciones máximas sello - envolvente: a bajo bombeo a media envolvente a máximo nivel de líquido Medir y registrar el espacio anular a una distancia de 914.4 centímetros (30 pies) (mínimo de 4 cuadrantes) alrededor del techo: Las mediciones se deben tomar en pares directamente opuestos par opuesto 1 par opuesto 2 Verificar si el tejido de sello en la zapata primaria está jalando las zapatas lejos del casco (tejido no suficientemente ancho) Inspeccionar deterioro, perforaciones, perforaciones, rasgaduras y rupturas en el tejido Inspeccionar partes metálicas visibles por corrosión y desgaste Inspeccionar aberturas en sellos que permitirían emisiones de vapor




LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE EN OPERACIÓN (TABLA C-1 - API-653) (continuación) g. h. i. j. C.1.5 C.1.5.1 C.1.5.1 a. b. c. d. e. f. g. h. C.1.5.2 C.1.5.2 a. b. c. d. e. C.1.5.3 -C.1.5.4 a. b. C.1.5 C.1.5.5 .5 a. b. C.1.5 C.1.5.6 .6 a. b. c. C.1.5 C.1.5.7 .7 -C.1.5 C.1.5.8 .8 -C.1.5.9 C.1.5.9 -C.1.5. C.1.5.10 10 -C.1.5.11 C.1.5.11 -C.15. C.15.12 12 -C.1.5. C.1.5.13 13

Inspeccionar cabezas de remaches o tornillos protuberantes contra la envolvente Jalar ambos sistemas de sello primario y secundario hacia atrás en todo su perímetro para verificar su operación Inspeccionar sellos secundarios por signos de pandeo o indicios de que su ángulo con la envolvente es poco profundo Inspeccionar sellos limpiadores tipo cuña por flexibilidad, resistencia, rupturas y rasgaduras ACCESORIOS DE TECHO Registr os de muestr eo Inspeccionar condición y funcionamiento de la tapa de registro de muestreo En tanques gobernados por reglas del monitoreo de calidad del aire, verificar la condición del sello dentro de la tapa del registro Verificar corrosión y taponamiento en tapa de registro de medición y muestreo Donde el registro de muestreo se usa para enrollar el nivel del medidor, verificar marcando y tabulando la distancia de retención Verificar la solapa de refuerzo donde el tubo de registro de muestreo penetra la cúpula En los registros de muestreo de techo flotante y sistemas de recuperación, inspeccionar la operación de retroceso y la condición del cable Probar operación del sistema En productos ultra limpios, verificar la presencia y condición del recubrimiento protector ó bien la de un revestimiento dentro del registro de muestreo (esto para prevenir que la oxidación del tubo deteriore la muestra) Tubo de medic ión Inspeccionar la parte visible del tubo de medición por desgaste, tamaño de las ranuras y condición de la tapa Verificar el marcador tabulando la distancia de retención contra la distancia de retención (legible) En techos flotantes, inspeccionar la condición de la guía del techo del tubo de medición, particularmente la condición de las poleas Si es accesible, verificar la distancia del tubo de medición al cuerpo del tanque a diferentes niveles Si el tanque tiene una roldana en el tubo de medición, verificar fuga en la válvula y presencia del tapón macho o brida ciega Soporte de andamio de techo fijo Inspeccionar el soporte de andamio por corrosión, desgaste y estabilidad de la estructura Medidor: Registro de inspección y guías (techo (techo fijo) Verificar el registro detectando posible corrosión y tornillos faltantes Buscar corrosión en los anclajes del cable de la guía de flotación y la guía de l a cinta Medidor: Cubierta flotante Inspeccionar si hay corrosión Verificar el cable de la cinta por desgaste causado por fricción sobre la cubierta Registro de muestreo (techo flotante interno) Verificar condiciones generales Cuando esté equipada con un sello tejido, verificar sellado automático después del muestreo Cuando esté equipada con un dispositivo de apertura de recuperación, verificar la operación apropiada Tomas de aire montadas en techo (techo flotante interno) Verificar la condición de las pantallas, pines de cierre y de pivote Plataforma de medición anillo de escurrimi ento En tanques de techo fijo, con anillo de escurrimiento debajo de la plataforma de medición o de muestreo, inspeccionar que el dren de retorno al tanque este conectado Drenes de emergenc ia en cúp ula Inspeccione ventilas de vapor para drenados de emergencia: que los discos del sello sean ligeramente menores que el diámetro interno del tubo y que el tejido del sello esté por encima del nivel de líquido Soportes estructurales de techo desmontables Verificar daños en las estructuras de los soportes del techo Dispo siti vo de vacío Reportar el tamaño, número y tipo de dispositivo de vacío. Si se establecen soportes altos, verificar la colocación del dispositivo de vacío mecánico en la posición de los soportes altos Ventilación de la corona Verificar la condición de la pantalla en la cubierta de ventilación de la corona Registros de inspecció n de pontón




LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE EN OPERACIÓN (TABLA C-1 - API-653) (continuación) a. b. c. C.1.6 --

Abrir tapas de registros de inspección de pontón y visualmente verificar por dentro posibles fugas en el interior Realizar prueba de explosividad (lo cual indicará la presencia de fugas) Si las escotillas del pontón están equipadas con cubiertas de cierre, verificar los tubos de ventilación no estén taponados hacia arriba. Inspeccionar los dispositivos de cierre por su condición y operación VÍAS DE ACCESO Ver tabla C-2, inciso C.2.12

LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE FUERA DE OPERACIÓN (TABLA C-2 - API-653) C.2.1 a. b. c. d. e. f. g. C.2.2 a. b. c. C.2.3 a. b. c. d. e. f. g. h. i. j. k. l. m. n. o. p. q. r.

GENERALIDADES Verificar que el tanque haya sido limpiado, esté libre de gas y seguro para entrar Verificar que el tanque esté completamente aislado de líneas de producto, de todas las líneas de corriente eléctrica y de vapor Verificar que el techo esté adecuadamente soportado, incluyendo estructura de techo fijo y soportes de techo flotante Verificar la presencia de objetos que caigan, tales como estructuras de techo corroído, estalactitas de asfalto e hidrocarburos atrapados en equipo o accesorios no abiertos o taponados, escalones, entre otros Inspeccionar riesgos por resbalamiento en las cubiertas del fondo y del techo Inspeccionar soldaduras estructurales en vías de acceso y soportarías Verificar áreas que requieran inspección por su acumulamiento excesivo de óxido, revisando cordones de soldadura y superficies aceitosas donde la soldadura se va a efectuar. Tomar nota de las áreas que necesitan más limpieza, incluso a base de ráfaga EXTERIOR DE TANQUE Inspeccionar accesorios abiertos durante la limpieza tales como ensambles de polea de oscilación flotante inferior, interiores de boquilla (después de remoción de válvulas) Realizar prueba de martillo ó medición de espesores con ultrasonido en la cúpula Entrar e inspeccionar los compartimentos del pontón de techo flotante SUPERFICIE INFERIOR DE FONDO Utilizando una lámpara, y aprovechando la distribución de las placas del fondo como una guía, inspeccionar visualmente y hacer prueba de martillo a todo el fondo Medir la profundidad de picaduras y describir su apariencia (extremos agudos, tipo lago, densas, dispersas, entre otros) Marcar las áreas que requieren parches o inspección posterior Marcar la localización de las placas de muestras para inspección Inspeccionar todas las soldaduras para detectar corrosión fugas, particularmente la soldadura de unión fondo-envolvente Inspeccionar las placas cortadas seleccionadas para detectar corrosión por la parte inferior Localizar y señalar socavaciones, picaduras y/o pérdidas de material por corrosión bajo el fondo Registrar los datos del fondo en un croquis indicando la distribución de las placas. Anotar el número y tamaño de los parches requeridos Probar al vacío las soldaduras superpuestas del fondo Probar con martillo o examinar con ultrasonido cualquier mancha descolorida o área húmeda Verificar las placas de refuerzo adheridas al fondo de toda la soportería Inspeccionar las placas de apoyo de los soportes de techo flotante para detectar picaduras o cortaduras excesivas (lo cual indicaría carga en exceso) Verificar que las placas de refuerzo (apoyo) y soportería de las bases de columnas que forman parte de la estructura en techo filos se encuentren en buenas condiciones En las zonas sísmicas 3 y 4, verificar que los soportes del techo no estén soldados al fondo de tanque, sino que estén solamente restringidos de movimiento horizontal Verificar el área debajo del cable de línea de oscilación por indicios de corte o jalón del cable Marcar las viejas conexiones 'de las pruebas de inyección de aire y aceite para su remoción y parcheo Identificar y reportar las áreas bajas en el fondo que no drenen adecuadamente Inspeccionar el recubrimiento para detectar picaduras, desprendimiento, deterioro y decoloración




LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE FUERA DE OPERACIÓN (TABLA C-2 - API-653) (continuación) C.2.4 a. b. c. d. e. f. g. h. i. j. k. C.2.5 a. b. C.2.6 C.2.6.1 a. b. c. d. e. f. C.2.6.2 a. b. c. d. e. f. g. h. i. j. C.2.7 C.2.7.1 a. b.

SOLDADURAS Y PLACAS DE LA ENVOLVENTE En fondos cónicos, inspeccionar detalladamente y medir la profundidad de pérdida de metal en la parte inferior de la envolvente donde hace la unión con el fondo en una franja de 5,08 a 1 0,16 centímetros (2 a 4 pulgadas) de altura (zona donde se estanca el agua) Medir la profundidad de picadura en cada placa Inspeccionar y estimar la cantidad de pérdida de metal en la oportaría y remaches Inspeccionar los traslapes remachados envolvente-fondo Inspeccionar el daño de oportar vertical causado por protuberancias del ensamble del sello Inspeccionar el recubrimiento protector existente para detectar posible daño, deterioro o pérdida de adherencia Verificar las áreas de flotación (para detectar si existe demasiada presión por las zapatas de ensamble del sello o por espacio anular inadecuado) Inspeccionar visualmente las placas de la envolvente y soldaduras por detectar indicios de fuga Si la envolvente tiene costuras remachadas o con pernos, registre el sitio de fuga mediante fotografía ó con dibujos para el caso de que las ubicaciones se pierdan durante la preparación de la superficie para su posterior aplicación de pintura Medir el espacio anular a intervalos de 1 219,2 centímetros (40 pies) Revisar el casco para verificar redondez, verticalidad y nivelación REBOSADEROS MONTADOS EN ENVOLVENTE Inspeccionar los dispositivos para detectar corrosión y filtrado inadecuado Verificar que la ubicación de los rebosaderos no esté por encima de cualquier válvula o equipo de tanque SUPERFICIE INFERIOR INFERIOR DE LA CÚPULA Generalidades Inspeccionar visualmente la superficie inferior de las placas del techo para detectar picaduras, cascarilla de óxido y perforaciones Realizar prueba de martillo ó medición de espesores con ultrasonido para detectar en la cúpula áreas adelgazadas, particularmente en el espacio de donde se forma la cámara de vapor en techos flotantes y en el perímetro de la cúpula cuando se trata de techos fijos Verificar toda la oportaría soldada en la cubierta de la cúpula y sus placas de refuerzo (solapas) para detectar no presenten fractura y/o se encuentren sueltos Si no existen placas de refuerzo, efectúe prueba de líquidos penetrantes para detectar fracturas en soldadura y en las placas de la cúpula Inspeccionar el recubrimiento anticorrosivo para detectar rupturas, pérdida de adherencia y deterioro Efectuar prueba de continuidad eléctrica en el recubrimiento anticorrosivo de la superficie inferior en caso de que no se planee recubrirlo Estructura de soporte de techo fijo Inspeccionar las columnas de soporte para detectar desgaste a 60,96 centímetros (2 pies) del techo en la parte superior En columnas API (dos canales soldados juntos) verificar la existencia de corrosión, ruptura, soldaduras por puntos, a menos que la unión entre los canales sea completamente soldada al sello Verificar que la placa de refuerzo en el fondo esté soldada al fondo del tanque con abrazaderas horizontales de restricción de movimiento Determinar si los soportes de columna de tubo son rellenos de concreto o de tubo abierto, si son de tubo abierto, verificar una abertura de drenado al fondo del tubo Inspeccionar y medir la estructura por desgaste, en especial cerca del centro del techo. Reportar la pérdida de metal Verificar oportaría deformada, floja o suelta Inspeccionar desgaste de trabes y verificar que estén unidas en la parte alta de la columna Reportar si las columnas tienen arrostramiento transversal en el área entre el bombeo de salida inferior y la parte alta de la envolvente (por futura instalación de techo flotante interno) Inspección y reportar presencia de cualquier amortiguador de la línea de oscilación montado en le techo Fotografiar la estructura del techo si no existe dibujo de arreglo de la estructura ACCESORIOS DE CÚPULA CÚPULA FIJ A Registros de luz e inspección Inspeccionar los registros por corrosión, fallas de pintura y recubrimiento, perforaciones y sellado de cubierta En tapas sueltas, verificar que la cadena de seguridad este en buenas condiciones




LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE FUERA DE OPERACIÓN (TABLA C-2 - API-653) (continuación) c. d. C.2.7 C.2.7.2 .2 C.2.7.3 C.2.7.3 a. b. C.2.7.4 a. b. C.2.7.5 a. b. c. C.2.8 C.2.8.1 C.2.8.1 a. b. c. d. C.2.8 C.2.8.2 .2 a. b. c. d. (1) (2) (3) C.2.8.3 C.2.8.3 a. b. c. d. C.2.8.4 C.2.8.4 a. b. c. d. e. f. g. C.2.9 C.2.9.1 C.2.9.1

En registros de luz de más de 76,2 centímetros (30 pulgadas) a lo transversal, verificar las varillas de seguridad Inspeccionar la condición de los empaques en las tapas de registros con tornillería o de pasadores Conexión de soport e de andamiaje Inspeccionar la condición del soporte de andamiaje por corrosión Respirad eros y tomas de aire Inspeccionar y dar servicio al respiradero Inspeccionar rejillas sobre tomas de aire y respiraderos Registro Presión/vació de emergencia Inspeccionar y dar servicio a los registros de presión/vacío (La fijación debe ser suficientemente alta para prevenir vibración del respiradero durante operación normal). Ver la guía del fabricante del respiradero Inspeccionar registros de sello líquido por corrosión, adecuando nivel l íquido en el sello Registro de muestreo Inspeccionar registro de muestreo por corrosión Verificar que la tapa opere normalmente Si el tanque no tiene tubo de medición, verificar con un marcador la distancia de retención y verificar las mediciones CÚPULA FLOTANTE Cubier ta del techo Realizar prueba de martillo en el área entre la corona del techo y la envolvente. (Si el acceso para prueba de martillo es inadecuado, medir la distancia desde la orilla del fondo del techo al área corroída y luego probar con martillo desde el interior del pontón) En servicio de agua amarga, limpiar y probar todos los cordones de soldadura en la placa de la cubierta para detectar fracturas a menos que las uniones inferiores hayan sido soldadas al sello Verificar que algún dren del-techo esté abierto o el tapón de dren en el techo esté abierto en caso de lluvia inesperada En cubiertas de techo de tipo cono invertido y de fondo plano, verificar dique de vapor alrededor de la periferia del techo: El dique debe ser continuo sin rotura para prevenir escape de vapores al área del sello desde la parte inferior del centro del techo Pontones de cúpulas flotantes Inspeccionar visualmente cada pontón para detectar fuga de líquido Recorra un alambre ligero a través de las ventilas tipo cuello de ganso en tapas de registros de inspección cerradas hacia abajo para asegurarse que estén abiertas Inspeccionar los seguros de cierre de cada tapa de pontón Verificar y reportar si cada pontón es: hermético al líquido ( sello soldado en el fondo y a l os lados solamente), o hermético al vapor (soldadura del sello de la compuerta de cada lado hacia el fondo, ambos lados y en la parte superior) hermético al líquido ( sello soldado en el fondo y a l os lados solamente), o inaceptable (hermeticidad al liquido condición mínima aceptable) Cortes en techo flo tante Inspeccionar los cortes inferiores para detectar daño mecánico Inspeccionar soldaduras para detectar fracturas Inspeccionar placa para detectar desgaste, picadura y erosión Medir cortes del mezclador y registrar espesor de placa para futuras instalaciones ó sustituciones del mezclador. Espesor de la placa Sopor tes de Techo Flotan te Inspeccionar soportes de techo flotante altos removibles y bajos fijos para detectar desgaste Inspeccionar muescas para drenaje en el fondo de los soportes Inspeccionar pandeo en el fondo de los soportes Inspeccionar agujero del pasador guía del techo para detectar fracturas Verificar nivelación a todos los soportes Inspeccionar escuadras de refuerzo adecuado en todos los soportes ó en una parte aislada del techo El sistema de sello en las dos posiciones de los soportes y los tapones de vapor en el soporte inferior fijo por deterioro de los empaques ENSAMBLES DE SELLO DE TECHO FLOTANTE FLOTANT E Ensambl e de zapata pri maria




LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE FUERA DE OPERACIÓN (TABLA C-2 - API-653) (continuación) a. b. c. d. e. f. g. h. i. C.2.9 C.2.9.2 .2 a. b. c. C.2.9 C.2.9.3 .3 a. b. c. d. e. f. C.2.10 C.2.10.1 C.2.10.1 a. b. c. C.2.10.2 C.2.10.2 a. b. c. C.2.10.3 C.2.10.3 a. b. c. C.2.10.4 --

C.2.10 C.2.10.5 .5 a. b. c. C.2.10 C.2.10.6 .6 a. b. c. d. e.

Remover cuatro secciones de depósito de espuma (sellos rellenos de espuma); para inspección en locaciones a 90 grados Inspeccionar accesorio colgante a la corona del techo por desgaste, doblez, soldaduras fracturadas y desgaste de agujeros del pasador. Inspeccionar soportería soldada a la corona del techo por desgaste Zapatas: inspeccionar desgaste y perforaciones en zapatas Inspeccionar pernos, abrazaderas y accesorios bimetálicos Manufactura del sello: inspeccionar por deterioro, tensión, perforaciones y rasgaduras en el material Medir longitud de tejido desde la parte superior de la zapata a la corona del techo, y verificar contra el máximo espacio anular anticipado conforme el techo que funcione Inspeccionar cualquier modificación de las zapatas sobre las boquillas del envolvente, agitadores, entre otros, para espacio libre Inspeccionar zapatas por daño causado por golpeo de boquillas de la envolvente, agitadores, entre otros Ensamble toroid al primario Inspeccionar tejido de sello por desgaste, deterioro, perforación y rasgaduras Inspeccionar sistema de retención por doblez o pandeo Inspeccionar espuma por absorción de líquido y deterioro Secundarios montados en corona Inspeccionar la barra de atornillado montada en corona por corrosión y soldaduras fracturadas Medir y dibujar separación de sello a envolvente Inspeccionar visualmente el sello desde la parte b aja, buscando perforaciones evidentes al a luz Inspeccionar tejido por deterioro y rigidez Inspeccionar daño mecánico, corrosión, y desgaste en boquilla en contacto con la envolvente Inspeccionar contacto con obstrucciones por encima del tope de la envolvente ACCESORIOS DE TECHO FLOTANTE FLOTA NTE Registr os hom bre en techo Inspeccionar paredes de registros por picaduras y desgaste En tanques con interfaces de medición, verificar el sello alrededor del cable de cinta de medición y alambres guía a través de la tapa del registro Inspeccionar empaques y tornillería de la tapa Venteo en cor ona Verificar venteo de corona por picaduras y perforaciones Verificar condiciones de la malla En tanques de techo flotante, donde las reglas ambientales requieren el cierre de la ventila, verificar el tubo de la ventila por corrosión en la unión corona - tubo y verificar que el tipo de cortina sea el adecuado Rompedo res de vacío, tip o respi rador Dar servicio y verificar operación de válvula de respiración Verificar que el tubo de la boquilla proyecte no más de 1,27 centímetros (½ pulgada) por debajo de la cubierta del techo Inspeccionar el relleno de refuerzo y soldaduras de rellenos Rompedores de vacío, tipo mecánico Inspeccionar el vástago por desgaste. Medir qué tan elevada esta la cubierta del dispositivo de vacío con respecto al tubo donde el techo está descansando sobre los soportes altos Sobre soportes altos: _________ Sobre soportes bajos: _________ Drenes de techo: sistemas abiertos, inclu yendo drenes de emergencia Verificar nivel de líquido dentro de los drenes de techo abierto para espacio libre. Reportar si no hay suficiente distancia entre el nivel de líquido y la parte superior del dren Si el tanque cae dentro de las reglas de monitoreo de calidad del aire, inspeccionar el tapón de vapor del dren del techo Si el dren de emergencia no está al centro del techo, verificar que haya al menos 3 drenes de emergencia Sistemas de drenado cerrado: Depósitos de drenado Inspeccionar desgaste y picaduras Inspeccionar recubrimiento protector (lado superior) Inspeccionar tapa de depósito o malla por corrosión Verificar operación de la válvula check Verificar presencia de válvula check donde el fondo del depósito esté por debajo del nivel de producto




LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE FUERA DE OPERACIÓN (TABLA C-2 - API-653) (continuación) f. g. C.2.10 C.2.10.7 .7 a. b. c. C.2.10 C.2.10.8 .8 a. b. c. d. C.2.10.9 a. b. c. d. C.2.10.1 C.2.10.10 0 a. b. c. d. e. f. g. h. i. j. k l. m. n. (1) (2) o. p. C.2.11 C.2.11.1 C.2.11.1 a. b. c. d. e. f.

Inspeccionar depósito(s) de dren para detectar fracturas en las soldaduras de cubierta de techo Verificar tubo de salida de depósito(s) de drenado a soldaduras de cubierta de techo por fractura Sistemas de drenado cerrado: Línea de drenado fijo en fondo del tanque Efectuar prueba de martillo en línea de dren fija en fondo de tanque para detectar desgaste y taponamiento por desechos y sedimento Inspeccionar soportes y placas de refuerzo por detectar defectos y corrosión en la soldadura Verificar que el tubo tenga guía, no rígidamente cerrada para evitar dañar por contacto la placa del fondo del tanque Sistemas de drenado cerrado: Drenado con tubo flexible Inspeccionar daño al exterior del tubo Verificar obstrucciones que pudiera retener el tubo Inspeccionar camisas de protección del tubo (enchaquetado) Inspeccionar resultados de la prueba hidráulica en sistema flexible de drenaje de techo Sistemas de drenado drenado cerrado: dren de unión articu lada Realizar prueba de martillo en el tubo rígido del sistema de unión flexible por desgaste y taponamiento por desechos/sedimentos desechos/sedimentos Inspeccionar el sistema por signos de doblez o tensión Verificar los resultados hidrostáticos del sistema Inspeccionar soportes de aterrizaje y refuerzos Sistema de autom edici ón y alarmas Verificar libertad de movimiento de la cinta a través de la guía de medición Inspeccionar polea con libertad de movimiento Probar y verificar la operación Inspeccionar cable y cinta por torcedura y desgaste Probar la libertad de movimiento de la cinta a través de las poleas guía y tubo de guía de la cinta En tanques de techo abierto, verificar que las cintas de compuerta con cables no tengan más de un 30,48 centímetros (1 pie) de cinta expuesta con el flotador al punto mas bajo Verificar si hay fuga en el flotador Probar el anclaje del alambre guía del flotador por acción de resorteo, jalando el cable y soltándolo Inspeccionar los compartimientos compartimientos de flotación en techos flotantes por desgaste y picadura de paredes justo encima del nivel de líquido Verificar que la cinta de medición este firmemente adherida al flotador Inspeccionar el cable de la cinta y sellos del alambre de guía del flotador a lo largo de la cubierta de tubo del flotador. Inspeccionar la abrazadera de unión de la guía al fondo: inspeccionar el contrapeso temporal en lugar de la abrazadera soldada hacia abajo en forma permanente Inspeccionar indicadores de medición del tipo tablero con legibilidad y libertad de movimiento del indicador Medir y registrar estas distancias para determinar si ocurrirá daño al sello si el tanque es derramado: Desde el ángulo superior del casco al lateral inferior del sistema guía de la cinta Desde el nivel de liquido en la parte superior del flotador al tope del sello secundario Identificar techos flotantes donde la cinta esta conectada directamente al techo Alarma de derrame: inspeccionar conmutadores de alarma de prevención de derrame para operación adecuada ACCESORIOS DE TANQUE COMÚN Tubo de Medici ón Inspeccionar tubo de medición por desgaste alrededor de dos tercios la distancia por encima del fondo, observar el desgaste en las orillas de las ranuras Verificar la corrosión de la unión del tubo. Verificar que las cuerdas de prueba, pesos, termómetros, termómetros, entre otros, hayan sido removidos del tubo Verificar el cono del fondo con respecto el extremo inferior del tubo alrededor de un pie por encima del fondo Verificar condición de la arandela arandela del tubo y que su extremo extremo este dirigido cerca del lado del la placa de refuerzo Verificar que los soportes del tubo de medición estén soldados a la placa de refuerzo de la envolvente y no directamente a la placa del fondo Verificar la operación de la cubierta del tubo de medición




LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE FUERA DE OPERACIÓN (TABLA C-2 - API-653) (continuación) g. h. i. j. k. l. m. n. op. q. C.2.11 C.2.11.2 .2 a. b. c. d. e. f. C.2.11 C.2.11.3 .3 a. b. c. d. C.2.11 C.2.11.4 .4 a. b. c. d. e. f. g. C.2.11 C.2.11.5 .5 a. b. c. d. e. C.2.11.6 C.2.11.6 a. b. c. d.

Verificar la presencia de la marca de retención manteniendo la distancia en le tubo de medición y registrar la distancia de retención Identificar y reportar tamaño y cédula de tubo, y si el tubo es sólido o asurado. Reportar tamaño de ranura Verificar que la placa de retención sea soldada y sellada al fondo y que cualquier soporte del tubo de medición este soldada a la lada no directamente al fondo Inspeccionar cable del flotador de control de vapores Verificar presencia y condición del disco del tubo de medición Verificar tapón ciego o compuerta en válvula del tubo de medición Inspeccionar guía del tubo de medición en techo flotante para detectar picaduras y desgaste Inspeccionar polea de guía y placas deslizantes con libertad de movimiento Inspeccionar condición de sistema de sello del tubo de medición En servicios de diesel y petróleo negro: si el tubo de medición es usado para muestrear, verificar la presencia de un registro tipo muestreo y medición para evitar derrame Inspeccionar visualmente dentro del tubo para detectar protuberancias de soldadura que pudieran atrapar o causar daño al flotador de control de vapor Sistemas de muestreo: registros de muestreo de techo Inspeccionar registros de muestreo montadas en techo y placas de refuerzo para detectar fracturas Inspeccionar operación de la tapa Para tanques cumpliendo con reglas de monitoreo de calidad del aire, inspeccionar las cubiertas de los registros de muestreo para verificar que el sello sea el adecuado Verificar alineación horizontal de los registros de muestreo de techo flotante interno bajo los registros de techo fijo Inspeccionar el sistema de sellado en la cubierta de los registros de 'muestreo del techo flotante interno Inspeccionar el tambor de retroceso probando la compuerta del techo flotante y cable Boquil las de la envolvente Inspeccionar boquillas de la envolvente para detectar desgaste y picaduras Inspeccionar boquillas hot tap para ajuste de barrenos Identificar tipo de boquillas de la envolvente Identificar y describir tubería interna, incluyendo tipos de codo, hacia arriba y hacia abajo Para boquil las prolon gadas dentro del tanque Inspeccionar placas de refuerzo de los soporte del tubo soldadas al fondo del tanque Inspeccionar para ver que el tubo esté libre para moverse a lo largo del soporte sin acción de tensión o daño por contacto de la placa del fondo Inspeccionar las boquillas de las válvulas por fugas en los empaques y para detectar daños en las caras de las bridas Inspeccionar bridas y boquillas de válvulas de vapor del calentador Reportar boquillas que tengan válvulas de alivio de presión interna En boquillas de línea de llenado de codo invertido interno, inspeccionar el desgaste de la placa en le fondo del tanque En líneas de llenado de codo hacia arriba en tanques de techo flotante, verificar que la apertura sea dirigida contra la lateral inferior del techo, no contra el espacio de vapor. Inspeccionar el área de impacto por erosión Sistemas de circul ación de aire y difuso res Inspeccionar tubo difusor por erosión y desgaste desgaste Verificar agujeros en difusor por desgaste excesivo y agrandamiento Inspeccionar soportes de difusor por daño y corrosión Verificar que los soportes del difusor no sujeten el movimiento longitudinal de la tubería Inspeccionar los difusores de aire al fondo de los tanques de aceite lubricante por taponamiento y uniones rotas o dañadas Líneas de osc ilaci ón Inspeccionar unión flexible para detectar fracturas y fugas Trazar la unión flexible a lo transversal de las dos facetas en movimiento y elevar el extremo de la línea de oscilación para conservar la libertad de movimiento de la unión, indicada por la separación de la marca de trazo Verificar que las uniones flexibles de más de 15,24 centímetros (6 pulgadas) estén soportadas Inspeccionar el tubo de oscilación .por picadura profunda y corrosión de soldadura




LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE FUERA DE OPERACIÓN (TABLA C-2 - API-653) (continuación) e. f. g. h. i. j. k. l. -m. n. o. p q. r. s. C.2.11 C.2.11.7 .7 a. b. C.2.11.8 C.2.11.8

C.2.12 C.2.12.1 a. b. c. d. e. C.2.12.2 C.2.12.2 a. b. c. d. e. C.2.12.3 C.2.12.3 a. b. c. d.

Aflojar los tapones de ventilación en los pontones y escuchar un vacío. La falta de un vacío indica un pontón con fuga Verificar los resultados de pruebas neumáticas a pontones durante la reparación Inspeccionar los pontones para detectar picaduras Inspeccionar las conexiones del cable de jalón descendente a la oscilación Inspeccionar la condición del soporte montado al fondo, tope limitante de techo fijo, o tope limitante montado en la envolvente, corrosión de soldadura en tornillería y soldadura de sello al fondo o envolvente Inspeccionar la cadena de retención de seguridad por corrosión y eslabones débiles Verificar que haya una placa de refuerzo soldada a la cadena que conecta al fondo Si la oscilación flotante en un tanque de techo interno o flotante no tiene un dispositivo limitante que prevenga el movimiento sin exceder 60 grados, medir y calcular el ángulo máximo posible con sobre flujo Angulo máximo con sobre flujo: (Si (Si el ángulo calculado excede 65 grados, recomendar recomendar instalación de una ménsula limitante) Inspeccionar el cable de jalado descendente por desgaste Revisar las tres abrazaderas del cable, donde el cable se une al extremo de la línea de oscilación (sencilla) ó al ensamble del techo (doble). Inspeccionar la polea que tenga li bertad de movimiento Inspeccionar operación del malacate y verificar el indicador de altura por legibilidad y precisión Inspeccionar ensamble de la polea montada en el fondo al final del pontón para libertad de rotación de la polea Inspeccionar ensamble de la polea inferior montada en la envolvente para libertad de rotación de la polea, y detectar desgaste por corrosión, y picadura de la muesca de la polea Inspeccionar el ensamble de la polea inferior montada en la envolvente al final del pontón para libertad de movimiento de la polea Inspeccionar el ensamble del cable de contrapeso por corrosión Soportes del calentador de salida Inspeccionar los soportes del calentador de salida para detectar soldaduras fracturadas y por doblez Medir y registrar la longitud del calentador y longitud del soporte Placas de desgast e y sop ortes de deflec tor Inspeccionar placas del fondo y envolvente y soportes deflectores Inspeccionar erosión y corrosión de las placas de desgaste. Inspeccionar la rigidez, estabilidad, estructural, corrosión y erosión de placas de cubierta y placas de refuerzo que sea sellado con soldadura por abajo al fondo del soporte del deflector y a lo largo de la base Medir espacio libre entre el fondo del soporte del deflector y el techo cuando el techo está con los soportes en su nivel abajo ESTRUCTURAS DE ACCESO Barandales Identificar y reportar el tipo (tubo de acero, tubo galvanizado, tubo cuadrado, aplique el tamaño de los rieles y barandales. Inspeccionar picaduras y perforaciones, fallas en la pintura Inspeccionar las soldaduras de unión Identificar juntas y orillas filosas, inspeccionar los barandales Inspeccionar barra de caída de seguridad (o cadena de seguridad) por corrosión, funcionamiento y longitud) Inspeccionar el barandal entre la escalera rodante y la plataforma de medición cuando el techo flotante está en su nivel más bajo Marco de platafo rma Inspeccionar corrosión y falla de pintura en plataforma Inspeccionar la unión de marco a soportes y de soportes a tanque: por corrosión y falla de soldadura Verificar rellenos de refuerzo donde los soportes están unidos al casco o techo Inspeccionar la superficie en que descansa la placa de la plataforma o rejilla, por desgaste y orificios Verificar que las uniones en la superficie plana estén soldadas y selladas Placa de platafo rma y rejil la Inspeccionar la placa de la plataforma que no tengan orificios causados por corrosión (no agujeros de dren) y fallas de pintura Inspeccionar soldadura de marco a placa por depósitos de sedimento de herrumbre Inspeccionar rejilla por desgaste de barras y falla de soldaduras causados por corrosión Verificar abrazaderas de unión inferior de la rejilla. Donde la rejilla haya sido montada para sustitución de placa, medir el aumento del piso por debajo y encima de la superficie de la rejilla y comparar con la altura de otros escalones




LISTA DE VERIFICACIÓN DE INSPECCIÓN DE TANQUE FUERA DE OPERACIÓN (TABLA C-2 - API-653) (continuación) C.2.12.4 C.2.12.4 a. b. c. C.2.12.5 C.2.12.5 a. b. c. d. e. f. g. h. i. j. k. l. m.

Armazón de la escalera Inspeccionar la armazón de la escalera espiral por corrosión, falla de pintura, y falla de soldadura. Inspeccionar la unión de los escalones de la armazón de la escalera Inspeccionar la soldadura de los soportes de la escalera, soldadas al casco y rellenos de refuerzo Inspeccionar unión de soporte de acero a base de concreto por corrosión Escalera rod ante Inspeccionar la armazón de la escalera rodante por corrosión Identificar e inspeccionar peldaños fijos de escalera (barra cuadrada, barra redonda, ángulos) por corrosión en unión de soldadura, en particular donde los peldaños de ángulo estén soldados a la estructura Verificar desgaste y corrosión donde la escalera rodante se une a la plataforma de medición Inspeccionar barra pivote por desgaste y seguridad Inspeccionar operación del pasamanos de la escalera auto nivelable Inspeccionar corrosión y desgaste en partes movibles Inspeccionar ruedas de la escalera rodante por lib ertad de movimiento, sitios planos, y desgaste en el eje Inspeccionar alineamiento de la escalera rodante con el marco del bastidor del techo Inspeccionar superficie superior del escalón de la escalera rodante por desgaste donde las ruedas para aseguran al menos 45,72 centímetros (18 pulgadas) de escalón sin desgaste (tramo del escalón suficientemente largo) Inspeccionar corrosión en soldaduras de escalones de la escalera rodante Inspeccionar soportes de escalones en techo para reforzar las placas de refuerzo del sello soldadas a la cubierta Verificar por dimensionamiento, el ángulo máximo de la escalera rodante cuando el techo esté en el nivel bajo - Ángulo máximo _________ Si el paso de la escalera rodante se extiende dentro de 152,4 centímetros (5 pies) de la orilla del techo en su lado más lejano, verificar el barandal en la parte superior de la envolvente en ese lado

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