3.1APráctica estándar para el ManualAforos de Petróleo yProductos Derivados Del Petróleo

3.1 A.1 Alcance

Esta norma describe los siguientes: (a) los procedimientospara calibrar manualmente el nivel de líquido de petróleo yproductos derivados del petróleo posada en la presión de techo fijo, con techo flotantetanques y recipientes de tanques marinos, (b) los procedimientos de forma manualmedir el nivel de agua libre que puede befo und con elpetróleo o productos derivados del petróleo, (c) los métodos utilizados para verificarla longitud de las cintas de vía en condiciones de campo y lainfluencia de piezas de percusión y la temperatura en la cinta de calibrelongitud, y (d) las influencias que pueden afectar a la posición depunto de referencia calibrar (ya sea la placa de referencia o la referenciapunto de calibre). A lo largo de esta norma el términoel petróleo se utiliza para denotar productos de petróleo, derivados del petróleo,o los líquidos que normalmente se asocian con el petróleoindustria.

El método utilizado para determinar el volumen de tanquecontenidos determinados a partir de lecturas del medidor no está cubierto enesta norma.La determinación de la temperatura, la gravedad API, ysedimentos en suspensión y el agua del contenido del tanque no sondentro del alcance de esta norma; Sin embargo, los métodos utilizados paraestas determinaciones se pueden encontrar en el Manual de APINormas de Medición de Petróleo (MPMS).

3.1 A.3 Importancia y Uso

Lecturas del medidor de petróleo y agua libre se utilizan contablas de capacidad del tanque para determinar el volumen total observada(TOV) de la petróleo contenido en el depósito. el totalvolumen observada se usa con diversos factores de corrección acalcular el volumen bruto estándar (GSV), el estándar de redvolumen (NSV), y otros volúmenes de interés. Consulte "CálculosLas cantidades de petróleo "en el Capítulo 12 MPMS.Esta norma es aplicable para medir cantidades delíquidos que tienen presiones de vapor Reid de menos de 103 kPa [15libras por pulgada cuadrada atmosférica (PSIA)].

3.1A.4 Esquema del Método

Hay dos tipos básicos de procedimientos utilizados para la obtención deun medidor de lectura-innage y corte (dip y relleno). Porel método innage, la lectura del indicador se define como elmedida de la distancia lineal a lo largo de una trayectoria vertical de laplaca de referencia o fondo del tanque a la superficie del ser líquidacalibrado. Un indicador de innage es una medición directa de líquidonivel. Para el método de corte de luz, la lectura del medidor seráse define como la medida de la distancia lineal a lo largo de una línea verticalcamino desde la superficie del líquido que se mide al tanquepunto medidor de referencia. Un medidor de corte de luz es una indirectamedición del nivel de líquido. La Figura 1 ilustra la innagey los métodos de interrupción para obtener una lectura del indicador.

Medidores innage son generalmente preferidos, ya que puedenreducir el efecto de los movimientos de punto de referencia del tanque.

Sin embargo, hay circunstancias en las que los cortes seránmás aplicable. Cuando se utiliza el método de corte de luz, cadase debe hacer lo posible para verificar periódicamente la referencia del tanquealtura de calibre para ambos de apertura y cierre a las condicionesasegurarse de que no ha cambiado. Si la altura del medidor de referencia tienecambiado, se recomienda el uso del medidor de innage.

3.1A.5 Salud y Seguridad Precauciones

3.1 A.5.1 GENERAL

Estas precauciones de salud y seguridad representan buenas prácticas.Esta lista no es necesariamente completa o incompleta.Consulte también las precauciones de salud y seguridad que se describen enMI Práctica Recomendada 2003, API Recommended Practice49, API Práctica recomendada 55,29 CFR 19 10.134(Respirador Estándar), u otros / regulaciones federales aplicables estatales,y descrito en el Apéndice B de esta norma.

El personal involucrado con el aforo de petróleo ysustancias relacionadas con el petróleo deben estar familiarizados con sucaracterísticas físicas y químicas, incluyendo potencial oincendio, explosión y reactividad, y con la emergencia apropiadoprocedimientos, así como la toxicidad y potencial para la salud peligros. El personal debe cumplir con empresa individualprácticas operativas seguras y con locales, estatales y federalesregulaciones, incluyendo el uso de ropa protectora adecuaday equipo.

3.1 A.5.2 ELECTRICIDAD ESTÁTICA PELIGROS

Para eliminar el riesgo de la electricidad estática, toque tierra elcuerpo tocando la barandilla de la escalera de acero, plataforma o proyectil de tanquecuando se acerca a la parte superior de un tanque y antes de abrir lamedir escotilla.Petróleo tiene características estáticas acumulando. Cuerdaso cables utilizados para suspender los instrumentos de medida de un tanquedeben estar hechos de un material, tal como algodón, que no seretener o transferir una carga estática. No utilice cuerdas o cordoneshecha de fibras sintéticas o artículos personales de ropa,tales como batas, hechos de materiales conocidos para generarelectricidad estática. Medidor de cintas y bobs deberán estar a tierra ael tanque por mantener el contacto entre la cinta y calibrela escotilla de calibre desde el momento de la sacudida medidor entra en elescotilla al menos hasta el momento en que el bob entra el líquido.Nunca medir un tanque durante una tormenta eléctrica.

3.1 A.5.3 PELIGROS PARA LA SALUDVapores de Petróleo diluye el oxígeno en el aire y pueden tambiéntóxicos, especialmente los vapores de sulfuro de hidrógeno a partir de "S nuestro crudo."Vapores de petróleo con concentraciones relativamente bajas desulfuro de hidrógeno puede causar pérdida del conocimiento o la muerte.Durante y después de la apertura de la escotilla de calibre, posicióna ti mismo por lo que no va a ser inhalado ese gas.Vapores nocivos o deficiencia de oxígeno no siempre pueden serdetectado por el olfato, la inspección visual, o el juicio. apropiadoprecauciones deben ser utilizados para la protección contravapores tóxicos o deficiencia de oxígeno. Los procedimientos deben serdesarrollado para proporcionar lo siguiente: (a) el seguimiento de la exposición,(b) la necesidad de equipo de protección personal, y (c)precauciones de rescate de emergencia. Cuando sea necesario, adecuadoequipos de respiración de aire fresco debe usarse antes de laentrar en el sitio de calibre y durante el procedimiento de calibración.

3.1A.5.4 ELECTRÓNICA MEDICIÓN EQUIPODispositivos de detección electrónicos portátiles para detectar cualquierael nivel de líquido de petróleo y / o la interfaz depetróleo y agua libre deben estar certificados por una adecuadaagencia como seguro para su uso en atmósferas inflamables y para su usocon líquidos que se acumulan cargas estáticas.Linternas deben estar certificados por un organismo adecuado como seguro para su uso en atmósferas inflamables.3.1A.5.5 MEDICIÓN MANUAL SOBRE inertizadosBUQUES TANQUE MARINOS1 Manual de aforo en los buques inertizados requiere la observancia delos procedimientos de seguridad dadas CINH después de las 9 de la InternacionalGuía de seguridad para petroleros y terminales; el Inerte Humeros

Guía de seguridad de gas; y los folletos pertinentes emitidas por elCámara Naviera Internacional, Empresas Petroleras InternacionalForo Marítimo; y otras publicaciones similares.El personal involucrado con el manejo del petróleo relacionadossustancias deben estar familiarizados con su físico y químicocaracterísticas, incluyendo potencial de incendio, explosión,y reactividad y con los procedimientos de emergencia apropiados.Estas personas deben cumplir con personaprácticas seguras de operación de la compañía y locales, estatales y federalesregulaciones, incluyendo el uso de ropa de protección adecuada yequipo. El personal debe estar alerta para evitar posiblesfuentes de ignición y debe mantener los recipientes de materialescerrado cuando no esté en uso.

3.1 A.6 Terminología3.1 A.6.1 Punto de Referencia Calibre es un punto marcado en elmedidor de escotilla de un tanque (ver Figura 1) para indicar la posiciónen el que aforo se llevará a cabo. Medir desde elpunto medidor de referencia es crucial para el logro derepetibilidad entre lecturas individuales calibre. Este puntopuede ser un signo de estarcido, una pequeña placa fija en el interior del medidorescotilla, una ranura estrecha corta horizontalmente en el interior de la escotilla, o el borde de un brazo de metal fijo que sobresale un cortodistancia por encima de la escotilla de calibre pero no en contacto con elescotilla.

3.1 A.6.2 Referencia Calibre Heighti s la distancia estándarde la placa de referencia (véase la Figura 1) o la parte inferior del tanque a lapunto medidor de referencia. Esta distancia debe ser claramentemarcado en la parte superior del tanque cerca de la escotilla de calibre.3.1 A.6.3 Gauge Observado La altura es la distancia existentede la placa de referencia (véase la Figura 1) o fondo del tanque, a lapunto medidor de referencia.3.1 A.6.4 Daturn Plate (ver Figura 1) es una placa de metal nivelsituado directamente bajo el punto de referencia del medidor para proporcionar unasuperficie de contacto permanente desde el que el nivel de líquido de mediciónPuede ser hecho.

3.1 A.6.5 Cut es la línea de demarcación en la mediciónescala hecha por el material que se está midiendo (véase la Figura 1).Gauge innage 3.1 A.6.6 (Dip) es el nivel de líquido en untanque medido desde la placa de datos o la parte inferior del tanque a lasuperficie del líquido (véase la Figura 1).3.1 A.6.7 Interrupción Gauge (Ullage) es la distancia desde elsuperficie del líquido en un tanque hasta el punto de referencia del medidorel tanque (véase la Figura 1).

3.1 A.6.8 Apertura Gauge es un medidor innage y cortetomada antes de la transferencia de material dentro o fuera del tanque.3.1 A.6.9 Gauge cierre es un indicador innage o interrupcióntomada después de la transferencia de material dentro o fuera del tanque.

3.1A.6.10 gratuito El agua es agua presente en un tanque que esno en suspensión o disuelto en el petróleo. El agua libredebe ser calibrado con el procedimiento de calibración innage (ver3.1 .A.9.2). El agua libre también puede medirse con el apagónprocedimiento de medir (ver 3.1 .A.9.3) si el indicador de referenciaaltura no ha cambiado desde la apertura hasta el cierrecondición. Si la altura del medidor de referencia ha cambiado, lainnage procedimiento de medir se debe utilizar.3.1 A.6.11 Zona Crítica La distancia entre el puntodonde un techo flotante se duerme en los soportes normales yel punto donde el techo está flotando libremente se conoce en unmesa de capacidad del tanque como la "Zona Crítica".3.1 A.6.12 suspendida sedimento y el agua es de sedimentos yagua que es arrastrado o suspendido en el petróleo.Sedimentos en suspensión y el agua no se puede determinar coninnage o procedimientos de interrupción medir. Consulte la API MPMSCapítulo 8, "Muestreo" y el Capítulo 10, "Los sedimentos yAgua ".Nota: Los sedimentos pueden depositarse en el fondo del tanque. Roof5 flotantes pueden llegar adescansar en el sedimento asentado que resulta en un cambio de la zona crítica de la azotea.3.1 A.6.13 tanque Tabla de capacidad (Tanque Tabla Gauge) es untabla que muestra las capacidades de, o el volumen de un tanque paradiferentes niveles de líquido, medida desde la placa de referencia (tanque abajo) o el punto de referencia del medidor. El volumen se muestra en lamesa puede ser en galones, barrelcs, u bic metros, litros, o cúbicalos pies. La tabla se puede preparar para su uso con medidores innageo un corte gaugesT. tablas de capacidad ank deben desarrollarsepor API MPMS Capítulo 2, "Tank Calibration".3.1 A.6.14 Trim es la condición de un buque con referenciaa su posición longitudinal en el agua. Recortar se refiere a ladiferencia entre adelante y borradores de popa y se expresa"Por la cabeza" o "por la popa."3.1 A.6.15 lista es la inclinación o la inclinación de un barcoexpresado en babor o estribor grados.

3.1A.7 Equipo Gauging3.1A.7.1 CINTAS GAUGEGraduado cintas (ver Figura 2) que se ajusten a laSe requieren especificaciones siguientes para innage y cortemedir procedimientos:a. Material: Acero (o material resistente a la corrosión, si la cinta

es que se utilizará para medir el contenido de los tanques que contienenlíquidos corrosivos). El acero de la cinta debe tener unatérmica imilar coefficienst de expansión para el acero del tanque.b. Duración: Una cinta continua de longitud suficiente para laaltura del tanque a medirse.c. Espesor Anchura: El área de sección transversal de la cintadeberá ser tal que la cinta en una posición horizontal sobre una superficie planala superficie no se extenderá por más de una cepa unidad de 0.0075por ciento cuando se tira por una fuerza de 44 N (10 libras pies).Típicamente, el área de sección transversal no deberá ser menor que2.5mm2 (0.004 pulgada cuadrada).d. Vivienda: Un carrete durable y manivela; montado el conjuntoen un marco o caso.e. Fin Gratis: Equipado con un resorte a presión de captura u otro bloqueodispositivo al que cbaen adjunta la lenteja. Un snapcatch de tipo giratorioreducirá la rotura de la cinta.

f. Escala:1. innage cinta Graduado en pies, pulgadas y fraccionesde pulgada; pies y centésimas de un pie; o metros,centímetros y milímetros. La punta de la sacudida será elpunto cero de la escala.2. Interrupción cinta Graduado en pies, pulgadas y fraccionesde pulgada: Pies y centésimas de un pie; o metros,centímetros y milímetros. El punto cero de la escala esel punto de contacto entre el complemento de captura y el ojo dela lenteja.Nota: Las cintas que se han doblado o empalmados o que contienen ilegibleNo se utilizarán las marcas.3.1A.7.2 CALIBRE BOBS Y BARESGraduado cilíndrica, cuadrada o rectangular bobs, obarras de columna de agua (ver Figura 2) que se ajusten a laSe requieren especificaciones siguientes:

a. Material: Spark y resistente a la corrosión.b. Largo: Bobs o barras, 15 centímetros (6 pulgadas), 30centímetros (12 pulgadas), o 45 centímetros (18 pulgadas).c. Peso: Mínimo 20 oz; Máximo 2% libra.d. Ojo: Una parte integral de la lenteja o en el bar, de preferencia reforzadacon un casquillo endurecido para evitar el desgaste.e. Consejo: bobs y bares innage tendrán una punta cónica de suficientedureza para evitar daños por contacto con otro metal.f. Escala:1. innage Bobs y bares-Graduado en un lado enpulgadas con al menos% subdivisiones pulgadas; décimas de un pie

con al menos centésimas subdivisiones pie oaf; o centímetroscon al menos 2 subdivisiones milímetros y con lapunto de la escala de cero en el extremo de la lenteja.2. Outage Bobs-graduados en un lado en pulgadas con almenos% subdivisión pulgadas o en centímetros con al menos 2subdivisiones milímetros y con thze punto de la venta rosiendo en la parte superior interior del ojo, a excepción de la extensióncorte que se describe a continuación.

3.1A.7.3 OPCIONAL EQUIPO MEDICIÓNCintas y Bobs 3.1A.7.3.1 CustomarylMetricCintas consuetudinarios / métricas y bobs son innage y cortecintas y bobs que tienen dos escalas de medición. en unalado de la cinta y de la sacudida, la escala se graduó en la costumbre(pies y pulgadas) unidades; en el lado opuesto de la cinta ysacudida, la escala es graduado en unidades meteco (SI).3,1 A.7.3.2 Extensión Interrupción BobEl bob extensión (véase la Figura 2) está diseñado para tomarinterrupción mide con una cinta innage. El specificatifoonr st élgraduado de la porción Bob son los mismos que para la llanurabob. El ojo de la lenteja se lo encuentra en el sin graduarparte de que el punto de la escala bob cero también será elpunto de la escala de cinta cero.

3,1 A.7.3.3 de Mano Electrónico GaugingequipoEquipos de calibración electrónica de mano es una electrónicadispositivo sensor suspendido ona cinta o cable de medición quedetectará la altura del nivel de líquido del petróleo i antnedr / foarc e depetróleo y agua libre en un tanque. Si se utiliza para la transferencia de custodiamedir, estos dispositivos musbt ae capaz de demostrar lamismo aforo accuracays la cinta y bob estándar.Desde varios tipos de dispositivos de medición electrónicos sondisponible, deben cada uno ser utilizados de acuerdo con larecomendaciones del fabricante.Dispositivos de medición electrónicos portátiles pueden tener dificultadesel cumplimiento de la exactitud requerida de las cintas de medir manuales.Verificación de la exactitud debe BCEA rried a cabo con la suficiente frecuencia paraasegurar la integridad de la medición.

3.1A.7.3.4 Agua Indicando Pega 3.1A.7.3.5 Gasolina Indicando PegaAgua medir pastas se utilizan con barras de calibre y bobs En petróleo muy ligero, el nivel del líquido no puede sery cintas para indicar el petróleo y la interfaz de agua libre. leer en la cinta porque el petróleo se evapora mientras que elLa pasta no debe reaccionar con el petróleo, sino que la cinta está siendo levantado de los

líquidos. Para superar estecambiar de color al contacto con el agua libre.

pasta entra en contacto con el petróleo, que cambia de coloro se disuelve lejos dando así una lectura (corte).Ladrón 3.1A.7.3.6 PetróleoUn ladrón tipo de trampa núcleo es un dispositivo de muestreo que puede serutilizado para medir aproximadamente de agua libre o aceite emulsionado,sedimentos, agua y los niveles de fondo de los tanques. El ladrón de aceite puedeTambién se utiliza para tomar muestras puntuales de petróleo. referenciaAPI MPMS Capítulo 8 para la construcción.

3.1 A.8 Gauging Precisión3.1A.8.1 MEDIDOR DE CINTA Y BOB PRECISIÓNLa cinta de trabajo y la sacudida se deben comprobar su exactitudcon el siguiente procedimiento:a. Antes Nuevos cintas deben ser inspeccionados a utilizar a lo largotoda su longitud para determinar que los números y los incrementosentre los números han sido colocados en la cintacorrectamente.b. El montaje de la cinta y la sacudida se debe inspeccionar diariamente oantes de cada uso para asegurarse de que el desgaste en la captura complemento cinta,ojo de la sacudida, o la punta de la sacudida no introduce error cuando la cintase está leyendo escala. La cinta también se debe inspeccionar paraKinks en este momento. No se utilizarán cintas doblada o empalmados.c. La cinta se trabaja con bob adjunta debe ser revisado paracuando la nueva precisión y al menos anualmente a partir de entonces porcomparación con una cinta maestra que ha sido certificada por oes atribuible al Instituto Nacional de Estándares y Tecnología(NIST). Véase el Apéndice A.

3.1A.8.2 INCERTIDUMBRES DE TANQUEMEDICIONESLecturas del medidor y tablas de capacidad del tanque se utilizan para determinartotal, el volumen observado (TOV) del petróleocontenida en el tanque. La precisión de la TOV está limitada porla exactitud inherente del tanque, independientemente de la calibraciónequipamiento usado.Nota: Si bien el alcance de esta norma se limita a la determinación denivel de líquido, en algún momento será necesario una conversión de nivel de volumen.En la siguiente sección se coloca aquí para ayudar al usuario en la identificación de posiblesinexactitudes asociadas con la medición del tanque.

3.1A.8.2.1 tanque Tabla Capacidad PrecisiónLa API MPMS Capítulo 2, "Tank Calibration", describelos métodos y procedimientos utilizados para calibrar un tanque, así

como los procedimientos de cálculo utilizados para desarrollar un conjunto de tanquetablas de capacidad de los datos de calibración del tanque.Tablas de capacidad del tanque producidos a partir de estos procedimientosincluyen imprecisiones inherentes debido a (a) la calibración de cinta de flejado,(b) la cinta de flejado expansión térmica, (c) la tensión dela cinta de flejado, (d) la corrección para la expansión de la cáscara, debido acarga de líquido (presión estática), (e) la medición de la placa de cáscara espesor, (f) el cálculo de la madera muerta, y (g) otros factores.Los errores debidos a estas imprecisiones pueden resultar en unasobre o sub-declaración de la cantidad.Expansión 3.1A.8.2.2 Shell Debido a Cabeza LíquidoA medida que se llena el tanque, la coraza del tanque se ampliará debido a lapeso del contenido del tanque (cabeza de líquido). La carga de líquidocabeza de corrección se puede aplicar en los cálculos de volumen; o,Alternativamente, la corrección cabeza líquido debe ser incorporadoen la tabla de capacidad del tanque. Procedimientos de cálculoutilizado para corregir la tabla de capacidad del tanque de expansión shelldebido a la carga de líquido se encuentran en API MPMS Capítulo 2.Una desviación angular de la coraza del tanque cerca de la parte inferior deel depósito es el resultado de la parte inferior del tanque de contrarrestola expansión de shell causada por una carga de líquido cada vez mayorcuando se llena el tanque. Esta desviación angular del tanqueshell (encubado) puede resultar en movimiento del fondo del tanquey el techo de cono. Una corrección para estos dos movimientos esno contenida en la tabla de capacidad del tanque.

3,1 A.8.2.3 Movimiento BottomFondos de tanques pueden deformarse en el suelo de soporte bajoel peso del contenido del tanque. Esta deformación puede serya sea permanente (asentamiento) o elástico (diaphragming).En general, ya que el tanque se llena, la sección inferior adyacente ala coraza del tanque se mueve hacia arriba debido a la desviación angularde la coraza del tanque. Además de la cáscara, el fondo del tanquees estacionaria. El centro del fondo del tanque se mueve hacia abajo.La cantidad de movimiento depende del suelo deresistencia a la compresión y de la forma de la parte inferior del tanque.Con deformación elástica (diaphragming), el fondo del tanquese mueve hacia arriba o hacia abajo en relación a la altura del líquidocontenida en el tanque. A menos que las tablas de capacidad del tanque han sidoajustado por el efecto de diaphragming elástica del tanque, omenos que se empleen fondos de agua para negar esta función,diaphragming elástica de la parte inferior del tanque resulta en una subestimaciónde la cantidad en cada transferencia.

3.1A.8.2.4 Aún Pipe (tubo tranquilizador, Gauge Bueno)TanquesTanques, particularmente tanques de techo flotante, son con frecuenciaequipado con tuberías fijas. El labio superior de la tubería todavía es un buenubicación para el punto medidor de referencia. El extremo inferior de laTodavía tubería servesa sa buena ubicación desde la que apoyar laplaca de referencia. Sin embargo, un movimiento vertical de la tubería todavíahará que el punto indicador de referencia adjunto y datoplaca para mover verticalmente. Este movimiento hace que la altura de líquidoerrores de medición.A continuación se describe un alambique correctamente instalado tubería:a. El tubo todavía debe tener un diámetro mínimo de 20centímetros (8 pulgadas).

b. El tubo todavía debe ser guiado en la parte superior del tanque y desde la placa de referencia proporciona una referencia cero para innageno conectado rígidamente. mentos suugree MGEA, mopvldeaamte eo nmtht mar f voluntadc. El labio inferior de la tubería aún debe extenderse hasta dentro de 30 causan errores de medición medidor innage.centímetros (12 pulgadas) de la parte inferior del tanque. Nota: En la mayoría de los casos, la desviación angular de la coraza del tanque deja de causard. La tubería debe todavía tener dos rowso f ranuras superpuestas o tanque movimiento inferior a aproximadamente 45 a 60 centímetros (18 a 24 pulgadas)agujeros Situada lados de la tubería que en el de la coraza del tanque. Si el depósito no está equipado con un tubo todavía, el datoextremo inferior de la tubería y continúan por encima del punto de calibre. La placa de datos central debe ubicarse entre el 45placa debe estar unido a la parte inferior del depósito directamente bajo la referencia~~ ~nivel de aceite. centímetros (18 pulgadas) y 80 centímetros (30 pulgadas) de la pared del tanque.e. La línea central de la tubería debe todavía ser situado entre45 centímetros (18 pulgadas) y 80 centímetros (30 pulgadas)desde el casco del tanque.f. El tubo puede todavía ser apoyada desde el fondo del tanque, siel fondo del tanque no se mueve verticalmente en relación con elesquina inferior del tanque donde la chapa de la carcasa está soldada ala placa inferior.g. Si se utiliza un medio alternativo de apoyo a la tubería aún,el soporte debe ser diseñado para evitar el movimiento vertical dedel punto de unión.

Nota: Si el movimiento vertical de la tubería todavía no se puede prevenir, alternativasistemas de medición deben ser exploradas.La superficie superior de la placa de datos debe elevarse aproximadamente 10centímetros (4 pulgadas) por encima del fondo del tanque. Si el tanque está equipado con una

tubería aún, la placa de referencia debe ser. instalado debajo de la tubería todavía. Ya estádebe ser un espacio abierto bajo el labio inferior de la tubería todavía.determinación de la temperatura y de muestreo errores, por lo tanto debe temperatura. Si la temperatura del aceite de la temperanot ambienteser utilizado para la medición de transferencia de custodia.

3.1A.8.2.5 Cambios en el punto de referencia Gaugeplaca de referencia y / o el punto indicador de referencia se desplazahacia arriba cuando sea está conectado rígidamente al curso inferiorde la coraza del tanque.A medida que aumenta la cáscara e tanque onth cabeza líquido, el toopflas placas de concha mueve downwarda ares Sult de contracción de aceroperpendicular a la expansión del shell. Este movimiento hacia abajoestá relacionada con la expansionb cáscara y la ratioo f Poissonacero, es decir, 0 0.3. Por ejemplo: si la expansión de shell 0i.s2 9'0, laparte superior de la carcasa se mueve hacia abajo 0.3X 0,2% = 0,06% de latanque con un tanque lleno y proporcionalmente lowewr on el gradode llenar. Puntos de referencia del medidor conectado a la parte superior de la cáscaratambién se moverá hacia abajo cuando se está llenando thtea nk.Otras fuerzas que actúan sobre el tanque, l cargas ike en la azotea se fatanque de cono, puede hacer que el punto medidor de referencia se desplaza enla dirección vertical con respecto tthoe parte superior de la cáscara cuandoapoyado por el techo.

3,1 A.8.2.6 Movimiento Datum PlateMovimientos del fondo del tanque que se describen en 3.1A.7.2.3 también puedecausa el movimiento de la placa de referencia. Placas de dato que estánunido a la carcasa del tanque y en voladizo hacia el exterior se moverácuando se llena el depósito, debido a la desviación angular de laproyectil de tanque.

Dado que la placa de referencia proporciona una referencia cero para innageLa superficie superior de la placa de datos debe elevarse aproximadamente 10centímetros (4 pulgadas) por encima del fondo del tanque. Si el tanque está equipado con unatubería aún, la placa de referencia debe ser. instalado debajo de la tubería todavía. Ya estádebe ser un espacio abierto bajo el labio inferior de la tubería todavía.

3.1A.8.2.7 IncrustaciónUn tanque puede acumular depósitos tales como el óxido, la cera,parafina, alquitrán, agua, y azufre en el interior de la cáscara ytecho soporta. Tal incrustación disminuye la capacidad de latanque, lo que resulta en una declaración sobre la cantidad. una minuciosalimpieza de un tanque en esta condición es necesaria antes de precisiónpueden ser obtenidos.

3.1A.8.2.8 expansión térmica de la Shell oAún Pipe

Todavía tuberías pueden conducir a medida de la altura de líquido en serio, tablas de capacidad del tanque se calculan suponiendo una referenciadeterminación de la temperatura y de muestreo errores, por lo tanto debe temperatura. Si la temperatura del aceite de la temperanot ambienteser utilizado para la medición de transferencia de custodia. tura difiere de la temperatura de referencia, la coraza del tanquetendrá un diámetro diferente. El área de depósito está influenciada por el doble de la expansión térmica lineal de la cáscara. Para shell temperaturas superiores a la temperatura de referencia, el volumenLa desviación angular de la coraza del tanque puede ocasionar que el será subestimado cuando no se aplica la corrección.

3.1 A.8.3 PRECAUCIONES OPERATIVASLa precisión global de medición de tanques puede verse influidapor los siguientes procedimientos operativos utilizados en la transferenciade petróleo dentro o fuera del tanque.3,1 A.8.3.1 FugasLos tanques, válvulas de conexión y líneas de transferencia que se escapandurante una transferencia de petróleo causará una sobre o subestimaciónde la cantidad. Reporte cualquier fuga de inmediato para que elcondición puede ser corregida.

3,1 A.8.3.2 Línea DesplazamientoAntes de tomar un medidor de apertura o cierre, verificar eldesplazamiento de la línea de transferencia. Haga todo lo posible para tenerla transferencia linein la misma condición de relleno, tanto para la aperturay el cierre de medidores. Consulte la API MPMS Capítulo 17.6.3.1A.8.3.3 Tanque de MezclaSi el tanque está equipado mezclador conuna, debe estar apagadoantes de medir. El período de tiempo entre la turningo ffmezclador y aforos hould sea el tiempo suficiente para permitir que el líquidopara venir a descansar.

A.8.3.4 agua de extracción a otro y porque el techo no puede estar al mismo nivel. IndependientementeLíneas de agua de extracción se mantendrán cerradas durante el períododel número de escotillas, es importante para obtener la aperturay el cierre de los indicadores a través de la misma escotilla. Lo mismoentre las de apertura y cierre medidores. aparato de calibración debe ser utilizado tanto para la apertura y3.1A.8.3.5 Arrastrado Aire y medidores de cierre Espuma.Tiempo suficiente se debe permitir antes Gaugain tgan k parapermitir que el líquido de liberarse de aire o vapores arrastrado.Medidores de transferencia de custodia no debe tomarse hasta que la espumaha disminuido desde la superficie del líquido por debajo de la galgaescotilla, y hasta que la superficie del líquido está en reposo.

3,1 A.8.3.6 Gauge HatchTanques de vez en cuando tienen más de una escotilla a travésque es posible tomar mediciones. Sólo una escotilladebe utilizarse para medición, en concreto, la escotilla en la queel punto indicador de referencia se ha establecido. Esta escotilladebe ser la utilizada para la calibración. Esto es importantedebido a que el indicador de referencia de altura mvaayr y de una escotilla a otra y porque el techo puede no ser nivel. Independientementedel número de escotillas, es importante para obtener la aperturay el cierre de los indicadores a través de la misma escotilla. El mismo aparato de calibración debe ser utilizado tanto para la apertura y medidores de cierre.

3.1A.8.3.7 techo DesplazamientoUn techo flotante (ver Figura 3) desplazará un determinadovolumen de líquido cuando está en posición thfer ee-flotante. Lospeso del líquido desplazado será igual al peso deel techo y la madera muerta adjunto. Por lo tanto, el peso del techo,la temperatura, y la densitoyf el líquido debe ser consideradoal calcular el desplazamiento del techo. El desplazamiento del techose utiliza tcoo rrecta los volúmenes de tabla de capacidad del tanque cuandola altura del líquido en los taniks en, o por encima de la elevación Poinot rdonde el techo flota libremente. Cuando el techo flotante esdescansando en cualquiera de sus soportes, la corrección de la azoteadesplazamiento no applyT.he líquido se desplaza parcialmentepor el techo entre el punto de elevación o donde el líquido simplemente toca la sección más baja de la cubierta y el punto oelevación donde el techo loats libremente.Esta área desplazamiento parcial se conoce como la "críticoZona ". Volumen del tanque de l en thpisa área de desplazamiento rtialpuede ser calculado. Sin embargo, la única manera precisa para obtenerdatos volumétricos para una mesa de la capacidad del tanque en la "CríticaZona "es por un procedimiento de calibración líquido. Cálculo de lavolumen del tanque en th "Ce Zona ritical" es subjectt o considerableerror. Es esencial, por lo tanto, que la apertura y cierremedidores de ser tomadas con un techo flotante libremente o con el techodescansando sobre sus soportes normales y con la altura del líquidopor debajo de la sección más baja de la cubierta. Para thcel enfoque osesta la precisión, el techo debe estar flotando libremente por tantoapertura y cierre de los medidores.¿Debe aumentarse el desplazamiento del techo flotantedebido a la acumulación de agua, nieve o hielo, será necesariopara eliminar o estimar el peso adicional con el fin decalcular el desplazamiento del techo. Durante la transferencia de custodiaoperaciones de medidores de tanques, si el agua, la nieve o el hielono puede ser removedfr om un techo flotante, lo mejor es mantener la

mismas condiciones tanto para apertura y cierre de los indicadores siposible.El cálculo de desplazamiento de azotea es también aplicable adepósitos de techo fijo con techos flotantes internos.

3.1A.8.3.8 Tanque BottomsAlgunos tanques están equipados con fondos cono invertido osumideros de fondo para facilitar la eliminación de agua libre. Con este tipodel fondo del tanque, t que la altura del agua libre puede ser suficiente parallegar a la placa de datos. En esta situación, medidores de agua libredebe ser tomada a través de la escotilla de calibre ubicada sobre la más bajapunto en el tanque. Esto sólo es aplicable si el tanquetabla de capacidades se enumeran los volúmenes incrementales que figuran a continuaciónla placa de referencia desde el punto de calibre que debe utilizarse para la determinaciónde los volúmenes de agua libre.

3.1A.8.3.9 Temperatura Determinación ymuestreoComo se indica en 3.1A. 1, este capítulo se describen los procedimientos paramedir el nivel de tanque ina líquido. determinación de la temperaturay toma de muestras necesarias para la densidad y sedimentos ydeterminaciones de agua. debe llevarse a cabo en el momento deaforo.Un error en la determinación de la temperatura, densidad, osedimentos y el agua pueden resultar en sobre o subestimaciónde la cantidad independientemente de la precisión obtenida enmedir el nivel del líquido.

3.1A.8.3.10 corteza sólidaEsta existencia de una corteza solidificada de material en la parte superior de laproducto en un tanque puede afectar negativamente a la precisión en elaforo, y se debe tener precaución cuando esta condición se presenta. Si la sacudida de calibre no puede penetrar fácilmente lasuperficie del producto durante un intento para obtener la muestra paracustodia, métodos alternativos de LRDE shobu medición ver.3.1 A.9 Procedimiento Gauging3.1A.9.1 LECTURA Y NOTIFICACIÓN INDICADORESEl indicador reportado será determinada por el medidorlecturas de mediciones consecutivas de la siguiente manera:3.1 A.9.1 .I Manual aforo requerirá tres consecutivoslecturas a estar dentro de un rango de 3 milímetros (X pulgada).Si dos de las tres lecturas consecutivas son idénticos, estola lectura se informará al MT illimeter neare1s si métricamedir cintas se utilizan o al X pulgada más cercana si consuetudinariose utilizan cintas de calibre. Si el gauger debe utilizar los tres lecturas,

las tres lecturas deben baev fue en pro- medio, y este promedioreportada al 1 milímetro (para cintas métricas) opulgadas (para cintas con unidades habituales). Para el crudo de arrendamiento de petróleotanques de 1.000 barriles de capacidad nominal o menos, la duración de la voluntadser aumentado a 5 milímetros (% pulgada), y debe serinformó a los 5 milímetros más cercanos (o X pulgada).

Nota: Debido a las fuerzas externas, puede haber algunas condiciones en las quepodría ser necesario ampliar el lapso. En un caso como este, específicapolítica de la empresa se debe seguir.3.1A.9.1.2 Una pasta producto de indicación adecuada puede serutilizado en la cinta para facilitar la lectura de la corte. Theo f ucshea lko polvos de talco no es permisible, como el petróleo tiene untendencia a la fluencia en cintas tiza o en polvo.3,1 A.9.1.3 Para la máxima precisión, la misma cinta ybob debe ser utilizado tanto para la apertura y medidores de cierre.

3.1A.9.2 innage MEDICIÓN PROCEDIMIENTOPara aforo innage, haga lo siguiente:a. Después de la conexión a tierra de forma segura los SAEs cinta t establece en 3.1A.5.2 yla apertura de la escotilla de calibre, baje lentamente la sacudida y cinta enel tanque hasta que el Bobis a una corta distancia de la parte inferiortal como se determina por la longitud de cinta desenrollada desde la bobina encomparación con la altura medidor de referencia del tanque.b. Luego, con la cinta adyacente al punto de referencia del medidor,bajar la cinta lentamente hasta que la punta de la sacudida apenas toque elplaca de referencia (o fondo del tanque si no existe una placa de referencia) (verFigura 1).c. Registre la lectura de cinta en el punto de referencia y de calibrenotar cualquier variación de la altura de calibre de referencia de latanque. La comparación de la cinta de calibre punto de referencialectura a la altura de calibre referencia tanque es una indicación de quebob el calibre se suspende en una posición vertical mientras que enen contacto con la placa de referencia o fondo del tanque. Si la cinta esbajó demasiado, haciendo que el bob se incline, o si la lenteja está descansandoen material extraño en la parte inferior del tanque, una inexactase obtendrá lectura del indicador.

d. Cuando la obtención de calibre innage sea, que la cinta se bajaen el mismo punto de calibre referencia tanto para la apertura ymedidores de cierre. Se recomienda que la gauger permitetiempo suficiente para que la superficie del líquido se asiente después de labob rompe la superficie, antes de continuar a bajar la sacudida.e. Retirar la cinta desde el tanque hasta el corte líquido esobservado.f. Lea la escala de cinta en la corte de líquido y tomar nota de esta lectura

como el indicador innage.g. Repita el procedimiento que se establece en 3.1A.9.1.h. Utilice la tabla de capacidad del depósito para convertir el calibre innage ael tanque correspondiente observó volumen.

3.1A.9.3 MEDICIÓN CORTE PROCEDIMIENTOMedidores de interrupción son fiables para determinar el volumen en undepósito sólo si la altura de calibre de referencia es la misma que laaltura de calibre observada en la medición del tanque timofe. Estala igualdad de altura debe ser establecida en la apertura ycondiciones de cierre. Alternativamente, los registros que mantienen mabyeindican que la altura medidor de referencia y la observóaltura medidor se comprueban de forma rutinaria y son consistentemente elmismo. Si las alturas observadas y de referencia son de calibrediferente, pero la altura de calibre observado es el mismo para ambosabriendo y cerrando medidores, entonces el volumen transferidopuede considerarse correcta. Para aforo interrupción, procedea sde la siguiente manera:a. Después de la cinta de forma segura a tierra (ver 3.1A.5.2) y la aperturala escotilla de calibre, baje lentamente la cinta y se menea en el tanquehasta que la superficie e touchetsh sacudida del líquido, (ver Figura 1).b. Después de la sacudida ha dejado de balanceo, menor ttahpee lentamentehasta que una pequeña porción de la sacudida es en el líquido y una aúnpulgadas, la décima parte de un pie, o centímetro de graduación en la cinta esen el punto indicador de referencia.c. Registre la lectura de cinta en el punto de referencia del medidor.d. Retirar la cinta del tanque y leer el bob corteescala en el corte de líquido y registrar la readinCga. deben ser reejercido durante el PROCEDIMIENTO withdrawapl para asegurar que lala cinta y la sacudida no se les permite volver a entrar el líquido con ellodando una lectura falsa.

e. Si se utiliza una sacudida profundamente acanalado, lea la escala de la sacudida en elranura superior en el que se retiene líquido.f. La suma de la lectura de cinta en el punto de referencia del medidory la interrupción de la lectura de la sacudida en el corte de líquido es el apagónmedir. Lo siguiente es un ejemplo:

g. Repita el procedimiento que se establece en el párrafo 3.1A.9. l.h. Utilice la tabla de capacidad del depósito para convertir el indicador de interrupciónel tanque correspondiente observó volumen.

3.1A.9.4 conversiones entre innageY CORTE MEDIDORES3.1A.9.4.1 Un indicador de interrupción se puede convertir en una

calibre innage restando el indicador de interrupción leyendoaltura medidor de referencia del tanque, por ejemplo:3,1 A.9.4.2 Una cinta innage y bob se pueden utilizar para tomarun medidor de interrupción. El procedimiento es el mismo que el descritoen 3.1A.9.3 excepto que la lectura de la sacudida se resta de lalectura de la cinta, por ejemplo:

3.1A.10 Procedimiento gratuito Agua Gauging3.1A.10.1 PASTA AL AGUA QUE INDICAPROCEDIMIENTO3.1A.10.1.1 Este procedimiento se utiliza principalmente para determinarla altura del agua libre encontrarse en petróleo, dondeexiste una relación agua / petróleo demarcación distinta (véase la figura4). El procedimiento recomendado para medición de agua libre es porel método innage (ver 3.1A.9.2).3.1 A.10.1.2 La barra de columna de agua recomendada es del 30-centímetro o 45 centímetros (de 12 ó 18 pulgadas) barra redonda. Si30 centímetros o 45 centímetros (12 pulgadas) o 18- barras redondasno son de fácil acceso, a continuación, a 15 centímetros (6 pulgadas) bobpuede ser usado. Se recomienda el uso de estas barras porqueque es muy conveniente para la aplicación de hallazgo de aguapastas. Además, la longitud reduce los incidentes de cortes de agua encierres y zonas no escalados entre la cinta y un bar.Nota: Si las circunstancias lo exijan el uso de una de 15 centímetros (6 pulgadas) bob yun corte de agua cae sobre el cierre, entonces la altura medidor de referencia debe sertomó nota y todos los esfuerzos realizados para utilizar un medio alternativo, como un 30-centímetro o 45-centimete (r1 2 o 1 S-pulgada) bar.

3.1A.10.1.3 Cuando la altura del agua supera la alturade la barra, el agua libre se puede medir mediante el recubrimiento de la cintacon pastas de agua.3.1 A.10.1.4 Un bob cuadrado o en el bar, no se recomiendaporque los recién llegados en la lenteja pueden causar caídas y se inclina aocurrir en la pasta, así dando lecturas falsas.3.1A.10.1.5 Hay muchas marcas de agua que indicanpastas disponibles de que el cambio de color en el agua de contacto wfriethe.Ha sido foundt sombrero, aunque todas las pastas reactot agua libre,que pueden ser diferentes. Esta diferencia es causada por la adhesión deel aceite a la pasta, lo que hace que algunas pastas para dar de baja ovisto lecturas.3.1A.10.1.6 Los siguientes cualidades deben ser conocidosantes de usar pastas de agua, ya que hay diferenciasentre las marcas:a. Claridad de cambio de color.b. Capacidad de "arrojar" aceite en el que se utiliza la pasta.c. Caducidad (algunos tienden a endurecerse poco después de la apertura).

d. Facilidad de aplicación a la barra y la capacidad de "agarre" de la barra.e. Lo suficientemente denso no fregar apagado durante el viaje a través del aceite.f. Efectividad igual en ligeramente alcalino, sal, frescos oagua ácida.Nota: Los artículos a, c, d, ye anterior también se aplican a pegar producto indica.3.1A.10.1.7 Hay una cierta tendencia de las pastas de agua aseparar en fase líquida y la fase de pasta pesada. Esta separaciónpuede aumentar bajo calor pero no parece afectarla exactitud de la pasta. Sin embargo, el rendimiento general esmejor cuando las pastas se mezclan completamente. Esto es máshacer fácilmente cuando la pasta se suministra en frascos en lugar de entubos. Pastas de agua pueden tener una vida útil limitada, sobre tododespués de la apertura.

Se recomienda que en todos los lugares aplicar el gaugerdos pastas diferentes en la barra para cada calibre innage en ela partir de medir. Después de que se ha establecido quepasta que funciona mejor para el producto dado, el otro puede serdescontinuado. En ciertos lugares de origen en el que sólo t yopneede producto está siendo manejado, se recomienda que las pruebas seanhecho en varias pastas diferentes para elegir el que le dael mejor rendimiento.3.1 A.10.1.8 Al aplicar las dos pastas a la barra,cubrir un poco menos de la mitad de toda la superficie de labarra redonda con cada pasta. Asegúrese de que la mediciónescala permanece pasta freeo f. Aplique una coaotf delgada pero suficientela pasta a la barra. Prácticas determinará la cantidad de pastase debe aplicar para obtener un corte de agua satisfactoria.3.1 A.10.1.9 Permita que la barra permanezca en la posición de mediciónpara un mínimo de diez segundos para que la gasolina, queroseno, yproductos derivados del petróleo de luz similares. Permita que los batro permanecen enla posición de calibración de uno a cinco minutos para pesadade petróleo viscoso. Este tiempo es necesario amounoft derramar lade petróleo que se adhiere a la pasta. Al medir gratuita agua en tanques que contienen petróleo viscoso pesado, aplicar unaincluso la película de aceite lubricante luz sobre la pasta para facilitar laderramamiento de petróleo de la pasta.3.1A.10.1.10 Cuando se quita la barra, no sople olimpiar el petróleo de la pasta ya que esto puede distorsionar elclaridad de la corte de agua. Si el corte de agua es oscurecida por lade petróleo (aceites negros), puede ser necesario lavar elsuperficie de la pasta con un disolvente adecuado. Cuando este esr es necesario, el disolvente debe ser ligeramente pouredo pulveriza sobrela barra muy por encima del corte previsto y permitido para enjuagarabajo sobre el área de corte. Verter directamente sobre la pasta puede

distorsionar la claridad de la corte de agua.3.1A.10.1.11 Algunas pastas no se adhieren bien conaplicaciones en capas. En esos casos, la barra debe estarborrado en seco y limpiar con un disolvente antes de su reutilización.3.1 A.10.1.12 Por revestir las superficies enteras de la barracon dos pastas, una línea clara de demarcación daráevidencia de la corte de agua. Lado Ifo ne es manchado o inferior ala otra, registrar la lectura del nivel más alto de la medición.Adherencia aceite puede causar lecturas bajas, pero no de altalecturas. El manchado puede indicar una capa de aceite emulsionadoy el agua, o más probablemente, indican que el producto no hizocompletamente arrojar fuera de pastas. Este fenómeno ha sidoobservado en la luz, así como producto pesado y aparece comoya sea manchado, salsas, o inclinaciones.

3.1 A.10.1.13 Record, para la referencia, el nivel de la formación de manchas.Nota: Emulsiones-Si se cree que una capa de emulsión está presente, leery registrar tanto cortado clara y medición manchas. El aceite percentagoefy emulsiones de agua en no puede determinarse con precisión con agua-hallazgopastas. Cuando se encuentra esta condición, toma de muestras y posterior laboratoriose requieren pruebas. Una muestra de esta capa se puede obtener mediante el uso de laprocedimiento ladrón.PROCEDIMIENTO DE LADRÓN 3.1A.10.2Cuando emulsiones de aceite y agua están presentes o se sospecha,el ladrón procedimiento mayb e utiliza para aproximar la heighot fla capa o emulsionada para obtener una muestra de la emulsionadocapa para la prueba. Si se utiliza el procedimiento ladrón, que debería seraprobado por todas las partes concernedA. trampa ladrón tipo de núcleo (véaseLa Figura 5) se debe utilizar para este procedimiento. Proceda comode la siguiente manera:a. Con la válvula de fondo o tapa abierta y la parte superior totalmenteabierto, bajar el ladrón ttoh lentamente e inferior del tanque. Despuésdando tiempo suficiente para que el agua libre y aceite-aguaemulsión para alcanzar el nivel adecuado, cerrar el ladrón con elcable previsto a tal efecto. Algunos ladrones se cierran automáticamentecuando una varilla de disparo ajustable golpea el fondo del tanque.b. Retirar el ladrón y verter thceo ntents del ladrón vueltaen el tanque hasta que se detecta agua. Si se desea, los contenidospuede ser vertida en un pequeño arroyo plana con una copa de prueba.c. Tan pronto como espectáculos de agua o emulsión, devuelva el ladrón a unposición vertical.d. Utilizando el ladrón 's escala graduada, medir el restantecontenido del ladrón. Registre esta medida como la alturadel agua libre y la capa de emulsión de aceite-agua contenida enel tanque.e. Sosteniendo el ladrón en una posición vertical, ligeramente abrir el

válvula de fondo o diapositiva y drenar el agua libre de nuevo en eltanque.f. Usando escala graduada del ladrón, medir el restantecontenido del ladrón. Registre esta medida como Theth icknessde la capa de emulsión de aceite-agua. Al restar elespesor de la capa de emulsión de aceite-agua desde la altura deel agua libre y la emulsión de aceite-agua, la altura del agua libre pueden ser aproximadas. Este procedimiento es comúnmente usedfo rtanques de producción de crudo (tanques de arrendamiento).g. Grifos instalados en el lado del ladrón se pueden utilizar pararetirar muestras en centrífuga u otros recipientes adeterminar la altura de las capas de emulsión de aceite-agua. Empezarcon la más alta grifo y retirar muestras inferiores hastala capa se identifica.3.1 A.10.3 OTROS MÉTODOSOtros métodos para determinar la altura de agua libre, tales comodetectores electrónicos de interfaz, una cinta galvánica, etc., pueden serutilizados si son aprobados por todas las partes interesadas.3.1A.11 Procedimiento Gauging para MarineEmbarcacionesPara obtener la máxima precisión, el buque debe estar en una aúnquilla y recto ree andf de cerdo y se hunden.

3.1A.11.1 LECTURA Y GRABACIÓN INDICADORESDonde arrastrado está presente en el aire y / o espumasuperficie del producto, aforo debe suspenderse hastaque desaparezca o hasta que se haya aclarado satisfactoriamente. Loscalibre registrado se determinará mediante el uso de un lapso deun conjunto de tres aforos tanques consecutivos dentro del cual eltres lecturas del tanque deben caer. Para los tanques más grandes que150 metros cúbicos (944 barriles USA), un lapso de 3 milímetroso! se usará 4 pulgadas. Para los tanques más pequeños que 150 cúbicosmetros (944 barriles de EE.UU.) el lapso se incrementará a 5milímetros o Ginch y deben registrarse con aproximación5 milímetro o! 4 pulgadas.Nota: Si las dos primeras lecturas del medidor son idénticos, que la lectura puede serregistrada sin tener medidores adicionales. A efectos estadísticos, másde tres lecturas se pueden tomar y se promediaron en general, si se prefiere, yde mutuo acuerdo.3.1 A.11.1.1 los Rolling MedidoresDurante alijo o operaciones en alta mar, o cuando elbuque está en una litera expuesta, la carga puede estar en movimiento duranteaforo. En tales casos, al menos cinco lecturas seránobtenido en un tiempo mínimo, registrados, y luego promediado.Los indicadores de interrupción deben ser tomadas tan pronto como es práctico

y el tiempo de inmersión de la sacudida / cinta debe ser lo másmás breve posible. Se ha encontrado que es útil para sumergir la lentejaen el líquido de petróleo y tomar lecturas de la cinta.Las condiciones adversas tales como éstos deben ser registrados.

3.1 A.11.1.2 sistemas manuales cerradosSistemas manuales cerrados se refiere a los equipos de aforosimilar en conjunto y la construcción de portátiles electrónicaequipos de medición, incluso con detección electrónicadispositivos, que se pueden implementar en tanques con una cerrada oatmósfera inerte.

3.1 A.11.2 MEDICIÓN DE BUQUESTRIMILET3.1 A.11.2.1 Procedimiento GaugingProcedimientos de aforo no se alteran por los buques que seande ajuste. En situaciones en las que tanto el asiento y leisxti st, cadase debe hacer un esfuerzo para eliminar una o ambas condiciones.En los buques donde se encuentra el punto indicador de referencia encentro del tanque, recorte no significativamente affectg athueg correolecturas o las alturas de referencia. Cuando la UGE referencgeapuntos están situados hacia los extremos después o delanteras de latanques, corrección de ajuste se deben aplicar para obtener la correctavolúmenes. Aplique la rrection Trimco utilizando el orrection trimctablas o las instrucciones que figuran en el oficial del buqueTablas de capacidad. Si la información necesaria no aparece enlas Tablas de capacidad, se refieren a AP É NDICEC.Nota: Origen de Capacidad Tablas-El origen de las tablas de capacidad debeser identificados y registrados. Se debe verificar que las tablas de capacidad se refierena las ubicaciones reales vacíos de los tanques. Para más información sobre los procedimientos de calibración,consulte MPMS Capítulo 2.8B, Prácticas estándar para calibraciónde tanques en buques y oceánicos barcazas.Nota: Las Tablas-Todos Capacidad Missing las partes involucradas, incluyendo el recipiente depropietarios, deben ser notificados inmediatamente cuando las tablas de capacidad no pueden serubicado. Una carta de protesta debe bei ssued inmediatamente. Las copias de latablas deben ser obtenidos en la primera oportunidad posible. En tales situaciones,los datos de medición se deben obtener como de costumbre y retenidos hasta que elmesas estén disponibles y los cálculos se pueden realizar.

3.1A.11.2.2 Gauging gratuita de agua en la salida deLos buques de recorteMedir de agua libre de salir de los vasos de recorte regalosproblemas especiales debido er frweeat puede no ser medible alos puntos de aforo habituales. Si, por ejemplo, el recipiente se recortapor la popa, y los re pointsa medidor ubicado en el delantero

final de cada tanque, el agua libre se habrá movido en lo generaldirección de la moldura y por lo tanto pueden no ser detectados. Si gratuitael agua se detecta, la lectura del medidor será needb et oc orrectedpara el ajuste. Esto se puede hacer en la referencia habitual para mannbeyrlas tablas de corrección del ajuste. Sin embargo, el gran cuidado debe serejercido al corregir medidores de agua libre de triImf d ecorrección de ajuste es mayor que el innage en la referenciapunto de calibre, la fórmula de cuña se debe utilizar para calcularel volumen ater Freew. Buque Wherea es ouot f t im y en la lista,pueden necesitar métodos más extensos para ser utilizado para obtener unamedidor de agua libre. Esto podría implicar, pero no se limitan a,calibrando desde lugares distintos del punto de referencia del medidor.

3.1A.11.2.3 Heights Referencia Gauge3.1 A.11.2.3.1 En algunos casos, el punto de referencia es de calibresituado en un pozo de acceso con bisagra, un tronco de expansión, o un tanqueescotilla. Si estos no están debidamente asegurado o si la junta tienesido demasiado comprimido, la altura UGE observegda podría serafectados, resultando en indicadores erróneos. Una variación en referenciaaltura medidor también puede ser causada por una acumulación de óxido, escala y / o residuo sólido debajo del indicador de referenciapunto o tapas de escotilla.3.1 A.11.2.3.2 alturas calibre de referencia del tanque, así comoalturas calibre referencia observados antes y después de la transferenciadebe ser reportado carga. Cuando la referencia observadoaltura medidor no coincide con el indicador de referencia publicadoaltura, la discrepancia se debe resolvedb y una de lasmedios siguientes:a. El uso de innages en los siguientes casos:l. Se alcanza la altura de calibre de referencia publicado osuperado.2. La altura medidor de referencia observada es menor que elaltura publicada, pero hay confianza en que el tanque dese ha llegado a la parte inferior.Cuando innages son usedfo r OBQ / ROB mediciones, seserá necesario convertir estas readintgos u llages si elmesa de calibraciones se presenta en un formato de merma. Ahacer esta conversión, la lectura es ser innagerestada de la altura de referencia del medidor para el tanque.b. El uso de ullages, cuando el indicador de referencia observadola altura es menor que el medidor de referencia tto hdeiugeh buildupo fresiduos en el fondo del tanque o debido a los elementos estructurales, la curvaturade las paredes del tanque, etc. (ubicaciones alternas medir deben sercomprobado que confirmar materiales presencoef toda tanque.)

3.1 Si A.11.2.3.3 sin altura medidor de referencia se indica, sedebe ser determinada como sigue:a. Cuando profundidades de sondeo se muestran, así como ullages, el usola lectura espacio vacío que corresponde a un sonido cero como elaltura medidor de referencia (véase el cuadro 1, las filas de Al y A2).b. Cuando suena profundidades son showtno indicar la referenciaaltura de calibre, el espacio vacío máximo para el que la capacidad esse muestra es considerada la altura medidor de referencia (véaseTabla 1, las filas A3 y A4).3.1A.11.2.3.4 En aquellos casos donde cero es innagemedido y la altura medidor de referencia se alcanza, elvolumen reportado será cero. Dónde volúmenes significativos sonse muestra debajo de la altura de calibre referencia, confirme readingif sposible mediante la medición desde otro lugar capaz dellegar más profundamente en el tanque. Cuando se obtiene una innage,convertirlo en un espacio vacío.3.1A.11.2.3.5 Se sugiere que en el caso 5 (véase el cuadro 1,fila A5), extrapolar linealmente hasta el indicador observadode altura, con los barriles / centimeteor f los dos anteriores tabuladavalores, rder ino para obtener un nuevo volumen, y luego interpolarnormalmente. Por lo tanto, si la base de la mesa es cero, ignorar eldiscrepancia pero repórtelo en la documentación.

3.1A.11.3 OBQlROB MEDICIÓN3.1 A.11.3.1 AplicaciónVolúmenes OBQ y Rob se pueden determinar mediante el uso deya sea el innage o método de merma de aforo. Mientras que la técnicas utilizadas son similares a los aplicados alla obtención de un espacio vacío o innage en los tanques parcialmente llenos, hayalgunas diferencias significativas al medir ROB / OBQ.3.1A.11.3.2 Pasos preliminares3.1A.11.3.2.1 Heights Referencia GaugeHeights Referencia Gauge deben registrarse en elTablas de capacidad antes de medir.3.1A.11.3.2.2 Referencia y Alternativa GaugingPuntosPlan de Disposición General de la embarcación debe serconsultado para determinar la posición de la referencia del medidorPuntos. Además, los puntos de calibre alternas a lo largo de un tanqueo tanques deben ser identificados por nombre y por ubicación. En algunos barcos que se han construido para cumplir con MarineRequisitos de contaminación (MARPOL), de calibre alternativapuntos se proporcionan en toda la longitud de los tanques. Estadisposición permite la gauger obtener varias innages

a lo largo de un tanque con el fin de establecer la naturaleza y foromfel material retenido.Nota: Si hay varios puntos de aforo están disponibles, medidores manuales deestas posiciones en cada compartimiento se deben tomar y registrados, de conformidadcon API MPMS Capítulo 17, Secciones 1, 2 y 4.

3.1A.11.3.3 Gauging para OBQ / ROB3.1A.11.3.3.1 cinta lnnage y BobSiga este procedimiento:a. Baje la cinta y la sacudida en el tanque hasta que la punta de labob es una corta distancia de la parte inferior del tanque. Esto puede serjuzgado mediante la comparación de la lectura de la cinta contra laReferencia Medidor de Altura citó para el compartimiento.b. Espere hasta que la cinta se haya detenido completamente balanceo. Entoncesbajar la cinta lentamente hasta que la punta de la sacudida apenas toque elfondo del tanque.c. Nota y registrar el medidor de altura observada. Debería serseñaló que el medidor de altura observada puede ser diferentela altura de referencia Gauge citado en las Tablas de capacidad debidoa la effectosf recortar, causando una desviación de la cinta. Sin embargo,si el indicador de altura observada supera la referencia del medidorAltura por más de 5 centímetros cabe hayan comprobado comode por qué esto es así (ver 3.1A.11.2.3 de esta norma).d. Retirar la cinta del tanque y la continuación de la corte en elbob. Este recorte representa el sonido o innage del OBQo ROB en ese compartimento. Este sondeo puede serconvertido a un volumen por referencia a las tablas de capacidad.Ver Tabla 1 de esta norma para los ejemplos.

3.1A.11.3.3.2 Fuera de buques en TrimCuando un buque está fuera de ajuste, puede que no sea posiblemedir OBQ / ROB desde el punto medidor de referencia. de talcircunstancias, puede ser necesario calibrar de otrospuntos en el tanque o tanques (véase 3.1A. 11.3.3.3). Cuando alternativase utilizan puntos de aforo, el método debe ser innageempleado, ubicación e preferentemente fromth towardst que direcciónde ajuste [por lo general la popa Organización Marítima InternacionalApertura (OMI). Una abertura de la OMI es el nombre givetnociertas aberturas permanentes a través de pisos, a través del cualinnages pueden tomarse en varios puntos en un recipiente de marinatanque para su uso en el control de residuos aceitosos, de conformidad conlas recomendaciones de la OMI.]3.1 A.11.3.3.3 no líquidos OBQ / ROB3.1 A.11.3.3.3.1 Cuando la naturaleza de la conservar es no líquidoo sólida, es necesario utilizar el método de merma de medir como sigue:

a. El uso de un d bob tapaen innage, baje la cinta en el tanquehasta que la punta de la lenteja es justo por encima del producto retenido.b. Espere hasta que la cinta se haya detenido por completo y balanceandoluego baje la sacudida hasta que la punta de la lenteja solo descansa en elproducto. Gran cuidado debe ejercerse para asegurar que la lentejano se incline sobre como esto se traducirá en una lectura errónea.c. Lea las graduaciones de cinta en el punto de referencia Gaugey registrar la lectura.d. Retire la cinta del tanque y la continuación de la corte en elbob. La diferencia entre la lectura de la cinta, en la referenciaGauge Point y el corte en la lenteja representa laespacio vacío. Por ejemplo:

Nota: Si hay varios puntos de aforo están disponibles, medidores manuales deestas posiciones en cada compartimiento se deben tomar y registrados de conformidadcon API MPMS Capítulos 17, Secciones 1,2 y 4.3.1A.11.3.3.3.2 Este espacio vacío ahora se puede convertir en unavolumen por referencia a las tablas de capacidad cuando se ajustade ajuste, si procede. En algunos casos, la ay CUMT ser difícilpara leer en el bob. Cuando esto ocurre, varias lecturasdebe ser obtenido con el fin de determinar como representantemedir posible.3.1A.11.3.3.4 Wedge CorrecciónCuando un buque se ajuste f ouot y retener el líquido no lo hacetocar los cuatro mamparos en un compartimiento dado, cuñatablas o los rmula wedgfeo deben ser utilizados. Cuando la naturalezadel retener es no líquido, entonces es necesario establecer siel material se encuentra en una formación de cuña o si está mintiendouniformemente a través de la parte inferior del compartimiento. Esta determinaciónimplicará tomar gaugeast más de un punto enun tanque. Sin embargo, esto no siempre es posible becauosfecondiciones de funcionamiento y la constraintosf física del tanque.Para más detalles, consulte la API MPMS Capítulo 17, Sección 4"Método para la Calificación de volúmenes pequeños en MarinaEmbarcaciones (OBQROB) ".

3.1A.11.3.3.5 Agua Pega IndicandoEn algunos casos, parte o la totalidad de la OBQ / ROB puede ser aguao sedimentos húmedos. Cuando la presencia de agua o sedimentos húmedosse sabe o se sospecha, pasta indicando agua debeser utilizado cuando medir, y las muestras deben obtenersecuando sea posible.

ANEXO A-TAPE COMPARACIÓN CONTRA UNDe TRACEABLE REFERENCIA ESTÁNDAR

A.l generalComo se indica en 3.1A.8, artículo c, cintas de trabajo y bobsse debe comprobar la exactitud cuando es nuevo, y al menos anualmentea partir de entonces por comparación con una cinta maestra. Esta cintacomparación puede realizarse ya sea horizontal o verticalmente.La cinta original utilizado en esta comparación debe ser exactaa menos de 1,5 milímetros a lo largo de 30 metros (0,005a través de los pies 100 pies) o 0,005 por ciento. Los valores de incertidumbredel maestro cinta debe ser mejor que el 0,3 milímetro por30 metros (0.001 pies por 100 pies) o 0,001 por ciento de la cintalongitud.

A.2 Comparación Cinta HorizontalA.2.1 Para llevar a cabo una comparación de cinta horizontal, estableció undisposición de prueba similar a la mostrada en FigurAes- 1 y A-2 y haga lo siguiente:a. Inspeccione la cinta original y comprobar el certificado contrael número de serie de cinta.b. Inspeccione la cinta trabajando para torceduras, captura complemento usado, desgastadoojo bob, bob punta desgastada, y los números ilegibles.c. Compruebe la calibración de las balanzas de resorte para adecuadala lectura con un peso conocido de 10 libras adjunto (verFigura A-1). Las balanzas de resorte deben ser capaces de que indica una carga de 20 libras con una precisión de +/- O. 1 libra.d. La violación y la sacudida de la almohadilla (ver Figura A-2) permite la comparaciónde dos cintas con sacudidas o una cinta con cinta Anda bob sinbob (cinta de flejado tanque). Las cintas deben ser retirados desus marcos, y se presentarán como se muestra en la Figura A-2. Cintas ybobs deben ser colocados con la punta bob firmemente contra el mamparoen la plataforma de la cinta y de la sacudida. Cintas sin sacudidas (si se utiliza)debe ser colocado a través de la ranura en la que el bulkheasdocentro de la marca de la cinta es cero, incluso con el frente de la mamparacara. Durante la instalación, el cuidado shouldb e tomado para evitar el retorcimientocintas.e. Estire la cinta de trabajo y la cinta maestra paralela aentre sí ona razonablemente plana superficie como el corridoofrun edificio o la superficie de un estacionamiento. La uniformidad de lasuperficie es menos importante que el paralelismo de las cintas.Las dos cintas deben estar separados por una distancia constante deaproximadamente 1 a 3 centímetros. Los puntos cero (por lo general la lentejaconsejos) de las cintas deben ser aún, como se muestra en la Figura A-2.f. Use los tensores (ver Figura A-2) para aplicar cargas igualesde 10 libras como se indica por las balanzas de resorte (obsérvese la el uso de los eslabones giratorios para prevenir la torsión de las cintas). Igualtensión aplicada a ambas cintas es más importante que lacantidad de tensión aplicada.g. Coloque una escala de acero graduada en milímetros en la prueba

señalar, como se muestra en la Figura A-2. Ajuste t athpee s, la escala, yel tablero de soporte de manera que todos son precisamente paralelo. Tenga en cuenta lacantidad de separación entre las cintas cerca del punto ceroy mantener esta distancia a los puntos de prueba. De este modo,paralelismo de las dos cintas se comprueba fácilmente.h. Haga los ajustes finales de tensión en las cintas y vuelva a verificarpara el paralelismo en todos los puntos de prueba antes de tomar lecturas. Hacerno molestar a las cintas o escala durante la mediciónsecuencia.yo. Una escuadra de combinación (véase la Figura A-2) se utiliza para ayudar ala lectura de la escala. En cada punto de prueba, centre la hoja de lacuadrar en marca de graduación de la cinta maestra y leer elescala milimétrica donde se cruza con la hoja de lacuadrado. (Véase Lectura "A", véase el ejemplo en el paso o.) Sinperturbar las cintas o la escala milimétrica, centre la hojade la plaza en la marca de graduación de la cinta de trabajo y leer la escala milimétrica donde se cruza con la hojade la plaza. (Ver Readin "GB" en el paso o.) Al leer elescala, estimar la lectura al 0,5 milímetro más cercano.j. Registre las lecturas del ona hoja n observación Trial rimer ASF.k. Libere la tensión en las cintas y vuelva a aplicarlo.1. Plegar la escala de varios milímetros. Luego vuelva a ajustar latensiones de cinta, comprobar el paralelismo, y registrar un segundo conjuntode lecturas como segunda prueba.m. Reajuste como en los pasos k e i. Luego grabar un tercer juego delecturas como Tercer Juicio.n. Calcular la longitud real de la cinta que trabaja en la pruebapunto de acuerdo con la siguiente ecuación: A.2.2 En el procedimiento de comparación precedente (véase A.2.1),el área de sección transversal de las dos cintas debe ser igual. sieste procedimiento de comparación se utiliza con cintas de diferenteáreas de sección transversal, la diferencia de longitud encontrado puede ser uncombinación de diferencias en las longitudes de cinta y las diferencias enla cepa unidad entre las dos cintas.A.2.3 No se requiere corrección de temperatura, siempre que elcinta de trabajo y la taapree amo a la misma temperaturay están hechos de materiales con un coeficiente similar deexpansión termal. Las cintas del mismo color alcanzarán lamisma temperatura, incluso con luz solar. Sin embargo, el negro ycintas blancas han demostrado differenceso temperatura f tantocomo 8 ° C cuando se expone a la luz solar directa. En tales casos, ladiferencia de temperatura, incluso si se mide, sería inciertodebido a la variabilidad de la exposición a lo largo de la longitud de cada cinta. En consecuencia, las calibraciones en el laboratoorry al menos ense prefieren cuando sea posible sombra.A.2.4 Cuando se realiza una comparación cinta, la longitud completade la cinta más tres puntos adicionales a lo largo del lengotfh lala cinta debe ser verificada. El procedimiento de comparación esbozó

anteriormente se limita a cintas de acero porque se especifica la tensióncomo el resultado de un 44N (10 libras) de carga. Cuando se utiliza paratransferencia de custodia, la cinta / comparación cinta maestra de trabajodebe comprobar en el siguiente: A.2.5 Si bien la comparación de cinta horizontal es una prácticacomparación de longitudes de cinta, que somete la cinta de trabajo a unmayor tensión (cepa unidad) que se encuentra debajo de operación normalcondiciones. Por lo tanto, la longitud de la cinta mientrasque se utiliza para medir el nivel puede no ser la misma que la cintalongitud encontrado durante la prueba de comparación de cintas.A.3 Vertical Comparación de cintaLa comparación de cinta cinta / master de trabajo puede serrealizado en una posición vertical, que se sujetará amboscintas a condiciones similares a las encontradas en aforo normalesoperaciones.A.3.1 Para llevar a cabo una comparación de cinta vertical, haga losiguiendo:a. Suspender las dos cintas en una posición vertical a un lado de unatanque o en un hueco de la escalera.b. Sujete el endosf superior las dos cintas de seguridad en la posiciónen el mismo incremento de medición con 1 a 3 centímetrosla separación de las cintas.c. La tensión de la cinta int él posición vertical es suministrada por elpeso de la sacudida.d. Coloque una escala de acero graduada en milímetros entre elcintas en el punto de prueba. Una escuadra de combinación se utiliza para ayudarla lectura de la cinta (de manera similar ina como se muestra en la Figura A-2). Tome las lecturas con la hoja de la plaza en elcentro de aneds marca de graduación de cada cinta timate la escalalectura al 0,5 milímetro más cercano. Dado que las cintas songarantizado sólo en el extremo superior, se debe tener cuidado de que tantocintas y la escala permanecen paralelos durante la lectura.e. La misma fórmula utilizada en la comparación de cinta horizontalpuede ser utilizado para calcular la verdadera longitud de la cinta de trabajoen el punto de prueba.A-3.2 cintas electrónicos pueden ser verificados por la exactitud utilizandoInstituto Nacional de Standa yy TwhologY (NIST) debe ser específicamente un vaso de agua. Una vez que la señal acústica indica el contactosolicitado para certificar cintas maestras (utilizado verticalmente) con 3 libras de tensión, comoesto va a reproducir con mayor precisión el efecto de un 21 oz (6 pulgadas) en bob con el líquido, la cinta debe ser asegurado en posición. Comparacinta vertical. El requisito de la tensión 3 libras se calculó sobre la ison con la cinta maestra puede entonces ser accomplished- E1ecbasisde un 21 oz o 6 pulgadas bob. Si se utilizan rutinariamente bobs más pesadas, las cintas electrónicas deben cumplir con los requisitos de exactitud mismo que uncinta maestra debe estar certificado en una fuerza de tensión correspondiente. Mientras que el indicador de trabajo tape.

INFORMACIÓN ANEXO B-DE PRECAUCIÓN B.l Características físicas y FuegoConsideracionesPersonal BLL involucrados con el manejo de petroleumrelatedsustancias (y otros materiales químicos) deben serfamiliarizados con el sthtiecsse characteorfi física y químicasustancias, incluyendo potencial de incendio, explosión y reactividad,y procedimientos de emergencia apropiados. Este personaldeben cumplir con compansya individuo prácticas operativas feandl vecinal, estatales y federales, incluyendo uosf correoropa protectora adecuada y equipo. Ld Personal shboeualerta para evitar posibles fuentes de ignición y deben mantener lacontenedores de materiales cerrados cuando no estén en uso. B.1.2 API Publicaciones 2217 y 2026, API recomendadosPráctica 2003, y los reglamentos aplicablesdebe ser consultado cuando medición y muestreo.La información relativa a los materiales y condiciones particularesse debe obtener del empleador, el fabricante oproveedor de ese material, o la ficha de datos de seguridad de materiales.8.2 Seguridad y Salud Consideraciones8.2.1 efectos potenciales sobre la salud pueden resultar de la exposición acualquier producto químico y dependen de la toxicidad de la sustancia concentración, y la duración de la exposición. Cada unodebe minimizar su exposición a productos químicos en el trabajo.Se sugieren las siguientes precauciones generales:a. Reducir al mínimo la piel y el contacto visual y la respiración de vapores.b. Mantenga los productos químicos alejados de la boca; ellos pueden serdañino o fatal si es ingerido o aspirado.c. Mantener los recipientes cerrados cuando no estén en uso.d. Mantenga las áreas de trabajo lo más limpio posible y bien ventilado.e. Limpie los derrames de inmediato y de acuerdo con pertinenteseguridad, salud, y medio ambiente.f. Observe los límites establecidos y el uso adecuado de protecciónropa y equipo.8.2.2 La información sobre límites de exposición se puede encontrarconsultar las ediciones más recientes del OcupacionalNormas de Seguridad y Salud, 29 Código de Regulaciones FederalesSección 1910.1000 y siguiendo y la ACGIHUmbral Límite publicación Valuefso r Sustancias Químicasy agentes físicos en el entorno laboral.La información relativa a la seguridad y riesgos para la salud y el buenprecauciones con respecto a los materiales y condiciones particularesse debe obtener del empleador, el fabricante,o la ficha de datos de seguridad de materiales. ANEXO C-PROCEDIMIENTO PARACÁLCULO DE ASIENTO Y CORRECCIÓN LISTA EN EL CAMPO Las siguientes fórmulas se encontraron útiles en la determinaciónun medidor de nivel en el ajuste andli correcciones st no son

previsto en las tablas de capacidad. Para más información definitivaen relación con el cálculo de correccalculate ajuste de un buquerecortar corrección para cualquier condición, resolver esta ecuación:Si el punto de medición está por delante de la mitad de la longitud de latanque, el signo (+ o -) de la corrección se invierte. El primerola mitad de la ecuación (ver C-1) es el rrection Trimco prima; lasegunda parte corrige la desviación de la cinta de lavertical, a veces calledd grieta, y es por lo general menor en valoraunque no siempre insignificante. Lista se trató de forma similar porsustituyendo dimensiones transversales para las longitudinales.