Analisis-comparativo-del-desgaste-en-tanques-de-almacenamiento-de-una-terminal-de-almacenamiento-y-reparto

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UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DE MÉXICO

FACULTAD DE QUÍMICA

ANÁLISIS COMPARATIVO DEL DESGASTE EN TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE UNA TERMINAL DE ALMACENAMIENTO Y
REPARTO

TESIS
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO QUÍMICO

PRESENTA
MARCO ANTONIO ALPIZAR AGUILERA

MÉXICO, D.F. 2015

UNAM – Dirección General de Bibliotecas
Tesis Digitales
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JURADO ASIGNADO:
PRESIDENTE: Profesor: Isafas Alejandro Anaya y Durand
VOCAL: Profesor: José Antonio Ortlz Ramfrez
SECRETARIO: Profesor: Modesto Javier Cruz Gómez
ler. SUPLENTE: Profesor: Alma Delia Rojas Rodrlguez
2" SUPLENTE: Profesor: Néstor N~ López Castillo
SITIO DONDE SE DESARROllÓ El TEMA: TORRE DE INGENIERfA, CUARTO
PISO, CIRCUITO ESCOLAR SIN NÚMERO, CIUDAD UNIVERSITARIA,
COYOACÁN, D.F.
ASESOR Del TEMA: MODESTO JAVIER CRUZ GÓMEZ
SUPERVISOR TtCNICO : N~STOR NO~ lÓPEZ CASTILLO
SUSTENTANTE: MARCO ANTONIO AlPIZAR AGUllERA
••
lO
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

ÍNDICE

Capítulo I
1. 1 Introducción .......................................................................................................................... 1
1. 2 Objetivo general..................................................................................................................... 2
1. 3 Objetivos particulares.............................................................................................................. 2
1. 4 Hipótesis ................................................................................................................................. 2

Capítulo II Marco teórico

2. 1 Tanques de almacenamiento ................................................................................................ 3
2. 2 Materiales de construcción para tanques de almacenamiento ............................................. 5
2. 3 Seguridad industrial .............................................................................................................. 7
2. 4 Integridad mecánica de equipo ............................................................................................. 7
2. 5 Riesgos en tanques de almacenamiento ............................................................................... 8
2.5. 1 Desgaste en tanques de almacenamiento ..................................................................... 14
2.5.1. 1 Corrosión ................................................................................................................ 17
2.5.1. 2 Erosión ................................................................................................................... 18
2.5.1. 3 Fatiga mecánica ..................................................................................................... 18
2.6 Inspección técnica en tanques de almacenamiento, normatividad y procedimientos ........ 18
2.6. 1 Tipos de inspección técnica .......................................................................................... 20
2.6. 2 Normatividad y procedimientos aplicables para la inspección técnica ....................... 21
2.6.2. 1 Norma DG-SASIPA-IT-00204 ................................................................................. 21
2.6.2.1. 1 Conceptos ........................................................................................................ 22
2.6.2.1.2 Secuencia para el registro, análisis y programación preventiva de espesores 25
2.6.2.1.3 Integración de la estadística de medición preventiva de espesores ............... 25
2.6.2.1. 4 Preparativo para la medición de espesores .................................................... 26
2.6.2.1. 5 Análisis preliminar de espesores .................................................................... 27
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

2.6.2.1. 6 Análisis estadístico formal .............................................................................. 27
2.6.2.2 Procedimiento de revisión de niplería de plantas en operación GPEI-IT-201....... 31
2.6.2.3 Procedimiento para el control de desgaste de niplería GPI-IT-4200 ..................... 32
2.6.2.3. 1 Métodos de calibración de niplerías ............................................................... 34
2.6.2.4 Procedimiento para efectuar la revisión de la tornillería de tuberías y equipos
de las instalaciones en operación de PEMEX Refinación DG-GPASI-IT-0903 ................ 34
2.7 Sistema de Medición y Control de Espesores en Líneas y Equipos (SIMECELE) ................. 36

Capítulo III Metodología y análisis de resultados

3. 1 Descripción de proceso ....................................................................................................... 37
3. 2 Censo de circuitos ................................................................................................................ 38
3. 3 Diagrama de Flujo de Proceso (DFP) .................................................................................. 39
3. 4 Recopilación de información ............................................................................................... 40
3.5 Determinación de las zonas de estudio en los tanques de almacenamiento ....................... 40
3. 6 Análisis del desgaste en tanques de almacenamiento individualmente ............................ 40
3.6. 1 Análisis del desgaste en el tanque TV-58 ..................................................................... 42
3.6. 2 Análisis del desgaste en el tanque TV-59 ..................................................................... 57
3.6. 3 Análisis del desgaste en el tanque TV-61 ..................................................................... 72
3.7 Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento .................................... 86
3.8 Causas probables del desgaste en los tanques de almacenamiento .................................... 89
3. 9 Conclusiones ........................................................................................................................ 90
BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................................................. 92
ANEXO A ...................................................................................................................................... 93
ANEXO B .................................................................................................................................... 100

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

iii

Índice de figuras.
FIGURA 1. TANQUE DE TECHO FIJO. ............................................................................................................. 4
FIGURA 2. TANQUE DE TECHO FIJO CON MEMBRANA FLOTANTE INTERNA. ................................................... 4
FIGURA 3. TANQUE DE MEMBRANA FLOTANTE EXTERNA. ............................................................................. 5
FIGURA 4. TERMINAL DE ALMACENAMIENTOY REPARTO DE BUNCEFIELD ANTES DEL INCIDENTE DE 2005. .. 9
FIGURA 5. ESQUEMA GENERAL DE LOS ELEMENTOS QUE CONFORMABAN A LOS TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE BUNCEFIELD. ..................................................................................................... 9
FIGURA 6. DEPÓSITO DE BUNCEFIELD DURANTE EL INCIDENTE DE 2005. .................................................. 10
FIGURA 7. DEPÓSITO DE BUNCEFIELD DESPUÉS DEL INCIDENTE. ............................................................... 11
FIGURA 8. ESQUEMA DE DISPOSICIÓN DE TANQUES DE LA TERMINAL DONDE SE OBSERVA AL TANQUE D2,
EL CUAL SUFRIÓ LA FUGA. .................................................................................................................. 13
FIGURA 9. FOTO TOMADA UN DÍA DESPUÉS DEL INCIDENTE. ....................................................................... 13
FIGURA 10. DIBUJO DEL TANQUE D2, MOSTRANDO LA GRIETA DEL FONDO POR LA CUAL SE FUGÓ EL
COMBUSTIBLE. ................................................................................................................................... 14
FIGURA 11. LOCALIZACIÓN DE PUNTOS EN ARREGLOS TÍPICOS DE NIPLERÍA. ............................................. 33
FIGURA 12. DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESO DE LA TAR SOBRE LA QUE SE TRABAJÓ. .......................... 39
FIGURA 13. ELEMENTOS QUE CONFORMAN A UNA GRÁFICA CREADA POR EL SIMECELE. ........................ 41
FIGURA 14. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL ANILLO 1 DEL TV-58. ........................................... 42
FIGURA 15. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL ANILLO 2 DEL TV-58. ........................................... 44
FIGURA 16. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL ANILLO 3 DEL TV-58. .......................................... 46
FIGURA 17. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL ANILLO 4 DEL TV-58. ......................................... 48
FIGURA 18. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL ANILLO 5 DEL TV-58. ........................................... 50
FIGURA 19. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DE LA CÚPULA DEL TV-58. ......................................... 52
FIGURA 20. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL FONDO DEL TV-58. ............................................. 54
FIGURA 21. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL ANILLO 1 DEL TV-59. ........................................... 57
FIGURA 22. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL ANILLO 2 DEL TV-59. ........................................... 59
FIGURA 23. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL ANILLO 3 DEL TV-59. ........................................... 61
FIGURA 24. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL ANILLO 4 DEL TV-59. ........................................... 63
FIGURA 25. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL ANILLO 5 DEL TV-59. ........................................... 65
FIGURA 26. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DE LA CÚPULA DEL TV-59. ......................................... 67
FIGURA 27. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL FONDO DEL TV-59............................................... 69
FIGURA 28. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL ANILLO 1 DEL TV-61. ........................................... 72
FIGURA 29. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL ANILLO 2 DEL TV-61. .......................................... 74
FIGURA 30. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL ANILLO 3 DEL TV-61. ........................................... 76
FIGURA 31. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL ANILLO 4 DEL TV-61. ........................................... 78
FIGURA 32. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL ANILLO 5 DEL TV-61. ........................................... 80
FIGURA 33. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DE LA CÚPULA DEL TV-61. ......................................... 82
FIGURA 34. GRÁFICA DE MEDICIÓN DE ESPESORES DEL FONDO DEL TV-61............................................... 84
FIGURA 35. VELOCIDAD DE DESGASTE PARA LAS UNIDADES DE CONTROL DE LOS TANQUES ESTUDIADOS. 87

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

FIGURA A 1. DIAGRAMA DE INSPECCIÓN PARA EL ANILLO 1......................................................................... 93
FIGURA A 2. DIAGRAMA DE INSPECCIÓN PARA EL ANILLO 2......................................................................... 94
FIGURA A 3. DIAGRAMA DE INSPECCIÓN PARA EL ANILLO 3......................................................................... 95
FIGURA A 4. DIAGRAMA DE INSPECCIÓN PARA EL ANILLO 4......................................................................... 96
FIGURA A 5. DIAGRAMA DE INSPECCIÓN PARA EL ANILLO 5......................................................................... 97
FIGURA A 6. DIAGRAMA DE INSPECCIÓN PARA LA CÚPULA. ......................................................................... 98
FIGURA A 7. DIAGRAMA DE INSPECCIÓN PARA EL FONDO. .......................................................................... 99

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

Índice de tablas
TABLA 1. CLASIFICACIÓN DE LÍQUIDOS ALMACENADOS. ................................................................................ 3
TABLA 2. MATERIALES PARA LA FABRICACIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO........................................ 6
TABLA 3. MECANISMOS DE DETERIORO EN EQUIPOS. ................................................................................. 15
TABLA 4. PERIODOS DE REVISIÓN EN TORNILLERÍA. .................................................................................... 35
TABLA 5. CENSO DE CIRCUITOS DE EQUIPOS. ............................................................................................. 38
TABLA 6. CENSO DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO CON LO QUE SE ELABORÓ ESTE TRABAJO. ................ 39
TABLA 7. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 5 DEL ANILLO 1 DEL TV-58. ........................ 43
TABLA 8. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL ANILLO 1 DEL TV-58. .................................. 43
TABLA 9. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 1 DEL ANILLO 2 DEL TV-58. ........................ 45
TABLA 10. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL ANILLO 2 DEL TV-58. ................................ 45
TABLA 11. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 4 DEL ANILLO 3 DEL TV-58. ...................... 47
TABLA 12. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL ANILLO 3 DEL TV-58. ................................ 47
TABLA 13. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 3 DEL ANILLO 4 DEL TV-58. ...................... 49
TABLA 14. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL ANILLO 4 DEL TV-58. ................................ 49
TABLA 15. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 3 DEL ANILLO 5 DEL TV-58. ...................... 51
TABLA 16. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL ANILLO 5 DEL TV-58. ................................ 51
TABLA 17. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 22 DE LA CÚPULA DEL TV-58. .................. 53
TABLA 18. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA LA CÚPULA DEL TV-58. .................................. 53
TABLA 19. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 25 DEL FONDO DEL TV-58. ...................... 55
TABLA 20. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL FONDO DEL TV-58. ................................... 55
TABLA 21. RESUMEN DE COMPORTAMIENTO DEL DESGASTE EN TANQUE DE ALMACENAMIENTO TV-58. ..... 56
TABLA 22. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 2 DEL ANILLO 1 DEL TV-59....................... 58
TABLA 23. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL ANILLO 1 DEL TV-59. ............................... 58
TABLA 24. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 4 DEL ANILLO 2 DEL TV-59....................... 60
TABLA 25. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL ANILLO 2 DEL TV-59. ...............................60
TABLA 26. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 3 DEL ANILLO 3 DEL TV-59....................... 62
TABLA 27. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL ANILLO 3 DEL TV-59. ............................... 62
TABLA 28. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 2 DEL ANILLO 4 DEL TV-59....................... 64
TABLA 29. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL ANILLO 4 DEL TV-59. ............................... 64
TABLA 30. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 6 DEL ANILLO 5 DEL TV-59....................... 66
TABLA 31. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL ANILLO 5 DEL TV-59. ............................... 66
TABLA 32. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 6 DE LA CÚPULA DEL TV-59. .................... 68
TABLA 33. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA LA CÚPULA DEL TV-59. .................................. 68
TABLA 34. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 37 DEL FONDO DEL TV-59. ....................... 70
TABLA 35. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL FONDO DEL TV-59. .................................... 70
TABLA 36. RESUMEN DE COMPORTAMIENTO DEL DESGASTE EN TANQUE DE ALMACENAMIENTO TV-59. ..... 71
TABLA 37. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 5 DEL ANILLO 1 DEL TV-61. ...................... 73
TABLA 38. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL ANILLO 1 DEL TV-61. ................................. 73
TABLA 39. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 1 DEL ANILLO 2 DEL TV-61. ...................... 75
TABLA 40. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL ANILLO 2 DEL TV-61. ................................. 75
TABLA 41. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 6 DEL ANILLO 3 DEL TV-61. ...................... 77
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

TABLA 42. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL ANILLO 3 DEL TV-61. ................................. 77
TABLA 43. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 3 DEL ANILLO 4 DEL TV-61. ...................... 79
TABLA 44. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL ANILLO 4 DEL TV-61. ................................. 79
TABLA 45. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 2 DEL ANILLO 5 DEL TV-61. ..................... 81
TABLA 46. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL ANILLO 5 DEL TV-61. ................................. 81
TABLA 47. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 47 DE LA CÚPULA DEL TV-61. ................... 83
TABLA 48. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA LA CÚPULA DEL TV-61.................................... 83
TABLA 49. DATOS DE MEDICIÓN DE ESPESORES PARA EL NIVEL 43 DE LA CÚPULA DEL TV-61. ................... 85
TABLA 50. DATOS DE ANÁLISIS ESTADÍSTICO FORMAL PARA EL FONDO DEL TV-61. .................................... 85
TABLA 51. RESUMEN DE COMPORTAMIENTO DEL DESGASTE EN TANQUE DE ALMACENAMIENTO TV-61. ..... 86
TABLA 52. COMPARATIVO DE VELOCIDADES DE DESGASTE PARA LAS DISTINTAS UNIDADES DE CONTROL DE
LOS TANQUES DE ALMACENAMIENTO ESTUDIADOS.............................................................................. 87
TABLA 53. DESGASTE EN TRES ZONAS, ANILLO, CÚPULA Y FONDO PARA CADA TANQUE DE ESTUDIO. ......... 88
TABLA 54. PRODUCCIÓN DE COMBUSTIBLES EN EL PERIODO 2008-2012 EN MILES DE BARRILES DIARIOS. 89
TABLA 55. RELACIÓN DE DEL PERIODO 2008-2012, PRODUCCIÓN DE DIESEL RESPECTO A PRODUCCIÓN DE
GASOLINA MAGNA (MILES DE BARRILES DIARIOS) PARA CADA AÑO. .................................................... 90

TABLA B 1. CARACTERÍSTICAS DE LA ENVOLVENTE DE LOS TANQUES ESTUDIADOS .................................. 100

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

Capítulo I

1. 1 Introducción
La seguridad en la industria petroquímica se aplica a los centros de trabajo que la
conforman, ya que es necesario proteger al personal que labora en ellos así como
a sus instalaciones. Esto ayuda a evitar accidentes y a reducir los riesgos por
fallas de equipo.
Una herramienta auxiliar para tener un buen control de la seguridad es el Sistema
de Medición y Control de Espesores en Líneas y Equipos (SIMECELE)
desarrollado por el grupo de trabajo del Centro de Estudios para la Administración
de la Seguridad de los Procesos Petroquímicos, Poliméricos y la Protección
Ambiental (CEASP4A) de la Facultad de Química. Este sistema facilita el
monitoreo y análisis del desgaste en las distintas partes de los equipos o líneas
que se desee estudiar de las instalaciones de un determinado centro de trabajo y
funciona principalmente con base a la norma DG-SASIPA-IT-00204, que hace
referencia al registro, análisis y programación de la medición preventiva de
espesores. El SIMECELE se implementa en refinerías, estaciones de bombeo,
auto tanques, terminales petroquímicas y terminales de almacenamiento y reparto,
siendo estas últimas el tipo de centro de trabajo donde se desarrolló el estudio de
esta tesis.
Las Terminales de Almacenamiento y Reparto (TAR) son centros de trabajo que
operan con tuberías, tanques de almacenamiento y equipos de traslado de los
productos finales del proceso de refinación del petróleo crudo.
En este trabajo se hace un análisis comparativo del desgaste en tanques de
almacenamiento de uno de estos centros, ya que el correcto almacenamiento de
los combustibles y la seguridad en dicho proceso es de gran importancia tanto
para el personal que labora en el lugar como para las instalaciones del mismo. Los
tanques de almacenamiento de las TAR están en constante operación, ya que
reciben diariamente los productos finales de las refinerías del país a la vez que de
ellos se extrae el producto para abastecer a centros de distribución. Esto provoca
una variación constante del nivel de producto almacenado en ellos, pudiendo
ocasionar un desgaste de sus paredes, su fondo y su cúpula, lo cual, de no ser
monitoreado mediante un programa integral de medición y control de espesores
podría conllevar desde un derrame del producto hasta accidentes.

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

1. 2 Objetivo general

 Comparar la velocidad de desgaste en tanques de almacenamiento con
características similares que manejan distintos servicios dentro de una
Terminal de Almacenamiento y Reparto.

1. 3 Objetivos particulares

 Analizar la velocidad de desgaste para cada tanque considerado.
 Identificar las zonas de mayor desgaste para cada tanque analizado.
 Identificar las posibles causas de desgaste en los tanques de
almacenamiento.

1. 4 Hipótesis

Al estudiar y comparar la velocidad de desgaste para cada tanque se observará un
mayor desgaste en la zona en la que generalmente se encuentra el nivel de
producto almacenado y dependerá del tipo de hidrocarburo almacenado, por lo
que las velocidades de desgaste entre los tanques estudiados no serán iguales.

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

Capítulo II.
Marco teórico
2. 1 Tanques de almacenamiento

Un tanque es un depósito diseñado para almacenar o procesar fluidos,
generalmente a presión atmosférica o a presiones internas relativamente bajas.
Para almacenar hidrocarburos procedentes de las refinarías, las Terminales de
Almacenamiento y Reparto pueden ocupar tanques verticales atmosféricos de tres
tipos de acuerdo a la norma DG-GPASI-SI-3600 de seguridad y contraincendio
para tanques de almacenamiento de productos inflamables y combustibles.
 Techo fijo (Figura 1).
Estos tanques son de tipo cilíndrico vertical diseñados para operar a presiones
internas máximas cercanas a la presión atmosférica, se emplean para contener
productos no volátiles o de bajo contenido de ligeros (noinflamables) con
clasificación NFPA II, IIIA, IIIB (Tabla 1).

Tabla 1. Clasificación de líquidos almacenados.
Líquidos inflamables
Clase IA
Incluye líquidos con punto de inflamación inferior a 22.8 °C, cuyo punto de ebullición
sea menor a 37.8°C.
Clase IB
Incluye líquidos con punto de inflamación inferior a 22.8 °C, cuyo punto de ebullición
sea mayor a 37.8°C.
Clase IC
Incluye líquidos con punto de inflamación de 22.8 °C y más altos, pero menores a
37.8°C.
Líquidos combustibles
Clase II Son líquidos con punto de inflamación igual o mayor a 37.8 °C pero menor a 60 °C.
Clase
IIIA Son líquidos con punto de inflamación igual o mayor a 60 °C pero menor a 93 °C.
Clase
IIIB Son líquidos con punto de inflamación de 93 °C y mayores.

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

Figura 1. Tanque de techo fijo.
 Techo fijo con membrana flotante interna (Figura 2).
 Tanque de membrana flotante externa (Figura 3).

Estos tipos de tanques se emplean para almacenar productos con alto contenido
de volátiles como alcohol y combustible con clasificación NFPA IA, IB y IC (Tabla
1). En ellos se anula la capa de aire entre el producto almacenado y el techo, lo
cual evita la evaporación de dicho producto, disminuyendo el riesgo de formación
de una mezcla explosiva.

Figura 2. Tanque de techo fijo con membrana flotante interna.
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

Figura 3. Tanque de membrana flotante externa.

2. 2 Materiales de construcción para tanques de almacenamiento
Para la fabricación de tanques de almacenamiento se utilizan como base los
materiales especificados en la norma NRF-113-PEMEX-2007 (Tabla 2), los cuales
son seleccionados para proporcionar una adecuada resistencia al desgaste. En
dado caso de ocupar un material con especificación diferente a la de los
materiales establecidos en dicha norma se debe asegurar que este cuente con las
características equivalentes o superiores a las establecidas por la norma.

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

Tabla 2. Materiales para la fabricación de tanques de almacenamiento.

Fuente: tomada de NRF-113-PEMEX-2007

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

2. 3 Seguridad industrial

La seguridad toma en cuenta dos conceptos como base para poder tener una
definición. Estos, son los conceptos de peligro y riesgo.
 Peligro: es cualquier condición física o química que tenga el potencial de
causar daño al personal, a las instalaciones del centro de trabajo o al medio
ambiente.
 Riesgo: es la combinación de probabilidad de que ocurra un accidente
mayor y sus consecuencias. Este se expresa mediante la ecuación
. Donde R(t) es el riesgo, P es la probabilidad de que ocurra un
evento y C sus consecuencias.
Teniendo estos conceptos se puede definir a la seguridad como el grado de
alejamiento de un peligro o riesgo, o bien, como aquellas medidas que evitan la
ocurrencia de un evento no deseable o que mitigan las consecuencias de dichos
eventos.
La seguridad industrial se encarga de minimizar los riesgos de accidentes e
incidentes en la industria tanto para trabajadores como para instalaciones de los
centros de trabajo. Se apoya en estadísticas para identificar en qué sectores hay
más probabilidad de que ocurra un accidente a fin de mantener un mayor control
sobre estos y tomar las acciones necesarias en caso de aumentar el riesgo de un
accidente.
La seguridad industrial es relativa, ya que no se puede garantizar que no vaya a
ocurrir algún tipo de accidente o incidente, es decir, siempre habrá un grado de
incertidumbre.
2. 4 Integridad mecánica de equipo

La integridad mecánica de equipo consiste en un conjunto de actividades
interrelacionadas enfocadas para asegurar la confiabilidad de las instalaciones
industriales de un centro de trabajo, dichas actividades abarcan desde el diseño,
fabricación o construcción, la instalación, operación, mantenimiento y
desmantelamiento. Ayuda a asegurar que la probabilidad de sufrir un accidente
sea la mínima posible, así como de que ocurra un incidente.
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

El análisis de la integridad mecánica consiste en la evaluación del estado
mecánico-estructural de un elemento, con base en la identificación del tipo y grado
de severidad, y de los defectos presentes en él a partir de la inspección e informe
de resultados de pruebas. Para ello se realizan procedimientos para evaluar
deterioros, defectos en tuberías y equipos.
Al tener una evaluación completa de la integridad mecánica de líneas y equipos se
puede determinar si son aptos para las condiciones de operación actuales o si
deben reemplazarse, además de establecer los programas de inspección o
monitoreo.
2. 5 Riesgos en tanques de almacenamiento

Un tanque de almacenamiento puede tener fallas debido a la corrosión por el
producto almacenado, grietas en las soldaduras, válvulas que no funcionan
correctamente, sistemas de venteo diseñados de forma incorrecta y protección
inadecuada contra electricidad estática. Dichas fallas conllevan desde derrames
de producto hasta incendios.
Una falla en un tanque de almacenamiento puede provocar daños en las
instalaciones circundantes e inclusive dañar al personal que labora en el centro de
trabajo.
A continuación se muestran dos casos de incidentes en Terminales de
Almacenamiento y Reparto, uno por posible falla en la operación y otro por
desgaste en el fondo de un tanque.
Buncefield-Inglaterra.
La terminal de almacenamiento de combustible conocida como “depósito de
Buncefield” (Figura 4) localizada en Hemel Hempstead, en el condado de
Hertfordshire, Inglaterra fue construida para contener y manejar combustibles
como queroseno, combustible de aviación, diesel y otros derivados de petróleo.
Estaba en activo desde 1968 y constituía el 8 % de abastecimiento del país en
2005.
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

Figura 4. Terminal de almacenamiento y reparto de Buncefield antes del incidente de 2005.

La capacidad total de almacenamiento de combustible era de 194 mil toneladas.
Los productos eran clasificados y almacenados en los 41 tanques metálicos de
forma cilíndrica y después distribuidos en camiones cisterna o por medio de
ductos las 24 horas del día, llenando en promedio 400 camiones cisterna
diariamente además de abastecer de combustible a aeropuertos.
Sus tanques eran de techo flotante y operaban con medidores de nivel como se
muestra en la figura 5.

Figura 5. Esquema general de los elementos que conformaban a los tanques de
almacenamiento de Buncefield.

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

El 11 de diciembre de 2005 ocurrieron múltiples explosiones, seguidas de una
columna de humo negro, la cual alcanzó tres kilómetros de altura con llamas de
hasta sesenta metros (Figura 6). Veinte tanques de almacenamiento de
combustible contribuyeron con el incendio, el total de combustible almacenado en
esos tanques era de aproximadamente 225,000 m3.

Figura 6. Depósito de Buncefield durante el incidente de 2005.
Debido al accidente hubo perdida de instalaciones (Figura 7), y solo resultaron
afectadas 43 personas con lesiones leves debido a vidrios y objetos proyectados
por causa de la explosión, además de dificultades respiratorias a causa del humo.
“Análisiscomparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

Figura 7. Depósito de Buncefield después del incidente.
Se recabó información de testigos de la zona para tratar de determinar la causa
del accidente. Algunos de ellos mencionaron haber visto neblina en ciertas áreas
del depósito aunada a un fuerte olor a gasolina o petróleo. Adicionalmente se
revisaron grabaciones del sistema de circuito cerrado y se corroboró la presencia
de un fluido gaseoso aproximadamente a las 5:38 de la mañana cerca de un
grupo de tanques de uno de los sectores, con lo cual se dijo que dicho fluido pudo
haber sido la causa al ser una mezcla explosiva debida a fuga de combustible.
Otro dato que ayudaría a la hipótesis es que un día antes el tanque 912 se
empezó a llenar a las 7:00 a.m. con combustible, sin embargo, el sensor de nivel
se detuvo en un valor fijo ocho horas después a pesar de que el oleoducto
continuaba suministrándole combustible. El dato arrojado por el sensor indicaba
que el tanque estaba lleno hasta dos tercios de su capacidad, por lo que la
presión ejercida por el líquido afecto al techo flotante del tanque, filtrándose por los
bordes hasta llenar el tanque por encima del nivel del techo flotante.

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

Accidente en una terminal de almacenamiento de crudo en Bélgica.

La terminal de almacenamiento contenía 7 tanques (Figura 8), los cuales tenían
las siguientes características cuando ocurrió el incidente.

 4 tanques de almacenamiento de crudo con un contenido de 40,000 m3
cada uno: D1, D2, D3 y D4.
 2 tanques de almacenamiento para petróleo crudo o agua de lluvia
contaminada con petróleo crudo con una capacidad de 240,000 m3 cada
uno: D10 y D11.
 1 tanque pequeño D26 con una capacidad de 730 m3 fuera de servicio.

Al momento del accidente, los tanques operaban de la siguiente forma:

 El tanque D2, estaba lleno a más del 75%.
 El tanque D4 estaba parcialmente lleno.
 Los tanques D1 y D3 estaban vacios y en mantenimiento.
 El tanque D10 estaba lleno con líquido de desecho de crudo.
 El tanque D11 estaba vacio.

El 25 de octubre de 2005 cerca de las 18:15 horas se detectó una fuga en el
tanque D2, el cual contenía 37,000 m3 de petróleo crudo antes de la fuga.

Afortunadamente al fugarse el producto el viento no favoreció la formación de una
mezcla explosiva, por lo que no hubo ignición (Figura 9).

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

Figura 8. Esquema de disposición de tanques de la terminal donde se observa al tanque
D2, el cual sufrió la fuga.

Figura 9. Foto tomada un día después del incidente.
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

Tras una investigación se determinó que la fuga se debió a un adelgazamiento en
las placas del fondo debido a un asentamiento de arena en la base del tanque
creándose una grieta, probablemente al cargar el tanque por primera vez, en la
cual se acumuló agua, la cual no pudo ser drenada mediante el sistema de
drenado. Esto causó una fuerte corrosión, acelerando el adelgazamiento de las
placas. La zona afectada tenía una longitud de aproximadamente 35 metros y un
ancho de aproximadamente 20 centímetros, como lo muestra la figura 10.

Figura 10. Dibujo del tanque D2, mostrando la grieta del fondo por la cual se fugó el
combustible.

Al inspeccionar otros tanques se encontró que tenían tendencia a presentar grietas en sus fondos
como el tanque D2. Por medio de “escaneo de piso” no se detectaban dichas grietas, sin embargo
se pudieron obtener resultados precisos con el método de escaneo ultrasónico, con lo cual se
determino que el tanque D1 tenía una grieta y que el espesor de la placa era de apenas 4 mm. El
tanque D3 presentaba la misma situación, aunque la grieta era de menor tamaño que la del
tanque D2, quizás debido a que los sedimentos del crudo sellaron los sitios perforados en las
placas del fondo.
2.5. 1 Desgaste en tanques de almacenamiento

Un factor importante que afecta la integridad mecánica de un equipo es el
desgaste de los materiales de construcción en sus diferentes partes. De acuerdo a
la norma NRF-274-PEMEX-2012 los mecanismos de deterioro en equipos pueden
ser los mostrados en la tabla 3.

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

Tabla 3. Mecanismos de deterioro en equipos.
FALLA MECÁNICA Y
METALÚRGICA
PÉRDIDA DE ESPESOR LOCALIZADA O
UNIFORME
CORROSIÓN A ALTA TEMPERATURA AGRIETAMIENTO ASISTIDO POR EL AMBIENTE
Grafitización Corrosión galvánica Oxidación
Agrietamiento por esfuerzos
de corrosión por cloro
(AEC–Cl)
Agrietamiento por
recalentamiento Corrosión atmosférica Sulfatación Corrosión por fatiga
Ablandamiento
(Esferoidización)
Corrosión bajo aislamiento
(CBA) Carburización
Agrietamiento por esfuerzos
de corrosión producido por
sustancias cáusticas
(Fragilización cáustica)
Fragilización por
revenido
Corrosión por agua de
enfriamiento Decarburización
Agrietamiento por esfuerzos
corrosión producido por
amoniaco
Envejecimiento por
deformación
Corrosión por condensación
del agua de la caldera Polvo metálico
Fragilización por metal
líquido (FML)
Fragilización a
475oC
(885°F)
Corrosión por CO2
Corrosión por cenizas de
combustible
Fragilización por hidrógeno
(FH)
Fragilización por la
formación de la fase
Sigma
Corrosión causada por el
punto de rocío de los gases
de combustión
Nitruración
Fractura frágil Corrosión inducida microbiológicamente (CIM)
Fractura por
termofluencia
y esfuerzos
Corrosión por composición
del suelo
Fatiga térmica Corrosión cáustica
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
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FALLA MECÁNICA Y
METALÚRGICA
PÉRDIDA DE ESPESOR LOCALIZADA O
UNIFORME
CORROSIÓN A ALTA TEMPERATURA AGRIETAMIENTO ASISTIDO POR EL AMBIENTE
Sobrecalentamiento
en
corto tiempo –
ruptura por
esfuerzos
Corrosión por pérdida de
elementos de aleación

Bloqueo por vapor
(Steam
Blanketing)
Corrosión grafítica
Agrietamiento en la
soldadura en
metales
disimiles (ASMD)

Choque térmico
Erosión / erosión –
corrosión

Cavitación
Fatiga mecánica
Fatiga inducida por
vibración

Degradación del
refractario

Fuente: adaptada de norma NRF-274-PEMEX-2012.
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

De estos mecanismos de desgaste, en tanques de almacenamiento atmosféricos,
los que se consideran más comunes son los que se muestran en los siguientes
puntos.

2.5.1. 1 Corrosión

Deterioro de un material o de sus propiedades debido a su reacción con el medio
ambiente. Puede ocurrir por reacciones químicas o electroquímicas. Para el caso
de deterioro por medios físicos, tal como la erosión, no se considera como
corrosión.
La corrosión química puede ser una reacción con el medio ambiente, la cual
ocurre en la interface metal/medioambiente y considera al metal mismo como uno
de los reactantes. Esta reacción se da cuando el metal está en contacto con
sustancias ácidas o alcalinas, a alta temperatura, oxidaciones metal/gas donde el
compuesto o producto almacenado es volátil, por rompimientos de enlaces
químicos en polímeros, disolución de metales o aleaciones en metales líquidos
(por ejemplo aluminio en mercurio).
La corrosión electroquímica consiste en dos o más reacciones e involucra la
transferencia de electrones. Una reacción electroquímicarequiere un ánodo, un
cátodo, un electrolito y un circuito eléctrico. En la reacción de un metal (M) en
ácido clorhídrico, el metal se oxida, y se generan electrones en el ánodo como lo
muestra la ecuación 1.1. Al mismo tiempo cationes hidronio se reducen y se
consumen los electrones para formar hidrógeno gaseoso en el cátodo, a esta
reacción planteada en la ecuación 1.2 se le conoce como reducción o reacción de
evolución de hidrógeno (HER por sus siglas en inglés).
Ánodo (oxidación):

Cátodo (reducción):

Al actuar el metal como ánodo ocurre el proceso de oxidación en este, lo cual
facilita la corrosión del mismo mediante disolución, penetración y desgaste. El
área que puede sufrir corrosión es aquella en la que se encuentra la interface
líquido-vapor donde puede haber un nivel más alto de oxígeno o humedad.
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

La corrosión al ser la mayoría de las veces localizada y no homogénea puede
provocar perforaciones que de no detectarse pueden terminar en orificios, lo que
conlleva a la pérdida del producto que se almacena.

2.5.1. 2 Erosión

La erosión se define como la pérdida de material de una superficie debida a la
interacción mecánica entre ésta y un fluido, fluido multicomponente, líquidos o
partículas sólidas. Este tipo de desgaste se presenta en zonas en las que hay un
incremento de flujo o cambio en la dirección de éste. Para tanques de
almacenamiento este último caso se puede presentar particularmente en las
llenaderas y en las boquillas de descarga.

2.5.1. 3 Fatiga mecánica

El desgaste por fatiga no afecta tanto a tanques de almacenamiento atmosféricos
como lo hace con tanques a presión, ya que el estrés en sus paredes es mucho
menor que en las de estos últimos. Sin embargo, existen zonas que sufren un
mayor estrés debido a los periodos de llenado y descarga, tales como aquellas
localizada entre el piso y el primer anillo del tanque así como las zonas cercanas a
las boquillas.
2.6 Inspección técnica en tanques de almacenamiento, normatividad
y procedimientos

El propósito de la inspección técnica es asegurar la integridad mecánica de la
línea o equipo que se esté inspeccionando. Esta inspección busca detectar
asentamientos, grietas, fugas, corrosión, deformaciones, soldadura defectuosa,
boquillas dañadas, estado físico de la instrumentación, de soportes, de
ensambles, de válvulas, entre otros. Para el caso de tanques de almacenamiento
esta inspección puede ser externa e interna, y de acuerdo a la norma NRF-223-
PEMEX-2010 se debe aplicar en:
 Fondo del tanque, anillo de cimentación o terraplén.
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

 Pared o envolvente del tanque, interna y/o externa.
 Cúpula techo del tanque, cuando aplique miembros de la estructura de
apoyo.
 Boquillas.
 Pontones en techos flotantes.
 Sellos en techos flotantes.
 Guías.
 Válvulas.
 Juntas soldadas.
 Base.
 Escaleras.
 Plataformas y pasillos.
 Pernos de anclaje.
 Recubiertos anticorrosivos.
 Drenajes.
 Tuberías.
 Medición de espesores de placas.
 En soldaduras.
 Pruebas hidrostáticas.
 Pruebas para detección de fugas, comprobar la flotación, determinar los
límites de deterioro en corrosión, espesores o límites de retiro.
 Equipo en el interior de las boquillas, mezcladores, juntas soldadas.
 Equipo auxiliar como válvulas, cables, venteos automáticos y manuales así
como alarmas, sistema contra incendio, formadores de espuma mecánica,
líneas de alimentación de líquido espumante, agitador de mezclado,
sistema de protección catódica, sistemas de tierra y pararrayos.
En el caso de inspección interna, el tanque debe estar fuera de operación y se
deben verificar los siguientes puntos:
 Que el tanque este vacío y libre de sedimentos.
 Que tenga una buena ventilación y atmósfera apropiada.
 Que haya sido neutralizado, aislado, incluidos los drenajes y vaporizado.
 Que se hayan realizado con resultados satisfactorios las pruebas de
explosividad, determinación de gases tóxicos y sustancias ácidas.

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

Para este trabajo solo se tomaron en cuenta las inspecciones de las placas de la
envolvente, del fondo y del techo, ya que son las zonas que están en contacto
directo con el combustible almacenado.
2.6. 1 Tipos de inspección técnica

La inspección puede ser visual al tratar de encontrar grietas visibles internas y
externas que pudieran ocasionar una fuga de producto, o no destructiva mediante
técnicas que no comprometan la integridad mecánica de la línea o equipo a
inspeccionar (ensayos no destructivos). Para el caso de un tanque de
almacenamiento, la inspección técnica se puede realizar en el interior y/o en el
exterior, con el tanque en operación para la inspección externa o fuera de servicio
para el caso de la inspección interna.
Los periodos o planes de inspección dependen de tres tipos de inspección:

a) Inspección basada en tiempo
Mediante este tipo de inspección se establecen periodos mínimos y máximos de
inspección, con base en el tiempo de vida útil de un equipo o línea de proceso a
partir de datos recabados en plantas con procesos similares.

b) Inspección basada en riesgo
Este tipo de inspección utiliza la caracterización probabilística del deterioro y el
modelaje probabilístico de la consecuencia de una falla en una línea o equipo.

c) Inspección basada en estado
Ésta ayuda a determinar el estado actual de la integridad mecánica de una línea o
equipo mediante ensayos no destructivos (radiografías, pruebas de líquidos
penetrantes, medición de espesores por ultrasonido, etc.) y así fijar las fechas
próximas de inspección con base en datos recabados anteriormente.

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

2.6. 2 Normatividad y procedimientos aplicables para la inspección
técnica

Para tener un control de las zonas en las que se ha de realizar la inspección
técnica se cuenta con cuatro normas principales, descritas a continuación:
2.6.2. 1 Norma DG-SASIPA-IT-00204

Tiene como objetivo predecir, detectar y evaluar oportunamente las disminuciones
de espesor debajo de los límites permisibles que puedan afectar la integridad
mecánica de las tuberías y equipos en general; para así tomar las medidas
necesarias a fin de prevenir una falla en los mismos.
Las tuberías y equipos a los cuales se aplica esta norma obligatoriamente son los
siguientes:
 Líneas y equipos que manejan o transportan hidrocarburos, productos
químicos y sustancias tóxicas o agresivas.
 Tanques y recipientes que almacenen hidrocarburos, productos químicos o
petroquímicos y sustancias tóxicas o agresivas.
Los siguientes equipos quedan exentos a la aplicación de esta norma, ya que por
sus características no pueden ser sujetos a programas de medición de espesores:
 Tuberías de calentadores.
 Fluxería de calderas.
 Haces de tubos de intercambiadores de calor y tubería de enfriadores con
aire.
 Accesorios internos de recipientes, tales como: platos de torres de
destilación, serpentines, etc.
 Ductos de transporte enterrados, los cuales por ser inaccesibles se
inspeccionan normalmente con otros procedimientos.
 Tuberías con envolventes.
 Tuberías de vidrio, PVC y/o barras de acero que vayan a ser maquinadas.

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

2.6.2.1. 1 Conceptos
Para aplicar esta norma es necesario tener conocimiento previo del lenguaje que
se aplica en ella, por lo que se dan a continuaciónlas siguientes definiciones:
 Circuito.- Conjunto de líneas y equipos que manejen un fluido de la
misma composición, pudiendo variar en sus diferentes partes las
condiciones de operación.
 Línea.-Conjunto de tramos de tubería y accesorios (tee, codo, reducción,
válvula, etc.) que manejan el mismo fluido a las mismas condiciones de
operación. Normalmente esto se aplica para la tubería localizada entre
dos equipos, en la dirección del flujo.
 Equipos.- Son todos aquellos dispositivos (recipientes, cambiadores,
tanques de almacenamiento, bombas, etc.) que conjuntamente con las
líneas integran los circuitos.
 Pieza de tubería.- Tramo recto de tubería o accesorio (tee, codo,
reducción, válvula, etc.) colocado entre bridas, soldaduras o roscas. El
conjunto de “piezas de tubería” integrará por lo tanto, las “líneas”.
 Unidad de control.- Se define como las secciones de un circuito que
tiene una velocidad de corrosión más o menos homogénea dentro de los
siguientes rangos de 0 a 8 mpa (milipulgadas), de 8 a 15 mpa, de >15
mpa.
 Unidad de control crítica.- Aquellas unidades de control que tienen una
velocidad de desgaste mayor de 15 mpa promedio.
 Medición de espesores de pared.- Actividad en la cual se mide el
espesor de pared por medios ultrasónicos, radiográficos,
electromagnéticos, mecánicos o la combinación de ellos.
 Posición o punto de medición.- Lugar donde se mide el espesor de
pared.
 Nivel de medición.- Conjunto de posiciones de medición de espesores
de pared que se deben efectuar en un mismo sitio de tubería, como las
cuatro mediciones que se hacen a una tubería, las mediciones que se
hacen en un recipiente, etc.
 100% de medición.- Para el caso de equipos, consiste en medir el
espesor de pared en todas las posiciones posibles marcadas en el dibujo
del mismo.
 Periodicidad de medición de espesores.- Se considera como tal al
tiempo que transcurre entre una fecha de medición y la siguiente
consecutiva, la cual depende de la velocidad de desgaste (1 año mínimo,
5 años máximo).
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

 Velocidad de desgaste.- Es la velocidad con la cual disminuye el
espesor de la pared. Generalmente, se calcula comparando los
espesores obtenidos en mediciones efectuadas en dos fechas
consecutivas con mínimo de un año de diferencia.
 Velocidad de desgaste crítica.- Es la velocidad de desgaste que
excede 15 mpa por año puntual o promedio.
 Espesor remanente.- Es la diferencia de espesores entre el obtenido en
la última medición y el límite de retiro.
 Adelgazamiento.- Pérdida o disminución del material.
 Líneas o equipos críticos.- Son aquello cuyas velocidades de desgaste
exceden el valor de 15 mpa puntual o promedio.
 Vida útil estimada (VUE).- Es el tiempo estimado que debe transcurrir
antes de que la unidad de control llegue a su límite de retiro.
 Fecha de próxima medición de espesor.- Fecha en la cual se debe
efectuar la siguiente medición de la unidad de control (próximo periodo
de inspección) de acuerdo al análisis estadístico.
 Fecha de retiro probable.- Fecha en la cual se estima que debe
retirarse la unidad de control, por haber llegado al término de su vida útil
estimada.
 Límite de retiro.- Espesor con el cual deben de retirarse los tramos de
tubería y equipos de acuerdo con sus condiciones de diseño.
 Medición preventiva de espesores.- Es el trabajo de medición
sistemática de espesores de pared en tuberías y equipos.
 Análisis preliminar.- Es el análisis inmediato que debe realizarse
comparando los espesores obtenidos en ese momento con las
mediciones anteriores y con el límite de retiro.
 Vaciado de datos.- Es transferir las lecturas de los espesores obtenidos
en el campo a un registro permanente llamado también “Registro de
medición de espesores”.
 Análisis estadístico.- Es el análisis formal que se hace de acuerdo a los
datos de medición de espesores de pared, para determinar las fechas de
próxima medición, velocidad de corrosión, vida útil estimada y fecha de
retiro probable de tuberías y equipos.
 Puntos sospechosos.- Puntos cuyos espesores de acuerdo al análisis
preliminar, arrojan dudas sobre su veracidad.
 Saneo estadístico.- Es el trabajo que consiste en repetir la medición de
espesores en aquellos equipos, líneas, piezas, etc., así como aquellos
puntos, cuya velocidad de desgaste sea muy diferente al típico obtenido
para la línea o equipo de que se trate.
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

 Planeación de la medición de espesores.- Se considera como la
elaboración del programa con los dibujos de unidades de control,
necesarios para efectuar la medición preventiva de espesores en una
fecha determinada.
 Programación de la medición 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.
 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 de
reparación para verificar los datos obtenidos en operación, para llevar a
cabo la medición de puntos sospechosos que por alguna razón no hayan
podido efectuarse inmediatamente después de la medición preventiva.
 Software para la administración de las mediciones de espesores
utilizados en los centros de trabajo.- Programa de administración de
datos para el monitoreo de corrosión.
 Corrosión generalizada.- Corrosión distribuida más o menos
uniformemente sobre la superficie del metal, y puede ser por el interior o
exterior de la pared metálica de la tubería o equipo.
 Ensayos no destructivos (END).- Son técnicas de inspección que se
utilizan para verificar la sanidad interna y/o externa de los materiales, sin
deteriorarlos, ni alterar o afectar de forma permanente sus propiedades
físicas, químicas o mecánicas.
 Transductor (palpador).- En inspección ultrasónica se define como
aquel elemento que tiene como función transformar la energía mecánica
(vibraciones) en energía eléctrica o viceversa.
 Ultrasonido.- Son vibraciones mecánicas con frecuencias mayores a
20,000 ciclos (Hz).
 Patrón de referencia (bloque).- Bloque de referencia que es usado
como una escala de medición y como un medio que proporciona una
reflexión ultrasónica de características conocidas.

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2.6.2.1.2 Secuencia para el registro, análisis y programación
preventiva de espesores

Los trabajos de medición de espesores y los análisis de la estadística constituyen
un proceso cíclico, ya que cada uno aporta los datos necesarios para la ejecución
del siguiente tal como se muestra a continuación:
 Los datos obtenidos en la medición, se registran en un formato en el que se
recopila la información junto con la de anteriores mediciones. El conjunto de
esos registros constituyen el “Registro de medición de espesores”.
 Se analizan los datos registrados para obtener los datos de velocidad de
desgaste estadístico, fechas de próxima medición y de retiro probable, la
cual sirve para estimar cuando habrán de remplazarse las piezas de
acuerdo a su vida útil. Estos datos se deben registrar en un formato llamado
“Registro de análisis de medición de espesores”.
 Con la información obtenida del análisis se procede a registrar la
información en una base de datos, la cual estará disponible en formato
electrónico y será auditable.
 Cada mes se revisará la base de datos para ver a que unidades de controlse les debe medir espesores, preparando los isométricos o dibujos de
líneas o equipos programados.
 Al ejecutar este programa de medición, se generan nuevos datos, los que al
registrarse se consideran para repetir el ciclo de actividades.

2.6.2.1.3 Integración de la estadística de medición preventiva de
espesores

A fin de mantener un orden de líneas y equipos para cada unidad de control se
deben tener en cuenta los siguientes puntos:
 Se debe contar con el censo de todas las tuberías y equipos en cada una
de las instalaciones del centro de trabajo en el que se efectúe la medición y
se agrupará por planta, la cual a su vez, se divide en circuitos de proceso y
de servicios principales.
 Una vez que se identifican los circuitos estos se dividirán en unidades de
control. Para el caso de tanques de almacenamiento atmosféricos, esferas
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
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y esferoides se considera una unidad de control por anillo, una para el
fondo y otra para la cúpula (Véase anexo A).
 Se debe tener un formato en el que se enlisten todas las unidades de
control a inspeccionar, indicando sus límites (de dónde salen y a dónde
llegan), sus condiciones de operación y de diseño, espesor original, límite
de retiro así como la indicación de si están o no aisladas.
 Los isométricos de las unidades de control estarán orientados de acuerdo al
norte de construcción de la instalación y en ellos se indicará claramente las
soldaduras y los niveles de medición dándoles un número consecutivo o
lógico.
 Los arreglos de niplería de las tuberías y equipos deberán estar indicados
con números arábigos, encerrados en un triangulo.
 Los arreglos de tornillería deberán estar indicados con números arábigos,
encerrados en un rectángulo.

2.6.2.1. 4 Preparativo para la medición de espesores

Antes de realizar la medición de espesores se deben tener en cuenta los
siguientes lineamientos, a fin de dar prioridad a aquellas unidades de control a
revisar:

o Cada mes se debe revisar el programa de medición de espesores y se
debe preparar un juego de isométricos y/o dibujos de equipos para localizar
los niveles de medición para cada planta, unidad de proceso o instalación
en la que corresponda realizar la medición de espesores en dicho mes.
o Las unidades de control críticas son aquellas que tienen un desgaste
promedio mayor a 15 mpa.
o Para establecer la velocidad de desgaste de una unidad de control para
determinar su criticidad. El análisis debe hacerse a partir de los valores de
dos mediciones completas al 100% de sus puntos y dichas mediciones
deben haberse efectuado con un intervalo de un año entre ellas.
o Cuando no se tenga información sobre la velocidad de desgaste, se
consideran como críticas aquellas unidades de control que de acuerdo con
su historial, hayan presentado problemas de desgaste habiendo tenido que
repararse o reponerse o se tomarán como ejemplo plantas similares dentro
del mismo centro de trabajo o de otros similares.
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
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o En el caso de plantas nuevas debe considerarse el comportamiento de
unidades de control equivalentes de otros centros de trabajo similares.
o La medición de todas las unidades de control, críticas o no críticas debe
realizarse 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 de que se trate.

2.6.2.1. 5 Análisis preliminar de espesores

Este análisis debe efectuarse teniendo en cuenta los siguientes aspectos:
o Verificar que la unidad de control haya sido medida correctamente.
o Revisar cada una de las mediciones obtenidas comparándolas con el límite
de retiro que corresponde y con el valor de la medición anterior, con objeto
de comprobar si todos los puntos se comportan de forma similar,
efectuando la verificación inmediata de valores “disparados” a favor o en
contra para así determinar la causa de dichos disparos.
o Si hay señales dudosas en el equipo se debe comprobar el buen
funcionamiento de éste, verificando:
 La calibración del equipo ultrasónico así como su buen
funcionamiento.
 Las dimensiones y calibraciones del patrón de referencia.
 La temperatura de la prueba ultrasónica.
 Que el personal que haga la inspección esté capacitado.

o Si se tienen mediciones con valores por debajo del límite de retiro se deben
volver a realizar inmediatamente antes de tomar decisiones.
2.6.2.1. 6 Análisis estadístico formal

Este análisis se lleva a cabo matemáticamente para obtener el desgaste máximo
ajustado, vida útil estimada, fecha de próxima medición y fecha de retiro probable
para una unidad de control. Para que este análisis resulte confiable se debe contar
con un total de 32 valores de espesores.
Para discriminar valores, se debe revisar el registro de mediciones, comparando
las parejas de valores de espesor de cada uno de los puntos entre dos fechas
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
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consecutivas, eliminando aquellos que no sean significativos de acuerdo al
siguiente criterio.
 Se eliminarán todos los valores que excedan en más del 5% de la anterior
calibración. Los valores que presenten un incremento de espesor de 0 al
5% tendrán una velocidad de corrosión de 0.
A continuación se muestran las ecuaciones necesarias para obtener datos
mediante este análisis.
 Velocidad de desgaste puntual
Se deben obtener diferencias entre valores obtenidos en dos fechas consideradas,
las cuales deben tener una diferencia de al menos un año para cada punto de
medición, en sus respectivas posiciones para después ser registradas en un
formato.
Este análisis considera las parejas de valores de espesor, incluyendo aquellas
cuyas diferencias sean “cero”, ya sea por engrosamiento o porque no exista
desgaste.
Esta velocidad puntual se calcula con la ecuación 2.1.

Donde
d= Velocidad de desgaste del punto (mpa)
ff= Fecha de medición más reciente (años)
fi= Fecha de medición anterior (años)
ei= espesor obtenido en la fecha fi (mils)
ef= espesor obtenido en la fecha ff (mils)

Notas:
(mils)= milésimas de pulgada
(mpa)= milésimas de pulgada anual

 Cálculo de velocidad de desgaste promedio (Dprom) y velocidad
máxima (Dmax)
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
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Estos valores se obtienen mediante las siguientes ecuaciones.

Donde:

d1, d2, d3, …, dn= Velocidades de desgaste correspondientes a cada punto de la
línea o equipo considerado (mpa).
n= Número de valores de velocidades de desgaste que intervienen en el cálculo.
Dprom= Promedio aritmético de las velocidades de desgaste (mpa).
Dmax= Velocidad de desgaste máxima ajustada estadísticamente (mpa).

 Determinación del origen de la desviación de los valores de espesores
obtenidos respecto al promedio general.

Al analizar los datos de espesores obtenidos con anterioridad junto con los
actuales puede haber cambios en la velocidad de desgaste, por lo que se tienen
los siguientes criterios para discriminar datos a fin de que el análisis sea adecuado
a la situación actual de la línea o equipo que se esté analizando.

a) Cuando el cambio sea en el sentido de aumentar la velocidad de desgaste,
se toma en cuenta el valor obtenido en el análisis actual.
b) Cuando el cambio sea en el sentido de disminuir la velocidad de desgaste,
se toma en cuenta el valor obtenido en el análisis anterior, hasta tener
cuando menos dos análisisconsecutivos, análisis actual y siguiente, que
confirmen el cambio observado, en cuyo caso se procede a un reajuste.
Estos valores se comparan con las velocidades de desgaste puntuales ya
asentadas en un formato, tomando nota de aquellas velocidades de
desgaste que sobrepasan el valor promedio. Sin embargo, es necesario
tener en cuenta que las fechas de próxima medición y fechas de retiro
probables, se calculan con el valor de velocidad de desgaste obtenido en el
análisis anterior, hasta comprobar la veracidad de la velocidad de desgaste
última, si esta es menor a la anterior.

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

 Determinación de la Vida Útil Estimada (VUE), Fecha de Próxima Medición
(FPME) y Fecha de Retiro Probable (FRP).

Para determinar estos valores es necesario seleccionar el punto que tenga el valor
más bajo en cada uno de los diferentes espesores de las secciones que
compongan la unidad de control. Dichos espesores se denominarán “ek” y la fecha
de medición correspondiente “fk”.

Los valores de VUE, FPME y FRP se calculan para cada grupo de diámetros de
las secciones que compongan la unidad de control y se obtienen mediante las
siguientes ecuaciones:

Donde:

Lr= Límite de retiro (mils)
ek= Espesor más bajo encontrado en la última medición (mils)
fk= Fecha de última medición (años)

De la fecha de próxima medición se debe considerar lo siguiente:

La fecha de próxima medición será aquella que resulte más cercana, de la
calculada para los diferentes espesores.

Sobre la vida útil:

Si la vida útil que se obtenga en menor o igual a 1.5 años, se procede a
reemplazar la pieza, línea o equipo según sea el caso y se continua vigilando la
unidad de control de acuerdo al resultado del análisis. Dicho emplazamiento debe
cumplirse en un plazo de 1.5 años como máximo.
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
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Si el valor obtenido es mayor a 1.5 años se debe analizar si se tienen puntos
diseminados en diversas partes de la unidad de control o si se tienen puntos
específicos donde ocurra el mayor desgaste. Si se da el primer caso, los puntos
con mayor desgaste se analizan por separado en una unidad de control que tenga
el mismo número con la terminación CR que indica que es crítico y de acuerdo al
resultado se programa la siguiente medición como se muestra a continuación:

Unidad actual: Unidad de control 15
Unidad crítica: Unidad de control 15CR

Si se da el caso de puntos localizados agrupados entre sí, se deben separar estos
valores del análisis general de la unidad de control, analizando el resto por
separado. Los puntos anormales se vigilan por separado en una unidad de control
independiente. Además conviene analizar materiales y cualquier situación que
provoque anomalías en el flujo dentro de la línea o equipo como los accesorios
(válvulas, boquillas,etc.).

2.6.2.2 Procedimiento de revisión de niplería de plantas en
operación GPEI-IT-201

Este procedimiento cubre las actividades para llevar a cabo la revisión de los
arreglos básicos de niplería en líneas y equipos de procesos estáticos y dinámicos
así como el control de cambio y/o modificaciones, incluyendo su registro, en las
plantas que se encuentran en operación.
La revisión abarca a arreglos básicos roscados y soldados. Los primeros ameritan
ser desarmados, mientras que los segundos serán radiografiados, esto para
comprobar las siguientes características de dichos arreglos:
a) Espesores, cédulas o “librajes” (límites de presión).
b) Longitud de níples y coples (medios coples).
c) Construcción y estado físico de las cuerdas (hembras y macho).
d) Materiales.
e) Estado físico en general de cada pieza.
f) Estado de las soldaduras.
g) Tipos de tapones y bolsas de termopozo.
Debido a que este procedimiento implica el desarmado de arreglos roscados, las
revisiones tendrán que efectuarse con planta o circuito fuera de operación, se
“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
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jerarquizará la niplería por circuitos y equipos más importantes o críticos. Los
periodos de calibración de la niplería, serán los mismos que los del circuito o
equipo donde van armados, de tal manera que al calibrar la tubería de un circuito,
o un equipo, al mismo tiempo se calibrará su niplería.
Los arreglos básicos autorizados por la “Norma para la instalación de niplería en
líneas y equipos de proceso” deberán ser registrados en el formato que les
corresponda y son:
a) Cople-Niple-Válvula
b) Cople-Tapón
c) Cople-Termopozo
d) Orificio-Tapón
e) Orificio-Niple-Válvula
f) Orificio-Codo de Cola-Niple-Válvula
g) Arreglo especial (contempla más posiciones de calibración).

2.6.2.3 Procedimiento para el control de desgaste de niplería GPI-IT-
4200

El objetivo de este procedimiento es cubrir las actividades necesarias para medir y
mantener un control del desgaste de la niplería básica en circuitos y equipos de
proceso de unidades en operación.
Para llevar a cabo dicho control se deberán efectuar mediciones periódicas de los
espesores basadas en medios no destructivos. Se debe emplear un formato para
el registro de las calibraciones, análisis de los desgastes y cálculos de vida útil
para cada una de las piezas que integran los arreglos básicos de niplería.
Los puntos de calibración en los arreglos de niplería típicos, están indicados en
planta y elevación en la figura 11, básicamente son:
a) 2 puntos sobre la línea o quipo a 1 pulgada del cople o de la pieza macho
roscada dentro del orificio.
b) 2 puntos en el cople (opuestos en el sentido del flujo).
c) 2 puntos en el niple (opuestos en el sentido del flujo).
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Figura 11. Localización de puntos en arreglos típicos de niplería.
Fuente: Tomada de la norma GPI-IT-4200.

Los dos puntos sobre la línea o equipo junto al cople o pieza macho roscada
dentro del orifico, son necesarios, ya que dan una idea del desgaste que hay en la
base soldada del cople, donde puede haber un desgaste acentuado por la erosión
que causa la turbulencia del fluido.

Deben incluirse dos puntos de calibración por cada pieza susceptible de calibrarse
en aquellos arreglos con un número de piezas mayores a los arreglos básicos
típicos.

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
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2.6.2.3. 1 Métodos de calibración de niplerías

Los métodos para realizar la calibración de la niplería son los siguientes:
a) Medición con aparatos ultrasónicos.
b) Medición directa con calibradores mecánicos, cuando sea posible desarmar
los arreglos.
c) Método radiográfico cuando sea necesario, por alta o baja temperatura. Por
no poder mantener el equipo fuera de operación, etcétera.

2.6.2.4 Procedimiento para efectuar la revisión de la tornillería de
tuberías y equipos de las instalaciones en operación de PEMEX
Refinación DG-GPASI-IT-0903

El objetivo de este procedimiento es la evaluación del estado físico de la tornillería
de las tuberías y equipos de las instalaciones, a fin de detectar oportunamente
daños o fallas e implementar las acciones correctivas necesarias para garantizar
la hermeticidad de todas las uniones bridadas.
La tornillería a la cual se hace referencia es la siguiente:
a) Espárragos de bridas en tuberías y equipos.
b) Tornillos o espárragos colocados en las válvulas de bloqueo, cualquiera
que sea el tipo de estas, incluyendo válvulas de control, de alivio y
retención.
Dado que la agresividad del medio ambiente en cadalugar puede variar, los
periodos de revisión no son iguales, debiendo ser más cortos en aquellos centros
de trabajo donde sea mayor la corrosión exterior. Para fijar criterios generales las
revisiones deben hacerse de acuerdo con lo establecido a la tabla 4.

“Análisis comparativo del desgaste en tanques de almacenamiento
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Tabla 4. Periodos de revisión en tornillería.
Grado de
corrosión
Descripción Periodo de revisión
Leve
Se observan oxidados, pero la cuerda del espárrago no se
ve desgastada en forma apreciable.
5 años
Moderada
Se observan depósitos de corrosión en algunas partes del
espárrago y los hilos de la rosca se ven con cierto desgaste,
pero todavía con profundidad suficiente.
4 años
Alta
El espárrago prácticamente ya no cuenta con rosca en
alguna sección, aunque se alcanzan a ver todavía los hilos.
3 años
Severa
El espárrago ya se ve en algunas zonas sin su diámetro
original. Se observa acinturamiento y los hilos de la rosca
desaparecen.
2 años.
Fuente: Adaptada de la norma DG-GPASI-IT-0903
Cuando se tenga suficiente información estadística de varias revisiones o de
mediciones con testigos de corrosión, y dependiendo de las condiciones de cada
centro de trabajo los periodos de revisión se deben optimizar y ajustar.

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2.7 Sistema de Medición y Control de Espesores en Líneas y Equipos
(SIMECELE)

El SIMECELE es un sistema que aprovecha la tecnología para mejorar la
administración y control de la información, así como de las actividades
relacionadas con la integridad mecánica de las líneas y equipos. Este sistema se
basa en las normas DG-SASIPA-IT-204, GPEI-IT-0201, GPEI-IT-4200, DG-
GPASI-IT-0903, DG-GPASI-IT-0209, DG-ASIPA-IT-00008).
La normatividad y los procedimientos antes mencionados sirven de apoyo para
lograr el cumplimiento del objetivo de este sistema, el cual consiste en predecir,
detectar y evaluar oportunamente las disminuciones de espesor debajo de los
valores permisibles, que puedan afectar la integridad mecánica de las tuberías y
equipos, para tomar las medidas necesarias a fin de prevenir la falla de los
mismos.
En este sistema se registran los espesores de las líneas y equipos de distintos
centros de trabajo, para analizarlos y determinar los valores de los parámetros
mencionados en la norma DG-SASIPA-IT-00204 (incluidos en el apartado
2.6.2.1.6 de este trabajo), a fin de determinar el estado actual de una unidad de
control. Una vez analizados se continúa con el plan de medición de espesores de
acuerdo a los valores de los parámetros obtenidos.
De esta manera, el SIMECELE permite dar un seguimiento a la velocidad de
desgaste de equipos y líneas para poder tomar decisiones y asegurar que la
integridad mecánica de un equipo o línea se mantiene en condiciones aceptables,
es decir, que no haya necesidad de cambiar piezas o partes de una unidad de
control (emplazamiento) para que esta siga con un correcto funcionamiento.

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de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

CAPÍTULO III
Metodología y análisis de resultados
3. 1 Descripción de proceso

Las actividades que se llevan a cabo en una Terminal de Almacenamiento y
Reparto consisten en recibir, almacenar y distribuir hidrocarburos derivados del
petróleo como las gasolinas y el diesel. Dichas actividades se describen a
continuación:

a) Recepción de combustibles
Para recibir el producto se cuenta con líneas independientes de tuberías
subterráneas para cada producto. Los combustibles llegan a una estación en la
que se reciben y cuantifican para después ser enviados a los tanques de
almacenamiento.
Como respaldo a la recepción de productos por ductos subterráneos, se cuenta
con instalaciones para recibirlos mediante auto tanques (A/T). Para esto se tienen
posiciones de descarga con bombas para recibir dichos productos de los A/T.

b) Almacenamiento de producto
Para el almacenamiento de productos se cuenta con tanques cilíndricos verticales
atmosféricos, construidos con placas de acero al carbón soldadas. Los tanques
para almacenamiento de gasolinas cuentan con membrana interna flotante y techo
fijo, mientras que los empleados para almacenar diesel solo cuentan con un techo
fijo.

c) Distribución
Una vez almacenado el producto, este es succionado mediante bombas
centrífugas horizontales ubicadas en Casa de Bombas para ser llevado a las islas
de llenaderas mediante un conjunto de tuberías, en donde los auto tanques (A/T)
que abastecen a los centros de distribución son cargados.
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3. 2 Censo de circuitos

La Terminal de Almacenamiento y Reparto de estudio cuenta con los equipos
señalados en el censo de circuitos de equipos presentado en la tabla 5.
Tabla 5. Censo de circuitos de equipos.
CIRCUITO CAPACIDAD SERVICIO
TV-56 20,000 BLS GASOLINA MAGNA
TV-57 55,000 BLS
GASOLINA
MAGNA
TV-58 20,000 BLS GASOLINA MAGNA
TV-59 20,000 BLS DIESEL
TV-60 20,000 BLS DIESEL
TV-61 20,000 BLS
GASOLINA
PREMIUM
TV-62 20,000 BLS DIESEL
TV-63 5,000 BLS
PRODUCTO
FUERA DE
ESPECIFICACIÓN

Para hacer el estudio se seleccionaron tanques de características similares, pero
de distintos servicios, por ello se decidió trabajar solamente con los siguientes
equipos indicados en la tabla 6.

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de una Terminal de Almacenamiento y Reparto”

Tabla 6. Censo de tanques de almacenamiento con lo que se elaboró este trabajo.
CIRCUITO CAPACIDAD SERVICIO
TV-58 20,000 BLS GASOLINA MAGNA
TV-59 20,000 BLS DIESEL
TV-61 20,000 BLS GASOLINA PREMIUM

3. 3 Diagrama de Flujo de Proceso (DFP)

En la figura 12 se muestra el Diagrama de Flujo de Proceso tomando en cuenta
solo los tanques de estudio seleccionados y con las actividades señaladas
anteriormente en la descripción de proceso.

Figura 12. Diagrama de Flujo de Proceso de la TAR sobre la que se trabajó.
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3. 4 Recopilación de información

El SIMECELE se empezó a implementar en la Terminal de Almacenamiento y
Reparto de estudio en 2010, esto permitió sistematizar el monitoreo del desgaste
en las líneas y equipos de este tipo de centros de trabajo, ya que anteriormente la
información se generaba en carpetas físicas y sin ningún formato electrónico que
facilitara el análisis de los datos generados.
La información requerida para el desarrollo de este trabajo se recopiló de datos
cargados en el SIMECELE y cubren un periodo de al menos un año entre cada
inspección. Para este trabajo se emplearon datos recopilados en el periodo
transcurrido desde el año 1995 hasta 2013. Esta información se asentó en
formatos que facilitan al SIMECELE la generación de gráficas del desgaste del
material comparado con el límite de retiro del mismo así como su espesor nominal.
3.5 Determinación de las zonas de estudio en los tanques de
almacenamiento

Dado que el análisis de desgaste tiene que considerar todos los puntos de
calibración tanto para líneas como para equipos, se estudiaron todos los puntos
medidos de las placas de la envolvente, el fondo y el techo de los tanques de
almacenamiento.
3. 6 Análisis del desgaste en tanques de almacenamiento
individualmente

Este estudio estuvo sujeto a una revisión de las gráficas generadas por el
SIMECELE, ya que estas condensan todos los datos de los valores de desgaste
puntual y permite identificar los niveles de medición