Evaluacion de Aptitud para el Servicio de Tanque de Almacenamiento de Gasoil

VII INGEPET 2011 (GAS-1-ER-03-N)

EVALUACION DE APTITUD PARA EL SERVICIO DE TANQUE DE

ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS

Esteban Rubertis (GIE S.A), Marcos San Martin (GIE S.A), Bernardo Elosegui (GIE S.A), Hernan Kunert (GIE S.A)

Palabras clave:, FFS, Tanque, FEM

Resumen

Se presenta una evaluación de Aptitud para el Servicio, de acuerdo con ASME FFS1 - API STD 579 (Ed. 2007) del tanque de almacenamiento de gasoil TK-3.

El tanque TK-3 tiene una capacidad de 25.000 m3, y fue construido de acuerdo con API 650. El mismo sufrió deformaciones en tres sectores al momento de la prueba hidráulica pre-operacional; posteriormente el tanque fue reacondicionado quedando algunos sectores con deformaciones permanentes.

Se realizó una inspección visual y un relevamiento completo del tanque; los datos obtenidos durante la inspección permiten reconstruir la envolvente del tanque y generar la superficie en formato adecuado para su posterior análisis. La evaluación consistió en la verificación de fuera de verticalidad (columnas y envolvente), fuera de redondez, asentamiento de piso y columnas, verificación del techo y ondulaciones en el piso así como un análisis de aptitud para el servicio evaluando según Nivel 3 los riesgos de fallas por colapso plástico, falla local, colapso por pandeo y falla por fatiga debida a cargas cíclicas.

El tanque de almacenamiento de gasoil se encuentra apto para el servicio. Se recomendaron estrategias de mantenimiento preventivo y basado en condición para asegurar la integridad del tanque hacia futuro. Este análisis se completó en una fracción del tiempo necesario para la reparación a un costo sensiblemente menor.

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Introducción

El objetivo principal de este trabajo es la determinación, de acuerdo a la norma ASME FFS1 - API STD 579 Fitness for Service (Ed. 2007), del estado del tanque para gasoil (TK-3) de 25.000 m3 de capacidad, el cual fue construido de acuerdo con API 650.

Antecedentes. En el momento de la prueba hidráulica, el tanque sufrió deformaciones en tres sectores de la envolvente. La Figura 1 muestra las zonas deformadas del tanque luego de la prueba hidráulica (virolas 1º a 4º respecto del techo). Relevamientos realizados por medio de estación total, determinaron que las dimensiones máximas de las zonas deformadas eran de 3 3 m2, con una profundidad de 20 cm aproximadamente.

Figura 1. Zonas deformadas del tanque luego de la prueba hidráulica.

Las deformaciones de la envolvente fueron corregidas en gran parte mediante tensores. Luego, se soltaron los tensores y se instaló un perfil de refuerzo UPN280 de acuerdo a las recomendaciones de ingeniería. Con este procedimiento se logró prácticamente restaurar la geometría original y corregir las abolladuras (Figura 2). Aunque las virolas deformadas sufrieron deformaciones plásticas durante la prueba hidráulica, con el método empleado se ha liberado gran parte de las tensiones.

Figura 2. Tanque de gasoil luego de las reparaciones e instalación del refuerzo.

Con el fin de evaluar la integridad estructural del tanque de almacenamiento de gasoil se realizó un análisis de Aptitud para el Servicio de acuerdo con la Parte 8 de ASME FFS 1 – API STD 579.


Inspección y evaluación de integridad. A continuación se resumen las tareas realizadas durante la inspección y evaluación de integridad:

1. Inspección y relevamiento dimensional del tanque mediante el escaneo láser de alta

resolución.

2. Verificación de planos, memorias de cálculo, procedimientos de soldadura y ensayos.

3. Verificación de geometrías:

a. fuera de verticalidad,

b. fuera de redondez,

c. asentamiento de piso y columnas,

d. verificación del techo,

e. ondulaciones en el piso,

4. Evaluación de Aptitud para el Servicio según API 579, Parte 8.

A partir de las inspecciones visuales y relevamientos dimensionales se realizó un análisis de Aptitud para el Servicio de acuerdo con la Parte 8 de ASME FFS 1 – API STD 579. Este análisis tiene como objetivo evaluar las deformaciones existentes y hallar los sectores de concentración de tensiones y las cargas localizadas que pudieran afectar la integridad estructural del tanque.

Según API 579 Parte 8 se pueden realizar tres niveles de análisis:

Nivel 1: Verificación de las deformaciones para evaluar si las mismas resultan aceptables con el código de diseño del equipo.

Nivel 2: Procedimiento computacional para evaluar deformaciones o distorsiones en la envolvente y/o en soldaduras. El método determina una tensión meridional y un radio de acuerdo equivalente que surge a partir de las deformaciones existentes. Luego se calcula un factor de tensiones remanentes, que es comparado con factores propios de admisibilidad de API 579.

Nivel 3: Modelado de elementos finitos. Se realiza un análisis de tensiones verificando que las mismas no superen las máximas admisibles especificadas en API 650.

Si no se satisfacen los requerimientos de un nivel de análisis, se puede pasar al nivel siguiente para una evaluación de mayor profundidad.


1.- Inspección y relevamiento dimensional

Se realizó un relevamiento dimensional con Escáner Láser 3D de alta precisión. Se trata de un dispositivo portátil; cuyo objetivo principal es la adquisición de millones de puntos de superficies iluminadas por un plano láser. En la nube de puntos adquirida, se detecta el plano del haz láser y se reconstruye el perfil tridimensional de la superficie utilizando algoritmos de procesamiento avanzados.

El escáner emite un láser que es desviado en forma vertical mediante un lente rotativo y horizontalmente por medio de la rotación del cabezal. Con estos dos movimientos simultáneos el escáner provee resultados de alta resolución con un barrido horizontal de 360º y un barrido vertical de 310º.

Las ventajas de este dispositivo frente a otras técnicas de medición (por ejemplo, la estación total) son su alta velocidad de medición (500.000 puntos por segundo), con una resolución de 0,1 mm y un error medio lineal a 50 mm de 1 mm. La nube de puntos obtenida define la geometría de los objetos en el espacio, y de acuerdo a su reflectividad, es posible identificar y extraer cada objeto de la nube de puntos.

Se relevó el tanque en forma completa tanto exterior como interiormente. El escaneo realizado, permitió identificar todas las discontinuidades y deformaciones del tanque, capturando la geometría de las deformaciones con precisión milimétrica. En la Figura 4 se detallan algunas imágenes de los escaneos realizados.

Figura 4. Visualización de escaneos láser del tanque de almacenamiento de gasoil. (a) Ubicación de los escáneres para el relevamiento geométrico exterior, (b) relevamiento exterior del tanque, y (c) relevamiento interior.

(b)

(c)

(a) Ubicación de escáneres en el relevamiento exterior del tanque.

Figura 3. Escáner Láser 3D


Las nubes de puntos obtenidas de los diferentes escáneres se almacenaron en formato .dxf para su visualización y posterior edición con herramientas de modelado. Luego, a partir de estos puntos, se construyó la superficie de la envolvente del tanque para el modelado numérico y análisis tensional.

2.- Verificación de planos, memorias de cálculo, procedimientos de soldadura y ensayos

De acuerdo con la revisión realizada en la memoria de cálculo y planos se concluye que los mismos fueron realizados en forma correcta siguiendo los lineamientos de API 650 no detectándose discrepancias que pudieran dar origen a los problemas de deformaciones surgidos durante la prueba hidráulica.

De la certificación de los soldadores se observó que los mismos estaban calificados para

realizar las soldaduras especificadas en la construcción del Tanque. El procedimiento de soldadura cubre las necesidades de unión soldada.

3-. Verificación de geometrías

a.- Fuera de redondez. El criterio de aceptabilidad es función del Diámetro del Tanque. En el presente caso, el diámetro del tanque es de 50 m, lo cual permite, según la Norma API 650 y API 579, variaciones de 25 mm en el Radio. Se realizó un proceso de mapeo de la nube de puntos relevada y se contrastó con un cilindro ideal del mismo diámetro que el tanque. En la Figura 5 se observan las zonas (color azul), que quedan fuera del criterio de Nivel 1 de API 579 Parte 8.

Figura 5. Fuera de redondez.

Se observa que las zonas indicadas en color azul coinciden con las zonas que sufrieron las abolladuras durante la prueba hidráulica. Las máximas deformaciones encontradas son del orden de 11 cm. Las zonas indicadas con color azul en la Figura 5 no cumplen con el criterio de aceptación de API 579 Nivel 1, por lo cual se procede a la evaluación de análisis de tensiones de acuerdo con el Nivel 3 de dicha normativa.

b.- Fuera de verticalidad. Se evaluó la verticalidad del tanque en 16 generatrices y en todos los casos la verticalidad se encuentra dentro de la tolerancia establecida por API 650, de H/200, siendo en para el tanque analizado H=15.15 m y resultando la máxima desviación permitida en 0.076 m.

Además, se realizó la medición de la verticalidad de las columnas, de acuerdo con el escaneo realizado (Figura 6):


Figura 6.Verticalidad de las columnas.

Las columnas N° 4 y N° 8, se encuentran fuera del rango admisible. Sin embargo se observó que las columnas desviadas no presentan curvatura por lo cual no se estima una disminución en la capacidad portante.

Para la verificación de las mismas se hizo una evaluación de la carga crítica al pandeo según memoria de cálculo original. Se obtuvo que la disminución en la carga crítica de pandeo para la columna desviada es despreciable < 1%. Por lo cual las columnas se consideran aptas para el servicio.

c.- Asentamiento de piso y columnas. Se analizó información proporcionada respecto del control de asentamiento del tanque medido sobre el anillo de hormigón durante el llenado para la prueba hidráulica. A partir de esta información se realizó la evaluación de asentamiento de acuerdo con el Apéndice B de API 653. La cual se detalla a continuación.

Evaluación de Asentamiento API 653 Evaluación de Asentamientos.

Figura 7. Evaluación de Asentamiento API 653

Según se puede observar en la Figura 7 las desviaciones medidas se encuentran dentro de los límites establecidos por API 653.

Además se realizó el control de las desviaciones de asentamientos diferenciales para el caso de las bases de las columnas. Se realizó la evaluación para el anillo exterior e interior de columnas, siguiendo la misma metodología que para el anillo de hormigón. Los resultados

-10

-5

0

5

10

0 5 10 15

De

fle

xio

n [

mm

]

Medición

Curva del Coseno Optima

Diferencia Relativa

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 5 10 15

Des

via

ció

n [

mm

]

Medición

Desviación Medida

Desviación Maxima Permitida

C

4

C 1

C

2

C 3

C

5

C 7

C 6

C 15

C

14

C 13

C 12

C 11

C

10

C 9

C

8

C

0


indican que las variaciones en las mediciones se encuentran dentro de los límites indicados por API 653.

d.- Verificación del techo. Con el objetivo de verificar si existiesen deformaciones en las vigas y estructura del techo, se superpuso la geometría del techo del plano original sobre el escaneo del techo del tanque, tal como se observa en forma parcial en la siguiente figura. Se destaca que no se observaron deformaciones apreciables en la estructura del techo.

Figura 8. Verificación de estructura del techo.

d.- Ondulaciones en el piso. Se realizó un análisis de las ondulaciones existentes en el piso a partir de las geometrías escaneadas. Para lo cual se superpuso la geometría del piso relevada contra un cono ideal con la información de los planos, a partir de esta comparación se pudieron obtener los sectores con ondulaciones hacia arriba o hacia abajo, las cuales fueron dimensionadas para su análisis. En la Figura 9 se observa dicha comparación.

Figura 9.Ondulaciones del piso y dimensiones definidas en API 653.

Se observa que todas las deformaciones son de carácter de ondulaciones, es decir con curvaturas suaves y de grandes dimensiones, en todos los casos mayores al metro. Sin embargo se realizó la evaluación de acuerdo con B.3.3 de API 653 donde se especifica que las dimensiones máximas de las deformaciones no deben superar el valor BB (0,37 R). Todas las deformaciones relevadas cumplen con los límites definidos en API 653.

BB = 0,37 R


4.- Evaluación de Aptitud para el Servicio según API 579, Parte 8

Modelado numérico

Considerando que las deformaciones registradas no cumplen con el Nivel 1 de API 579, la complejidad de cálculos que demanda el Nivel 2 y el deseo de verificar el tanque en su totalidad se ejecutó directamente un análisis de tensiones de acuerdo con el Nivel 3, donde se modeló la geometría real del tanque mediante un escaneo láser en tres dimensiones.

A partir de las geometrías relevadas mediante el escaneo láser 3D, se generó la superficie de la envolvente para su análisis tensional por elementos finitos. La totalidad del tanque (envolvente, piso, y refuerzo) fue mallado con 57.000 elementos cuadriláteros lineales tipo cáscara. También se modeló la estructura interna, columnas y vigas, con elementos de viga y perfil normalizado. En la Figura 10 se observa la geometría real, obtenida del escaneo láser, y el mallado del tanque. La Figura 11 muestra la estructura del techo y el detalle del refuerzo.

Figura 10. Geometría real obtenida del escaneo láser y mallado del tanque.

Figura 11. Geometría real de estructura del techo y detalle del refuerzo.

En el modelado numérico se consideró la variación del espesor de las virolas. Con el fin de constatar los espesores reales de las chapas contra los indicados en los planos conforme a obra se realizaron mediciones de espesor por ultrasonido. La variación del espesor de las virolas con la altura del tanque se muestra en la Figura 12.

Detalle: aro de refuerzo

Estructura del techo

Detalle: boca de limpieza


Figura 12. Espesor de chapa de las virolas.

Se realizó un análisis tensional estático considerando la no linealidad geométrica (grandes deformaciones) y un comportamiento del material elasto-plástico ideal.

Las condiciones de borde y cargas aplicadas que fueron consideradas se representan en la Figura 13 y se describen a continuación:

Tanque simplemente apoyado.

(PS) – Presión hidrostática debida a la columna de agua para una altura máxima de llenado de 14,26 m.

(DT) – Peso propio de la envolvente (9,81 m/s2) y peso del techo sobre la envolvente (101.850 kg).

(W) – Carga de Viento (160 km/h, según API 650).

(P) – Presión de Seteo de Válvula de Alivio 44 mm de columna de agua.

(DA) – Peso propio de la escalera (4.107 kg), y sistema de refrigeración de la envolvente (14.213 kg).

Figura 13. Condiciones de contorno y cargas aplicadas que fueron consideradas.

Se estudiaron cuatro casos de carga (Tabla 1) con el fin de verificar sus estados tensionales para diferentes condiciones y niveles de llenado. En todos los casos se tiene en cuenta el peso propio de envolvente, techo, escalera y sistema de refrigeración.

101.850 kg

160 km/h

14

,26

m

9,81 m/s2

44 mmH2O

Aro de refuerzo

Boca de limpieza Escalera

Sist. de refrigeración

1” – virolas 1º y 2º

3/4” – virola 3º




5/16” – virolas 7º, 8º y 9º


Casos de carga Nivel de llenado Espesor corroído

Viento Peso propio

C1 14,26 m de gasoil

(operación) No Si Si

C2 Lleno de agua

(prueba hidráulica) Si No Si

Tabla 1. Condiciones de carga analizadas.

El material considerado para la chapa de la envolvente es SA 36, sus propiedades se indican en la Tabla 2:

Propiedades de la envolvente (acero SA 36)

Tensión de fluencia 36 ksi (248 MPa)

Tensión de Rotura 58 ksi (400 MPa)

Tensión admisible (API 650, Fluido de Trabajo - Gasoil)

23,3 ksi (160 MPa)

(API 650 Prueba Hidráulica con agua) 24,9 ksi (171 MPa)

Densidad acero 7.800 kg/m3

Módulo elástico 210 GPa

Módulo de Poisson 0,3

Tabla 2. Propiedades de la envolvente (acero SA 36).

Además de los casos analizados (C1 y C2), y siguiendo los lineamientos de la Parte 8 de la norma API STD 579 - ASME FFS-1 (Ed. 2007), se analizaron los distintos casos de carga propuestos en el Nivel 3 de Aptitud para el Servicio:

Casos de Carga NIVEL 3 – API 579 Apéndice B Los requisitos del análisis para los defectos volumétricos se basan en la protección contra los potenciales modos de falla enumerados abajo:

Protección contra colapso plástico. (párrafo B1.2) El método de análisis utilizado es el modelado Elástico-Plástico de tensiones, párrafo B1.2.4. Se plantearon las 5 combinaciones de carga según tabla B1.4:

Protección contra falla local. (párrafo B1.3) Aquí se debe analizar la concentración de tensión en el punto de mas solicitado. Se utiliza un Análisis Elástico-Plástico, punto B1.3.3.

Protección contra colapso por pandeo. (párrafo B1.4) El método de análisis utilizado es el modelado Elástico-Plástico.

Protección contra falla por fatiga debido a cargas cíclicas. (párrafo B1.5) Para este análisis se debe conocer la vida de diseño, frecuencia y amplitud de llenado/vaciado.

Protección contra daño por termo fluencia o creep, y creep–fatiga. (Parte 10) (1)

(1) No requiere verificación de daño por termo fluencia o creep, y creep–fatiga, ya que la temperatura de trabajo de la instalación es muy inferior a la temperatura en la cual estos mecanismos se activan.

Se evaluó la existencia de posibles tensiones residuales en las zonas de las deformaciones. Las tensiones residuales estimadas fueron sumadas a las tensiones existentes en los sectores de las deformaciones verificando su aptitud para el servicio de acuerdo con el Apéndice B de API 579.

Resultados


La condición C1, 14,26 m de gasoil y considerando el espesor actual, no se hallaron sectores que superen la tensión de fluencia del material SA 36 (248 MPa), lo que indica un comportamiento lineal elástico del tanque. En la zona donde existen las desviaciones geométricas (sectores abollados, Figura 14), se observa que el nivel tensional es del orden de 90 MPa, considerablemente inferior a la tensión admisible del material de 23,3 ksi (160 MPa, según API 650). Por lo tanto, no se identificaron zonas comprometidas en los sitios que poseen deformaciones remanentes.

Figura 14. Tensiones máximas en zona deformadas y anillo de refuerzo.

En la Figura 15, se observan filtradas las zonas que superan las tensiones admisibles de 160 MPa, como se ve en la figura no existen zonas con tensiones mayores a las admisibles.

Figura 15. Tensiones superiores a la admisible (>160 MPa).

Se modeló la condición local de la Boca de Limpieza y las Escaleras como se observa en las Figura 16. En todos los casos las tensiones registradas son menores a las admisibles.

Filtro a 160 MPa

90 MPa


Figura 16. Reacciones de los pesos de accesorios y detalle de boca de limpieza.

En la condición C2, prueba hidráulica en condiciones de espesores corroídos, se observan máximas tensiones del orden de 160 MPa (menores a la tensión admisible del material), Figura 17. Los picos de tensiones que se observan, se deben a las variaciones geométricas en esos sectores, siendo natural que en un modelado tan detallado se encuentren sectores de concentración de tensiones que se superen las tensiones admisibles.

Figura 17. Picos de tensiones en prueba hidráulica.

Protección contra colapso plástico. Se siguieron los pasos del punto B.1.2.4.4. Se analizaron las 5 combinaciones de carga según tabla B1.4, logrando convergencia en todos los casos. Esta condición es suficiente para verificar la estabilidad del componente bajo esas condiciones según lo establecido en el paso 5 del punto B.1.2.4.4 que se traduce a continuación:

160 MPa


Criterio Global

1) (P + PS + D)

2) 0,86 (P + PS + D + T)

3) 0,86 (P + PS + D) + 0,57 W

4) 0,86 (P + PS + D) + 1,10 W

5) 0,86 (P + PS + D)

Tabla 3. Combinaciones de carga para colapso plástico global según Tabla B1.4, API 579

(con = 1,5).

Protección contra falla local. Se siguieron los pasos del punto B.1.3.3.1 para la combinación de carga indicada en la Tabla 4:

Criterio Local

1,7 (P + PS + D) RSFa

Tabla 4. Combinación de cargas para falla local según Tabla B1.4, API 579.

Para la combinación de carga de la Tabla 4, se localizaron los puntos más solicitados de la envolvente, con mayor tendencia al colapso local. Las tensiones máximas se ubican en el elemento 24127 ubicado en la virola inferior del tanque (Figura 18). Este componente deberá cumplir con la siguiente condición

donde es la deformación plástica equivalente, es la deformación de conformado y es

la deformación límite para la aceptación del componente.

Figura 18: Elemento más solicitado donde se analiza el mecanismo de falla local.

De los resultados obtenidos del modelo computacional se desprende que no se alcanza la plastificación de ningún componente, por lo tanto la deformación plástica equivalente es


cero. La deformación de conformado se calculó en base al radio del tanque y el espesor de

la virola inferior. Esta deformación de conformado resulta 0,0005104.

Por otro lado, se calculó la deformación límite en función de las tensiones principales y la equivalente de Von Mises en el mismo punto, según la ecuación 1:

(

) ([

]

)

Donde , y son las tensiones principales, es la tensión equivalente de Von Mises, y es la deformación límite uniaxial, , son parámetros que dependen del material (Tabla B1.6, de API 579).

De la ecuación anterior resulta que = 0,2755. Por tanto, se verifica la condición y el componente resulta apto ante este mecanismo de daño.

Protección contra colapso por pandeo. Se siguieron los pasos del punto B1.4.1.1. Se define un factor de pandeo como 1 667 , donde es un factor de reducción en la capacidad de carga, y para este trabajo vale 0,207.

Se realizó un modelado por elemento finitos, donde se efectuó un primer análisis estático con las cargas PS, P, W, DA, DT (sin considerar el peso del techo). En un segundo paso, se realizó un análisis de “buckling” aplicando la carga del techo sobre la envolvente.

La carga crítica de pandeo resulta de multiplicar el primer autovalor del análisis de “buckling” (32,591) por el peso del techo distribuido uniformemente sobre la envolvente (5361 N/m). De esta manera se obtiene una carga crítica de 174720 N/m.

La carga permisible de pandeo se obtiene de dividir la carga crítica de pandeo por el factor de pandeo, resultando en 21696 N/m (>5361 N/m). Por lo tanto se verifica la norma.

Protección contra falla por fatiga debido a cargas cíclicas. Se siguieron los pasos del punto B1.5.2.3 para desarrollar un análisis falla por fatiga según “Método A” (para materiales con una resistencia a la tracción menores o iguales a 552 MPa).

Se calcularon en forma conservativa 360 ciclos de carga/descarga para una vida en servicio de 30 años y con una frecuencia de llenado/vaciado mensual. No hay ciclos adicionales de carga por arranque y parada de la instalación (dado que queda incluido en los anteriormente mencionados). Ciclos debidos a diferencias térmicas (excluyendo las ambientales) no se presentan en esta instalación. Similares consideraciones se pueden hacer respecto de ciclos debidos a tensiones térmicas producto de uniones soldadas entre distintos materiales.

Por lo tanto, la suma total de ciclos de carga/descarga, prevista en forma conservativa, para la instalación resultó en 360 ciclos. Este número de ciclos previstos es menor al valor límite indicado en la tabla B1.8 de API 579 (< 400), por lo tanto este equipo no necesita ser verificado y se lo considera apto ante este mecanismo de falla.


5.- Conclusiones Se realizó una inspección completa del tanque con la tecnología Escáner Láser 3D. La nube de puntos obtenida durante el escaneo permitió reconstruir la envolvente del tanque, columnas y vigas con gran precisión y generar las superficies en formato adecuado para la verificación geométrica, verificación de fuera de verticalidad de columnas y envolvente, fuera de redondez, asentamiento de piso y columnas, verificación del techo, ondulaciones en el piso y evaluación de Aptitud para el Servicio de acuerdo con el Nivel 3 de API 579 Parte 8.

En las zonas que sufrieron las abolladuras durante la prueba hidráulica se detectaron deformaciones máximas del orden de 11 cm. Estas zonas no cumplen con el criterio de aceptación de API 579 Nivel 1, por lo cual se procedió a la evaluación de análisis de tensiones de acuerdo con el Nivel 3 de dicha normativa.

Siguiendo los lineamientos de API 579 Parte 8, se realizó un análisis de aptitud para el servicio evaluando según Nivel 3 los riesgos de fallas por colapso plástico, falla local, colapso por pandeo y falla por fatiga debida a cargas cíclicas.

El tanque de almacenamiento de gasoil se encuentra apto para el servicio, de acuerdo al Nivel 3 de API 579 Parte 8. Se recomendaron estrategias de mantenimiento preventivo y basado en condición para asegurar la integridad del tanque hacia futuro.

El avance en las tecnologías de relevamiento dimensional, como es el caso del escaneo laser 3D, permiten obtener la geometría real de una pieza, cualquiera sea su tamaño, en corto tiempo y con gran precisión. La implementación de esta tecnología junto con las herramientas de evaluación de aptitud para el servicio y software de cálculo por elementos finitos, hacen posible verificar defectos y deformaciones complejas, y establecer rápidamente si el equipo puede continuar en servicio sin correr riesgos sobre su integridad estructural o si es necesario realizar reparaciones. Realizar este tipo de estudios es mucho más económico que realizar reparaciones, ya que las mismas además de sus costos implican sacar de servicio el tanque, con el consecuente lucro cesante. Además, se logra disminuir el nivel de riesgo de operación, ya que se conoce cabalmente la integridad del tanque y esto permite demostrar a las aseguradoras de riesgo la integridad de las instalaciones. 6.- Bibliografía

1. API STD 653 - Tank Inspection, Repair, Alteration and Reconstruction – Tercera Edición, Diciembre 2001- Adenda 1, Septiempre 2003

2. API STD 650 – Welded Steel Tanks for Oil Storage - Décima Primer Edición – Junio 2007

3. API 579 ASME FFS 1 – Fitness for Service. American Petroleum Institute 4. ABOVEGROUND STORAGE TANKS – Philip E. Meyers 5. ASME IX, Qualification Standard for Welding and Brazing Procedures, Welders,

Brazers, and Welding and Brazing Operators 6. ASTM A 6M Standard Specification for General Requirements for Rolled Structural Steel

Bars, Plates, Shapes, and Sheet Piling. 7. Metals Handbook Non destructive Inspection

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