Procedimiento Para La Revision General de Tanques Atmosfericos de Almacenamiento

PROCEDIMIENTO PARA LA REVISION GENERAL DE TANQUES

ATMOSFERICOS DE ALMACENAMIENTO.

1.1 ANTECEDENTES.

La inspección periódica de los tanques atmosféricos es necesaria para

determinar las condiciones físicas, externas e internas, así como su grado de

deterioro y las causas que originan el mismo, por medio de ellas se

determinaran las medidas mas adecuadas para reducir la posibilidad de

incendio, así como daños posteriores y mantener condiciones seguras de

operación.

Cada tanque del centro de trabajo debe contar con su carpeta de información

estadística, donde se irán archivando todos los datos relacionados con la

historia del tanque, por ejemplo: reportes de las inspecciones efectuadas,

reportes de los trabajos de reparación, planos de modificaciones, fotografías,

registro de calibradores (medición de espesores), etc.

Cada tanque del centro de trabajo deberá contar con su hoja de

“especificaciones de diseño” donde quedaran registrados los siguientes datos:

1) Localización del tanque.

2) Producto almacenado.

3) Características del producto almacenado.

4) Características de construcción del tanque:

a) Temperatura.

b) Densidad.

c) Elementos contaminantes corrosivos (H2S, HF, NaCH, etc.).

d) Humedad.

e) Inyección de materiales para reproceso (recuperado de trampas, productos

fuera de especificación etc.).

5) Características y localización de los recubrimientos anticorrosivos:

a) Dimensiones del tanque (diámetro, altura, etc.).

b) Especificaciones de materiales.

c) Tipo de techos (cónico, cúpula flotante, etc.).

d) Tipo de juntas (soldadas, remachadas, atornilladas, etc.).

e) Dispositivos de calentamiento.

f) Equipo auxiliar interno.

6) Características y localización de los calentamientos anticorrosivos.

7) Características, cantidad y estadísticas de los dispositivos de seguridad

contra-incendio (válvulas de venteo, arrestadores de flama, cámaras de

espuma mecánica, etc.).

La hoja de “especificaciones de diseño” se llenara con los datos que se

consulten en los libros de diseño y planos de construcción.

Antes de iniciar la inspección de un tanque, se debe consultar la carpeta de

información estadística para conocer la historia del tanque en particular, que

servirá como guía en la inspección por realizar. En esta historia se puede

conocer cuales son las zonas que han sufrido daños, cuales han sido las

reparaciones realizadas y cuales son las zonas que se mantienen en

observación.

Verificar que se elabore un programa para la limpieza, inspección y reparación

del tanque donde se indique los trabajos a realizar por los diversos

departamentos del centro de trabajo.

Elaborar un programa de trabajo a desarrollar por departamento de inspección

y seguridad a base de “listas de chequeo” y dibujos de tal manera de llevar un

orden en la revisión del tanque evitando que algún componente o accesorio del

tanque quede sin revisar.

Hacer los preparativos necesarios para tener disponibles los materiales,

aparatos, herramientas, dibujos, etc., que utilizara el departamento de

inspección y seguridad en la revisión del tanque.

Verificar que se elaboren los “permisos de trabajo” que amparen la ejecución

de los trabajos preliminares, indicar las medidas de seguridad por atender y el

equipo de protección personal que se debe utilizar.

1.2 TIPOS DE TANQUES ATMOSFERICOS DE ALMACENAMIENTO.

Existen varios tipos de tanques de almacenamiento como son: horizontales

(salchichas), geodésicos, verticales; estos los hay de techo fijo y de techo

flotante. Los tanques que aquí se mostraran solo serán de los de techo fijo, y

estos a su vez pueden tener o no membrana flotante interna.

Tanque vertical de almacenamiento de techo fijo.

Es un recipiente cilíndrico vertical de techo fijo, de diámetro y altura según su

capacidad, cerrado que ventea a la atmósfera a través de válvulas de presión y

vació provistos de arrestadores de flama, usados para almacenar productos de

petróleo que se mantienen en estado liquido en condiciones ambientales

(presión atmosférica y temperatura de 30º C) y para el almacenamiento de

productos viscosos (combustoleo, residuo primario, gasóleos, aceite

recuperado), usados también para almacenar hidrocarburos y líquidos en

general con baja presión de vapor 5 psi (3515 kg. /m2) máximo. Como se

muestra en la (Fig. 1).

[pic]

FIGURA 1. Dibujo de tanque vertical de techo fijo mostrando los elementos que

lo conforman

NOMBRE DE LAS PARTES DEL TANQUE VERTICAL DE TECHO FIJO:

A). Alarma de nivel normal de operación del sistema de telemedición

B). Alarma de alto nivel de operación del sistema de telemedición.

C). Alarma de alto-alto nivel o alto nivel de seguridad.

D). Varilla y flotador de alarma de alto-alto nivel.

E). Alarma de bajo nivel de operación del sistema de telemedición.

F). Alarma de bajo-bajo nivel de operación del sistema de telemedición.

G). Sistemas de tierras.

H). Resistencias de red de tierras.

I). Detector de no fugas en la base del tanque.

J). Calibración volumétrica del tanque.

K). Cámara de espuma.

L). Escotilla de medición física y muestreo.

M). Válvula de presión-vació con arrestador de flama.

N). Bastón central de la cúpula del tanque.

O). Entrada hombre en la cúpula del tanque.

P). Registro de entrada hombre en el cuerpo del tanque.

Q). Pared del tanque (envolvente).

R). Fondo del tanque.

Tanque vertical de almacenamiento de techo fijo con sello de gas.

Es un recipiente cilíndrico vertical con techo fijo, con sello por inyección de gas,

que ventea a la atmósfera a través de válvulas de presión provistas de

arrestadores de flama, de diámetro y altura según su capacidad, usados

principalmente para el almacenamiento de hidrocarburos líquidos en general

con baja presión de vapor 5 psi (3515kg. / m2) a temperatura mayor que su

temperatura de inflamación y/o que pueden ser contaminados con el aire por

formación de gomas, etc. El gas de sello usado normalmente es gas natural.

Tanque vertical de almacenamiento de techo fijo con membrana flotante

interna.

Los tanques verticales de techo flotante interno (conocidos también como

tanques con membrana flotante interna) se usan para almacenar productos de

petróleo que se mantienen líquidos a condiciones ambientales, pero se

mantienen a alta presión de vaporización 9 psi (6327 kg. / m2). Estos tanques

se utilizan para almacenar gasolinas primarias, gasolinas secundarias y

gasolinas especiales, las de alto octano como son las gasolinas reformada y

catalítica.

El techo o membrana va a flotar sobre el líquido que almacena el tanque

evitando que haya desprendimiento de vapores en exceso debido al porcentaje

de ligeros que contiene. Como se muestra en la (Fig. 2) Pág. 5.

[pic]

FIGURA 2. Dibujo de un tanque vertical de techo fijo con membrana flotante

Interna mostrando los elementos que lo conforman.

NOMBRE DE LAS PARTES DEL TANQUE VERTICAL DE TECHO FIJO CON

MEMBRANA FLOTANTE INTERNA:

A). Alarma de nivel normal de operación del sistema de telemedición.

B). Alarma de alto nivel de operación del sistema de telemedición.

C). Alarma de alto-alto nivel o alto nivel de seguridad.

D). Varilla y flotador de alarma de alto-alto nivel.

E). Alarma nivel de operación del sistema de telemedición.

F). Alarma de bajo-bajo nivel de operación del sistema de telemedición.

G). Sistemas de tierras.

H). Resistencia de red de tierras.

I). Detector de no fugas en la base del tanque.

J). Producto almacenado bajo M.F.I.

K). Cámara de espuma.

L). Escotilla de medición física y muestreo.

M). Tope de poste central guía de la M.F.I.

N). Tope de poste lateral guía de la M.F.I.

O). Poste lateral.

P). Registro de la entrada hombre en el cuerpo del tanque (envolvente).

Q). Sello perimetral de la M.F.I.

R). Escotilla de ventilación.

S). Bastón central de la cúpula del tanque.

T). Pared del tanque (envolvente).

U). Pontones (flotadores de la membrana).

IMÁGENES DE PARTES EXTERNAS IMPORTANTES DE TANQUES

VERTICALES ATMOSFERICOS DE ALMACENAMIENTO.

La finalidad de esta sección es ilustrar de una manera real algunas partes,

componentes o accesorios de tanques.

Esta imagen muestra elementos complementarios como: red de tuberías, dique

de contención, etc. Además se pueden observar algunos elementos externo del

tanque como son: registros de venteo, registro de sobre-flujo, escalera, sistema

de protección contra incendio (cámara de espuma), entrada hombre, etc.

[pic]

FIGURA 3. Muestra ampliamente los componentes externos de un tanque, uno

de ellos es registro de sobre-flujo que se encuentra en la parte media superior

de la envolvente (pared del tanque), como se puede observar en esta imagen.

Las partes externas mencionadas anteriormente se ilustran con más detalle en

las siguientes imágenes:

[pic]

FIGURA 4. Cámara de espuma del sistema contra-incendio que tiene cada

tanque, donde se puede observar su línea que viene desde el pie del tanque a

esta.

[pic]

FIGURA 5. Registro de venteo que se encuentra sobre el techo del tanque para

ventilación.

[pic]

FIGURA 6. Registro de salida del sistema de telemedicion que envía

información a una computadora que se encuentra en el área de control de

llenado de tanques.

[pic]

Figura 7. Válvula de presión-vació con arrestador de flama, este dispositivo

solo es instalado en tanques que no cuentan con membrana flotante interna.

1.3 Inspección.

Revisar ocularmente el estado físico de las laminas por el interior del tanque

buscando; deformaciones, fracturas, zonas con corrosión, debiendo registrar el

tipo, localización y magnitud del daño observado.

De acuerdo con las características del tanque y del producto almacenado, así

como a su estadística de inspección, deberá revisarse con más detalles

aquellas zonas del tanque con mayor probabilidad de defectos localizados y

estas son:

a) Áreas dañadas en el fondo del tanque.

b) Áreas dañadas en cada uno de los anillos.

c) Áreas dañadas en soporteria de techo.

d) Áreas dañadas en todas las boquillas.

Se calibrara ultrasonicamente todas las áreas del tanque:

Soldaduras. Para la inspección de las soldaduras se hará un recorrido ocular

para observar su estado físico en todas las áreas del tanque tales como:

uniones de láminas, boquillas, uniones del fondo y cuerpo, uniones del cuerpo

y techo, buscando defectos tales como: zonas con corrosión, desgaste, poros,

fisuras, etc.

Para obtener mas datos sobre las posibles fallas en las soldaduras se deberán

utilizar técnicas no destructivas, tales como: radiografías, ultrasonido, partículas

magnéticas, líquidos penetrantes, etc.

Boquillas y conexiones. Se revisan ocularmente todas las boquillas y

conexiones del tanque con el fin de localizar zonas con defectos, tales como:

corrosión, picaduras, erosión, verificando además que se encuentren libres de

obstrucciones. Así también se deberán calibrar ultrasonicamente todas las

boquillas y conexiones.

Nipleria. Se deberá revisar interior y exteriormente la nipleria, verificando que

este dentro de norma y midiendo su espesor.

Estructuras internas. Revisar el estado físico de las estructuras internas tales

como: soporte del techo fijo, soportes del techo flotante, guías, etc., en busca

de defectos como son: deformaciones, zonas corroídas, etc.

Dispositivos de calentamiento. Revisar ocularmente y a martillo el estado físico

de la tubería y conexiones de los serpentines de calentamiento, buscando

zonas delgadas, corrosión exterior, zonas deformadas, soldaduras fracturadas,

etc.

Accesorios del tanque. Se deberá efectuar una revisión ocular de todos los

accesorios del tanque tales como: agitadores, flotadores, válvulas rompedoras

de vació, protección con ánodos, drenes, tomas de presión, mangueras de

drene, válvulas, cámara de espuma, mecanismos de contrapeso, etc., en busca

de defectos que pudieran ocasionar un mal funcionamiento de ellos.

Recubrimiento anticorrosivo. Revisar ocularmente el estado físico del

recubrimiento exterior e interior, buscando, defectos tales como: fisuras, poros,

zonas de desprendimiento, debiendo revisar con más detalle las zonas donde

se localicen defectos, auxiliándose con detectores de fallas.

1.4 INSPECCION INTERNA.

1) Antes de iniciar la inspección de un tanque se debe consultar la carpeta de

información estadística para conocerse su historia lo que servirá como guía

para la elaboración del programa de inspección.

2) Verificar que el tanque haya sido vaciado, purgado, neutralizado, aislado

(incluyendo drenajes) y vaporizado.

3) Confirmar en el campo el punto anterior.

4) Realizar pruebas de explosividad, determinación de gases tóxicos,

sustancias acidas, etc. Estas pruebas deben ser del tipo y en la cantidad

necesaria de acuerdo al fluido que el tanque haya almacenado, debiendo estar

totalmente con los rangos permitidos de cualquier sustancia explosiva o

agresiva para permitir el acceso del personal. Estas pruebas deberán ser

repetidas diariamente en caso de notarse alguna anomalía y el permiso de

entrada revalidado.

5) La limpieza deberá ser detallada para permitir una buena inspección de

todas las partes internas, laminas del fondo, pared y techo.

1.4.1 PERIODOS PARA LA INSPECCION INTERNA.

Para tanques de almacenamiento de gasolina amargas, crudos, ácidos,

cáusticos y en general que contengan productos agresivos, la inspección debe

realizarse cada 5 años como máximo.

Para tanques que almacenan productos no corrosivos el intervalo de remisión

debe ser de 10 años como máximo.

1.5 INSPECCION EXTERNA.

Se debe llevar a cabo mediante un programa elaborado anualmente en cada

centro de trabajo y se revisara lo siguiente:

1) Calibración ultrasónica. Se realizara de acuerdo a la sección de calibración

ultrasónica de espesores, y se programara conforme al resultado del análisis

de las calibraciones.

2) Revisión ocular de láminas de cuerpo y techo, soldaduras, boquillas, placas

de refuerzo y sus testigos en busca de defectos como: zonas deformadas,

fracturas, fugas, zonas corroídas, etc.

3) Revisión del estado de escaleras de acceso al techo incluyendo plataforma y

barandales.

4) Revisión de la cimentación del tanque en busca de fracturas y

asentamientos.

5) Revisión del estado de conexiones a tierra.

6) Revisión del estado de pintura.

7) Revisión del aislamiento térmico en caso de contar con el.

8) Revisión de nipleria, midiendo su espesor por calibración ultrasónica.

9) Revisión de válvulas de presión-vació y arrestadores de flama.

10) Revisión del estado de la instrumentación; alarma de alto nivel, medición de

nivel, medidores de presión.

11) Esta revisión deberá ser completada con una inspección preventiva de

riesgos en la que se incluya; muros de contención, drenajes, protección contra-

incendio, etc. El estado de todo lo anterior deberá ser anotado en el formato

GPEI-IT-0004-01.

12) En el caso de techos flotantes externos se debe revisar como mínimo lo

siguiente cada seis meses:

a) Estado del sello en busca de roturas y/o fracturas, desalineamientos, etc.

b) Revisión interna de pontones en busca de fugas y/o explosividad.

c) Posición de las “patas soporte”; estas deberán estar en la posición de

operación, es decir, la cúpula deberá bajar lo máximo posible sin rebasar las

líneas de recibo o succión o cualquier otro aditamento como agitadores,

medidores de nivel (toma inferior) etc., que pudieran dañar el sello o derramar

producto sobre el techo flotante.

d) Estado del drene de la cúpula; se deberá revisar su estado de limpieza

verificando este libre de obstrucciones, este abierto y no tenga fugas.

e) Estado de la barra antirrotación; se deberá revisar verificando su

verticalidad, corrosión y estado de sello. El estado de todo lo anterior deberá

ser anotado en el formato GPASI-IT-0004-02.

13) En el caso de techos flotantes internos se debe revisar desde el exterior a

través de los registros de venteo como mínimo cada 6 mese lo siguiente:

a) Revisión del estado de sellos en busca de roturas y/o posibles fugas.

b) Revisión del estado del diafragma en busca de fracturas y/o posibles fugas.

c) Se deberán realizar pruebas de explosividad a diferentes niveles.

1.5.1 PERIODOS PARA LA INSPECCION EXTERNA.

A todos los tanques de almacenamiento en operación se les deberá realizar

como mínimo una inspección completa cada año.

A los tanques de almacenamiento con techo flotante interno y techo flotante

externo se les deberá realizar como mínimo una inspección de todos los

componentes del techo cada 6 meses.

1.6 Pruebas.

Cuando se efectúen reparaciones mayores deberán realizarse pruebas las

cuales pueden hacerse apoyándose con el método de la caja de vació que a

continuación se describe.

En este método, se cubre primero la junta soldada o área sospechosa con

jabonadura y luego se coloca la caja sobre esta área. Al producirse el vació

dentro de la caja, si hay fuga, esta formará una burbuja.

[pic]

FIGURA 8. Dibujos de los componentes de la caja de vació.

NOMBRE DE LOS COMPONENTES DE LA CAJA DE VACIO.

1. Vista del extremo. 9. Corte A-A

2. Vista por la parte superior. 10. Vista isométrica

3. Vacunómetro 11. Asa

4. Abrazadera de sujeción de metal. 12. Salida de aire

5. Placa de cristal. 13. Entrada de aire

6. Pared lateral. 14. Grifo macho.

7. Empaque de hule espume.

Cuando en un tanque se efectúan reparaciones del cuerpo, techo, fondo y

boquillas, etc., deberán realizarse las pruebas neumáticas y/o hidráulicas

correspondientes, antes de poner el tanque nuevamente en operación. Con la

finalidad de verificar su hermeticidad, las pruebas más comunes son:

1.6.1 Pruebas del fondo.

Esta prueba es hidroneumática y consiste en construir un dique temporal,

comúnmente de tabique, aproximadamente de 0.030 metros de altura

alrededor del tanque. Se vierte agua en el canal formado y se mantiene a un

altura de 0.020 metros, esta agua sirve de sello al aire que se inyecta en el

centro del fondo, a una presión de 3 pulgadas (0.0762 m) columna de agua.

Antes de inyectar el aire, se cubren todas las juntas soldadas con jabonadura.

Si hay fugas, estas se descubrirán por la formación de burbujas. La efectividad

de estos métodos puede mejorarse con el uso de un martillo neumático, para

sacar el oxido empacado en las cavidades. Se limpiaran las juntas y/o áreas

sospechosas para poder apreciar más fácilmente las filtraciones.

[pic]

FIGURA 9. Muestra un arreglo típico de conexiones para efectuar la prueba de

fondo.

1.6.2 Prueba de la envolvente cilíndrica.

Esta prueba se deberá efectuar siempre que se hayan realizado reparaciones,

de cualquier magnitud por corte o soldadura.

Si se realizan reparaciones menores o el tanque es de baja capacidad la

prueba puede hacerse por medio de:

a) Bañando por el interior todas las juntas soldadas sujetas a prueba con un

aceite o liquido altamente penetrante e inspeccionando las mismas por el

exterior (si se usa una pintura penetrante puede colocarse liquido revelador por

fuera).

b) Aplicando vació a ambos lados en las juntas soldadas.

Si se realizaron reparaciones mayores el tanque deberá ser probado

hidrostáticamente llenándolo con agua de acuerdo a lo siguiente:

a) para tanques con techo fijo llenar a 2 pulgadas (0.0508 m) debajo de las

soldaduras que une las placas del techo al ángulo superior de la envolvente.

b) Se llenara a una altura menor cuando exista alguna restricción como podrán

ser los techos flotantes internos. La envolvente deberá revisarse

frecuentemente durante el llenado y todas las juntas soldadas abajo del nivel

del agua deberán examinarse en busca de evidencia de fugas.

1.6.3 Pruebas de techo.

Deberá realizarse siempre que se haya efectuado reparaciones de corte y

soldaduras. Puede efectuarse aprovechando la prueba hidráulica de la

envolvente; presionando con aire el espacio entre el nivel del liquido y el techo

a una presión no mayor de 2 pulgadas (0.0508 m) columna de agua, usando

jabonadura para detectar fugas. Puede efectuarse también usando el método

de la caja de vació.

1.6.4 Prueba de pontones.

Cuando se efectúen reparaciones en los pontones de un techo flotante se debe

realizar una prueba neumática, para lo cual se inyecta aire hasta una presión

no mayor de 2 pulgadas (0.0508 m) columna de agua, detectando la posibilidad

de fugas por medio de jabonadura.

1.6.5 Prueba de techos flotantes internos o externos.

Cuando sea reparado un techo flotante se someterá invariablemente a una

prueba de flotación sobre agua revisando:

a) Fuga de pontones.

b) Inclinación del techo.

c) Si tiene rotación.

d) Si se separa el sello de la pared del tanque.

e) Si existe rozamiento con la pared del tanque.

1.7 ESTADISTICA Y REPORTES.

Archivar la “Carpeta de información estadística” con todos los datos referentes

a la inspección realizada tales como: grado de ensuciamiento observado,

localización tiempo y magnitud de los defectos encontrados, comportamiento

de los materiales metálicos y de los recubrimientos anticorrosivos, aplicación

de pruebas no destructivas, etc.

Anexar todos los dibujos, croquis, planos y fotografías que se utilizaron para la

localización de los aspectos importantes de la inspección.

Registrar los datos referentes a los trabajos de reacondicionamiento del tanque

incluyendo los trabajos de modificación que se hayan efectuado.

Es muy importante registrar los datos referentes a la localización, dimensiones

y especificación de los materiales utilizados así como las características de las

pruebas que se efectuaron para la recepción de los trabajos.

Los datos de revisión y reacondicionamiento de los dispositivos de seguridad

tales como: válvulas de venteo y arrestadores de flama, se registraran en las

hojas o tarjetas de control de revisión de los dispositivos de seguridad del

sector o área en particular.

Aparte del registro de las calibraciones de espesor efectuadas para determinar

los trabajos de reparación del tanque, se registraran por separado las

calibraciones de espesor que se hayan efectuado en los puntos fijos

seleccionados en el fondo, cuerpo y techo del tanque para la determinación

efectiva de la velocidad de desgaste en milésimas de pulg. / Año.

Cuando las anomalía encontradas durante una inspección (externa o interna)

sean tales como: pontones con explosividad o fugas, roturas en unión débil

techo envolvente, fugas en soldaduras o perforaciones por corrosión, fugas en

aditamentos, sellos perimetrales de tanques de cúpula flotante externa e

interna, mangueras de drene de techos flotantes externos dañados y cualquier

otra cosa se considere critica para la seguridad del tanque, se deberá solicitar

su corrección inmediata.

El personal de inspección y seguridad que reviso el tanque será el responsable

de solicitar su reparación inmediata al personal de mantenimiento y operación

del sector quienes serán, los responsables de la puesta fuera de operación del

tanque y de la reparación inmediata del mismo.

1.8 FORMATOS PARA REPORTES.

Los formatos que a continuación se muestran se utilizan para llevar el registro y

el control de las inspecciones realizadas en los tanques de almacenamiento.

FORMATO GPASI-IT-0004-01

PEMEX - REFINACION.

GERENCIA DE PROTECCION AMBIENTAL Y SEGURIDAD INDUSTRIAL.

INSPECCION INTERNA DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO

ATMOSFERICOS

CUPULA FIJA. ORMATOGPASI-IT-0004-01

Instrucciones: Lea cuidadosamente el formato y proceda a llenar los espacios

que correspondan según la inspección realizada, elija un concepto de acuerdo

a la deficiencia mas sobresaliente en cada descripción.

|DESCRIPCION |ANOTE LA DEFICIENCIA MAS IMPORTANTE |

DEFICIENCIA |

| | |ENCONTRADA |

|ACCESOS |OK – DEFICIENTE – NO HAY | |

|MURO DE CONT |OK – ROTO – DEFICIENTE – NO HAY | |

|CIMENTACION |OK – ROTO – DEFICIENTE | |

|PATIO |OK – MALEZA – MATELS... – PRODUCTO | |

|DRENAJES |OK – OBSTRUIDOS – DEFICIENTES | |

|PASILLOS INT. |OK – OBSTRUIDOS – DEFICIENTES | |

|CUERPO |OK – FUGAS – DEFORMACIONES – PINTURA. | |







|SELLO |OK – ROTO | |

|PONTON |1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 | |

OBSERVACIONES:_______________________________________________

_____________

____________________________________________________________

____________________________________________________________

____________

____________________________________________________________

__________

____________________________________________________________

__________

FORMATO GPASI-IT-0004-03.

PEMEX - REFINACION.



ATMOSFERICOS

CUPULA FIJA. FORMATOGPASI-IT-0004-03

OBSERVACIONES:_______________________________________________

_____________

____________________________________________________________

____________________________________________________________

____________

CAPITULO 2

MEDICION PREVENTIVA DE ESPESORES EN EQUIPO.

La medición de espesores es la actividad en la cual se mide el espesor de

pared por medios ultrasónicos, electromagnéticos, mecánicos o la combinación

de ellos. La medición preventiva de espesores es el trabajo de medición

sistemática de espesores de pared en tuberías y equipos.

El objetivo es detectar y evaluar oportunamente las disminuciones de espesor

que están por debajo de los límites permisibles, que estos puedan afectar la

integridad física de las tuberías, tanques de almacenamiento y equipos en

general, a fin tomar las medidas necesarias y prevenir la falla de los mismos.

2.1 RECOMENDACIONES GENERALES EN LA CALIBRACION DE

ESPESORES EN EQUIPOS.

Los trabajos de medición y los correspondientes análisis de la estadística,

constituyen un proceso cíclico, ya que cada uno aporta los datos necesarios

para la ejecución del siguiente, tal y como se describe a continuación:

1) Los datos obtenidos en la medición, se registran en el formato tipo DG-

GPASI-IT-00204-2, en el que se recopila la información junto con la de

anteriores mediciones. El conjunto de estos registros constituyen el “Registro

de espesores de medición”.

2) Se procede al análisis de los datos registrados, obteniéndose la información

estadística de velocidad de desgaste, fecha de próxima medición y fecha de

retiro probable, con las cuales se estiman con que deben reemplazarse las

piezas de acuerdo a su vida útil, para este paso se utiliza el formato tipo DG-

GPASI-IT-00204-3, “Análisis del registro de medición de espesores”.

3) Con la información obtenida del análisis, se procede a programar la siguiente

medición de las líneas o equipos, asentando las fechas correspondientes en el

formato tipo DG- GPASI-IT-00204-4, “Programa de medición de espesores”.

4) Cada mes se debe revisar la programación asentada en los formatos DG-

GPASI-IT-00204-4, seleccionando los dibujos e isométricos de las tuberías y

equipos a los que se debe medir su espesor en ese mes.

5) Al ejecutar en campo el programa de medición se generan nuevos datos, los

que al registrarse se consideran para repetir el nuevo ciclo.

La medición preventiva de espesores es aplicable a cualquier equipo de línea,

y la información que proporciona (valores de espesores) es útil para conocer el

estado en que se encuentran al momento de llevarla a cabo.

Una serie de mediciones realizadas en una pieza dada, al ser comparadas

adecuadamente con las obtenidas en fechas diferentes proporcionan sobre el

comportamiento de la pieza en el ambiente y condiciones en que presta

servicio.

Esta actividad por lo general se les practica a los equipos en operación, las

excepciones a la aplicación de este procedimiento, a continuación se señalan

las siguientes reglas:

a) Líneas y equipos que manejan o transportan, hidrocarburos, productos

químicos o petroquímicos y sustancias toxicas y agresivas.

b) Tanques y recipientes que almacenan hidrocarburos, productos químicos o

petroquímicos y sustancias toxicas o agresivas.

Nota: queda a juicio del centro de trabajo el aplicar este procedimiento a líneas

y equipos no incluidos en este inciso, cuando así lo considere necesario.

2.2 Excepciones para realizar la calibración de espesores.

Las excepciones a la aplicación de esta actividad, son aquellos equipos, que

por sus características no pueden sujetarse a programas de medición de

espesores independientes de sus fechas de reparación, tales como:

1. Tuberías de calentadores.

2. Fluxeria de calderas.

3. Haces de tubos de cambiadores de calor y tubería de enfriadores con aire,

los cuales normalmente son inspeccionados con otros métodos.

4. Accesorios internos de recipientes, tales como: platos de torre de destilación,

ciclones en reactores, etc.

5. Ductos de transporte enterrados, los cuales por ser inaccesibles se

inspeccionan normalmente con otros procedimientos.

6. Tuberías con envolventes (enchaquetadas).

7. Reactores, regeneradores y ductos con recubrimiento refractario interno, en

plantas catalíticas, plantas de azufre y coke.

Así mismo, este procedimiento que como se ha dicho es aplicable a los casos

de tuberías y equipos sujetos a corrosión de tipo generalizada, no es

representativo para los siguientes casos:

a) Tuberías y equipo con corrosión puntual o localizada, o con desgaste muy

irregular, como puede ser el producido por erosión. En estos casos, el presente

procedimiento debe servir como un método auxiliar.

b) Tuberías y equipos sujetos a corrosión intergranular, transgranular, fallas

metalúrgicas, fallas por fatiga y otras formas de deterioro similares, en donde

este procedimiento no es aplicable.

2.3 PREPARATIVOS PARA LA MEDICION DE ESPESORES.

Cada unidad de control o equipo que se analice debe contar con lo siguiente:

1) Dibujo isométrico de la línea o dibujo del equipo, en donde se indiquen

claramente soldaduras y puntos de medición, los cuales además de tener datos

de condiciones de operación, especificación del material, diámetro, cedula en

su caso, espesor original y limite de retiro correspondiente.

2) Hoja con el ·”registro de medición de espesores” (formato tipo DG-GPASI-IT-

00204-2) para cada uno de los dibujos. En estos formatos se registran los

espesores obtenidos.

3) Hoja de “Análisis del registro de medición de espesores” (formato tipo DG-

GPASI-IT-00204-3), con datos tales como: velocidad de desgaste, fecha de

retiro probable y fecha de próxima medición.

2.4 PROGRAMA GENERAL DE MEDICION DE ESPESORES.

Se debe mantener actualizado un programa de medición, utilizando el formato

“Programa de medición de espesores” DG-GPASI-IT-00204-4. En dicho

programa, la fecha de próxima medición de espesores (FPME) se debe indicar

con un cuadro de preferencia en rojo.

Esta fecha (FPME) se determina como se indica mas adelante y no podrá ser

mayor de cinco años, aunque como resultado del análisis se determine una

fecha mayor.

En los casos en que la FPME quede fuera de las fechas contenidas en el

formato de programación, se indicara con una flecha en el extremo derecho del

mismo, arriba de la cual se debe anotar la fecha de próxima medición, como se

indica en el formato “Programa de medición de espesores” DG-GPASI-IT-

00204-1.

Cuando el formato de programación quede totalmente lleno, deben vaciarse los

últimos datos al formato subsiguiente que se elabore.

2.4.1 Planeación de la medición de espesores.

Cada mes se debe revisar el programa de medición, y por cada planta, unidad

de proceso o instalación donde corresponda medir en ese lapso, se prepara un

juego de isométrico y/o dibujos de equipo, mismo que debe usarse para

localizar los niveles de medición. Esto constituirá el “Plan de medición de

espesores”.

2.4.2 Criticidad de las unidades de control.

Las unidades de control criticas, son todas aquellas que tengan una velocidad

de desgaste mayor de 0.020 mpa (milésimas de pulgadas por año), (0.0005

m).

La medición de todas las unidades de control, criticas o no criticas, debe

efectuarse siempre al 100%, es decir, deben incluirse todos los puntos de

control, cada vez que como resultado del análisis tengan que ser medidos los

espesores de la línea o unidad de control que se trate.

La cantidad mínima aceptada de valores de espesor en una unidad de control,

será de 32, para que el análisis estadístico resulte confiable.

2.5 MEDICION.

Con el juego de dibujos ya preparado, se procede a efectuar la medición en

campo. Se hace un análisis preliminar antes de empezar con la calibración de

espesores, analizando los siguientes puntos:

1) Verificar que la unidad de control haya sido medida de acuerdo a las

instrucciones.

2) Revisar cada una de las mediciones obtenidas comparándolas con el limite

de retiro que corresponda y con el valor de la medición anterior, con objeto de

comprobar si todos los puntos se comportan similarmente, efectuando la

verificación inmediata de los valores “disparados” a favor o en contra, para si

determinar la causa de dichos “disparos”.

3) Las señales dudosas o negativas en el aparato, deben investigarse para

comprobar el buen funcionamiento de este y así obtener los datos correctos.

Los dibujos que se muestran a continuación son esenciales y sirven como guía

para hacer una medición sistemática y sin confusiones.

Nota: para la cúpula es la misma numeración de placas y puntos de

calibración.

El punto de referencia para enumerar esta placa, es a partir de la letra A

(Entrada – Hombre) siguiendo una secuencia de izquierda a derecha.

[pic]

Figura 10. Dibujo del fondo del TV-5 mostrando la numeración de las placas.

(Vista aérea).

El punto de referencia para enumerar los puntos de calibración varía según el

tamaño del tanque, ya que tienen placas de diferente magnitud las cuales ya

están definidas.

[pic]

FIGURA 11. Dibujo del fondo del TV-5 mostrando la ubicación y orden de sus

puntos de calibración

El punto de referencia para enumerar las placas de la envolvente de un tanque

se divide en 5 anillos horizontales los cuales se forman para poner las placas.

Cada uno iniciando la numeración de forma ascendente.

[pic]

FIGURA 12. Dibujo de la envolvente del TV-5 mostrando la numeración de los

anillos y numeración de placas.(Vista Horizontal).

2.6 MEDIDOR ULTRASONICO DE ESPESORES.

El trabajo de toma de espesores en pared de equipos se realiza mediante un

medidor de espesores. Existen muchas marcas y modelos pero con los

medidores sofisticados de hoy en día es posible:

• Medir los espesores de materiales a través de los recubrimientos de pintura

sin incluir la capa de recubrimiento en la lectura del espesor digital.

• Mediciones del espesor de corrosión normal de alta ganancia con una

máxima sensibilidad a la corrosión puntiforme.

• Medir el espesor total de la capa de recubrimiento (pintura).

Este aparato de medición de espesores consta de dos partes importantes que

son:

• Cerebro: es la unidad de procesamiento que se encarga de analizar las

lecturas registradas y mostrarlas en pantalla.

• Transductor: probeta con un cable de interfase que comunica la señal de

lectura registrada al cerebro

[pic]

Figura 14. Muestra la pantalla y botones de control de un medidor ultrasónico

de espesores.

[pic]

FIGURA 15. Imagen que ilustra la medición del espesor de pared de un tubo.

2.7 ANALISIS ESTADISTICO FORMAL.

El análisis estadístico formal, es el que se lleva a cabo matemáticamente, para

obtener el desgaste máximo ajustado, vida útil estimada, fecha de próxima

medición, y fecha de retiro probable de una unidad de control.

Vida útil estimada (VUE). Este resultado da una idea de cuando es necesario

solicitar los materiales requeridos para el cambio de las piezas de la unidad de

control. Cuando este valor sea igual o inferior a 1.5 años, emplazar

inmediatamente.

Fecha de próxima medición de espesores (FPME). Esta fecha sirve para

programar la próxima medición de la unidad de control en el programa general.

Fecha de retiro probable (FRP). Con base en esta fecha, se deben efectuar los

emplazamientos, siempre y cuando para tal fecha falten por transcurrir 1.5 años

o menos.

2.7.1 Discrimación de valores no significativos.

Se debe revisar el registro de mediciones, comparando las parejas de valores

de espesor de cada uno de los puntos entre dos fechas consecutivas,

eliminando aquellos que no sean significativos, para lo cual se debe observar lo

siguiente:

Se eliminaran todos los valores de espesor que excedan en un 20% o más al

espesor original, cuando este sea conocido y se considere confiable.

2.7.2 Aplicación análisis estadístico.

Con el propósito de tener una mayor compresión del análisis estadístico se

ilustrara un ejemplo: calcular la vida útil estimada (VUE), fecha de próxima

calibración (FPME), y fecha de retiro probable (FRP) de la placa no. 1 del fondo

del tanque vertical de almacenamiento No. 5, con los siguientes datos:

• La fecha de la ultima calibración es: 01 DE MARZO DEL 2000

• La fecha de calibración actual es: 01 DE JUNIO DEL 2002

Es recomendable ajustar la diferencia de fechas antes de utilizarla en la

formula de velocidad de desgaste puntual (d).

Si analizamos la diferencia entre una y otra fecha de calibración es de dos años

con tres meses. Como este valor no se puede sustituir en la formula los tres

meses se dividirán entre doce meses que tiene el año (3/12 = 0.25) y así de

esta manera se obtiene que la diferencia de fechas es = 2.25 años.

A continuación se presentan los datos restantes para empezar el análisis

estadístico.

|PLACA |PUNTO |ESPESOR |LIMITE |ESPESOR |ESPESOR ACTUAL |

|No. |CALIBRADO |NOMINAL |DE |ANTERIOR |01-06-2002 |

| |No. |(mp) |RETIRO |01-03-2000 |(mp) |

| | | |(mp) |(mp) | |

|1 |1 |312 |100 |277 |252 |

| |2 |312 |100 |260 |254 |

| |3 |312 |100 |277 |250 |

| |4 |312 |100 |259 |258 |

| |5 |312 |100 |248 |238 |

| |6 |312 |100 |235 |224 |

| |7 |312 |100 |275 |258 |

Tabla de valores obtenidos. (mp significa milésimas de pulgada).

|DESGASTE |DESGASTE |VELOCIDAD | | | |

|PUNTUAL (1) |PROMEDIO (2) |DESGASTE (3) |VUE (4) |FPME (5) |FRP (6) |

|(d) |(D) |(D máx.) | | | |

|1 |5 |7 |18 |01 JUNIO |01 JUNIO |

| | | | |2008 |2008 |

|3 | | | | | |

|12 | | | | | |

|0 | | | | | |

|4 | | | | | |

|5 | | | | | |

|8 | | | | | |

1) Para calcular cada uno de los siguientes puntuales se hace de la siguiente

manera:

[pic]

Donde:

d = Velocidad de desgaste del punto.

ff = Fecha de la medición mas reciente.

fi = Fecha de medición anterior.

ei = Espesor obtenido en la fecha anterior.

ef = Espesor obtenido en la fecha mas reciente.

Sustituyendo valores:

2) Para calcular la velocidad de desgaste promedio (D). Se calcula como

sigue:

[pic]

D = Promedio aritmético de las velocidades de desgaste.

d1, d2, d3,…dn = Velocidades de desgaste correspondientes a cada punto de

la línea o equipo considerado.

n = Numero de valores de velocidades de desgaste que intervienen en el

calculo.


[pic]

3) Para calcular la velocidad de desgaste ajustada (D máx.). Se calcula como

sigue:

[pic]

Donde:

D max. = Promedio ajustado estadísticamente.

D = Promedio aritmético de las velocidades de desgaste.

n = Numero de velocidades de desgaste que intervienen en el calculo.


[pic]

4) Para calcular la vida útil estimada (VUE). Se obtiene de la siguiente manera.

Donde:

VUE = Vida útil estimada

Lr = Limite de retiro.

eK = Espesor mas bajo encontrado en la ultima medición

D max. = Promedio ajustado estadísticamente.


[pic]

5) Para calcular la fecha de próxima medición (FPME). Se obtiene de la

siguiente manera:

Donde:

FPME = Fecha de próxima medición

fk = Fecha de la ultima medición

VUE = Vida útil estimada.


Ajuste del resultado (2008.5) para que pueda entenderse más claramente los

decimales se, multiplicaran por 12 para calcular los meses, como sigue:

(0.5)(12) = 6 (sexto mes) = junio. Por lo tanto el resultado es:

FPME = 01 de junio del 2008

Cuando se tiene el casó anterior de 0.5 años, no hay mayor problema porque

se sabe que obtenemos un mes exacto (01 de junio), pero si se nos presenta

por ejemplo: el resultado de FPME = 2009.2, como es el caso de la segunda

placa del fondo del TV-5. El ajuste se hará como sigue:

(0.2)(12) = 2.4 (meses). Ahora el 0.4 meses se multiplicara por 30 (días).

Multiplicando: (0.4 x 30) = 12 días, de esta manera se ajusta la fecha.

FPME = 12 de febrero de 2009

Para calcular la fecha de retiro probable (FRP). Se obtiene de la siguiente

manera:

Donde:

FRP = Fecha de retiro probable.

fk = Fecha de la ultima medición

VUE = Vida útil estimada.


Para ajustar el resultado solo se debe multiplicar (0.5 x 12 = 6 = junio) por lo

tanto:

FRP = 01 de junio de 2020

Este procedimiento se utiliza para todas las placas ya sea de fondo, cúpula o

envolvente, en lo que respecta a tanques o en algún otro equipo.

2.7.3. Resultado del análisis estadístico del TV-5.

Resultado del análisis estadístico de la calibración de espesores de las 28

placas del fondo del TV-5 obteniendo valores de: La vida útil estimada (VUE),

Fecha de próxima calibración (FPME) y fecha de retiro probable (FRP).

DATOS:

|PLACA |PUNTOS |ESPESOR |DESGASTE |VEL. DE |V.U.E. |FPME |FRP |

|No. |CALIBRADOS |MINI1MO |PROMEDIO |DESGASTE |años | | |

|1 |7 |164 |2 |3 |21 |01-JUN-009 |01-JUN-023 |

|2 |9 |131 |3 |4 |8 |06-ENE-005 |01-JUN-010 |

|3 |9 |134 |4 |6 |6 |01-JUN-004 |01-JUN-008 |

|4 |9 |161 |2 |3 |20 |06-ENE-009 |01-JUN-022 |

|5 |7 |157 |3 |4 |14 |06-ENE-007 |01-JUN-016 |

|6 |8 |153 |4 |6 |9 |01-JUN-005 |01-JUN-011 |

|7 |12 |149 |2 |3 |16 |18-SEP-006 |01-JUN-018 |

|8 |8 |152 |3 |4 |13 |18-SEP-004 |01-JUN-015 |

|9 |8 |142 |4 |6 |7 |18-SEP-008 |01-JUN-009 |

|10 |9 |154 |2 |3 |18 |01-JUN-008 |01-JUN-020 |

|11 |9 |155 |2 |3 |18 |01-JUN-004 |01-JUN-020 |

|12 |8 |154 |3 |4 |14 |06-ENE-008 |01-JUN-016 |

|13 |6 |152 |3 |5 |10 |18-SEP-008 |01-JUN-012 |

|14 |10 |148 |2 |3 |16 |18-SEP-007 |01-JUN-018 |

|15 |10 |148 |3 |4 |12 |01-JUN-005 |01-JUN-014 |

|16 |6 |146 |5 |8 |6 |01-JUN-007 |01-JUN-008 |

|17 |8 |142 |3 |4 |11 |06-ENE-006 |01-JUN-013 |

|18 |9 |132 |5 |7 |5 |06-ENE-004 |01-JUN-007 |

|19 |9 |163 |2 |3 |21 |01-JUN-006 |01-JUN-023 |

|20 |8 |163 |2 |3 |21 |01-JUN-004 |01-JUN-023 |

|21 |8 |150 |2 |3 |17 |06-ENE-009 |01-JUN-019 |

|22 |12 |146 |2 |3 |15 |01-JUN-009 |01-JUN-017 |

|23 |8 |163 |4 |6 |11 |06-ENE-007 |01-JUN-013 |

|24 |7 |153 |5 |7 |8 |06-ENE-006 |01-JUN-010 |

|25 |9 |149 |3 |4 |12 |01-JUN-005 |01-JUN-014 |

|26 |9 |154 |3 |4 |14 |06-ENE-007 |01-JUN-016 |

|27 |9 |135 |4 |6 |6 |01-JUN-004 |01-JUN-008 |

|28 |7 |151 |3 |4 |13 |18-SEP-006 |01-JUN-015 |

Resultado del análisis estadístico de calibración de espesores de las 30 placas

de la envolvente del TV-5 obteniendo valores de: La vida útil estimada (VUE),

fecha de próxima calibración (FPME) y fecha de retiro probable (FRP).

DATOS:

|PLACA |PUNTOS |ESPESOR |DESGASTE |VEL. DE |V.U.E. |FPME |FRP |

|No. |CALIBRADOS |MINIMO |PROMEDIO |DESGASTE |años | | |

|1 |9 |230 |4 |6 |7 |18-SEP-004 |01-JUNIO-009 |

|2 |9 |223 |3 |4 |9 |01-JUN-005 |01-JUNIO-011 |

|3 |6 |238 |3 |5 |10 |18-SEP-005 |01-JUNIO-012 |

|4 |7 |208 |3 |4 |6 |01-JUN-004 |01-JUNIO-008 |

|5 |8 |212 |4 |5 |5 |12-FEB-004 |01-JUNIO-007 |

|6 |7 |210 |6 |9 |3 |01-JUN-003 |01-JUNIO-005 |

|7 |9 |218 |5 |7 |5 |12-FEB-004 |01-JUNIO-007 |

|8 |9 |210 |4 |6 |4 |18-SEP-003 |01-JUNIO-006 |

|9 |9 |217 |3 |4 |8 |06-ENE-005 |01-JUNIO-010 |

|10 |9 |204 |3 |4 |5 |12-FEB-004 |01-JUNIO-007 |

ANILLO No1.

|1 |9 |226 |4 |6 |13 |24-OCT-004 |01-JUN-015 |

|2 |9 |220 |4 |6 |12 |01-JUN-004 |01-JUN-014 |

|3 |9 |217 |4 |6 |12 |01-JUN-004 |01-JUN-014 |

|4 |9 |225 |2 |3 |26 |06-ENE-004 |01-JUN-028 |

|5 |8 |223 |4 |6 |13 |24-OCT-007 |01-JUN-014 |

ANILLO No 2.

|1 |9 |154 |4 |9 |6 |01-JUN-004 |01-JUN-008 |

|2 |9 |149 |4 |8 |6 |01-JUN-004 |01-JUN-008 |

|3 |9 |148 |4 |10 |5 |12-FEB-004 |01-JUN-007 |

|4 |9 |146 |2 |7 |7 |18-FEB-004 |01-JUN-009 |

|5 |9 |162 |4 |4 |16 |18-SEP-007 |01-JUN-018 |

ANILLO No 3.

|1 |9 |154 |3 |4 |14 |12-FEB-007 |01-JUN-016 |

|2 |9 |162 |3 |4 |16 |18-SEP-007 |01-JUN-018 |

|3 |9 |159 |4 |6 |10 |12-SEP-005 |01-JUN-012 |

|4 |9 |117 |5 |7 |2 |06-ENE-003 |01-JUN-004 |

|5 |9 |167 |1 |1 |67 |18-SEP-024 |01-JUN-069 |

ANILLO No 4.

|1 |9 |164 |3 |4 |16 |18-SEP-007 |01-JUN-018 |

|2 |9 |148 |10 |14 |3 |01-JUN-003 |01-JUN-005 |

|3 |9 |158 |3 |4 |15 |01-JUN-007 |01-JUN-017 |

|4 |9 |168 |4 |6 |11 |06-ENE-006 |01-JUN-013 |

|5 |9 |159 |4 |6 |10 |18-SEP-005 |01-JUN-012 |

ANILLO No 5.

El resultado obtenido del TV-5 mostrado aquí se analiza cuidadosamente y se

procede hacer una requisición de material al almacén para proveerlo al

personal, que se encargue de cambiar todas las placas que tenga una vida útil

menor de 8 años, esta determinación se hace tomando en cuenta que este

tanque tiene varios años de servicio y que al ser reparado tenga un periodo

mas largo de servicio en buen estado.

2.8 FORMATOS PARA EL REGISTRO Y ANALISIS DE CALIBRACION DE

ESPESORES.

Los formatos que a continuación se presentan son los que se utilizan para

llevar un registro de las inspecciones y operaciones que se realizan en los

tanques de almacenamiento.

FORMATO DG- GPASI-IT-00204 No 1.

|PEMEX REFINACION | |Subdirección: |

|Gerencia de protección ambiental y | | |

|seguridad industrial | | |

| | | |

| | |Centro de trabajo: |

| | |Sector o área: |

| | |Planta o instalación: |

A t e n t a m e n t e

__________________________________

Responsable de inspección y seguridad.


| |NOTIFICACIÓN DE EJECUCION |





| |SECTOR O AREA: |


[pic]

|Observaciones: |

| |

| |

| |

Grupo técnico número_______________________

_________________________ _________________________________

Responsable del Área Operativo Responsable del Área de seguridad industrial

________________________________

Responsable del Área de mantenimiento

CAPITULO 3

CONSTRUCCION Y MANTENIMIENTO DE TANQUES ATMOSFERICOS.

3.1 ARMADO DE TANQUES ATMOSFERICOS.

Existen varias formas de armar el fondo de un tanque, las más aceptadas son

las que a continuación se enumeran:

SISTEMA No. 1

Empezando A colocar las placas desde el exterior, realizando el traslape como

se indica en la figura 16 hasta llegar al centro, haciendo coincidir el tanque con

el centro de la placa central:

[pic]

FIGURA 16. Dibujo mostrando la forma de colocación de las placas del fondo.

SISTEMA No. 2

Es otra forma de distribuir las placas llevando el traslape en la forma indicada,

haciendo coincidir el centro del tanque de la placa central, tal como se muestra

en la figura 17.

[pic]


SISTEMA No. 3

En este sistema de distribución de las placas de fondo se puede observar en la

figura 18, que la combinación de los dos sistemas anteriores y que además ya

no coincide el centro del tanque con el centro de la placa central.

[pic]


En las placas de fondo debe existir un traslape de 1 ½” a 2 máx. (0.0305 –

0.0508) como se observa en la figura siguiente:

[pic]

FIGURA 19. Dibujo de detalle de traslape de las placas de fondo en tanques.

3.1.1 Secuencia de tanques atmosféricos.

De acuerdo a la capacidad requerida del tanque, se calcula la altura necesaria,

y conocida la altura se sabe cuantos anillos se van a colocar, es obvio que se

debe conocer el diámetro del tanque, pero para conocer el numero de anillos

nos basta conocer la altura.

Ejemplo: se tiene un tanque con una altura desde la base del piso hasta el

extremo superior del ultimo anillo de 12.192 metros y en el que se colocaran

placas de (2.4384 x 6.096) metros, normalmente la parte horizontal

corresponde a la medida mas grande de la placa, que en este caso es de 6.096

metros, y la medida vertical seria de 2.4384 metros, en este particular que se

necesita conocer el numero de anillos, nos interesa conocer esta ultima medida

que es de 2.4384 metros, por lo tanto para conocer el numero de anillos se

divide la altura del tanque entre esta distancia y se obtiene lo siguiente.

Numero de Anillos = Altura del Tanque/Altura de la Placa.

Numero de Anillos = (12.1920 / 2.4384) metros = 5

Resulta que se requieren 5 anillos para satisfacer la altura del tanque

requerido. En la figura 20 se muestra la forma de colocar los anillos.

[pic]

FIGURA 20. Dibujo mostrando la secuencia de la enumeración de anillos de un

tanque.

En la figura anterior se puede observar que existe un volado, el cual debe ser

de 2” como muestra en la siguiente figura:

[pic]

FIGURA 21. Dibujo mostrando el volado exterior de las placas de fondo.

3.1.2 ARMADO DE LA ESTRUCTURA PARA SOPORTAR LA CUPULA DEL

TANQUE.

Para llevar a cabo el armado de la estructura, se debe tomar en cuenta la

capacidad del tanque, para poder decidir cuantos anillos de columnas

auxiliares se necesitan para su construcción; ya que en algunos casos no se

necesita ningún anillo de refuerzo, debido a que el tanque es de baja capacidad

de almacenamiento (5,000 a 10,000 bls.).

[pic]

FIGURA 22. Dibujo mostrando los componentes principales de la estructura

soporte del techo del tanque.

En la figura anterior se puede observar la distancia “D”, que es la distancia de

separación de las cabrillas, esta debe estar comprendida entre 1.50 metros

como mínima, y 1.80 metros como máximo.

Las columnas central e intermedia pueden fabricarse de tubería de acero al

carbón o de viguetas, siempre y cuando se haga el cálculo adecuado para que

soporte la estructura.

En las siguientes figuras se presentan los detalles de armado de las columnas,

cargadores y cabrillas:

[pic]

FIGURA 23. Columna intermedia.

[pic]

FIGURA 24. Detalle del armado de la columna central.

Las figuras anteriores representan una forma elemental del armado de la

cúpula, envolvente y estructuras formadas por las columnas intermedias y la

columna central.

En el armado del techo o cúpula fija, hay que tener mas precauciones ya que

estos trabajos representan riesgos por ser trabajos de altura. Se deben tomar

en cuenta todas las formas de seguridad para evitar accidentes de trabajo.

Nota: La estructura soporte es necesaria para la cúpula del tanque, en el caso

del fondo no es necesario ya que este es armado sobre firme, es decir, las

placas hacen contacto sobre la superficie compactada del anillo de cimentación

(queso) que es el descanso del fondo y por consiguiente de todo el tanque.

3.2 IMÁGENES DE TANQUES PARA MOSTRAR DETALLES DE ARMADO.

[pic]

FIGURA 25. Detalle del armado de la columna central, donde se puede

observar el plato en la cima de la columna que sirve para descanso de las

cabrillas.

[pic]

FIGURA 26. Detalle de separación entre cabrillas que debe ser de 1.50 a 1.80

metros como máximo.

[pic]

FIGURA 27. Columna del sistema de telemedicion

[pic].

FIGURA 28. Muestra la hoya de purga en el interior y la válvula de la misma en

el exterior del tanque.

[pic]

FIGURA 29. Boquilla de la entrada del hombre que debe de ser medida para

tener registro de su espesor de pared.

[pic]

FIGURA 30. Entrada hombre del tanque, aquí también se puede observar el

anillo de cimentación (queso, que es la parte de color gris que hace contacto

con el piso) que esta debajo del fondo del tanque (parte de color negro) como

se muestra en la imagen.

[pic]

FIGURA 31. Muestra el arreglo de las placas de fondo del TV-5.

[pic]

FIGURA 32. Muestra el traslape y cordones de soldadura de placas de fondo.

3.3 LINEAMIENTOS GENERALES DE OPERACIÓN.

Cuando un tanque ha sido reparado y es entregado al departamento de

operación, este departamento se hace responsable de las condiciones del

mismo.

Para recibir un tanque es necesario revisar todas sus partes, algunas de las

más importantes se anotan a continuación:

La limpieza debe ser general en su interior, en especial a lo que se refiere a las

conexiones de salida y entrada del tanque, purgas del fondo, etc.

Las purgas deben estar localizadas en las partes mas bajas del tanque y con

suficiente cloro para evitar que se tapen fácilmente.

El serpentín de calentamiento deberá probarse con presión de vapor 50 pis

(35150 Kg. / m2) para localizar fugas, por pequeña que sea una fuga puede dar

origen a acumulaciones de agua y estas a un espumamiento del tanque.

El sistema contra-incendio se debe revisar para comprobar que es operable y

que están completos los distribuidores.

Revisar el buen estado de las cintas de medición y el flotador (verificar que

tenga movimiento libre), las guías del flotador tensas.

Pintura, mezcladores, espárragos de amarre en las piezas interiores, estado de

fondo, cuerpo y techo, etc.

Las válvulas de respiración, arrestaflama.

Las trampas de vapor del sistema de calentamiento.

Juntas ciegas quitadas con todas las válvulas cerradas.

Termómetro, registros, boquillas de medición y muestreo, etc.

Cuando se ponga en servicio un tanque deberá revisarse constantemente para

localizar fugas de material, esto es muy importante ya que una fuga en un sitio

aislado puede ser ocasión de incendio.

Siempre que se empiece a recibir material de un tanque deberá comprobarse

su medida de cinta con una medida de plomada durante cierto tiempo para

comprobar su correcta operación.

En tanques que reciben material caliente deberá evitarse siempre, que la

temperatura suba de 100° C, a excepción de los que estén especificados para

mayor temperatura ya que se pueden originar formaciones súbitas de vapor

que dañan seriamente los tanques

3.4 MANTENIMIENTO CORRECTIVO Y PREVENTIVO DE LOS TANQUES

ATMOSFERICOS Y LA M.F.I. (MEMBRANA FLOTANTE INTERNA).

La membrana flotante interna (M.F.I.) es un dispositivo flexible que impide la

salida de vapores de hidrocarburos al medio ambiente al espacio comprendido

entre la periferia del techo flotante con la envolvente del tanque.

El tipo de membrana que aquí se describe es la membrana flotante interna tipo

pontones de material de aluminio para tanques con capacidades de

almacenamiento de productos petrolíferos de 5000 a 200 000 barriles. Cada

barril es equivalente a 157 litros.

3.4.1 Componentes de operación de la M.F.I.

Se mencionaran y definirán los componentes que intervienen directamente en

la operación de las M.F.I. y son los siguientes:

Soportes perimetrales y centrales: Estos están constituidos de una funda que

esta atornillada a la cubierta y estructura de la M.F.I.

Registro de ventilación: Estos están constituidos de un marco de fierro y

aluminio soldado al techo cónico del tanque y una carcaza que articula

permitiendo pasó al interior del tanque, ya sea para inspección visual o para

introducirse por ellos.

Registros de sobre flujo: Colocados en el cuerpo del tanque y soldados a este

en la parte superior.

Flotadores perimetrales y centrales: Son tubos con capas y silletas que se unen

a la estructura.

Faldones perimetrales, sellos de columna, tubo de medición y tubos de

muestreo, quedan inmersos en el liquido.

3.4.2 Equipo a utilizar.

Se debe utilizar el equipo autónomo de suministro de aire (mascarilla y

mangueras), equipo de seguridad; cable de vida y cable de extensión hasta el

exterior del tanque que sale por los registros de ventilación y se pueda operar

desde el exterior del techo.

Herramientas de mano tal como llaves de astrias, españolas, perico, etc., de

operación manual. Herramienta de mano: taladros, cortadora, tornilladora, etc.,

de operación eléctrica solo utilizables cuando el tanque tenga una atmósfera de

0% (cero) de explosividad.

3.4.3 Procedimiento.

El procedimiento de la operación de M.F.I. empieza desde la prueba de

flotación, es decir M.F.I. se recibe con las siguientes características:

1) La M.F.I. se encuentra sobre el fondo del tanque con los soportes ajustables

a la altura de mantenimiento.

2) El registro de presión – vació se encuentra abierto en forma automática.

3) La operación de la M.F.I. empieza cuando recibe líquido, el cual puede ser

agua potable o algún producto de hidrocarburo, se recomienda el uso de agua

potable para evitar de corrosión al material de la M.F.I.

4) El régimen de llenado deberá ser aplicado en forma paulatina del 10% al

50% durante el llenado del espacio que existe entre el fondo y la M.F.I., cuando

este flote se puede continuar hasta el 100% del régimen de llenado

5) Cuando se utiliza para llenado la supervisión se puede efectuar desde el

techo y observando el comportamiento del sello o también se puede bajar

sobre la cubierta de la M.F.I. y tomar lecturas a cada 20º sobre el plano radial

sobre la soldadura de cada placa y a la mitad de esta sobre los planos

verticales.

6) Se observara que conforme se efectúa el llenado, la distancia del espacio

anular varía conforme a la deformación de la pared del tanque, es decir,

aumenta o disminuye. También la zapata del sello perimetral deberá hacer

contacto en todo su recorrido con el perímetro el espacio anular.

7) Cuando la M.F.I. empiece a flotar también la tapa de registro presión–vació

empezara a cerrarse y quedara totalmente cerrada como esta a flote,

aproximadamente entre 2.40 y 2.60 metros de altura desde el fondo del tanque

al nivel del liquido.

8) Si no existiera alguna separación entre el sello y la pared del tanque, se

podrá dar como satisfactoria la operación del sello y la M.F.I.

9) Se revisara que no exista ninguna filtración sobre la cubierta.

10) Desde la cubierta y por los registros de presión–vació se puede tomar

lectura de la distancia que existe desde el nivel del liquido a la cubierta, la cual

debe ser de 6 a 7 pulgadas (0.1524 a 0.1778 m).

11) Se completara el recorrido de la M.F.I. hasta su misma elevación, que será

cuando empiece a derramar el liquido desde los registros de sobre flujo al

exterior del tanque y se detenga el movimiento vertical de la M.F.I.

12) Posteriormente se efectuara el vaciado del tanque observándose que la

M.F.I. se moverá verticalmente hacia abajo.

13) La zapata del sello perimetral deberá moverse conforme se mueva la

M.F.I., ya sea en el recorrido ascendente como en el descendente, y se deberá

verificar que permanezca en contacto con la pared del tanque.

14) Se revisara que no exista ninguna filtración sobre la cubierta.

15) Cuando la distancia del fondo a la M.F.I. se aproxima a 2.0 metros, la

válvula de precio–vació empezara a abrir. Posteriormente la M.F.I. descansara

sobre los soportes ajustables.

16) Se podrá verificar con la marca que queda de la línea de flotación

horizontal sobre los flotadores, faldones de columna etc., la marca del nivel

hasta donde se hundió la M.F.I. y la marca sobre los flotadores que es la línea

de flotación debe estar lo mas cercana al centro de estos, con lo que se

deducirá que su flotabilidad es del 100% según diseño.

17) Si durante la prueba el sello no hubiera permanecido en contacto con la

pared del tanque, se podrá efectuar un ajuste en la medida anular, es decir, se

puede colocar una extensión sobre el faldón y acercar el sello hacia la pared

del tanque a la dimensión requerida.

18) Limpio el fondo del tanque, la M.F.I. seca y efectuando los ajustes si los

hubiera, se procederá a cerrar el tanque y bajo esta condición estará para

recibir producto y entrar en operación.

19) Cuando se utilicen productos derivados de los hidrocarburos para la prueba

de flotación, la supervisión se efectuara desde el techo y por medio de los

registros de ventilación totalmente abiertos, exclusivamente se deben tomar las

precauciones siguientes: debido a que los hidrocarburos que están entrando al

tanque se mezclan con el aire almacenado, se forma una mezcla que tiene un

grado de explosividad que podrá ser hasta de 45%, entonces la supervisión no

deberá hacerse con accesorios o herramientas eléctricas; si se usaran

lámparas, estas deberán ser a prueba de explosión. Se deberán usar

mascarillas y lentes de seguridad. El llenado se suspenderá de inmediato si

existieran tormentas eléctricas.

20) Cuando el tanque se llena por primera vez con los productos de

hidrocarburos se presenta la atmósfera descrita en el punto anterior (19),

conforme se llene el tanque y cuando llegue a sus dos terceras partes, y si los

vientos son regulares, el índice de explosividad bajara.

21) Cuando el nivel de producto de hidrocarburos este llegando cerca de los

registros de sobre flujo, se deberá decidir, si se derrama una pequeña cantidad

o si se da por aceptado y correcto el recorrido al punto superior de la M.F.I.

22) Las lecturas de explosividad en este punto serán prácticamente de cero.

23) Al iniciar el vaciado se tendrá oportunidad de supervisar que el sello este

en contacto con la pared del tanque en todo su recorrido y alrededor de su

perímetro. El vaciado se efectúa en forma total hasta que la M.F.I. descanse

sobre sus soportes a la altura de 1.8 a 2.0 metros, de altura.

24) En caso de existir una separación entre el sello y la pared del tanque, para

su ajuste será necesario efectuar el vaporizado y limpieza del tanque siguiendo

el procedimiento para vaporización de Tanques Verticales Atmosféricos con

Membrana Flotante Interna.

3.4.3.1 Resumen de la operación.

En resumen la operación es controlada con el suministro de fluido que se

maneje.

Durante una operación normal la zapata del sello siempre estará en contacto

con la pared del tanque y solo cambiara la distancia de la M.F.I. a la pared del

tanque cuando viaje hacia arriba o hacia abajo la M.F.I.

La válvula de presión–vació abrirá cuando la M.F.I. este en 1.8 y 2.0 metros,

del fondo.

Se eleva la M.F.I. a su posición máxima superior. Se introduce personal para

quitar todos los pernos que fijan las fundas con los tubos principales

deslizables, los cuales podrán deslizarse libremente.

Cuando la M.F.I. este abajo y a una distancia menor de 2.0 metros, los tubos

deslizantes chocaran con el piso, que es cuando la M.F.I. esta en su posición y

descansando sobre los topes que son anillos colocados para este fin.

Cuando la M.F.I. se eleva arriba de 0.90 metros, los tubos deslizantes

permanecen inmovibles hasta que la M.F.I. se eleve 2.0 metros, momento en

que estarán colgados sobre la funda viajando en esta posición durante todo el

recorrido de la M.F.I.

Cuando la M.F.I. sea sacada fuera de operación en el último recorrido

programado, se colocaran los pernos que fijen a los tubos deslizables a la

funda que esta atornillada a la cubierta de M.F.I., quedando de esta manera fija

la altura de mantenimiento.

3.4.4 Equipo a utilizar.

Cuando el tanque esta fuera de operación se puede utilizar herramienta manual

eléctrica tal como: taladro, tornilladora, cizalla, cortadora, etc. Cuando el tanque

este en operación no se deben manejar herramientas eléctricas, solo

herramientas manuales.

3.4.5 Mantenimiento de faldones.

1) Para la reparación será necesario que el tanque se encuentra fuera de

operación, limpio con la membrana en la posición de mantenimiento con

explosividad cero.

2) Inspección visual para localizar piezas diseñadas, es decir, dobladas, rotas,

etc.

3) Se procederá al desensamble de las piezas dañadas y estas deberán ser

sustituidas por refacciones nuevas.

4) Se recomienda que para las reparaciones anteriores descritas, están sean

realizadas por personal clasificado para garantizar la correcta ejecución de los

trabajos.

3.4.6 Mantenimiento de sellos de columnas y elementos verticales.

Para el mantenimiento del sello de las tapas se procede de la siguiente

manera:

1) Elevar la membrana al nivel superior.

2) Realizar una prueba visual para inspeccionar que los sellos no estén rotos o

fuera de posición, que las grapas entre las dos partes estén fijas y en posición,

que el sello este en contacto con las partes metálicas de las columna y en su

caso reparar la falla existente, para lo cual se procederá introducir al personal

con mascarillas y suministro de aire fresco, deben trabajar en parejas y por lo

menos una persona vigilar desde el exterior del tanque, esta reparación bajo

estas condiciones no es muy recomendable, solo efectuarla en caso muy

urgente; el personal una vez en el interior se ubica para que desarme las tapas

y el sello, quitando las tapas con el sello, las cuales serán reparadas en el

exterior del tanque y en el área de mantenimiento, si la reparación se efectúa

cuando el tanque este en operación. El procedimiento será descrito.

3) En el área de mantenimiento se procederá a desensamblar (destornillar) el

sello de las placas de aluminio y reemplazarlo por refacciones nuevas. Checar

también si los resortes se encuentran en buenas condiciones, en caso contrario

deberán reemplazarse.

4) Una vez hecha la reparación de sellos en las placas de aluminio se procede

a introducir al personal (tomar precauciones pertinentes), al tanque para

instalar las partes reparadas, para lo cual la M.F.I. se deberá encontrar en la

condición descrita en el inciso 1.

5) Para la reparación escrita anteriormente, el personal deberá contar con

equipo autónomo de aire fresco, y deben trabajar en parejas.

La reparación descrita es para efectuarla con el tanque contenido producto. Si

el tanque tiene producto no se debe de utilizar ninguna herramienta eléctrica,

ya que esta reparación se puede hacer con una herramienta manual sin ningún

problema.

3.4.7 Mantenimiento de pontones.

Para el mantenimiento de los pontones superiores (flotadores) se procederá de

la siguiente manera:

1) La M.F.I. deberá estar en posición de mantenimiento.

2) El tanque debe estar vaporizado, limpio de productos de vaporización y con

explosividad cero.

3) Se debe efectuar una inspección visual para verificar que no exista ninguna

de las siguientes condiciones: abolladuras, fracturamiento, dobles paredes y

soldaduras de los pontones.

4) Una vez realizada la inspección visual y en caso de encontrarse algún

pontón dañado se procederá a destornillar las silletas.

5) La siguiente inspección se realizara removiendo el tapón del cople roscado

que se encuentra ubicado e una de las tapas del flotador y se verificara la

hermeticidad colocando el probador de presión (manómetro acoplado a línea

con aguja deslizable y cople elastómero) sobre el cople con la ayuda de la

aguja removemos el check que es parte integral del cople, quedando de esta

forma liberada la presión de aire la cual será fácilmente registrada por el

manómetro.

6) Si existe presión dentro del flotador, se desconecta el probador de aire y se

podrá aplicar jabonadura sobre soldaduras, sobre unión de tubos o sobre

alguna parte que se juzgue como factible de inspección, en caso de existir

alguna fuga se detectara fácilmente con este método.

3.4.8 Mantenimiento de cables antiestáticos.

Para el mantenimiento de los cables antiestáticos, se procede de la siguiente

forma:

1) La M.F.I. deberá estar en posición de mantenimiento.

2) El tanque debe estar limpio de materiales ya sea los que quedan después de

la descarga o como residuo después de la vaporización, con explosividad cero.

3) Efectuar una revisión a las conexiones del cable superior como la que se

localiza sobre los perfiles. La revisión superior se puede efectuar sobre el techo

de los tanques, ya que se localiza en los registros de venteo. Revisar toda la

longitud del cable que se encuentre sin rupturas de los alambres que integran

el cable.

4) Para su reparación se recomienda reparar las conexiones que se encuentren

dañadas, el volver a colocar el cable tener precaución de que este quede libre

de “atoramiento” al subir y bajar la membrana flotante interna.

3.4.9 Mantenimiento de tornillos y seguros.

Para el mantenimiento de los tornillos y seguros se procede de la siguiente

forma:

1) La M.F.I. debe estar en posición de mantenimiento.



3) Efectuar una revisión a todos los tornillos, se recomienda poner marcas con

pintura, a cada tornillo que fue revisado y reemplazado, el apriete o colocación

de pieza faltante ya sea de tornillo, tuerca o roldana sea efectuado durante la

revisión para aprovechar al personal que realiza dicho trabajo. En esta revisión

se puede checar también que los seguros para la M.F.I. tanto en posición de

operación como de mantenimiento, estén en buen estado de no ser así deben

ser reparados.

4) Una vez efectuado el ajuste de las alturas de mantenimiento y operación se

debe verificar que el primer caso la M.F.I. este a nivel y en el segundo caso los

seguros también se encuentren a nivel debido a que el piso del fondo es cónico

y por lo tanto la distancia de los seguros son variables.

3.4.10 Mantenimiento de perfiles maestros.

Para el mantenimiento de perfiles maestros se procede de la siguiente forma:




3) Se efectúa una revisión por la parte superior observando que el perfil no se

encuentre roto o doblado, la misma revisión se efectúa también por la parte de

abajo. Generalmente el perfil no sufre ningún desperfecto cuando su operación

es normal, esto se efectúa cuando la M.F.I. sufre alguna acción operacional no

normal como caída de lodo por las cámaras de espuma, se atore con algún

cuerpo extraño en la parte inferior.

4) La reparación se efectúa desatornillando la canal maestra de la canal grapa,

se cambia la parte afectada, cuando el dobles no es muy severo, es decir, solo

en un plano esta se puede enderezar y volver a usar pero cuando el dobles

tiene torceduras es recomendable cambiarlo. También es recomendable todos

los tornillos ya que estos generalmente se desgarran de la cuerda.

5) Después de la reparación se recomienda hacer una prueba de luz en toda el

área reparada.

3.4.11 Mantenimiento de cables antirrotación.

Para el mantenimiento de cables antirrotación se procede de la siguiente

información:




3) Es recomendable siempre que se tenga el tanque en reparación o se efectué

una reparación a la M.F.I., se cambie el accesorio de deslizamiento que se

encuentra fijo en el faldón. Este accesorio de deslizamiento este integro de un

tubo de aluminio, cuadro de fibra de vidrio, tuercas, roldanas y sello de

poliuretano.

4) Para el cambio será necesario liberar la tensión del cable desde la cúpula,

desconectar el cable de la parte inferior, desensamblando las grapas “perros”

enderezar el cable lo mejor posible con el objeto de que se facilite su

ensamble, cambiar los accesorios de deslizamiento y volver a ensamblar en

forma inversa a la descrita para el desensamble.

5) Se debe revisar el alineamiento para que el cable antirrotación trabaje en

forma libre.

3.4.12 Mantenimiento a la cubierta de lámina.

Para el mantenimiento de la cubierta de lámina se procede de la siguiente

manera:




3) Se efectúa una inspección visual para revisar que no exista ninguna filtración

de luz debido a una ruptura de lámina.

4) La reparación se efectúa de la siguiente forma:

a) Cuando el orificio o los orificios son menores que 3/4” (0.0.190 m) se coloca

el tornillo con roldanas de diámetro del orificio apretando este con un roldana

superior y otra inferior.

b) Cuando la ruptura es superior a 3/4" se colocara una pieza de por lo menos

4” (0.1016 m) de lamina con un empaque de elastómero de la misma medida y

esta se asegurara con cuatro tornillos de 1/4. en esta forma se hacen todas las

reparaciones hasta una longitud de 38” (09652 m) con el mismo procedimiento

descrito anteriormente.

c) Cuando la ruptura es mayor de 38” (0.9652 m) se cambia la lamina de su

ancho total, es decir, se desatornilla la lamina de sus extremos donde se

encuentra atornillada a los canales maestra-grapa y se sustituye por una nueva

con una longitud mayor de 38” (0.0762 m). la unión longitudinal se efectuara

con canales maestra- grapa en ambos extremos.

5) Después de cada reparación se debe inspeccionar y revisar visualmente

toda la reparación efectuada.

3.4.13 Mantenimiento de soportes.

Existen dos tipos de soportes (columnas) estos son: perimetrales y centrales

para su mantenimiento se pueden tratar en forma igual solo variaran en cuanto

a piezas especificas para cada uno, y se procede de la siguiente manera:



la descarga como residuo después de la vaporización, con explosividad cero.

3) Se efectúa una inspección visual para revisar que no exista corrosión en el

tubo deslizable en la parte baja, es decir, en la parte que esta en contacto con

el fondo, en la cual se puede presentar oxidación cuando el producto que se

almacena tiene agua o salmuera.

4) La reparación se efectúa cambiando la columna; solo cuando la parte

afectada por la corrosión es mayor que no permita el ajuste, es decir, en

algunas ocasiones solo se corta la parte afectada y se ubica nuevamente el

barreno con la funda para colocar el pasador de ajuste a nivel de

mantenimiento, si lo anterior no es posible será necesario cambiarlo

totalmente.

3.4.14 Mantenimiento del sello tipo zapata.

Para el mantenimiento del sello tipo zapata se procederá de la siguiente

manera:

1) Elevar la M.F.I. a la parte superior máxima.

2) Destapar los registros de venteo, los cuales son articulados para poder

utilizar una inspección visual de sello.

3) Una vez hecha la inspección y en caso de que se detecte alguna deficiencia

como ruptura o que el sello se encuentre deteriorado, se procederá a

cuantificar la cantidad de sello que se deberá sustituir.

4) En caso de que el dictamen de la revisión resulte que la cantidad sea de 3

metros o menor, la reparación se debe hacer con personal dotado con equipo

autónomo de aire fresco. Como primer paso, se destornilla la grapa que

asegura al sello, se corta la parte dañada, se sustituye a esta traslapándola por

lo menos (0.0762 m); estos traslapes deben de unirse cosiendo el sello con

grapas, se atornilla nuevamente y la reparación queda realizada.

5) En caso de que el deterioro del sello sea mayor de tres metros, se

recomienda vaciar el tanque en operación, vaporizarlo, limpiarlo y que tenga

explosividad cero para efectuar la reparación.

6) Para verificar que la reparación efectuada fue satisfactoria se verificara que

el sello este en contacto con la pared del tanque y también le será afectada una

prueba de luz para checar que no existan filtraciones de ases luminosos.

3.5 INSPECCION DE LA M.F.I.

3.5.1 Formatos de registro de inspección de la M.F.I.

Los siguientes formatos son los que se utilizan para el registro de información

en la inspección de la M.F.I. los cuales ayudaran para llevar un mejor control en

cuanto al mantenimiento del tanque.

FORMATO S/N PARA CONTROL ESTADISTICO DE EXPLOSIVIDAD Y

CONCENTRACION DE ACIDO SULFHIDRICO.

[pic]

[pic]

|FECHA |CONCENTRACION DE H2S (P.P.M.) |% DE EXPLOSIVIDAD |

OBSERVACIONES |

| | | | |

| | | | |

| | | | |

| | | | |

| | | | |

| | | | |

| | | | |

| | | | |

| | | | |

| | | | |

FORMATO S/N PARA REGISTRO DE INSPECCION DE COMPONENTES DE

M.F.I.

[pic]

ACCESORIOS SATISFACTORIO NO SATISFACTORIO

1.- FALDON PERIMETRAL ________________ ____________________

2.- SOPORTES PERIMETRALES “PATAS”__________

____________________

3.- FLOTADORES PERIMETRALES ________________

___________________

4.- SOPORTES CENTRALES “PATAS” ________________

_________________

5.- PERFILES MAESTROS ________________ ___________________

6.- CUBIERTA DE LAMINA DE ALUMINIO____________

__________________

7.- VALVULA DE VENTEO AUTOMATICA 24 __________

__________________

8.- ENTRADA HOMBRE DE 24” ________________ ___________________

9.- TORNILLERIA Y SEGUROS _________________ __________________

10.- REGISTROS PARA COLUMNAS DE 24” ____________

_________________

11.- REGISTROS DE VENTEO Y DERRAME _________

__________________

12.- ALTURA MINIMA Y MAXIMA DE OPERACIÓN________

______________

13.- CABLES ANTIESTATICOS _________________ ________________

14.-CABLES ANTIRROTACION _________________ _________________

15.- SELLO PRIMARIO Y SECUNDARIO ______________

_________________

16.- ABERTURA Y NIVELACION DEL T.F.I. ___________

__________________

FIRMA INSPECTOR

____________________________________________________

SITIO DE INSTALACION _____________ HOJA No. ___________ DE

__________

FECHA _____________________________________________________

3.6 PROCEDIMIENTOS DE INSTALACION DE LA M.F.I.

Antes de empezar con el trabajo de instalación se deberán discutir algunos

aspectos:

1) Dar a conocer las reglas locales de seguridad para el responsable del

trabajo ya sea que pertenezca a la planta o sea externo (contratista y

proporcionarle una copia si es posible).

2) Las condiciones en las que debe estar el tanque; libre de gases, libre de

suministros y todas las conexiones de tubería deberán estar selladas.

3) Si es permisible trabajar con flamas (equipo de corte y soldadura).

4) Las condiciones de cambio pueden ocurrir durante la instalación; por

ejemplo: llenado de tanques cercanos, viento predominante, etc.

3.6.1 Inspección del tanque y conexiones antes de la instalación.

1) Se analizara el estudio de verticalidad y redondez que el departamento de

mantenimiento proporcionara; con la finalidad de verificar que los tanques

estén dentro de la norma y proceder así con la instalación de la M.F.I.

2) Se revisara el interior de la pared del tanque para localizar obstrucciones

tales como: colocación de aditamentos para montaje, ángulos para templado,

soldadura excesiva en uniones, etc., debiendo eliminarse.

3) Examinar el fondo del tanque contra ataque de corrosión, lo que daría fugas

y burbujeo, etc., cualquiera de las fallas posteriores deben ser reparadas.

4) Revisar que las columnas estén a plomo. El límite de desplome deberá ser

3” (0.0762m) de movimiento lateral. Si no pueden ser plomeadas dentro de

estos limites, deben ser cambiadas.

5) Revisar la localización de las pantallas de cámaras de espuma, es usual que

estas se deben modificar para permitir el libre viaje de la membrana en su

operación de máxima altura.

6) Verificar que la línea de llenado este provista de un tubo difusor para evitar

un posible daño a componentes de la membrana, columna principial del

tanque, etc.

3.6.1.1 Instalación de otros componentes que no pertenecen la M.F.I.

Los componentes tales como: tubo de llenado, tubo difusor, líneas de succión,

drenaje de agua, etc., tienen que ser instalados en el tanque antes de iniciar el

montaje de la membrana. Los siguientes puntos, son generalmente comunes a

todas las instalaciones que involucran los trabajos de soldado y corte en el

techo, paredes y piso del tanque. Por eso estos deben efectuarse antes de la

instalación de la cubierta.

3.6.1.2 Registros de ventilación.

1) Localizar y marcar la posición del marco estructural del registro de

ventilación entre las canales soporte del techo, si se suministran registros extra

grandes, colocar uno de estos lo mas cerca de la escalera de servicio.

2) Localizar estos registros de ventilación de acuerdo con el croquis

“Localización de registros de venteo y sobre-flujo” del tanque en particular.

3) La distancia del marco estructural del registro de ventilación al ángulo de

coronamiento debe ser de 3” (0.0762 m) y la colocación de la cara de venteo

abierta debe quedar orientada al exterior del tanque.

4) Se cortara el techo del tanque de acuerdo al tamaño del marco base del

registro de ventilación. El tamaño del corte es la dimensión interior del marco

base.

5) Soldar a estos marcos a todo alrededor, las bisagras deberán quedar

orientadas al centro del tanque.

6) Para la instalación de la cubierta del registro de ventilación, solo se

insertaran los tornillos de las bisagras localizadas en la cubierta y en el techo

del tanque.

3.6.1.3 Registros de sobre-flujo.

1) Localizar y marcar la posición de los registros de sobre-flujo, los cuales

deben quedar en medio de los registros de ventilación.

2) La distancia de los registros de sobre-flujo deben ser equidistante y tener

cuidado que ninguno obstruya la escalera interior. Es preciso comentar que

algunos tanques solo tienen un registro; aunque por lo general cuentan con un

par de ellos.

3) La parte superior del registro de sobre-flujo debe quedar aproximadamente

entre a 18” (0.4572 m) del ángulo de coronamiento, esta distancia depende del

tipo del tanque.

4) Corte la pared del tanque con las dimensiones interiores del registro de

sobre-flujo.

5) Coloque el registro de sobre-flujo a la pared del tanque, y sobre este sus

demás componentes: ceja o tapa, laterales y malla.

3.6.1.4 Conectores para cable antirrotación.

1) Dos cables antirrotación deberán ser instalados verticalmente 10” (0.2540 m)

desde la pared del tanque hacia el centro del techo flotante para sello de 12”

(0-3048 m) de ancho, para prevenir la rotación de la membrana. Estos se

instalaran en los tanques que no tienen columnas o que tengan solamente

columna central.

2) Se suministraran accesorios soportes para asegurar los cables y estos serán

soldados en el techo y piso respectivamente. Debe tenerse cuidado con la

soldadura para evitar que esta dañe el fondo.

3.6.1.5 Instrucciones de ensamble para montaje de la M.F.I.

Primero introduzca los componentes requeridos para la M.F.I. a través del

registro hombre y coloque estos en sitios sobre el tanque en una colocación

aproximada donde se necesite armar estos componentes.

3.6.1.6 Segmento perimetral y columnas.

1) La columna perimetral con ángulo se debe colocar en el centro del segmento

usando los tornillos de 1/2” x 1 1/2”, así como un bloque de madera como

espaciador entre la pared del tanque y el segmento para obtener el claro que

forma el dobles interior del segmento; las columnas son fijas al interior del

segmento con la cabeza de los tornillos a la pared del tanque. Ajuste la altura

de la columna para que se quede libre el registro hombre o liberen cualquier

obstrucción, asegurándose que esta quede perpendicularmente.

2) Para el armado de los segmentos perimetrales de la membrana, cada

segmento se monta conforme al movimiento de las manecillas del reloj

traslapando el lado izquierdo del segmento No. 2 con el lado derecho del

segmento No. 1 y así sucesivamente. Para asegurar, inserte los tornillos

correspondientes en los barrenos superior y los barrenos tipo ojal del

segmento, nivele y apriete ligeramente los tornillos.

3) Después de que todas las secciones del segmento están instaladas

alrededor del perímetro, se apretaran todos los tornillos de las juntas para

asegurar el ensamble, verificar que este se encuentre a nivel.

4) Cuando las secciones del segmento son instaladas, fije su separador de

madera lo mas cercano a la unión atornillada para mantener un claro de 6”

(0.1524 m) de ancho. Si es necesario efectuar un corte a alguna sección del

segmento para ajuste final, realícelo precavidamente.

5) Instaladas todas las secciones del segmento quedan listas para poder

proceder al ensamble de los flotadores.

3.6.1.7 Pontones.

1) Con referencia al plano de montaje divida el tanque en cuatro partes iguales,

quedando fijos los ejes. La distribución anterior es para ver la línea de

flotadores y fijar las estructuras auxiliares, soportes que deban requerirse en

una dirección (columnas, registro de medición, tubos de muestreo, etc.).

2) Teniendo determinado el eje central, colocar dos líneas para flotadores

(1.524 metros del eje y uno de cada lado) segmento a segmento, es decir, la

línea de flotadores correrá a todo el ancho del tanque.

3) Con ayuda de una escuadra especial y con referencia al eje central, se fija el

subsecuente eje de pontones y se localiza los puntos de los soportes para

tubo, fijándose este en el segmento. Continuar este proceso a cada lado del eje

central hasta que todos los soportes para tubo estén instalados alrededor del

perímetro.

3.6.1.8 Canales maestras ensambladas.

La distribución de las canales y su ensamble es muy importante. Se debe tener

mucho cuidado y una estricta observancia de las siguientes instrucciones:

1) Las canales deben ser ensambladas en ángulo recto a la línea de pontones,

se debe determinar primeramente la línea de centros conforme a los dibujos de

montaje. La exacta localización de este eje es el más importante.

2) Instaladas las canales dentro del tanque así como todos los accesorios,

estas se deben colocar sobre los flotadores teniendo cuidado de poner las

canales colectoras, las canales transversales, etc.

3) Las canales deben estar instaladas a 1.7526 metros centro a centro, es

decir, 0.8763 metros a cada lado del eje central.

4) Las canales se deben de asegurar con las abrazaderas centrales,

uniéndolas así en los flotadores. Cada 6.0960 metros de longitud de la canal

maestra se debe colocar un canal conector. Se debe tener cuidado que la línea

de las canales sea recta y perfecta.

5) Se debe establecer que las perforaciones estén debidamente alineadas, así

como la distancia entre canal y canal, esto se logra básicamente con la

colocación de la cimbra falsa de madera.

6) Una vez que se han colocado y alineado todas las canales, puede apretar

firmemente usando una llave de impacto.

7) Queda finalmente una retícula, de canales y flotadores perfectamente

alineados.

8) Se debe checar que toda esta retícula presente una superficie para colocar

la cubierta. El siguiente paso será colocar todas las estructuras auxiliares.

3.7 Estructuras marco-camisa para soportes y registros de presión-vació.

1) Las estructuras (marcos o camisas) para soportes también están fabricadas

con canales maestras y ahora se pueden colocar de acuerdo a la distribución

de columnas, registro de presión-vació, tubos de telemedicion y muestreo. El

siguiente procedimiento es típico para la colocación de cualquier columna.

2) Cuando se instale la estructura (marco) del soporte cerciorarse de que esta

este cerrada alrededor de las columnas, es decir, que debe existir un claro de

6” (0.1524 m) a partir de la columna hacia la camisa del sello.

3.8 Cubierta de lámina.

1) Se coloca un rollo de lámina sobre la línea central.

2) Se desenrolla este cuando este alineado y centrado.

3) Se debe tener cuidado de haber quitado todas las tapas grapa antes de

proceder a este paso.

4) Se colocan los rollos adyacentes del lado derecho y del lado izquierdo y se

desenrollan sobre las canales maestras, queda de esta forma cubierta toda el

área.

5) Queda colocada sobre la canal maestra las dos laminas traslapadas y sobre

esta se coloca la canal grapa, por medio de tornillos y se procede al barrenado

de todas las líneas de canales, colocando después del barrenado todos los

tornillos correspondientes y apretando estos.

3.8.1 Ensamble de sellos.

1) El ensamble de sellos se hace como un trabajo individual, debe ser particular

para los sellos de columna, la escalera de nivel, los tubos de medición y

muestreo, etc.

2) Sobre la estructura se colocan las camisas y las tapas, y se recorta el sello

conforme a la forma requerida.

3) Se colocara posteriormente los resortes tensores, los tornillos o remaches

para asegurar los elastómeros, conectores, etc.

3.8.2 Sello perimetral tipo zapata.

1) Se instalara el sello primario tipo zapata de 12” (0.3048 m) de ancho, fijando

los brazos al faldón perimetral por medio de tornillos.

2) Después de forma independiente se colocara sobre la zapata las canales

grapa, la articulación superior, el brazo móvil y las juntas de expansión,

quedando así la zapata armada.

3) El tercer paso será ensamblar la zapata armada sobre los brazos y

finalmente se colocara la barrera de vapores (tela de teflón) engrapada el

faldón perimetral y a la zapata.

3.8.3 Cable antiestático.

1) Se colocaran cuatro cables antiestáticos los cuales se fijaran de la cubierta

de la M.F.I. a la estructura del tanque, los que servirán para efectuar la

conductividad eléctrica para que viajen las cargas estáticas acumuladas por el

razonamiento.

2) Una de las puntas del cable se fijara sobre la canal de la grapa de la M.F.I.

3) La otra punta se fijara en el techo del tanque con tornillo fijo en el registro de

venteo.

3.8.4 Cable antirrotación.

1) Los cables antirrotación son dos y siempre están instalados a 180º uno del

otro.

2) El material de estos cables antirrotación es de acero inoxidable y una punta

se fija al piso del tanque por medio de una argolla cerrada y la otra se fija por

medio de un tensor al techo del tanque.

NOTA: Se debe tener cuidado de que estos cables estén perfectamente

plomeados.

3.9 Dibujos de ensamble de la M.F.I.

A continuación se muestran dibujos y esquemas sobre las partes que

componen una membrana flotante interna para tanques atmosféricos de

almacenamiento de hidrocarburos y otros derivados del petróleo.

TITULO: MEMBRANA FLOTANTE INTERNA (M.F.I.) TIPO PONTONES.

[pic]

FIGURA 33. Vista en planta de la M.F.I. que muestra la ubicación de sus

registros, alineación de pontones, línea de lámina de la cubierta y segmentos

perimetrales.

TITULO: VISTA SECCIONADA DE UN TANQUE MOSTRANDO LOS

ELEMENTOS MÁS IMPORTANTES DE UNA MEMBRANA FLOTANTE

INTERNA (M.F.I.).

[pic]

Figura 34. Dibujo de la M.F.I. que muestra algunas de sus partes como son:

cubierta de la membrana, registro de presión-vació, cable antiestático, sello

perimetral y soportes de la membrana.

TITULO: SELLO TIPO ZAPATA VISTA LATERAL, MATERIALES; ALUMINIO,

ACERO INOXIDABLE, TEFLON LAMINADO.

[pic]

FIGURA 35. Muestra como trabaja el sello tipo zapata sobre la pared del

tanque.

TITULO: SELLO TIPO ZAPATA VISTA FRONTAL.

[pic]

FIGURA 36. Muestra cómo va instalado el sello tipo zapata sobre el Faldón.

TITULO: ENSAMBLE CANAL MAESTRA Y CANAL GRAPA.

[pic]

FIGURA 37. Dibujo del ensamble de la canal grapa sobre la canal maestra.

TITULO: ENSAMBLE CANAL UNION.

[pic]

FIGURA 38. Dibujo de ensamble de las canales maestras.

TITULO: REGISTRO DE SOBRE LUJO, MATERIAL: ACERO AL CARBON.

[pic]

FIGURA 39. Dibujo del registro de sobre lujo.

TITULO: REGISTRO DE ENTRADA HOMBRE DE 12° (0.609 METROS) DE

DIAMETRO, MATERIAL: ACERO AL CARBON.

[pic]

FIGURA 40. Dibujo del registro de entrada hombre, mostrando el sello de

poliuretano para sello del registro.

TITULO: UNION PERFILIES CANAL MAESTRA A 90 GRADOS.

[pic]

FIGURA 41. Dibujo de ensamble de la canal maestra.

TITULO: REGISTRO DE PRESION – VACIO, MATERIAL: ALUMINIO.

[pic]

FIGURA 42. Dibujo del registro presión–vació de la M.F.I

TITULO: PONTONES PERIMETRALES (FLOTADORES), MATERIAL:

ALUMINIO

[pic]

FIGURA 43. Dibujo de flotadores o pontones perimetrales.

TITULO: AJUSTE PERIMETRAL, MATERIAL: ALUMINIO.

[pic]

FIGURA 44. Dibujo de columna ajustable mostrando sus componentes.

TITULO: CABLE ANTIRROTACION DE ¼” (0.0063 METROS) DE DIAMETRO,

MATERIAL: ACERO INOXIDABLE.

[pic]

FIGURA 45. Muestra la ruta del cable antirrotacion y su forma de amarre en

sus extremos

TITULO: CABLE ANTIESTATICO, MATERIAL: ACERO INOXIDABLE.

[pic]

FIGURA 46. Muestra de sujeción de sus extremos del cable.

TITULO: REGISTRO DE VENTEO, MATERIAL: ACERO AL CARBON.

[pic]

FIGURA 47. Dibujo del registro de venteo mostrando el empaque “U”.

TITULO: ENSAMBLE SELLO COLUMNA

[pic]

FIGURA 48. Dibujo de la columna principal.

TITULO: ENSAMBLE DE TUBO EN COLUMNA PRINCIPAL,

MATERIAL: ALUMINIO.

[pic]

FIGURA 49. Dibujo de la columna principal con su funda o tubo de aluminio.

TITULO: UNION DE COLUMNA AJUSTABLE.

[pic]

FIGURA 50. Dibujo de la columna ajustable soportando la estructura de la

M.F.I.

TITLO: COLUMNA AJUSTABLE CENTRAL.

[pic]

FIGURA 51. Dibujo de la columna ajustable mostrando sus partes

componentes.

TITULO: ENSAMBLE DE SEGMENTO PERIMETRAL.

[pic]

FIGURA 52. Dibujo del segmento perimetral mostrando sus puntos de

ensambles.

CONCLUSIONES.

La experiencia de transportar los conocimientos adquiridos en el aula de campo

de trabajo es muy útil por que se desarrollan o descubren nuevas cosas que

ayudan notablemente al desarrollo personal de cada individuo.

El área en la que se dio la oportunidad de trabajar, es la del mantenimiento a

tanques de almacenamiento de combustibles, esta área es sumamente amplia

en donde se realizan múltiples trabajos que conciernen a la ingeniería

mecánica.

La empresa se ve muy favorecida con la aportación de este trabajo en la que

podrá instruirse el personal de mantenimiento a tanques, en las tareas de

inspección externa e interna. Se muestra una información general sobre el

funcionamiento, mantenimiento y partes de la membrana flotante interna

(M.F.I.).

Con estas aportaciones el personal podrá realizar un mantenimiento más

eficiente y seguro a tanques, líneas de llenado y vaciado, etc., evitando de esta

forma algún incendio o desperfecto en estos equipos, al igual que la

optimización del tiempo requerido en esta actividad.

Este trabajo es de gran ayuda para el personal en capacitación en este tipo de

equipos ya que de una manera clara y sencilla entenderá los aspectos de

primordial importancia en el mantenimiento en tanques de almacenamiento.

Por medio de la elaboración de este trabajo es importante mencionar que en el

área de ingeniería industrial se puede desempeñar todos los conocimientos

básicos de contabilidad, administración, estadística, dibujo e informáticos.

Este trabajo no resolverá todos los problemas que tendrá que afrontar el

personal de mantenimiento, pero será de gran apoyo por que aquí hallaran

consejos y recomendaciones que servirán para facilitar sus trabajos.

RECOMENDACIONES.

Si este proyecto se pone en marcha en Pemex Refinación reducirá sus costos

en la reparación y mantenimiento de tanques atmosféricos de almacenamiento,

además se tendrá un plan correctivo y preventivo en las fallas más comunes

como son filtraciones, desgaste de paredes, escurrimientos, corrosión y

rupturas.

Se recomienda poner en marcha el plan de análisis constante por medio de la

toma de valores para ver la vida útil de las placas, que conforman los tanques

de almacenamiento, de esta manera lograremos que los tanques tengan una

vida mas prolongada y existan menos problemas de escurrimientos de

combustibles, así como perdidas y/o accidentes de trabajo.

Para que este proyecto cobre éxito es necesario seguir detalladamente los

procedimientos ya establecidos, asi como el llenado de formatos de la manera

más exacta posible, dándole seguimiento a los resultados en cuanto a las

fechas de próximas revisiones, dándole continuidad para que no existan

pérdidas materiales y humanas.

GLOSARIO

CONCEPTOS RELACIONADOS A TANQUES ATMOSFERICOS DE

ALMACENAMIENTO.

Con el fin de entender mejor este lenguaje de tanques atmosféricos de

almacenamiento se presentan los siguientes conceptos:

1. Alteración. Significa cualquier trabajo de un tanque que involucra corte,

fundición, soldadura u operaciones de calentamiento que cambian las

dimensiones físicas y/o configuración del tanque, los ejemplos típicos de

alteración incluyen: la adición de entrada-hombre y boquillas mayores a 12”

(0.305 m) al igual que un incremento o decremento de la altura del cuerpo del

tanque.

2. T.A.R. Terminal de almacenamiento y reparto.

3. Cambio de servicio. Cambio de operaciones de condiciones previas, que

involucran diferentes propiedades del líquido almacenado tales como: gravedad

específica, corrosividad y/o diferentes condiciones de temperatura y/o presión.

4. Tapa caliente. Identifica un procedimiento para instalar una boquilla en el

cuerpo de un tanque que esta en servicio.

5. Operador / comprador. Se refiere a la entidad legal que tienen ambos

controles y/o responsabilidad de la operación y mantenimiento de un tanque de

almacenamiento existente.

6. Reconstrucción. Significa el trabajo necesario para reensamblar un tanque

que ha sido desmantelado y relocalizado en un nuevo sitio

7. Organización de la reconstrucción. Se refiere a la organización que asigna la

responsabilidad por parte del operador / comprador para diseñar y/o reconstruir

un tanque.

8. Reparación. Significa cualquier trabajo necesario para mantener o restaurar

un tanque a una condición apropiada para operación segura: ejemplos típicos

de reparación incluyen:

a) Remoción y cambios de materiales (del fondo, cuerpo o cúpula, incluyendo

material de soldadura) para mantener la integridad del tanque.

b) Renivelacion y/o sujeción del cuerpo, fondo o cúpula del tanque.

c) La adición o reforzamiento de placas por penetración en el material (placas,

tuberías, columnas, etc.).

d) Reparación de defectos, tales como desgaste de soldaduras, picaduras, etc.

9. Dispositivo de venteo. Elemento que impide la formación de presión o vació

que puede deformar el tanque durante la operación de llenado, vaciado o por la

evaporación debida a los cambios de la temperatura ambiente.

10. Formador de espuma. Dispositivo de seguridad para mezclar agua, aire y

liquido espumante para sofocar el incendio de combustible en un tanque.

11. Anillo de enfriamiento. Línea de tubería que circunda al cuerpo del tanque,

equipada con espreas esparcidoras para enfriar con agua en caso de

emergencia a la envolvente.

12. Asentamiento uniforme. Es el hundimiento homogéneo que experimentan

todos los elementos del tanque, incluyendo el anillo de cimentación, líneas de

llenado y vaciado.

13. Inclinación de cuerpo rígido. Este tipo de asentamiento es la inclinacion del

tanque.

14. Asentamientos diferenciales. Estos se llaman así por que no se localizan en

un plano general bien definido, y se presentan debido a que el tanque es una

estructura flexible.

15. Verticalidad de la envolvente. Se llama así el estado que presenta la

dirección de la plomada, por lo que este procedimiento, se considera como

verticalidad la magnitud de las diferencias que presenta la envolvente del

tanque (en una estación específica) con respecto a la dirección de la plomada.

16. Redondez de diseño. Forma circular perfecta que debe obtener la

envolvente del tanque (cuerpo del tanque).

17. Redondez real. Se le llama a la configuración real que presenta el

perímetro de la envolvente.

18. Sello perimetral. Dispositivo flexible que impide la salida de vapores de

hidrocarburos al medio ambiente en el espacio comprendido entre la periferia

del techo flotante con la pared (lado interno de la envolvente) del tanque.

19. Envolvente. Componente estructural que conforma el cuerpo o pared de un

recipiente de almacenamiento constituido de placas.

20. Carga térmica. Presión soportada por un material debido al cambio de

temperatura.

21. Esfuerzo. Fuerza que se ejerce sobre una pieza que tiende a comprimirla o

alargarla.

22. Tanques atmosféricos de almacenamiento. Se conocen con el nombre de

tanque atmosférico, por que son tanques que trabajan a la presión atmósfera y

la máxima presión de trabajo siempre se encontrara en el fondo, dependerá de

la altura del fluido contenido en el.

23. Arrestador de flama. Es una especie de filtro formado por una serie de

laminillas, acomodadas en círculo o transversalmente las cuales evitan que al

producirse una flama en el exterior del tanque penetren al mismo. Este

dispositivo esta hermanado debajo de la válvula de presión-vació que se instala

sobre la cúpula de un tanque.

24. Circuito. Se considera como “circuito”, el conjunto de líneas y equipo que

manejen un fluido de la misma composición, pudiendo variar en sus diferentes

partes las condiciones de operación.

25. Unidad de control. Los circuitos se deben dividir en “unidades de control”,

estas últimas se definen como secciones de circuitos que tengan una velocidad

de corrosión más o menos homogénea. En el caso de las tuberías, la unidad de

control será la línea.

26. Línea. Se considera como “línea”, al conjunto de tramos de tubería y

accesorios que manejen el mismo flujo a las mismas condiciones de operación.

Normalmente esto se cumple pera la tubería localizada entre dos equipos de la

dirección de flujo.

27. Equipos. Son todos aquellos dispositivos (intercambiadores de calor,

bombas, tanques de almacenamiento, etc.) que conjuntamente con las líneas

integran los circuitos. Cabe hacer notar que estos por lo general, se encuentran

sujetos a corrosión variable, por lo que las unidades de control en este caso

pueden ser equipos enteros o partes de los que mismos presenten similares

condiciones de corrosión.

28. Pieza de tubería. Es el tramo recto de tubería o accesorio (te, codo,

reducción, válvula, etc.) colocado entre bridas, soldaduras o roscas. El conjunto

de piezas de tubería “integrara” por lo tanto las “líneas”.

29. Posición o punto de medición. Es el lugar donde se mide el espesor de la

pared.

30. Nivel de medición. Es el conjunto de mediciones de posición que se deben

efectuar en un mismo sitio de una tubería o un equipo, por ejemplo, las cuatro

mediciones que se hacen en una tubería de diámetro usual, las mediciones que

se hacen en un recipiente alrededor de una boquilla (4 o mas).

31. 100% de medición. Toda tubería en la que se haya medido su espesor,

mínimo en un nivel de medición por cada una de las piezas que lo componen,

se considera como medida 100%. En el caso de equipos, el 100% de medición

consiste en medir el espesor en todas las posiciones posibles marcadas en el

dibujo mismo.

32. Periodicidad de medición de espesores. Se considera como tal el tiempo

que transcurre entre una fecha de medición y la siguiente consecutiva y la cual

depende del análisis de la velocidad de desgaste.

33. Velocidad de desgaste. Como tal, se considera la rapidez con la cual

disminuye el espesor de una pared metálica. Ordinariamente, se calcula

comparando los espesores obtenidos en mediciones efectuadas en dos fechas

consecutivas.

34. Espesor remanente. Es la diferencia de espesores entre el obtenido en la

última medición y el límite de retiro.

35. Líneas y equipos críticos. Son aquellos, cuyas velocidades de desgaste

exceden el valor de 0.020 (0.0005 m) por un año. Cuando no se tenga

información sobre la velocidad de desgaste, se consideran como criticas

aquellas unidades de control que de acuerdo con su historial, hayan

presentado problemas de desgaste habiendo tenido que repararse o

reponerse. En el caso de las plantas nuevas debe considerarse el

comportamiento de unidades de control equivalentes de otras plantas

similares.

36. Medición preventiva de espesores. Es el trabajo de medición sistemática de

espesor de pared en tuberías y equipos con la finalidad de conocer el

comportamiento de desgaste y de esta manera programar su mantenimiento.

Esta medición generalmente se lleva a cano mediante técnicas ultrasónicas

pudiendo también utilizar métodos físicos directos, radiográficos, etc.

37. Análisis preliminar. Es análisis inmediato que debe realizarse comparando

los espesores obtenidos en ese momento con los de mediciones anteriores y

con el límite de retiro.

38. Vaciado de datos. Es transferir la lectura de espesores obtenidos en el

campo a un registro permanente llamando también “registro de medición de

espesores”.

39. Análisis de la estadística. Es el análisis formal que se ejecuta a partir de los

datos asentados en el “Registro de medición de espesores”, para determinar

las fechas de la próxima medición y de retiro probable de tuberías y equipos.

40. Verificación de puntos específicos. Es repetir la medición de los puntos

cuyos espesores de acuerdo al análisis preliminar, arrojan dudas sobre su

veracidad, por observarse “disparados” con respecto a los que por lógica seria

recomendable encontrar. Se incluyen aquí aquellos casos donde por una u otra

causa no se pudo obtener ningún valor.

41. Saneo de la estadística. Es el trabajo consistente en repetir la medición de

espesores en aquellos equipos, líneas, piezas, etc., así como en aquellos

puntos, cuya velocidad de desgaste sea muy diferente al típico obtenido para la

línea o equipo de que se trate.

42. Planeación. Se considera como tal la elaboración del programa con los

dibujos de unidades de control, necesarios para efectuar la medición preventiva

de espesores de una fecha determinada.

43. Programación de la medición preventiva de espesores. Se considera como

tal la elaboración del programa anual de medición preventiva, en el cual se

indica para cada línea y equipo la fecha en que deben medirse sus espesores

conforme al criterio de unidad de control que resulta del análisis de la velocidad

de desgaste y del límite de retiro.

44. Medición de espesores con la instalación o unidad fuera de operación. Es la

medición del espesor de líneas y equipos que se efectúa durante sus periodos

de inactividad, principalmente durante las reparaciones, para verificar los

resultados obtenidos en operación; para llevar a cabo la medición

comprobatoria de puntos sospechosos que por alguna razón no haya podido

efectuarse inmediatamente después de la medición preventiva, para medir los

espesores de equipos por el interior, líneas inaccesibles, así como otras piezas

donde sea factible hacerlo en operación por diversas causas, tales como: alta

temperatura, vibración, incrustación, etc.

45. Pruebas de martillo. Es la prueba que se efectúa golpeando con un martillo

las tuberías y equipos, con el objeto de determinar la existencia y magnitud, de

zonas de pared adelgazadas.

BIBLIOGRAFIA.

← Manual de inspección y Rehabilitación de tanques Atmosféricos de

Almacenamiento de productos petrolíferos.

Autor: PEMEX

Edición: 2000

← Manual de Tanque de Almacenamiento.

Autor: IMP.

Edición: sin /edición.

← Manual para cambio de membrana flotante interna tipo pontones de

aluminio.

Autor: ATN S.A.

← Norma GPASI-IT-0004 (Procedimiento para la revisión de tanques de

almacenamiento).

← Norma DG-GPASI-IT-00202 (Procedimiento para el registro, análisis y

programación de la medición preventiva de espesores).

← Norma DG-GPASI-SI-2521 (Guía para vaporización de tanques atmosféricos

de almacenamiento).

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CENTRO DE TRABAJO _____________________________ FECHA

_________________________

NO. DE TANQUES __________________________________ PRODUCTOS

____________________

CAPACIDAD _______________________________________ INSPECTOR

____________________

CENTRO DE TRABAJO ______________________________ FECHA

_________________________

No. DE TANQUES ___________________________________ PRODUCTOS

____________________

CAPACIDAD ________________________________________ INSPECTOR

____________________

CENTRO DE TRABAJO _________________________ FECHA

__________________________

NO. DE TANQUES _____________________________ PRODUCTOS

_____________________

CAPACIDAD __________________________________ INSPECTOR

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Procedimiento Para La Revision General de Tanques Atmosfericos de Almacenamiento

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