MetodologAa-elaboracion-RCA

•

Outros

Apasionado por Estudiar

23/12/2022

¡Este material tiene más páginas!

Entonces, ¿te gustó este material?

Ayude a animar a otros estudiantes a mejorar el contenido

¿Te gustó este material? ¡Compartir! 🧡

Resúmenes

70.079 Materiales compartidos

Descarga la aplicación para disfrutar aún más

Lea materiales sin conexión, sin usar Internet. Además de muchas otras características!

Vista previa del material en texto

DESARROLLO DE METODOLOGÍA PARA LA ELABORACIÓN DE RCA
APLICADO A FALLAS DE TECHOS FLOTANTES EN
TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO.

YENNY ROCÍO PORRAS SÁNCHEZ

UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA DE COLOMBIA
FACULTAD DE INGENIERÍA
MAESTRÍA EN GESTIÓN DE INTEGRIDAD Y CORROSIÓN
TUNJA, BOYACÁ
2019

DESARROLLO DE METODOLOGÍA PARA LA ELABORACIÓN DE RCA
APLICADO A FALLAS DE TECHOS FLOTANTES EN
TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO.

YENNY ROCÍO PORRAS SÁNCHEZ

Monografía, para obtener el título de Maestría en Gestión de la Integridad y
Corrosión.

Director: Dr. José Aníbal Serna Gil

Codirector: Dr. Carlos Mauricio Moreno Téllez

UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA DE COLOMBIA
FACULTAD DE INGENIERÍA
MAESTRÍA EN GESTIÓN DE INTEGRIDAD Y CORROSIÓN
TUNJA, BOYACÁ
2019
3

Nota de Aceptación
______________________________
______________________________
______________________________
______________________________
______________________________
______________________________
______________________________
______________________________

Firmas del presidente de Jurado

______________________________
Firmas del Jurado

Firmas del Jurado

Tunja, Boyacá, 10 de Septiembre2019

TABLA DE CONTENIDO

0. INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 7
1. OBJETIVO GENERAL....................................................................................... 9
2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................................. 9
3. MARCO TEÓRICO .......................................................................................... 10
3.1 INTRODUCCIÓN A TANQUES DE ALMACENAMIENTO..................... 10
3.2 TIPOS TANQUE DE ALMACENAMIENTO ........................................... 10
3.3 DISEÑO DE TANQUES ........................................................................ 12
3.4 Diseño de tanques con techo flotante externo. ...................................... 12
3.5 MONTAJE Y FABRICACIÓN DE TANQUES ........................................ 13
3.6 OPERACIÓN DE TANQUES ................................................................. 13
3.7 INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO DE TANQUES .............................. 13
4. ESTADO DEL ARTE ....................................................................................... 14
5. DESARROLLO DE METODOLOGÍA GUÍA PARA RCA APLICADO A
TANQUES TECHO FLOTANTE ............................................................................ 19
5.1 METODOLOGÍA .................................................................................... 19
5.2 DISEÑO EXPERIMENTAL .................................................................... 20
5.3 DESARROLLO DEL DOCUMENTO ...................................................... 20
5.4 INTRODUCCIÓN BÁSICA DE TANQUES ............................................ 20
5.5 Tanques De Techo Fijo ......................................................................... 21
5.6 Tanques De Techo Tipo Umbrella (Sombrilla) ....................................... 22
5.7 Tanques de Techo Geodésico ............................................................... 22
5.8 Tanques De Techo Flotante .................................................................. 24
6. MECANISMOS DE FALLA EN TANQUES ...................................................... 29
6.1 FALLAS CONSTRUCTIVAS .................................................................. 29
6.2 Perforación de las láminas del techo por proceso de corrosión externa 29
6.3 Perforación de las láminas del techo por proceso de corrosión interna 30
6.4 Fallas Operativas ................................................................................... 30
6.5 Fallas por cambios geométricos del tanque .......................................... 30
6.6 Mantenimiento preventivo...................................................................... 35
5

7. DEFINICIÓN Y PRINCIPIOS BÁSICOS DE UN ANÁLISIS CAUSA RAÍZ (RCA)
35
7.1 Clasificación de las Fallas ..................................................................... 36
7.2 Metodología para realizar un RCA ........................................................ 37
8. FUENTES DE INFORMACIÓN PARA ELABORACIÓN DEL RCA PARA
TANQUES.............................................................................................................. 41
8.1 Información de construcción .................................................................. 41
8.2 Información operativa ............................................................................ 41
8.3 Resultados de inspección ...................................................................... 42
8.4 Intervalo de inspección interna posterior ............................................... 44
8.5 Peritaje (inspección) posterior a la falla ................................................. 44
9. ÁRBOL DE FALLA PARA EL TANQUE DE TECHO FLOTANTE ................... 45
10. CONCLUSIONES. ....................................................................................... 57
11. BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................ 58

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Tanque de almacenamiento de crudo tipo techo flotante ....................... 11
Figura 2. Tanques para servicio a alta presión ...................................................... 11
Figura 3 Diseño CAD de un tanque de techo flotante externo. .............................. 13
Figura 4. Tanque de almacenamiento objeto de estudio ....................................... 15
Figura 5. Falla en la estructura del techo del tanque de almacenamiento de agua
............................................................................................................................... 16
Figura 6. Agujeros por efecto del Pitting ................................................................ 17
Figura 7. Mapa de la corrosión de la base del tanque. .......................................... 18
Figura 8. Tanques de techo fijo .............................................................................. 21
Figura 9. Distribución de las láminas del techo de un tanque de techo fijo ............ 21
Figura 10. Tanques atmosféricos tipo sombrilla..................................................... 22
Figura 11. Tanque de techo Geodésico ................................................................. 23
Figura 12. Configuración típica de un tanque tipo geodésico ................................ 23
Figura 13 Tanque de techo flotante ponton anular y doble cubierta ...................... 24
Figura 14. Bocetos de la sección transversal de un tanque de techo flotante tipo
pontón. ................................................................................................................... 25
Figura 15. Tanque de alta capacidad de almacenamiento .................................... 25
Figura 16. Visualización del drenaje para cubiertas de tanques. ........................... 26
Figura 17. Bocetos de la sección transversal de un tanque de techo flotante de doble
cubierta. ................................................................................................................. 26
Figura 18. Tanque cilíndrico vertical de techo flotante ........................................... 27
figura 19. Instalación de un techo flotante externo ................................................. 27
Figura 20. Visual de la parte interna de un tanque de membrana flotante. ............ 28
Figura 21. Ejemplo de Corrosión severa en el techo del tanque............................29
Figura 22. Colapso de un techo tipo chapa, por el excesivo peso del agua ......... 30
Figura 23. Tolerancia de pérdida de verticalidad en el cuerpo del tanque ............. 32
Figura 24. Tipos de asentamiento de cuerpo del tanque ....................................... 33
Figura 25. Deterioro del sello del techo flotante. .................................................... 33
Figura 26. Falla de techo flotante ........................................................................... 34
Figura 27. Falla de un techo flotante. ..................................................................... 34
Figura 28. Niveles de un RCA................................................................................ 38
Figura 29. Modelo de árbol de una metodología RCA ........................................... 40
Figura 30. Factor de seguridad en Años dependiendo de las barreras ................. 44
Figura 31. Metodología RCA, para análisis de falla de un tanque de techo flotante.
............................................................................................................................... 46

0. INTRODUCCIÓN

En la industria de hidrocarburos, los tanques de almacenamiento son pieza clave
en el desarrollo del negocio, por lo cual la importancia de mantener su integridad
desde dos grandes puntos de vista, el primero es su aceptabilidad operativa bajo
estrictas condiciones de integridad que asegurara la contención del producto sin
generar pérdidas y contaminación por vertimientos o derrames no controlados. El
segundo punto de vista conlleva al aseguramiento de operación continúa eliminando
o reduciendo paradas de los equipos no programada, teniendo en cuenta que la
parda de un tanque para mantenimiento o reparación fortuitas, generan altos costos
operativos y efectuaciones operativos debido a la no disponibilidad de
almacenamiento del tanque.

De acuerdo a lo anterior, la fabricación y operación de tanques de almacenamiento
de techo flotante, exigen una serie de variables y consideraciones especiales a
diferencia de los recipientes con techos fijos, con el fin de asegurar la correcta
operación del techo, evitando fallas durante su operación que obligue a la parada
prematura del recipiente, lo que genera pérdidas económicas al dueño del activo.

Todo esto nos conlleva a la necesidad de realizar un análisis detallado de los
posibles factores que afectan o generan el daño del equipo, todo esto guiado a
través de una efectiva metodología RCA, que permita establece la causa raíz de la
falla, lo que permite al dueño del activo tomar acciones precisas para eliminar el
mecanismo de daño, no solo en el equipo sino aplicarlo como lección preventiva
(observación) en recipientes de características similares.

Se pretende a través de este trabajo, establecer los principios básicos que pueden
conllevar al desarrollo de RCA efectivos aplicados a las fallas de techos flotantes en
tanques de almacenamiento de hidrocarburos, describiendo de manera detallada
los mínimos requerimientos de levantamiento y análisis de información, requerida
para la efectividad del ejercicio, estableciendo las pruebas, estudios, normatividad,
especialistas y actores que se requieren involucrar en el proceso de análisis, así
como el desarrollo y planteamiento de hipótesis básicas a tener en cuenta para el
éxito del ejercicio RCA.

¿Cómo realizar un RCA aplicado a fallas de techos flotantes en tanques de
almacenamiento de crudo?

El tratamiento de fallas en un equipo estático, en la mayoría de casos se remite a la
etapa de reparación y/o intervención, siendo esta la primera acción a tomar debido
a la prioridad de regresar el recipiente a servicio, durante el desarrollo de los
diferentes procesos requeridos para restaurar a la integridad del tanque, se omite o
8

minoriza el levantamiento de información que permite determinar las causas que
generaron la falla.

Las fallas de techos en tanques de almacenamiento generan pérdidas millonarias a
la industria debido a la necesidad de parar el equipo para realizar las respectivas
reparaciones con el fin de restaurar su integridad, la necesidad de reactivar la
operación del equipo, elimina o reduce la posibilidad de realizar estudios detallados
que evite la réplica de este tipo de acontecimiento ya sea en el mismo tanque o en
tanques similares.

Este fenómeno en la industria y la inexperiencia en el desarrollo de talleres RCA
conllevan a la necesidad de establecer una guía para trasmitir el conocimiento a los
futuros colegas que incursionan en el mercado, para diversificar y ampliar la
oportunidad de intervención en esta área de conocimiento y desarrollo profesional.

Adicionalmente es importante establecer que el desarrollo y resultados de este tipo
de análisis (RCA), no solamente aplican o son principales usuarios los dueños de
los activos, parte importante de este proceso , así como de sus resultados para la
toma de acciones es para los fabricantes y mantenedores de los equipos, puesto
que son ellos una parte principal en la garantía de vida útil del activo y
aseguramiento de integridad del mismo en un tiempo optimo con bajos costos de
intervenciones no programadas.

1. OBJETIVO GENERAL

Establecer una metodología para la elaboración de RCA aplicado a fallas de techos
flotantes en tanques de almacenamiento de crudo.

2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

 Introducción básica de tanques de almacenamiento, tipos, funcionamiento y
mecanismos de falla.

 Describir los principios básicos de un ejercicio de RCA

 Determinar los requerimientos mínimos de información necesaria para el
desarrollo del estudio.

 Descripción de los parámetros básicos para establecimiento de hipótesis de
acuerdo a mecanismos y modos de falla.

 Establecer pruebas, estudios, recursos (humanos y tecnológicos), para
descartar o reafirmar las diferentes hipótesis.

3. MARCO TEÓRICO

3.1 INTRODUCCIÓN A TANQUES DE ALMACENAMIENTO

En la industria petrolera, petroquímica y otras industrias son utilizados distintos tipos
de recipientes para almacenar una gran variedad de productos como son: crudo y
sus derivados, butano, propano, GLP, solventes, agua, etc
los tanques de almacenamiento forman parte de distintas operaciones en la
industria, tales como:
 Producción
 Tratamiento
 Transporte
 Refinación
 Distribución
 Inventarios / Reservas
 Servicios

Los tanques de almacenamiento [10], en general pueden contener líquidos
orgánicos, líquidos inorgánicos, vapores, e inclusive sólidos. Deben ser diseñados
y construidos según norma de la American Petroleum Institute, API 650[2].
En cuanto dimensionamiento, estos varían entre 2 metros a 60 metros de diámetro,
o más. En la instalación debe diseñarse un sistema de barrera o dique para contener
derrames en caso de ruptura del recipiente.

3.2 TIPOS TANQUE DE ALMACENAMIENTO

En la industria, se pueden encontrar ocho tipos de tanque para almacenamiento de
líquidos:
 Tanques de techos fijos
 Tanques de techos flotantes externos
 Tanques de techo flotante interno
 Tanques de techo tipo Domo con membrana flotante interna
11

 Tanque horizontales
 Tanques de servicio para alta presión
 Tanques para vapor de espacio variable
 Tanques de GLP
Figura 1. Tanque de almacenamiento de crudo tipo techo flotante

Fuente. El autor
Los primeros cuatro tipos de tanques tiene una geometría cilíndrica con el eje central
orientado perpendicularmente al suelo. Por lo tanto, estos tanques son construidos
a nivel sobre el terreno. Los tanques horizontales pueden disponerse sobre el
terreno o bajo tierra, parcial o totalmente. Lo recipientes a presión a menudo se
construyen en orientación horizontal, de forma esférica, para mantener su integridad
estructural y soportaraltas presiones. Generalmente se montan sobre nivel de
terreno. Los tanques para vapor de espacio variable, puede ser de forma cilíndrica
o esférica.

Figura 2. Tanques para servicio a alta presión

Fuente. Miro refinery Karlsruhe, Germany
12

3.3 DISEÑO DE TANQUES

Para el diseño de tanques de almacenamiento atmosférico para almacenamiento
de crudo o refinados , se tiene como principal fuente o guía el API STANDARD 650
Welded Tanks for Oil Storage, Esta Norma establece requisitos mínimos para
materiales, diseño, para tanques de almacenamiento soldados verticales,
cilíndricos, sobre el suelo, cerrados y abiertos en varios tamaños y capacidades
para presiones internas aproximando la presión atmosférica (presiones internas no
exceder el peso de las placas del techo). Esta Norma se aplica solo a los tanques
cuyo fondo completo está uniformemente soportado y a los tanques en servicio no
refrigerado que tienen una temperatura de diseño máxima de 93 ° C.

3.4 Diseño de tanques con techo flotante externo.

Los tanques de techo flotante son diseñados para almacenar líquidos volátiles y
minimizar la pérdida considerable de vapor, también para disminuir el riesgo de
formación de vapores debajo de la placa del techo.
Los tanques de techo flotante están divididos en dos tipos:
 Tanques de techo flotante externo (usualmente llamado tanque de techo
flotante o tanque FR)
 Tanque de techo flotante interno o (tanque IFR).

Los requerimientos mínimos para el diseño de cubiertas internas flotantes están
indicados en el apéndice “H” del API-650. resumiendo lo más importantes a
continuación se relacionan:

 La gravedad específica de diseño debe ser 0.7, cuando GR es mayor de este
valor. Pero cuando GR es menor de 0.7 debe usarse el valor real.
 El volumen de flotación debe ser capaz de soportar dos (2) veces el peso
muerto del techo.
 Los materiales a usar deben ser: acero al carbono, aluminio, acero inoxidable
y plástico
13

Figura 3 Diseño CAD de un tanque de techo flotante externo.

Fuente. KING ABDULAZIZ UNIVERSITY, General Design Considerations “Storage
tanks disponible en www.kau.edu.sa/Files/0060757/Subjects/Lect.8.pptx

3.5 MONTAJE Y FABRICACIÓN DE TANQUES

API 650 también brinda los parámetros para el montaje y fabricación de los tanques,
estableciendo los requerimientos mínimos de pruebas y/o ensayos alineados al
control de calidad para el aseguramiento de la estructura, de acuerdo a los diseños
realizados.

3.6 OPERACIÓN DE TANQUES

Los parámetros de operación son establecidos durante la etapa de diseño del
tanque , variable como ratas de llenado y vaciado del tanque, de acuerdo a esto ,
durante la vida útil del tanque se debe garantizar que las condiciones de operación
no superen las establecidas en el diseño, en dado caso de que el dueño del tanque
requiera un cambio en estas condiciones, esto debe ser evaluado previo a la
ejecución del cambio, con el fin de evaluar que si el equipo puede mantener su
integridad bajo los nuevos parámetros operativos.

3.7 INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO DE TANQUES

una vez puesto en operación los tanques de almacenamiento, mediante API
STANDARD 653 Tank Inspection, Repair, Alteration, and Reconstruction se
establecen los requerimientos de inspección en servicio y programación de las
14

primeras inspecciones fuera de servicio, así como las inspecciones subsecuentes
de acuerdo a las condiciones encontradas en la primera inspección.

Al igual que API 650, 653 establece una guía básica para el desarrollo de
inspecciones y reparaciones de acuerdo a ciertos mecanismos de daños, todo esto
apoyado de otros códigos, normas, estándares y prácticas recomendadas, con el
fin de mantener y/o restaurar la integridad de los equipos.

El deterior de los equipos, así como su intervención genera altos costos operativos,
no solo por la inversión en las obras de mantenimiento , sino por las pérdidas
generadas durante el tiempo que el tanque deja de almacenar producto, el cual de
acuerdo al tamaño del recipiente y labores a ejecutar puede están entre uno a 10
meses fuera de operación, situación que aumenta su criticidad cunado este tipo de
paradas o salida de servicio no son programadas es decir se ocasionan por fallas
fortuitas que obligan a sacar el tanque de servicio de manera repentina.

4. ESTADO DEL ARTE

Para el estado del arte se realizó consulta en bases de datos, así como en
repositorios de universidades y escuela académicas. Los siguientes son los trabajos
relacionados con el presente trabajo.

 “A study of caprolactam storage tank accident through root cause
analysis with a computational approach [5]”

El rápido desarrollo de la industria petroquímica en los últimos tiempos, viene
acompañado por los avances tecnológicos. Sin embargo, No deja de ser ajeno las
afectaciones ambientales y esporádicos accidentes. Numeroso accidente
relacionado con el sector de hidrocarburos tiene como resultado pérdida de vidas
humanas, lesiones a la integridad de personas, impacto ambiental, daños a la
propiedad, efectos económicos y aun impactos políticos y sociales. El presente
estudio investiga el accidente a un tanque de almacenamiento de un químico
derivado de hidrocarburo, Carprolactam, usando técnicas avanzadas de análisis a
través de herramientas computacionales. Estas Tecnicas se basan en estudios de
análisis causa raíz o RCA.
El estudio sirve como referencia para futuras investigaciones, y es un marco ejemplo
de evitar las causas que puedan generar un accidente similar.

 “Failure analysis of storage tank”[6].
El presente artículo estudia la falla de un tanque de almacenamiento de agua
caliente. Durante la operación uno de dos tanques ha sido afectado por el colapso
del techo. Así, se realiza un análisis numérico y experimental de las razones de la
falla. Se indica que esfuerzos extremos durante la operación, así como la influencia
de la corrosión interna. La evaluación se realiza por análisis computacional y
elementos finitos.

Figura 4. Tanque de almacenamiento objeto de estudio

Fuente. F. Trebuna , F. Simcak, J. Bocko. Engineering Failure Analysis 16 (2009)
26–38

Dos tanques verticales para trabajo a bajas presiones aproximadamente de 30 años
de edad y diseñados originalmente para almacenar crudo pesado, son usados como
tanques de almacenamiento de agua a una temperatura de servicio entre 65 y 95 °
C. los tanques fueron reconstruidos y equipados con la tecnología necesario para
su funcionamiento. Después de dos semanas de operación, la estructura del techo
colapsó. El objetivo del estudio es analizar las cargas de operación y juzgar las
rasiones de falla y proponer las acciones correctivas para la operación del segundo
tanque.
16

Figura 5. Falla en la estructura del techo del tanque de almacenamiento de agua

Fuente. F. Trebuna , F. Simcak, J. Bocko. Engineering Failure Analysis 16 (2009)
26–38

 Design Construction and Testing of a Petroleum Product Storage Tank
10 Million Litre Capacity.[7]

La propuesta de este artículo es presentar el diseño de un tanque de
almacenamiento de 10 millones de litros de capacidad de almacenamiento, para
crudo, en Nigeria. El tanque tiene un diámetro 27.04 metros y una altura de 17.5
metros. El diámetro y la altura fueron optimizados considerando el espacio, la
velocidad del viento y las cargas muertas. El estándar API 650 12a edición fue usado
como guía en el diseño, además para mitigar los desafíos, especialmente por
corrosión dentro de los costos normales de trabajo.

 “API 653 Inspection Report”[8]

El presente documento, indica la fase procedimental de la inspección por parte de
la empresa Powers Engienring and Inspection,a un tanque en servicio de la
empresa Freedom Industries Facility, en la ciudad de Charleston. El tanque tipo
techocónico, tiene un diámetro de 20 pies de diámetro por 20 pies de altura. Con
25 años de servició se decidió realizar la inspección a razón que un tanque gemelo
presentó perdida de contención.
El tanque contiene un líquido 4-ciclohexanodimetanol, conocido también
como CHDM, es un diol alifático de fórmula molecular C8H16O2

Dentro de la inspección visual se encontró picaduras en las láminas de la parte
inferior del tanque, productos de la corrosión del medio.

Figura 6. Agujeros por efecto del Pitting

Fuente. 1U.S. Chemical Safety And Hazard Investigation Board Freedom Industries
Charleston,Wv. API 653 Inspection Report Internal Inspection And Out-Of-Service Or Internal
Inspection W/ External Checklist APRIL 29 – MAY 1, 2014. p . 5.

El documento también presenta la técnica de evaluación con un escáner MFE, 2412
y luego mapeo de la corrosión de la parte inferior del tanque.
https://es.wikipedia.org/wiki/Diol
https://es.wikipedia.org/wiki/F%C3%B3rmula_molecular
18

Figura 7. Mapa de la corrosión de la base del tanque.

Fuente. 1U.S. Chemical Safety And Hazard Investigation Board Freedom Industries Charleston,Wv.
API 653 Inspection Report Internal Inspection And Out-Of-Service Or Internal Inspection W/ External
Checklist APRIL 29 – MAY 1, 2014. p . 5.

Los últimos años se has desarrollado varios estudios e implementaciones de la
metodología RCA enfocada en la gestión de activos industriales, para el desarrollo
de este trabajo se realiza el análisis de diferentes estudios y aplicación entre las
cuales se encuentran:

 Lee N. Vanden Heuvel, Donald K. Lorenzo, Laura O. Jackson, Walter E.
Hanson, James J. Rooney and David A. Walker (2008). Root Cause Analysis
Handbook. USA: ABS Consulting.

 Luis José Amendola. (2006). Gestión de Proyectos de Activos Industriales.
España: UPV.

Adicionalmente la implementación en industria hidrocarburos

 Marycruz Alfaro Antor Gilberto Aranda Domínguez (México 2014) El Análisis
Causa Raíz Utilizado Como Herramienta En La Evaluación De Eventos No
Deseados En Instalaciones De Una Refinería

Debido a que la metodología RCA es universal, es decir se aplica a cualquier tipo
de industria, problema o situación presentada en las diferentes ciencias existentes,
19

es importante establecer una guía específica para las problemáticas presentadas
en los techos flotantes de tanques de almacenamiento de hidrocarburos, enfocado
desde el punto de vista como inspector certificado API 653 y con los conocimientos
adquiridos a través de la Maestría en Integridad y corrosión.

5. DESARROLLO DE METODOLOGÍA GUÍA PARA RCA APLICADO A
TANQUES TECHO FLOTANTE

En el presente capítulo se presenta los elementos básicos requerido para establecer
y desarrollar un estudio RCA efectivo, aplicado al análisis de fallas en techos
flotantes de tanques atmosféricos construidos bajo API 650.
5.1 METODOLOGÍA

La calidad y cantidad de información sobre una falla o daño en un tanque es vital
para el desarrollo de un análisis efectivo y poder tomar decisiones acertadas para
mantener un modelo y estrategia de integridad. Por lo cual se definirá la mínima
cantidad y tipo de información que se debe obtener y analizar para aportar a la
efectividad del RCA.

Establecer el tipo de pruebas y especialistas involucrados para la determinación del
tipo y mecanismos de falla que afectan el techo del tanque Definir los pasos,
secuencia y variables a tener en cuenta en la construcción de las hipótesis del RCA.

Creación de árbol de falla con las hipótesis y variables mínimas que se deben
contemplar en el RCA aplicado a techos flotantes de tanques de almacenamiento.

Etapa 1: Recopilación de información e historial del tanque, planos, diseños,
historial de operación, inspecciones y mantenimiento.

Etapa 2: Análisis y definición de información documentada relevante para los
estudios, descartando información que no aporta al desarrollo de la causa raíz.

Etapa 3: Determinación de las pruebas, ensayos y/o inspecciones que se
requieren para recopilación de información que aportes al análisis.

Etapa 4: Determinación de necesidad de inspección bajo los lineamientos API 653
y descripción de los mínimos requerimientos de esta

Etapa 5: Guía para desarrollo de talleres de RCA: Definición de mínimos
participantes requeridos construcción de hipótesis.

Etapa 6 Elaboración de árbol de falla
20

5.2 DISEÑO EXPERIMENTAL

 Se realiza la revisión documental, verificando su cumplimiento versus las
condiciones de diseño y requerimientos del código de construcción, con el fin
de descartar si son fallas por problemas de diseño, fabricación y montaje.

 Evaluación de resultados de inspección/ pruebas versus los requerimientos
de API 653 y requerimientos operativos.

 Se Descarta hipótesis de acuerdo a los resultados de la revisión documental,
inspecciones, pruebas, evidencias de operación y testimonios de los
involucrados en el manejo del tanque.

5.3 DESARROLLO DEL DOCUMENTO

5.4 INTRODUCCIÓN BÁSICA DE TANQUES

Los tanques de almacenamiento se encuentran clasificados de acuerdo a su presión
de operación, como se muestra a continuación:

 Atmosféricos Y Baja Presión: P ≤ 2.5 Psig
 Techo Fijo
 Techo Flotante
 Tope Abierto
 Media Presión: 2.5 < P ≤ 15 Psig
 Refrigerados
 No Refrigerados
 Presurizados: P > 15 Psig
 Cilindros
 Esferas
Para este estudio es de interés los tanques atmosféricos; a continuación, se
encuentra la descripción de los diferentes tipos de tanque que operan bajo estas
condiciones de presión

5.5 Tanques De Techo Fijo

Típicamente soportado por estructuras internas (columnas y correas) o totalmente
Auto-soportados, los elementos estructurales (correas y vigas) deben ser
dispuestos de manera que las columnas soporten aproximadamente la misma
carga.

Figura 8. Tanques de techo fijo

Fuente. Autor

Las láminas están colocadas directamente sobre las correas sin ser unidas a ellas
y soldadas a solape entre sí.

Figura 9. Distribución de las láminas del techo de un tanque de techo fijo

Fuente. https://issuu.com/luisalbertocollazospasco/docs/presentacion_-_api-650

https://issuu.com/luisalbertocollazospasco/docs/presentacion_-_api-650
22

5.6 Tanques De Techo Tipo Umbrella (Sombrilla)

Variación del techo fijo, cuenta con un segmento de láminas radialmente –arqueado,
conserva la curvatura sobre el eje vertical, sobre el eje circunferencial tiene
semejanza con el tipo cónico. El radio de curvatura te techos tipo sobrilla tiene los
mismos valores que los techos tipo domo.

Figura 10. Tanques atmosféricos tipo sombrilla.

Fuente. Hitech. Design Services for Tanks & Pressure Vessels Complying to ASME
Standards. Tomado de https://www.hitechcaddservices.com/news/design-services-
for-tanks-pressure-vessels-complying-to-asme-standards/

5.7 Tanques de Techo Geodésico

Un techo fijo tipo domo en aluminio, constituido por laminas y estructura triangular,
están unidas en puntos cuyo arreglo forman una superficie semi-esferica.
Utilizado para almacenar el producto reduciendo al mínimo el ingreso de agua, hielo
o nieve, al igual que la evaporación del producto almacenado. Algunas de sus
ventajas son:
 No requiere de columnas internas
 No está expuesto a la corrosión y su servicio es de larga vida.
 No requiere e válvulas de presión y vacío pues en el perímetro hay una
ventilación permanente protegida con una malla que evita el ingreso de
elementos externos al interior.
https://www.hitechcaddservices.com/news/design-services-for-tanks-pressure-vessels-complying-to-asme-standards/
https://www.hitechcaddservices.com/news/design-services-for-tanks-pressure-vessels-complying-to-asme-standards/
23

 Protege de la evaporación del producto almacenado, debido al efecto del
viento sobre el Domo.
 Su peso esmuy liviano ayudando al peso total del tanque sobre la
cimentación.
 Menor costo comparado con otros tipos de techos, rápida fabricación y
montaje en sitio.
 Elimina los usos de sellos secundarios y drenajes.

Figura 11. Tanque de techo Geodésico

Fuente. Autor
Figura 12. Configuración típica de un tanque tipo geodésico

Fuente. Tomado de
http://www.petrolplaza.com/technology/articles/MiZlbiYxMDM4NyY0JjEmMyYxMjU%3D.

http://www.petrolplaza.com/technology/articles/MiZlbiYxMDM4NyY0JjEmMyYxMjU%3D
24

5.8 Tanques De Techo Flotante

Se emplean para almacenar productos con alto contenido de volátiles como alcohol,
gasolinas y combustibles en general.

Los techos flotantes se desarrollaron con el objetivo de reducir o minimizar la
cámara de aire, o espacio libre entre el del líquido y el techo, además de
proporcionar un medio aislante para la superficie del líquido, reducir la velocidad de
transferencia de calor al producto almacenado durante los periodos en que la
temperatura ambiental es alta, evitando así la formación de gases (su evaporación),
y consecuentemente, la contaminación del ambiente y, al mismo tiempo se reducen
los riesgos al almacenar productos inflamables.

Figura 13 Tanque de techo flotante ponton anular y doble cubierta

Fuente. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Inspection Practices for Atmospheric and Low-
Pressure Storage Tanks . API Recommended Practice 575 2013. 3ed. Washington DC: API, 2013.
p.10.

Las cubiertas están diseñadas para reducir las pérdidas por llenado y evaporación,
a continuación, los tipos de techo flotante:
a) Cubierta simple o anular de pontones
Los techos con pontón, también conocidos como cubiertas simples, se componen
de varias cámaras cerradas separados por mamparas radiales, lo que aumenta la
estabilidad de la estructura.
El techo está constituido por una sola cubierta que cubre el líquido almacenado, con
una pendiente hacia el centro para permitir que el agua de lluvia fluya hacia un
sistema de drenaje. Aunque este tipo de techo ofrece la menor protección contra la
evaporación, es el más económico y fácil de instalar que el de doble cubierta.
25

Figura 14. Bocetos de la sección transversal de un tanque de techo flotante tipo
pontón.

Fuente. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Inspection Practices for Atmospheric and Low-
Pressure Storage Tanks. API Recommended Practice 575 2013. 3ed. Washington DC: API, 2013.
p.19

Figura 15. Tanque de alta capacidad de almacenamiento

Fuente. PREFABRICACIÓN DE TANQUES DE ALMACENAMIENTOS Tomado de:
http://tuberiaysoldadura.blogspot.com/2011/08/prefabricacion-de-tanques-de.html

http://tuberiaysoldadura.blogspot.com/2011/08/prefabricacion-de-tanques-de.html
26

Figura 16. Visualización del drenaje para cubiertas de tanques.

Fuente. Drenaje para cúpulas. Tomado de:
https://www.mesaetp.com/esp/roofdrain.htm.

b) Cubierta Doble (Double Deck)
El techo de doble cubierta, constituido por dos cubiertas de láminas de acero,
separadas sobre toda la superficie del tanque. De esta manera, la superficie del
líquido está en contacto con el lado inferior de la cubierta del techo, maximizando
de ese modo la protección contra la evaporación. La cubierta superior se inclina
hacia el centro, para permitir que el agua se mueva hacia el sistema de drenaje de
agua de lluvia, mientras que la cubierta inferior se inclina hacia arriba para permitir
que el vapor de agua esté dentro del tanque para que acumule.

Figura 17. Bocetos de la sección transversal de un tanque de techo flotante de doble
cubierta.

Fuente. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Inspection Practices for
Atmospheric and Low-Pressure Storage Tanks . API Recommended Practice 575
2013. 3ed. Washington DC: API, 2013. p.19.

https://www.mesaetp.com/esp/roofdrain.htm
27

Figura 18. Tanque cilíndrico vertical de techo flotante

Fuente.Tico. Storage Tank Tunrkey Projection solution. Tomado de
http://www.ansonindustry.com/how-to-classify-oil-tanks.html

c) Techo flotante Interno (Membrana): Constituido por techo fijo y una
membrana interna flotante
Los componentes de este sistema tienen una sección modular varias veces mayor
que otros techos internos flotantes excediendo los requisitos de carga especificados
en el API-650, Apéndice H.

figura 19. Instalación de un techo flotante externo

Fuente: Instalación De Techos Flotantes Internos Para Tanques De
Combustibles. Tomado de :
https://pruebadenuevapage.weebly.com/instalacioacuten-de-techos-flotantes-
internos-para-tanques-de-combustible.html
http://www.ansonindustry.com/how-to-classify-oil-tanks.html
https://pruebadenuevapage.weebly.com/instalacioacuten-de-techos-flotantes-internos-para-tanques-de-combustible.html
https://pruebadenuevapage.weebly.com/instalacioacuten-de-techos-flotantes-internos-para-tanques-de-combustible.html
28

Figura 20. Visual de la parte interna de un tanque de membrana flotante.

Fuente. Autor.

El techo o membrana sube y baja al mismo nivel que el líquido, al tiempo que el total
contacto con el líquido logra que no exista ninguna zona con vapores, estos tanques
generalmente se construyen para minimizar las afectaciones operativas
relacionadas con el clima sobre la flotación de un techo flotante externo, al igual que
para reducir las emisiones de vapor o para evitar la contaminación del producto.
A continuación, se describen las partes principales de este tipo de techo flotante
interno:

Fuente. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Inspection Practices for
Atmospheric and Low-Pressure Storage Tanks . API Recommended Practice 575
2013. 3ed. Washington DC: API, 2013. p.23

6. MECANISMOS DE FALLA EN TANQUES

Las principales fallas en techos flotantes se describen a continuación:
6.1 FALLAS CONSTRUCTIVAS

Relacionadas a los incumplimientos en los criterios establecidos por el código de
construcción, para el caso de tanque atmosféricos API 650, en parámetros como:
Dimensión de soldaduras, Material y Espesores de techo, Diseño de escaleras
rodante, Pontones, Soportes, Drenajes, dispositivos anti-rotacionales, entre otros
Todos los parámetros de diseño y requerimientos mínimos de los elementos
descritos anteriormente se encuentran descritos detalladamente en API 650 Anexo
C “External Floating Roofs”[2]
Cualquier desviación en el diseño, fabricación y/o moteje puede ocasionar serias
fallas en la operación del tanque y posterior colapso de la estructura de manera
prematura.

6.2 Perforación de las láminas del techo por proceso de corrosión
externa

Puede presentarse en forma de corrosión localizada provocando posteriormente la
perforación de la chapa o bien en forma de pitting localizado en un área
determinada, producida por las condiciones ambientales en las que se encuentra
ubicado el recipiente
Figura 21. Ejemplo de Corrosión severa en el techo del tanque

Fuente. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Inspection Practices for Atmospheric and Low-
Pressure Storage Tanks . API Recommended Practice 575 2013. 3ed. Washington DC: API, 2013.
p.59.
30

6.3 Perforación de las láminas del techo por proceso de corrosión interna

Generada por vapores interno y falla del recubrimiento, permitiendo la generación
de procesos corrosivos y deterior de las laminas

6.4 Fallas Operativas

a) Sobrellenar el tanque y chocar la pantalla con las estructuras portantes del
techo sin funcionar las alarmas de detección de sobrellenado,

b) Mala operación de drenajes de techo provocando sobre carga de agua lluvia
sobre las láminas y colapso del techo.
Figura 22. Colapso de un techo tipo chapa, por el excesivo peso del agua

Fuente. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Inspection Practices for Atmospheric and Low-
Pressure Storage Tanks . API Recommended Practice 575 2013. 3ed. Washington DC: API, 2013.
p.60

6.5 Fallaspor cambios geométricos del tanque

El desempeño del tanque puede verse afectado cuando existen asentamientos
significativos fuera del plano. La falta de redondez y perdida de verticalidad puede
impedir el funcionamiento del techo flotante y también afectar a las estructuras que
soportan el techo.

 Pérdida de redondez en cuerpos de tanques: Diferencia existente entre
los radios de un modelo de tanque con redondez óptima (diseño) y la forma
real del tanque.

Los criterios de evaluación o parámetros de referencia descritos en API 653 numeral
10.5.3 Roundness , establece que los radios medidos a 1 pie por encima de la
soldadura de cuero – fondo, no deben exceder las tolerancias que se muestran en
la Tabla 1.

Tabla 1. Tolerancias según diámetro del tanque.

Fuente. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Tank Inspection, Repair,
Alteration, and Reconstruction. API Standard 653 2003. 3ed. Washington DC: API,
2003. p. 10-3.

Las tolerancias de radio medidas a más de un pie por encima de la soldadura de
caparazón a fondo no deben exceder tres veces las tolerancias dadas en la Tabla
1, mostrada anteriormente

 Pérdida de verticalidad en cuerpo de tanques: Se refiere a la desviación
que existe entre la parte baja del tanque en la lámina del cuerpo en la zona
adyacente a la unión cuerpo –fondo y la parte más alta del tanque

10.5.2.1 La máxima desviación de la parte superior de la carcasa en relación
con la parte inferior de la carcasa no debe exceder 1/100 de la altura total del
tanque, con un máximo de 5 pulg. Los criterios de 1/100, con un máximo de
5 pulg., también se aplicarán al techo fijo columnas Para tanques con techos
flotantes internos, aplique los criterios de esta sección o API 650, Sección
7.5.2 y API 650, Sección H.4.1.1, la que sea más estricta.

Para techos flotantes se utiliza una tolerancia de 1/200 de acuerdo a lo
establecido en API 650.
32

Figura 23. Tolerancia de pérdida de verticalidad en el cuerpo del tanque

Fuente: (Ecopetrol S.A., 2014).

 Asentamiento fuera de plano: Debido a que el cuerpo de los tanques e es
una estructura flexible, este puede asentarse en una configuración no
planar, induciendo esfuerzos adicionales al casco.

Los asentamientos fuera del plano, pueden producir o inducir pérdida de
redondez en el cuerpo del tanque, los cuales pueden llegar a ser excesivos,
lo cual puede llegar a causar problemas en el funcionamiento de los techos
flotantes.

 Asentamiento uniforme: Se caracteriza por que todo el tanque baja al
mismo nivel en todo su afectando todos los elementos del tanque como,
boquillas, tuberías y accesorios, generando daños graves a la estructura.

 Asentamiento de cuerpo rígido de un tanque: Este asentamiento se da
por la rotación del tanque en un plano inclinado. Este asentamiento genera
un incremento del nivel del producto en un sector del tanque. Una inclinación
excesiva puede generar una pérdida de tolerancia en el espacio anular de
los sellos de los techos flotantes y/o membranas internas flotantes
restringiendo el libre desplazamiento de estos elementos. Al igual que el
asentamiento uniforme, puede afectar las boquillas, tuberías y accesorios

Figura 24. Tipos de asentamiento de cuerpo del tanque

Fuente. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Tank Inspection, Repair, Alteration, and
Reconstruction. API Standar 653 2003. 3ed. Washington DC: API, 2003. p .60.

Todos los mecanismos geométricos descritos anteriormente, pueden generar daños
a los sellos del techo flotante, provocando un riesgo alto de caída de o colapso de
la estructura.

Figura 25. Deterioro del sello del techo flotante.

Fuente. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Inspection Practices for Atmospheric and Low-
Pressure Storage Tanks. API Recommended Practice 575 2013. 3ed. Washington DC: API, 2013.
p.60

Figura 26. Falla de techo flotante

Fuente. Federal Public Service, Employment, Labour and Social dialogue. Chemical
Risks Division. Safety alert: Rupture of an (atmospheric) Crude Oil Storage Tank.
CRC/ONG/013-E. Version 1. 2006
Figura 27. Falla de un techo flotante.

Fuente. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Inspection Practices for Atmospheric and Low-
Pressure Storage Tanks. API Recommended Practice 575 2013. 3ed. Washington DC: API, 2013.
p.61
35

6.6 Mantenimiento preventivo

a) Es importante inspeccionar externamente el tanque cada 5 años por un
inspector calificado.

b) Las láminas del techo del tanque pueden verse afectadas por la corrosión
debido a la condensación del vapor de agua presente en la atmósfera o a
vapores de productos agresivos, por lo que se debe aplicar un
revestimiento protector.

c) La inspección del techo flotante presenta variaciones en lo referente a
inspección mensual rutinaria ya que en estos tanques se debe controlar el
sistema de drenaje, la presencia de agua o producto sobre el techo, el
asentamiento del tanque y el estado de los sellos.

7. DEFINICIÓN Y PRINCIPIOS BÁSICOS DE UN ANÁLISIS CAUSA RAÍZ
(RCA)

Es un riguroso método de solución de problemas empleado para analizar cualquier
tipo de falla. Utiliza la lógica deductiva y un árbol lógico de falla. El árbol lógico
consiste en una representación visual de un evento de falla, en el cual el
razonamiento por deducción y la verificación de los hechos conducen a las causas
originales.
Es una herramienta de confiabilidad utilizada para determinar hasta tres niveles de
causas raíz para cualquier evento específico de falla. Es una técnica de análisis que
permite aprender de las fallas y eliminar las causas, en lugar de corregir los
síntomas.
La metodología RCA se emplea cuando se presentas en un sistema, maquina o
elemento mecánico, fallas crónicas o repetitivas, tales como fallas de equipos
(generalmente problemas de mantenimiento). También se enfoca a fallas
esporádicas, tales como paradas no planeadas, incendios, explosiones, muertes,
lesiones importantes, o fallas graves poco frecuentes en los equipos. Además, es
funcional para identificar las deficiencias en los procedimientos operativos y de
mantenimiento

7.1 Clasificación de las Fallas

Las fallas esporádicas son una desviación por fuera de un rango aceptable de
operación normal (por lo general en el lado bajo). Generalmente, la eliminación de
una falla esporádica solamente llevará las cosas de nuevo a un rango aceptable.
Estos son eventos por lo general poco frecuentes y no relacionados entre sí.
Las fallas crónicas son una desviación dentro de un rango aceptable de operación
normal. Estos son eventos relativamente frecuentes. La eliminación de fallas
crónicas llevará las operaciones regulares al punto máximo de una operación
normal aceptable y elevará el nivel promedio esperado del desempeño [14].

En una instalación en operación, por lo regular se dedica más tiempo a resolver
fallas esporádicas que fallas crónicas. Esto se debe generalmente a:

 Por lo regular, se sabe cómo retornar al rango aceptable.
 Existe un sentido de seguridad y reconocimiento en el trabajo.
 Hay retroalimentación inmediata en cuanto a un “arreglo” que funcionó.

Una falla crónica es la falla típica repetitiva que puede afectar las operaciones en el
corto plazo o las actividades de mantenimiento pero que, por lo general, no resulta
dramática, no es necesariamente difícil de arreglar (pero puede ser difícil de resolver
la causa raíz), y es generalmente aceptada como uno de los costos del negocio.
Ejemplo de esto son las fallas que se presentan en los rodamientos, los sellos, las
correas, los engranajes, los apagados del sistema de control, problemas con la
unidad, etc.
El nivel de “operación aceptable” por lo general se cumple a pesar de estas fallas.
Cada evento tiene un impacto relativamente bajo, pero cuando se totalizan en el
transcurso de un año y se combina con otras fallascrónicas, se suman llegando a
un alto porcentaje del presupuesto general de mantenimiento y a la pérdida de
ingresos debido a la baja utilización.
Cuando se han resuelto las fallas crónicas (la causa raíz es identificada y eliminada),
el nivel de “operación aceptable” comenzará a elevarse. Se reduce el tiempo
improductivo y los costos de reparación. La producción total de la instalación
aumentará y puede mejorar considerablemente la rentabilidad general.
37

7.2 Metodología para realizar un RCA

La metodología está definida por un procedimiento de trabajo el cual está dividido
en varias partes y pasos. Inicia preparando la investigación y termina con un reporte
de los hallazgos [15].

 Paso 1: Identificar los eventos más significantes En este paso se recolectan
los datos, se definen las fallas y se calculan las perdidas debido a las fallas
ocurridas. El objetivo de este paso es determinar cuáles son los eventos y
fallas más significativas. Se utiliza para analizar los costos de las fallas en
unas instalaciones y clasificar los problemas en orden de importancia
económica.

Esto garantiza el retorno más rápido sobre el tiempo y el dinero invertidos
en entrenamiento y análisis. La herramienta apropiada es el análisis Pareto
(Figura 1). En ésta simplemente se afirma que el 80% de los costos de las
fallas son causados por el 20% de las fallas totales. Estas las designamos
como “pocas fallas críticas,” y son identificadas para los análisis de RCFA

 Paso 2: Preservación de las evidencias de las fallas Con una falla, lo más
importante es la recolección de la información de la falla y están clasificados
en el método de las 5 P’s. 1. Partes: Equipo o componente que fallo.
Rodamientos, Sellos, instrumentos, motores, bombas, muestras,
herramientas, etc. 2. Posiciones: Ubicación física del equipo o componente
en falla. Mapa de la posición de los componentes, de los instrumentos,
personal en la hora de la ocurrencia, información ambiental, posición física,
etc. 3. Personal: Entrevistas al personal involucrado en la falla. Entrevistas al
personal de mantenimiento, operaciones, administración, manejo, vendors,
HSE, otros con procesos similares, etc. 4. Papel: todos los reportes escritos
relacionados con la falla. Reportes de cuarto de control, metalúrgica,
procedimientos, políticas, mantenimiento, planos, especificaciones,
entrenamientos, etc. 5. Paradigmas: Frases comunes que el personal de
operaciones comúnmente usa para evitar investigaciones o desarrollar
alguna actividad de mejoramiento “No tenemos tiempo para un RCFA”,
“Hemos tratado de resolver esto desde hace 20 años”, “Es un equipo viejo y
por supuesto falla”, Esto es imposible de resolver”, etc.

 Parte 3: Ordenar el análisis Es la organización del equipo de trabajo y el
facilitador. El RCFA es dirigido por un facilitador, quien ha recibido
38

entrenamiento específico en la metodología RCFA. El resto del equipo lo
conforma un grupo multifuncional que varía entre un problema y otro. Equipo
RCFA El equipo RCFA, por lo regular, podrá incluir: 4 Un operador
familiarizado con el proceso operativo 4 Un técnico (sí se trata de equipos
mecánicos, eléctricos, o de instrumentación) 4 Un supervisor de primera línea
4 Un ingeniero (químico, eléctrico, mecánico, o de otra especialidad) 4 En
ocasiones incluye especialistas tales como metalúrgicos, inspectores,
especialistas de proceso, especialista de equipos rotativos, o proveedores 4
Por lo menos una persona que ignora los eventos de fallas y sirve como
crítico constructivo o abogado del diablo. La Sala de Guerra Cualquier
investigación de importancia merece una “sala de guerra”. Se trata de un
salón para uso exclusivo del equipo RCFA donde podrá recopilar/evaluar las
evidencias, dotado de mesa de conferencia, tableros de tiza o de marcadores
borrables y espacio en la pared para colocar los cuadros de causa raíz lógica.

Figura 28. Niveles de un RCA

Fuente. Latino Robert J. Root Causes Analysis, Improving Performance for bottom
line results. CRC PRESS, 2da Edition. U.S.A, 2002. p18.

 Paso 4: Análisis – Árbol lógico de falla: el análisis, continua con la
construcción estructurada del árbol lógico de fallas con niveles de causa y
efecto. Un árbol lógico es una herramienta que usa la deducción lógica para
la guía atravez de todos los eventos hipotéticos de la falla. Pasos para
construir un arbol de falla. 1. Describir el Evento de la Falla 2. Describir los
Modos de la Falla 3. Hacer una lista de las causas potenciales y verificar
39

(esto puede requerir varios niveles) 4. Causa(s) Raíz Física: Verificar
mecanismo de falla en el nivel de componentes 5. Causa(s) Raíz Humana:
Verificar punto de acción indebida o error humano 6. Causa(s) Raíz del
Sistema: Verificar defecto en el sistema de administración.
Las preguntas para construir un árbol de falla son simples y consistentes,
algunas de ellas son “Como pudo ocurrir la falla“, “Porque ocurrió la falla”,
entre otras. El éxito del método del análisis costoefectividad de un RCFA es
buscar e identificar muy bien la falla.

Se han identificado 4 agentes posibles de fallas: · Fuerza. · Reacción al
Medio Ambiente. · Tiempo · Temperatura. Las 7 categorías de las causas de
fallas: 1. Falla por diseño. 2. Defecto en los materiales. 3. Fabricación y/o
error del proceso. 4. Ensamble o defecto de instalación 5. Fuera de diseño o
condiciones de servicio sin planeación. 6. Deficiencias en el mantenimiento.
7. Operaciones Inapropiadas El Análisis de la Falla y Verificación de las
Causas Raíces, determinar las causas raíz físicas, humanas y del sistema
para cualquier tipo de falla. Consta de seis pasos básicos. Los primeros
cuatro pasos se reconocen a partir de cosas tales como la solución inmediata
de problemas, en los que únicamente se observan los elementos que
resultan verdaderos. El quinto algunas veces se encuentra también en la
solución de problemas, puesto que la operación apropiada o deficiente del
mantenimiento. El paso seis es la verificación de fallas Latentes o del sistema
y son debidos a problemas administrativos.

 Paso 5: Comunicación de los Resultados y las Recomendaciones Comunicar
los resultados ha constituido el paso esencial al documentar los hallazgos en
las investigaciones de RCFA y las recomendaciones asociadas con ello.
Estos hallazgos se deben analizar con el personal apropiado y pueden
requerir de reuniones con la gerencia. Un informe formal por lo general ayuda
a obtener compromiso de la gerencia a resolver las fallas concentrándose en
las causas raíz determinadas en la investigación. El costo de implementar los
resultados se debe comparar frente al costo de la falla.

 Paso 6: Seguimiento a los resultados Parte de la responsabilidad del
facilitador es analizar la implementación de las recomendaciones y realizar
el seguimiento de su ejecución, los resultados pueden ser comparados y
medidos con reducción en los costos de mantenimiento, mejoramiento en las
ratas de producción y reducción de las ratas de fallas, etc

El Objetivo general de una metodología RCA, Detectar los siguientes Items
 Causas raíz físicas: Todas aquellas situaciones o manifestaciones de origen
físico que afectan la continuidad operativa de los equipos o plantas.
 Causas raíz humanas: Errores cometidos por el factor humano y que inciden
directa o indirectamente en la ocurrencia de la falla.
 Causas raíz latentes: Todos aquellos problemas que, aunque nunca hayan
ocurrido, es factible su ocurrencia.

Figura 29. Modelo de árbol de una metodología RCA

Fuente. El autor

El éxito o precisión de un ejercicio de RCA depende de la cantidad y veracidad de
la información que se tenga sobre el tanque, lo cual permitirá realizar un detallado
análisis de cada hipótesis establecida.

8. FUENTES DE INFORMACIÓNPARA ELABORACIÓN DEL RCA PARA
TANQUES

8.1 Información de construcción

Permite establecer las condiciones Bajo las cuales el tanque inicio su vida operativa,
que nos ayuda a determinar si las fallas presentadas fueron ocasionadas por
problemas y/o desviaciones que se generaron desde su etapa de diseño, fabricación
y/o montajes, por lo cual esta documentación deber ser comparada con los criterios
técnicos y normatividad de la versión bajo la cual se construyó el equipo
Dentro de la información de construcción se puede encontrar, sin limitarse a ello:
 Detalle de diseño de los diferentes componentes del tanque (cuerpo,
techo, fondo, drenajes, escaleras, difusores, agitadores, sellos
perimetrales, etc)
 Certificados de materiales utilizados en cada uno de los componentes
 Planes de control de calidad de acuerdo a las especificaciones técnicas
contratadas y las normas de referencia establecidas
 Resultados de las pruebas yo ensayos realizados a de acuerdo a los
controles descritos en el plan de calidad
 Estudios de Verticalidad, redondez, asentamiento del tanque y
verticalidad de dispositivos anti-rotacionales
 Pruebas de flotabilidad del techo
8.2 Información operativa

Esta describe los aspectos de operación del tanque, los cuales permiten determinar
si durante el servicio del tanque se representó alguna condición diferente o por fuera
de los limites operacionales establecidos de acuerdo al diseño del tanque, a
continuación, la información mínima requerida para el estudio:
 Ratas de llenado y vaciado
 Historial de funcionamiento de agitadores
 Características de los productos almacenados

8.3 Resultados de inspección

De acuerdo a lo establecido por API 653, Durante el servicio del tanque se deben
realizar inspecciones con el fin de detectar cualquier anomalía en su operación que
ponga en riesgo la operatividad del mismo. a continuación, se describen las
inspecciones mínimas establecidas por API 653 capitulo 6

 Inspecciones rutinarias en servicio: La condición externa del tanque debe
monitorearse mediante una inspección visual cercana desde el suelo en una
rutina base.
Esta inspección puede ser realizada por el propietario / operador personal, y
puede ser realizada por personas distintas a las autorizadas, La condición
externa del tanque debe monitorearse mediante una inspección visual cercana
desde el suelo en una rutina
El intervalo de inspecciones debe ser consistente con las condiciones en el sitio
particular, pero no debe exceder un mes.
Esta inspección de rutina en servicio debe incluir una inspección visual de las
superficies exteriores del tanque. Evidencia de fugas distorsiones del cuerpo del
tanque; signos de asentamiento; corrosión; y estado de los cimientos,
recubrimientos de pintura, aislamiento.
Los sistemas y accesorios deben documentarse para la acción de seguimiento
por parte de un inspector autorizado

 Inspección externa: Todos los tanques deberán ser inspeccionados
externamente por un inspector autorizado. Esta inspección se llama inspección
externa y debe realizarse al menos cada cinco años o RCA / 4N años (donde
RCA es la diferencia entre el espesor medido del cuerpo y el espesor mínimo
requerido en milésimas de pulgada, y N es la tasa de corrosión del cuerpo en
milésimas por año), la que sea menor. Los tanques pueden estar en
funcionamiento durante esta inspección.
Los tanques aislados deben eliminarse el aislamiento solo en la medida
necesaria para determinar la condición de La pared exterior del tanque o el
techo.
Los componentes del sistema de puesta a tierra del tanque, como derivaciones
o conexiones mecánicas de cables, deben ser visualmente comprobados. Las
43

prácticas recomendadas que se ocupan de la prevención de la ignición de
hidrocarburos están cubiertas por API 2003.
 Inspección de espesor por ultrasónico: Las mediciones externas de espesor
mediante ultrasonido del cuerpo del tanque, puede ser un medio para determinar
una tasa de corrosión general uniforme, mientras el tanque está en servicio, y
pueden proporcionar una indicación de la integridad de cuerpo. El alcance de
tales mediciones será determinado por el propietario / operador.
Cuando se usa, las mediciones de espesor ultrasónico se deben realizar a
intervalos que no excedan lo siguiente:

 Cuando no se conoce la velocidad de corrosión, el intervalo máximo será
de cinco años. Se pueden estimar las tasas de corrosión de tanques en
servicio similar basado en mediciones de espesor tomadas en un intervalo
que no exceda los cinco años.

 Cuando se conoce la velocidad de corrosión, el intervalo máximo debe
ser el menor de RCA / 2N años (donde RCA es la diferencia entre el
espesor medido del cuerpo y el espesor mínimo requerido en milésimas
de pulgada, y N es la velocidad de corrosión del cuerpo en milésimas de
pulgada año) o 15 años.

La inspección interna del cuerpo del tanque, cuando el tanque está fuera de servicio,
se puede sustituir por un programa de medición de espesor ultrasónico externo si el
intervalo de inspección interna es igual o menor que el intervalo requerido en el
párrafo anterior
 Inspección Interna: El intervalo desde la fecha de servicio inicial hasta la
primera inspección interna no debe exceder los 10 años o lo establecido en la
tabla 6.1 De API 653

Figura 30. Factor de seguridad en Años dependiendo de las barreras

Fuente. AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. Tank Inspection, Repair,
Alteration, and Reconstruction. API Standar 653 2014. 5ed. Washington DC: API,
2018. p. 6-4.

8.4 Intervalo de inspección interna posterior

El intervalo de inspección posterior (más allá de la inspección inicial) se puede
determinar utilizando la medida tasa de corrosión del fondo del tanque y el espesor
restante mínimo, Durante cualquier examen para determinar las tasas de corrosión,
el propietario / operador debe asegurarse de comprender la efectividad de la
inspección Técnicas empleadas para detectar y medir posibles mecanismos de
daño.
8.5 Peritaje (inspección) posterior a la falla

Una vez evidenciada la falla, se debe realizar una serie de estudios y/o pruebas, el
cual pretende recolectar la mayor cantidad de información sobre las posibles causas
que generaron el evento, su secuencia cronológica (inicio, de la falla, secuencia de
elementos afectados) y las consecuencias finales que evidenciaron la falla.

9. ÁRBOL DE FALLA PARA EL TANQUE DE TECHO FLOTANTE

A continuación, se presenta el modelo de árbol de falla que se puede construir, para
el análisis RCA, este presenta los elementos mínimos que pueden ser causantes
del evento en el equipo “hipótesis”, este modelo permite obtener una guía completa
que evita o reduce la posibilidad de cometer alguna omisión de causas aportantes
al análisis.
46

Figura 31. Árbol de falla RCA, para análisis de falla de un tanque de techo flotante.
FA
LL
A
D
E
T
EC
H
O
F
LO
TA
N
TE

F2
DAÑO EN EL SELLO
F1
DEFORMACIÓN DEL CUERPO
F3
FALLA DE DRENAJES
F3.2
DISEÑO INADECUADO
F3.3
FALLA OPERACIONAL
F3.1
TAPONAMIENTO CAJA DE
DRENAJE
F2.3
LLENADO Y VACIADO
INADECUADO
F2.4
MONTAJE DEL SELLO
F2.1
CRISTALIZACIÓN DEL SELLO
SECUNDARIO (WIPER)
F2.2
CAMBIOS DE CONCENTRICIDAD
F2.5
DISEÑO INADECUADO
F1.2
FALLAS CONSTRUCTIVAS
F1.1
FALLAS OPERATIVAS
F3.3.1
FALLA EN EL PROTOCOLO DE
APERTURA DE VÁLVULA
F3.2.1
CAPACIDAD DE DRENAJE
INFERIOR AL REQUERIDO
F3.1.1
FALTA DE MANTENIMIENTO DE
LA CUBIERTA
F3.2.1 A
BAJA CANTIDAD DE DRENAJE
F3.3.1 B
FALTA ENTRENAMIENTO
F3.3.1 A
OMISIÓN DEL PROTOCOLO DE
APERTURA
F3.2.1 B
DIÁMETRO TUBERÍA MENOR
F2.5.2
CAMBIO DE PRODUCTO
VARIANDO FLOTABILIDAD DEL
TECHO
F2.5.1
MATERIALES INADECUADOS
F2.4.2
MONTAJE INADECUADO DEL
SELLO
F2.4.1
FALLAS EN LOS ESTANDARES DE
MONTAJE
F2.3.2
FRICCIÓNEXAGERADA ENTRE
SELLO SECUNDARIO Y TANQUE
DURANTE SU LLENADO
F2.3.1
PRESIÓN NEGATIVA DENTRO
DEL TANQUE QUE DETERIORA
EL SELLO
F2.1.1
PERDIDA DE PROPIEDADES DEL
WIPER
F2.2.2
INCAPACIDAD DEL SELLO PARA
ADAPTARSE A LA PERDIDA DE
CONCENTRICIDAD
F2.2.1
FALLAS DE DIPOSTIVOS GUÍA
F1.2.2
DISTORSIÓN DE LAMINA
DURANTE PROCESO DE
SOLDADURA
F1.2.3
PARÁMETROS DE
CONSTRUCCIÓN DIFERENTES AL
DISEÑO
F1.2.1
DEFICIENCIA EN LA
CIMENTACIÓN
F.1.2.1 B
MATERIAL
F.1.2.1 A
CONSTRUCCIÓN
F1.1.1
RATAS DE LLENADO Y VACIADO
INADECUADO
F 1.1.1.A
IMCUMPLIMIENTO DE
PROTOCOLO DE LLENADO
F2.3.1 B
OPERACIÓN INDEBIDA DEL
TANQUE
F2.3.1 A
MAL FUNCIONAMIENTO DE LAS
VÁLVULAS DE PRESIÓN Y VACIO
(P/V)
F3.1.1 A
FALTA RETIRO DE SEDIMENTOS.
F2.1.1.B
POR CONTACTO CON EL
PRODUCTO
F2.1.1 A
AFECTACIÓN POR CONDICIONES
AMBIENTALES EXTREMAS
F2.2.1 A
FALLAS EN CONSTRUCIÓN
F2.2.2 B
DISEÑO INADECUADO
F2.2.2. A
CONDICIONES OPERATIVAS POR
FUERA DE LOS LIMITES
OPERATIVOS DEL SELLO

Fuente. Autor
47

Una vez elaborado el árbol de falla, el cual nos permite visualizar de manera clara
y especifica las posibles causas que generaron el evento, se debe iniciar la
respectiva investigación y análisis de cada una de estas “hipótesis”, para determinar
cuáles realmente son aportantes o no, para iniciar su eliminación o descarte.
Para poder determinar cuál hipótesis es aportante o no a la falla del equipo, se debe
contar con información documentada como, por ejemplo:
 Mecanismos de falla que pueden afectar el equipo (descritos al largo de este
documento)
 Historial de construcción (Dossier)
 Historial de operación del tanque
 Historial de mantenimiento
 Reportes de inspección
Adicionalmente se debe contar con la información detallada de la falla o evento, de
igual manera entrevistas al personal que presencio o estaba en custodia (personal
de operaciones) del equipo cuanto sucedió la falla.
Para el desarrollo de esta investigación, análisis y recolección de información, se
debe contar con un personal especializado e imparcial que integre el equipo de
trabajo, este mínimo debería contar con:
- Inspector API 653 Certificado (de acuerdo a los lineamientos de API 653.

- Ingeniero de tanques de almacenamiento (de acuerdo a la definición
establecida en API 653 NUMERAL 3.31 storage tank engineer)

- Inspectores calificados en ensayos no destructivos (de acuerdo a la SNT-TC-
1A Personnel Qualification and Certification in Nondestructive Testing)
De acuerdo a lo anterior a continuación se establece una “Matriz de recursos para
valoración de hipótesis”, la cual servirá de guía para determinar la información y
recursos requeridos para el desarrollo del estudio.

Tabla 2. Matriz de recursos para valoración de hipótesis
CÓDIGO DESCRIPCIÓN INFORMACIÓN Y/O ACTIVIDADES REQUERIDA
RECURSOS MÍNIMOS
F1
Deformación Del
cuerpo
 Reportes geométricos del tanque (Verticalidad y
redondez) al finalizar la construcción y antes de iniciar
el servicio
 Reportes de inspecciones geométricas realizadas
durante su vida útil
 Realizar inspección después del evento para
determinar la condición actual del equipo
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.
 Cuadrilla de inspección topográfica con
especialidad en tanques de almacenamiento.
F1.1 Fallas operativas
 Verificar historial de operación
 Entrevistas con personal de operaciones
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653. F.1.1.1.
Ratas de llenado y
vaciado
 Análisis del registro de llenado/ vaciado del tanque
 Verificar historial versus las condiciones de diseño
F1.1.1.A
Incumplimiento de
protocolo de llenado
 Revisión procedimiento de operación del tanque
versus el historial de llenado y vaciado
F1.2 Fallas constructivas  Dossier de construcción
 Acceso a registros históricos del tanque
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.
F1.2.1
Deficiencia en la
cimentación
 Realizar inspección de cimentación
 Realizar pruebas de compactación y resistencia de la
cimentación
 Verificación de materiales descritos en el diseño del
tanque versus los instalados
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.
49

Tabla 2. (Continuación)
CÓDIGO DESCRIPCIÓN INFORMACIÓN Y/O ACTIVIDADES REQUERIDA
RECURSOS MÍNIMOS

 Laboratorio especialista en pruebas de
compactación con equipos y personal
certificado/calificado
F1.2.1.A Construcción
 Dossier de construcción
 Verificación estado final de construcción versus los
requerimientos de diseño y API 650
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.
F1.2.1.B Material
 Listado de materiales utilizados en la construcción
 Verificar características de materiales, versus
condiciones de operación del tanque.
 Pruebas de caracterización de materiales instalados
(Composición química, resistencia , etc), para verificar
lo requerido versus lo realmente instalado
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.
 Laboratorio con equipos de composición
química y resistencia de materiales, con
personal calificados para la caracterización de
materiales
F1.2.2
Distorsión de lámina
durante procesos de
soldadura
 Reportes de evaluación Peaking / Banding realizado
durante la construcción
 Evaluación del estado del equipo después del evento
 Ingeniero de tanques de almacenamiento
(Definido en API 653)
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.
F1.2.3
Parámetros de
construcción
diferentes al diseño
 Planos y memorias de diseño aprobados para
construcción
 Planos as-built del tanque
50

Tabla 2. (Continuación)
CÓDIGO DESCRIPCIÓN INFORMACIÓN Y/O ACTIVIDADES REQUERIDA
RECURSOS MÍNIMOS

 Realizar la comparación de planos de diseño versus
As-Built , verificando su cumplimiento y desviaciones
de construcción
 Evaluación de cumplimiento de planos As-built verus
los criterios establecidos por API 650
 Ingeniero de tanques de almacenamiento
(Definido en API 653)
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653
F2
DAÑO EN EL
SELLO
 DOSSIER DE CONSTRUCCIÓN
F2.1
Cristalización del
sello segundario
(WIPER)
 Inspección de sello segundario después del evento,
determinado su estado actual
 Comparación de material nuevo versus condiciones del
actual
F2.1.1
Perdidas de
propiedades del
wipper
 Verificar ficha técnica del material instalado versus las
condiciones de operación
 Especialista en caracterización de materiales
que constituyen el sello
F2.1.1A
Afectación Por
condiciones
ambientales
extremas
 Verificar ficha técnica del material instalado versus las
condiciones de operación
 Inspector certificado API 653.
 Cuadrilla de inspección topográfica con
especialidad en tanques de almacenamiento.
F2.1.1B
Afectación Por
contacto con el
producto
 Evaluación de características del material (ficha
técnica del fabricante) y su compatibilidad con el (los),
productos almacenados
 Especialista en caracterización de materiales
que constituyen el sello
F2.2
Cambios de
concentricidad
 Inspección redondez del techo después del evento
 Ingeniero de tanques de almacenamiento
(Definido en API 653)
51

Tabla 2. (Continuación)
CÓDIGO DESCRIPCIÓN INFORMACIÓN Y/O ACTIVIDADES REQUERIDA
RECURSOS MÍNIMOS
F2.2.1
Fallas de dispositivo
guía
 Evaluación verticalidad e inspección del 100% de la
estructura de los tubos guías y anti-rotacional
 Evaluación estructura de escalera rodante
 Inspector certificado API 653.
 Cuadrilla de inspección topográfica con
especialidad en tanques de almacenamiento.
F2.2.1.A
Fallas en
construcción
 Dossier de construcción  Acceso a registros históricos del tanqueF2.2.2
Incapacidad del
sello para adaptarse
a la perdida de
concentricidad
 Pruebas de caracterización de materiales instalados
(Composición química, resistencia, etc), para verificar
el material requerido versus lo realmente instalado
 Evaluación de materiales instalados versus
condiciones operativas y requerimientos de API 650
 Evaluación dimensión de sello instalado versus la
capacidad del tanque (memorias del cálculo)
 Ingeniero de tanques de almacenamiento
(Definido en API 653)
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.
 Laboratorio con equipos de composición
química y resistencia de materiales, con
personal calificados para la caracterización de
materiales
F2.2.2.A
Condiciones
operativas fuera de
los limites
operativos
 Entrevistas con personal de operaciones
 Parámetros de diseño aprobados
 Historial de operación del tanque
 Verificación de los registros de operación del tanque
versus las condiciones de diseño del equipo

Tabla 2. (Continuación)
CÓDIGO DESCRIPCIÓN INFORMACIÓN Y/O ACTIVIDADES REQUERIDA
RECURSOS MÍNIMOS
F2.2.2.B Diseño inadecuado
 Diseño del tanque aprobado para construcción
 Diseño del sello con memorias de cálculo
 Evaluación del cumplimiento de los diseños de acuerdo
a los establecido en API 650
 Evaluación de las propiedades de los materiales
utilizados versus el diseño del tanque y las condiciones
operativas
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.
F2.3
Llenado y vaciado
inadecuado
 Entrevistas con personal de operaciones
 Registros de operación del tanque
 Verificación de parámetro de diseño versus historial
operativo
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.
F2.3.1
Presión negativa
dentro del tanque
que deteriora el sello
 Reportes del personal de operaciones de anomalías
durante operación, de acuerdo a lo establecido en API
653
F2.3.1.A
Mal funcionamiento
de las válvulas de
presión y vacío (P/V)
 Inspección a dispositivos de alivio (Válvulas
presión/vacío; venteos; respiraderos)
 Evaluación de requerimientos de venteo de acuerdo a
API 2000 versus condición instalada en el tanque
 Verificación estado de calibración de válvulas P/V
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.
 Contratista especializado en mantenimiento y
calibración de válvulas P/V

Tabla 2. (Continuación)
CÓDIGO DESCRIPCIÓN INFORMACIÓN Y/O ACTIVIDADES REQUERIDA
RECURSOS MÍNIMOS
F2.3.1.B
Operación indebida
del tanque
 Entrevistas con personal de operaciones
 Registro de operación del tanque
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653
F2.3.2
Fricción exagerada
entre sello
segundario y tanque
durante su llenado
 Inspección Visual al cuerpo del tanque, para evidencia
marcas de fricción
 Reportes del personal de operaciones de anomalías
durante operación, de acuerdo a lo establecido en API
653
F2.4 Montaje de sello
 Diseño del sello con memorias de cálculo
 Planos as-built del sello
 Evaluación de Planos AS Built versus diseño del sello.
 Ingeniero de tanques de almacenamiento
(Definido en API 653)
 Especialista en Integridad de tanques
F2.4.2
Montaje inadecuado
del sello
F2.5 Diseño inadecuado
 Diseño del sello con memorias de cálculo
 Evaluación dimensión de sello instalado versus la
capacidad del tanque (memorias del cálculo)
F2.5.1
Materiales
inadecuados
 Pruebas de caracterización de materiales instalados
(Composición química, resistencia, etc), para verificar
lo requerido versus lo realmente instalado
 Evaluación de materiales instalados versus
condiciones operativas y requerimientos de API 650
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.
 Laboratorio con equipos de composición
química y resistencia de materiales , con
personal calificados para la caracterización de
materiales

Tabla 2. (Continuación)
CÓDIGO DESCRIPCIÓN INFORMACIÓN Y/O ACTIVIDADES REQUERIDA
RECURSOS MÍNIMOS
F2.5.2 Cambio de producto
 Verificación, características de productos (s)
almacenado
 Verificación flotabilidad del techo versus características
del producto
 Ingeniero de tanques de almacenamiento
(Definido en API 653)
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.
F3 Falla de drenajes  Inspección dispositivos después del evento
 Inspector certificado API 653
F3.1
Taponamiento caja
de drenaje
 Reportes del personal de operaciones de anomalías
durante operación, de acuerdo a lo establecido en API
653
 Inspección de dispositivos y pruebas de
funcionamiento después del evento
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.
F3.1.1
Falta de
mantenimiento de la
cubierta
 Inspección de techo y dispositivos de drenaje después
del evento
 Determinar la existencia de sedimentos y sus
características (naturaleza, cantidades, etc)
 Evaluación de reportes de mantenimiento del tanque ,
verificación de hallazgos, periodicidad y actividades
correctivas, preventivas realizadas.
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.
F.3.1.1.A
Falta retiro de
sedimento

Tabla 2. (Continuación)
CÓDIGO DESCRIPCIÓN INFORMACIÓN Y/O ACTIVIDADES REQUERIDA
RECURSOS MÍNIMOS
F3.2. Diseño inadecuado
 Diseño de drenajes aprobados para construcción
 Planos As-Built
 Verificación de capacidad instalada de drenaje versus
capacidad requerida
 Evaluación de reportes operativos de drenaje por lo
menos los dos últimos años de servicio.
 Evaluación cantidad de agua lluvia evacuada mensual
(en los dos últimos años), velocidad de drenaje,
capacidad máxima de agua lluvia que puede contener
el techo antes de generar problemas operativos a la
estructura
 Ingeniero de tanques de almacenamiento
(Definido en API 653)
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.
F3.2.1
Capacidad de
drenaje inferior a la
requerida
F.3.2.1.A
Baja capacidad de
drenaje
F3.2.1.B
Diámetro de tubería
menor
F3.3 Falla operacional
 Entrevistas con personal de operaciones
 Registros de operación del tanque
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.
F3.3.1
Falla en el protocolo
de apertura de
válvula
 Verificación de la existencia de procedimientos
internos del área de operaciones
 Evaluación de procedimientos versus las
características de diseño del tanque
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.

Tabla 2. (Continuación)
CÓDIGO DESCRIPCIÓN INFORMACIÓN Y/O ACTIVIDADES REQUERIDA
RECURSOS MÍNIMOS
F3.3.1.A
Omisión del
protocolo de
apertura
 Entrevistas con personal de operaciones sobre los
hechos antes del evento
 Verificación de condiciones de operación con la
revisión de los sistemas electrónicos de control y
registro
 Especialista en Integridad de tanques
 Inspector certificado API 653.
F3.3.1B
Falta de
entrenamiento
 Entrevistas con personal de operaciones
 Verificación perfiles requeridos para la operación del
equipo
 Evaluación de las hojas de vida del personal de
operación
 Verificación de entrenamientos y capacitaciones,
periodicidad y nivel técnico de acuerdo las
necesidades operativas

10. CONCLUSIONES.

 La metodología propuesta del estudio RCA en el documento se ajusta a las
condiciones operativas de los tanques de techo flotante, con un enfoque en
el planteamiento de un árbol de fallas y una matriz de recursos para la
evaluación y valoración de diferentes hipótesis.

 El enfoque de la propuesta de estudio RCA, se delimitó con un alcance a las
fallas en los sistemas de drenajes, fallas en el sistema de