4. Mecanismo Corrosion Externa x3 - 2013

Evaluación y Control del Mecanismo Corrosión Externa en ductos en Flowlines y Pipelines

GIE PERÚ S.A.C. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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13 y 14 de Agosto de 2013 - Lima

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Contenido de la Presentación • INTRODUCCIÓN A

CORROSIÓN EXTERNA

• AGRESIVIDADDEL

• ACTIVIDADESDE

MITIGACIÓN

•INTERFERENCIAS

MONITOREO

Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

• ACTIVIDADES DE

SUELO

ELÉCTRICAS

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CORROSIÓN EXTERNA

• AGRESIVIDADDEL

• ACTIVIDADESDE

MITIGACIÓN

•INTERFERENCIAS

MONITOREO


• ACTIVIDADES DE

SUELO

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ELÉCTRICAS


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CORROSION EXTERIOR


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Fundamentos de Corrosión Externa Ánodo ? Cátodo?

Electrolito

Ánodo

Electrolito ?


Cátodo

Contacto Metálico

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Fundamentos de Corrosión Externa


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2

CORROSION EXTERIOR


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Fundamentos de Corrosión Externa Ánodo ? Cátodo?

Electrolito

Ánodo

Electrolito ?


Cátodo

Contacto Metálico

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5

Fundamentos de Corrosión Externa


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Fundamentos de Corrosión Externa Variables que influyen en el proceso de CE

AGRESIVIDAD SUELO

CORROSION EXTERNA

REVESTIMIENTO

PROTECCION CATODICA


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CORROSIÓN EXTERNA

• AGRESIVIDADDEL

• ACTIVIDADESDE

MITIGACIÓN

•INTERFERENCIAS

MONITOREO


• ACTIVIDADES DE

SUELO

ELÉCTRICAS

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Variables Varia bles Ambientales

Agresividad Agresivida d del Suelo Suelo Estimar la agresividad del suelo como medio corrosivo es esencial para definir el riesgo de altas velocidades de corrosividad. a)Tipo de suelo y disponibilidad de Oxigeno. b)Resistividad y humedad. c)pH d)Potencial redox. e)Contenido de sulfatos, carbonatos, cloruros. f)Presencia de bacterias (MIC)


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Variables Ambientales

Agresividad del Suelo Tipo de suelo y disponibilidad de Oxigeno

características morfológicas, como drenaje y su textura (contenido de arena, piedras, organizadas por tamaño de partículas). Son características principales ya que estiman la retención de humedad del suelo y la velocidad de difusión de los gases (velocidad de difusión del oxigeno)


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Agresividad del Suelo Resistividad, Humedad, pH y Potencial Redox Mide la capacidad de conducir corriente Resistividad y Humedad:

eléctrica, es función de la matriz (partículas de suelo) y del fluido intersticial (agua o humedad), es una medida del contenido de iones o sales disueltas . p H: Concentración de iones Hidrogeno libres.

Medida de la condición reductora (anaeróbica) u Potencial Redox:

oxidante (aeróbica) del suelo. Refleja el balance entre la velocidad con la que el oxígeno ingresa al suelo y la velocidad con la que se consume. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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Agresividad del Suelo Contenido Sulfatos, carbonatos, cloruros Cloruros:

-Presencia de sales disueltas en el agua del suelo (como el cloruro de sodio o sal común) reduce sensiblemente la resistividad del suelo y aumenta la agresividad. -Posibilidad de romper localizadamente películas protectoras y producir un ataque por picado. Sulfatos : proveedores o fuente de energía para las Bacterias

Sulfato Reductoras (SRB).

Carbonatos: no influyen en la corrosión generalizada del acero

enterrado pero su presencia es clave para el mecanismo de (SCC). Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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Agresividad del Suelo Presencia de Bacterias -MIC: son “Aquellas formas de corrosión que son iniciadas o

influenciadas en su velocidad o extensión por la presencia o actividad de microorganismos”. Los microorganismos tienen un factor común: formar parte del ciclo natural del Azufre en la naturaleza lo que influye en su, por lo que este elemento juega un papel muy importante en su metabolismo. Se clasifican en: -Sulfato oxidantes o sulfato reductoras.


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Agresividad del Suelo Reacciones de MIC 4 Fe  4 Fe+2 + 8 e8 H2O  8 H+ + 8 OH 8 H+ + 8 e-  8 H SO4-2 + 8 H  S-2 + 4 H2O Fe+2 + S-2  FeS 3 Fe+2 + 6 OH-  3 Fe (OH)2

(Reacción anódica) (Reacción Catódica) (Despolarización catódica) (Producto de corrosión) (Producto de corrosión)

Reacción final

4 Fe + SO4-2 + 4 H2O  FeS + 3 Fe (OH) 2 + 2 OHProductos: tienen una pasta negra o gris consistente en sulfuro de hierro mezclada con hidratos ferrosos de color blanco. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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CORROSIÓN EXTERNA

• AGRESIVIDADDEL

• ACTIVIDADESDE

MITIGACIÓN

•INTERFERENCIAS

MONITOREO


• ACTIVIDADES DE

SUELO

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ELÉCTRICAS


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Actividades de Mitigación de Corrosión Externa Las Actividades de Mitigación de la Corrosión Externa que se presentan a continuación se basan en la aplicación de la norma internacional NACE SP 0169-2007, Control o f Exte rn al “

Corrosion o n Undergrou nd or Sub merged Me ta llic Pip in g Systems ”


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Actividades de Mitigación de Corrosión Externa NACE SP 0169-2007, “ Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems”

Actividades de Mitigación de corrosión externa: • •

Recubrimientos Anticorrosivos Protección Catódica


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Actividades de Mitigación de Corrosión Externa Sistema de Protección Catódica


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Recubrimientos / Pinturas Anticorrosivas


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Actividades de Mitigación de Corrosión Externa

1. Revestimientos / Pinturas Anticorrosivas Objetivo Actuar co mo b arrera y lograr aislar la superficie externa del suelo .

Los revestimientos constituyen una barrera no reactiva que impide el contacto entre el metal y el electrolito. Electrolito

Ánodo

Cátodo Contacto Metálico

Mientras el revestimiento permanezca inalterable, las reacciones de corrosión entre el metal y el electrolito no podrán ocurrir Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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1. Revestimientos / Pinturas Anticorrosivas Revestimientos Externos Hasta mediados Siglo XX

Alqu itrán d e hu lla con yute

Falta de disponibilidad Problemas de salud

Asfalto / esmaltes asfálticos

1960

1980

Cin tas plástic as

(aplicación en frío) HDPE, PVC Revestimientos delgados Resina epoxi Poliolefinas termocontraibles Extrusiones de p olietileno b i o tricapa !!!

Parámetros: optimización, aplicación, disponibilidad Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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1. Revestimientos / Pinturas Anticorrosivas Requerimientos de los revestimientos Adherencia

Diseño vida útil de la cañería Ensayos despegue catódico previos

Absorción de H 2 O

Ais lación elé ctr ica

Tenor mínimo de absorción de agua. Aislante eléctrico Integridad del revestimiento Minimizar costos de PC, baja fuga de corriente Soportar esfuerzos y deformaciones de los suelos,

Tensión de los suelos Envejecimiento

Deben “acompañar” el mov. Superficies tersas

Absorción de agua (perdida aislante), pedregullo,etc

Acción Bacteriológica Resistencia al despegue catódico Costo Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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1. Revestimientos / Pinturas Anticorrosivas REVESTIMIENTOS DE POLIOLEFINAS EXTRUIDAS Estos sistemas son los más difundidos y de mayor confiabilidad a nivel mundial para la protección anticorrosiva de tuberías de acero enterradas y/o sumergidas.

BICAPA

TRICAPA

Adhesivo + Película Polietileno o Polipropileno

Primer resina Epoxi + Adhesivo + Película Polietileno o Polipropileno


1. Revestimientos / Pinturas Anticorrosivas REVESTIMIENTOS TRICAPA Son revestimientos anticorrosivos externos de poliolefinas aplicadas por extrusión.

El sistema está formado por 3 capas de diferentes materiales aplicadas en un proceso continuo: La primera capa, en contacto con el acero del tubo, brinda protección anticorrosiva (Primer Epoxi). La segunda capa está compuesta por un adhesivo que actúa como nexo entre la primera y tercera capa. La tercera capa puede ser de polietileno o polipropileno y es la que completa el sistema, reforzando la protección anticorrosiva y dándole al conjunto una efectiva protección mecánica. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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1. Revestimientos / Pinturas Anticorrosivas REVESTIMIENTOS TRICAPA – Proceso Aplicación


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1. Revestimientos / Pinturas Anticorrosivas REVESTIMIENTOS TRICAPA – Proceso Aplicación • Eliminación de contaminantes de la superficie • Granallado a Sa 2 ½ • Precalentamiento a temperatura de aplicación del revestimiento (150-

230ºC) • Aplicación de recubrimiento – capa de primer epoxi – Capa intermedia de adhesivo polímero – Capa externa de poliolefina

• Enfriamiento con agua Reparación de los revestimientos – Deteccion de fallas Pasaje del “collarin” para detectar posibles defectos del

recubrimiento (formación de un arco al momento de contacto metálico)


1. Revestimientos / Pinturas Anticorrosivas MANTAS – CINTAS TERMOCONTRAIBLES Los revestimientos termocontraíbles son láminas constituidas por 2 elementos básicos: • Una capa termocontraíble (en gral polietileno) • Una capa interna de adhesivo

Se presentan en general en forma de cintas, m antas, tubos, manguitos, etc Los materiales termocontraíbles se aplican sobre la superficie del acero a cubrir, previamente acondicionada y calentada a la temperatura especificada por el fabricante ( en caso de requerir calentado: 60º, 90º o superior) Algunos productos / esquemas de revestimiento termocontraíbles incluyen en la operación de aplicación, la imprimación previa del área a revestir mediante una resina epoxídica Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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1. Revestimientos / Pinturas Anticorrosivas MANTAS – CINTAS TERMOCONTRAIBLES De acuerdo a su comportamiento, las mantas se clasifican en: De Baja Relajacion y De Alta Relajación Usos típicos: • Se emplean como revestimiento integral de cañerías

Las Mantas de baja relajación de contracción se pueden emplear en: • Revestimientos de unión soldada • Revestimientos de tramos rectos y cortos de tubería • Reparación de revestimientos dañados Las Mantas de Alta relajación de contracción se pueden emplear en: • Revestimiento de uniones bridadas • Revestimiento de tees de derivación • etc.

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1. Revestimientos / Pinturas Anticorrosivas CINTAS TERMOCONTRAIBLES – Ej. POLYGUARD PINTURA IMPRIMANTE + CINTA TERMOCONTRA ÍBLE

El sistema de protección anticorrosiva Ej. Polyguard, diseñado para ser aplicado en los trabajos de re-cobertura o re-habilitación de tuberías de acero enterradas o sumergidas. Dicho sistema está compuesto por una pintura imprimante , que es aplicada sobre el tubo, y una cinta compuesta por un tramado de polipropileno integrado a un adhesivo altamente anti-corrosivo. Sus principales ventajas son: - De fácil aplicación – Aplicación en situ - Aplicación en frío - Espesores asegurados de Fábrica - Tapada inmediatam ente luego de aplicado Desventajas?? Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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1. Revestimientos / Pinturas Anticorrosivas PINTURAS EPOXI COAL TAR

Pintura epoxi coal tar (Epóxico alquitrán de hulla) Preparación superficial + pintado de la superficie


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1. Revestimientos / Pinturas Anticorrosivas PINTURAS EPOXI COAL TAR

Ventajas •

Fácil Preparación y Aplicación

Algunas Desventajas

Ejemplo: Pintura Epoxi Coal Tar. Se encontró ampollamiento y desprendimiento de la pintura en un ducto de Gas Natural. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

Ejemplo: En una línea de alta presión se encontró totalmente deteriorado el revestimiento, pérdida de adherencia y con formación de óxido generalizado.

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1. Revestimientos / Pinturas Anticorrosivas PINTURAS EPOXI DE ALTOS SOLIDOS

Preparación superficial + pintado de la superficie

Características: • Buena resistencia al desprendimiento Catódico • Tiempo de curado y secado al tacto bajo • Muy buena resistencia a la abrasión • Buena adherencia al revestimiento tricapa polietileno


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Actividades de Mitigación de Corrosión Externa Sistema de Protección Catódica


Recubrimientos / Pinturas Anticorrosivas

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2. Sistema de Protección Catódica Transformar a la Estructura de interés, que por las condiciones dadas está sometida a un proceso corrosivo, en CATODO y así evitar la corrosión.

La protección catódica es una forma de control electroquímico de la corrosión. Mediante la aplicación de una corriente catódica minimiza la velocidad de disolució n de la cañería a proteger. Es la “barrera” que actúa en caso de fallar el revestimiento Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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2. Sistema de Protección Catódica Fuerza impulsora de la corrosión Sabemos que la corrosión es un proceso en el cual la corriente circula de una superficie metálica (ánodo) hacia otra superficie metálica (cátodo) Dirección del agua

Diferencia de Altura

En forma similar a flujo de agua que circula cuando hay una diferencia de altura, la corriente circulará si existe una DIFERENCIA DE POTENCIAL entre dos puntos


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2. Sistema de Protección Catódica DIAGRAMA DE PURBAIX DEL HIERRO


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2. Sistema de Protección Catódica DIAGRAMA DE PURBAIX DEL HIERRO CORROSIÓN • Existe una region donde se produce la corrosión del hierro

PASIVACION • Existe una región donde la corrosión del hierro no puede producirse teóricamente

debido a la formacion de óxido Fe2O3 (óxido férrico o herrumbre comun) que constituye un revestimiento protector INMUNIDAD • Existe una región en la que la corrosión del hierro es imposible en términos

termodinámicos (Energia, potencial). Fundamento de la Protección Catódica Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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2. Sistema de Protección Catódica La PROTECCIÓN CATÓDICA con siste en alcanzar un valor d e potenc ial elé ctrico suficientemente electronegativo a p artir del cual el acero no se p uede corroer (Zona de Inmunidad)

INYECCION DE CORRIENTE A LA ESTRUCTURA

Los valores a alcanzar para asegurar la condición catódica de una estructura admitidos por diferentes autores son: • - 0,770 Volt para la relación en el electrodo de calomel (SCE) • - 0.850 Volt para la relación en el electrodo de sulfato de cobre (CSE) • - 0,600 Votl para la relación en el electrodo de hidrógeno (SHE) Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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2. Sistema de Protección Catódica


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2. Sistema de Protección Catódica TIPOS DE PROTECCIÓN CATÓDICA

• Galvánica: a través de una pila con un metal más

electronegativo que el acero (ánodos de sacrificio que drenan corriente) . • Corriente impresa: a través de una fuente eléctrica

de corriente continua externa.


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2. Sistema de Protección Catódica ORO PLATA COBRE HIDROGENO PLOMO ESTAÑO NIQUEL COBALTO CADMIO HIERRO y ACEROS CROMO ZINC ALUMINIO MAGNESIO

+ 1,58 V + 0,80 V + 0,34 V 0,00 V - 0,13 V - 0,14 V - 0,25 V - 0,28 V - 0,40 V - 0,50 V - 0,74 V - 0,76 V - 1,66 V - 2,37 V


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EL Potencial define la Tendencia a Perder Electrones o sea la tendencia a Oxidarse


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2.1 Protección Galvánica – Ánodos Sacrificio El suministro de corriente a la estructura a proteger es a través consumo de ánodos de sacrificio (drenan corriente) – Protección Galvánica


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2.1 Protección Galvánica – Ánodos Sacrificio Ánodos de Sacrificio


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2.1 Protección Galvánica – Ánodos Sacrificio

Ánodos de Sacrificio - Las aleaciones de magnesio, zinc y

aluminio Magnesio

Los ánodos de magnesio están disponibles en dos aleaciones: aleación de alto potencial con un potencial de corrosión nominal de –1.75 V con respecto al electrodo de cobre-sulfato de cobre, aleación de bajo potencial con un potencial de corrosión nominal de –1.55 V con respecto al electrodo de cobre-sulfato de cobre. Por lo general, el magnesio se usa en suelos y en agua dulce. Aleación Standard – uso en suelos de baja resistividad y agua Aleación de Alto Potencial – suministra una mayor fuerza impulsora que

la

aleación standard


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aluminio Zinc:

Los ánodos de zinc tienen dos aleaciones disponibles comercialmente, una para uso en suelos y la otra para aplicaciones en agua de mar. El zinc puede sufrir una rápida corrosión intergranular a temperaturas mayores de 120°F (49°C). A temperaturas de más de 130 °F (54 °C) y especialmente en presencia de carbonatos, el zinc puede pasivarse, causando la corrosión del acero, ya que la película (film) pasiva puede tener un potencial más noble que el del acero. MIL-A-18001 o ASTM B418 Tipo I – uso en agua salada y agua salobre ASTM B 418 Tipo II – alta pureza para uso enterrado y en agua dulce


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aluminio Aluminio:

Los ánodos de aleaciones de aluminio se usan principalmente en aplicaciones marinas y se producen en una variedad de aleaciones, de las cuales las aleaciones con mercurio e indio son las más comunes. • El aluminio es preferido para

aplicaciones en agua de mar, dado su menor consumo comparado con el magnesio o el zinc.

• Los ánodos de aluminio no son utilizados en aguas dulces, con alguna excepción

en la que han sido utilizados como ánodos de corriente impresa. • No son utilizados enterrados.

Galvalum I™ - contiene zinc y mercurio para uso en agua de mar Galvalum II™ - contiene zinc y mercurio para uso en lodo salino Galvalum III™ - contiene zinc e indio para uso en agua de mar y lodo salino Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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2.1 Protección Galvánica – Ánodos Sacrificio Ánodos de Sacrificio : 2 a 5 metros de la estructura Separación P r o f u n d i d a d : La parte superior del ánodo debe

quedar por debajo de la generatriz media de la estructura Ubicación : en las areas más agresivas del

recorrido

Cantidad : solo o en grupo (en función de la

corriente o vida útil)


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2.1 Protección Galvánica – Ánodos Sacrificio PROTECCIÓN GALVÁNICA Ventajas • No requieren suministro de energía externa • Mínimo costo de mantenimiento • Raramente producen interferencias eléctricas Desventajas • Limitación de potenciales disponibles • Corriente pequeña y limitada • Limitación dependiendo de la resistividad Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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2.2 Protección Catódica por Corriente Impresa El suministro de corriente a la estructura a proteger es a través de una fuente de corriente continua externa (Rectificador)


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2.2 Protección Catódica por Corriente Impresa Esquema de compo nentes de protección por corriente impresa


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2.2 Protección Catódica por Corriente Impresa PROTECCIÓN POR CORRIENTE IMPRESA Ventajas • Voltajes variables • Corriente elevadas y variables • Aplicables en cualquier terreno • Apto para estructuras extensas Desventajas • Elevado costo de instalación • Alto costo de mantenimiento • Gasto de energía eléctrica • Posibilidad de ocasionar interferencias Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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CORROSIÓN EXTERNA

• AGRESIVIDADDEL

• ACTIVIDADESDE

MITIGACIÓN

•INTERFERENCIAS

MONITOREO


• ACTIVIDADES DE

SUELO

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ELÉCTRICAS


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Actividades de Monitoreo de Corrosión Externa Las Actividades de Monitoreo de la Corrosión Externa que se presentan a continuación se basan en la aplicación de la norma internacional NACE SP 0169-2007, Control o f Exte rn al “

Corrosion o n Undergrou nd or Sub merged Me ta llic Pip in g Systems ”


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Actividades de Monitoreo de Corrosión Externa NACE SP 0169-2007, “ Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems”

Técnicas para Evaluar la Eficiencia del Sistema de Protección Anticorrosiva (Revestimiento y Protección Cátódica) y la protección de la estructura 1. Medición de Potencial con respecto al suelo – Criterios de Protección Catódica 2. CIPS 3. DCVG 4. Medición de Resistividad del Suelo 5. Instalación de Cupones de Corrosión y Probetas de Resistencia Eléctrica Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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Actividades de Monitoreo de Corrosión Externa

1. Medición de Potencial con respecto al suelo Eficiencia de los sistemas de Protección Catódica – Criterios de Protección Catódica Se basan en la Medición de Potencial de la estructura 

Potencial “On”



Potencial “Off”



Potencial “Natural”


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1. Medición de Potencial con respecto al suelo No es posible medir el potencial de un solo electrodo con respecto al medio que lo rodea (electrolito), ya que el sistema electrodo/electrolito conforma solo la mitad de una pila (hemipila). Para la medición es necesario contar con la otra hemipila respecto del cual se debe referenciar el potencial de la primera. Esta hemipila auxiliar es el electrodo de referencia. Lo que se m ide realmente es el potencial de la estructura con respecto a un electrodo de referencia a trav é s del electrolit o


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1. Medición de Potencial con respecto al suelo Lo que se mide realmente es el potencial de la estructura con respecto a un electrod o de referencia a travé s del electro lito


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1. Medición de Potencial con respecto al suelo


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MEDICION DE POTENCIALES Medición Potencial “ON” Caja de Medición de Potencial Multímetro

Medición del Potencial con el sistema de protección Catódica encendido

Puente conectado

Electrodo de referencia

Humedecer el terreno

PC Cañería

MEDICION DE POTENCIALES Medición Potencial “OFF” Caja de Medición de Potencial Multímetro

Medición del Potencial con el sistema de protección Catódica apagado

Puente Desconectado



PC Cañería

MEDICION DE POTENCIALES Medición Potencial “Natural” Caja de Medición de Potencial Multímetro

Medición del Potencial con el sistema de protección Catódica apagado. Despolarizacio n de la ca ñ er ia

Puente Desconectado



PC Cañería

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Eficiencia de los Sistemas de Protección Catódica DIAGRAMA de Potenciales

A: Potencial “On” B: Potencial “Off

C: Potencial Natural


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Eficiencia de los Sistemas de Protección Catódica


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Eficiencia de los Sistemas de Protección Catódica CRITERIOS DE PROTECC IÓN CATÓDICA Criterios de protección Catódica , enumerados en la Sección 6 de NACE Standard SP-0169-2007: • Un potencial negativo de al menos 850mV en relación a un electrodo de

Cobre Sulfato de Cobre con corriente de protección aplicada (ON). • Un potencial de polarizac ión de al menos -850mV en relación a un

electrodo de Cobre Sulfato de Cobre (CSE) (sin aplicación de corriente de protección) (OFF). • 100mV de polarizac ión contra un electrodo de Cobre Sulfato de Cobre de

referencia No se debe exceder un potencial de -1200mV (CSE) , sobreprotección, ya que se puede generar gas Hidrogeno que puede afectar al caño y producir el despegue del revestimiento. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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Eficiencia de los Sistemas de Protección Catódica Criterio: Un potencial negativo de 850mV(CSE) con corriente de Protección Aplicada -850mV (CSE) “On ”

La medición del potencial “On” de la estructura es la suma de dos contribuciones:

Po ten cia l de l a cañ ería + Caída d e Pot enc ial Ix R

Las caídas de voltaje a través de la estructura y el electrolito (Caida de Potencial IxR) deben ser consideradas para que las mediciones sean válidas Estas caídas son el resultado de la corriente que circula a través del terreno y normalmente se la denomina como caída de potencial IxR


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Eficiencia de los Sistemas de Protección Catódica Criterio: Un potencial de polarización de al menos -850mV en relación a un electrodo de Cobre Sulfato de Cobre (CSE) (sin aplicación de corriente de protección) -850mV (CSE) “OFF”

Consideraciones: Este criterio indica que una adecuada protección se logra con un “potencial de polarización de por lo menos -850mV con respecto al electrodo CSE Este criterio es mas directo que el -850mV On ya que esta m edición de potencial no se ve influenciada por la caída óhmica IxR Este criterio es el más utilizado en el caso de estructuras bien revestidas y donde las fuentes de corriente puedan ser realmente interrumpidas.


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Eficiencia de los Sistemas de Protección Catódica Ejemplo Medición de Potencial On y Off


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Eficiencia de los Sistemas de Protección Catódica Criterio: 100mV de polarización contra un electrodo de Cobre Sulfato de Cobre (CSE) de referencia Este criterio establece que la protección se logra alcanzando un potencial mínimo de 100mV de polarización catódica entre la superficie de la estructura y un electrodo estable en contacto con el electrolito Deben medirse: - El potencial Off - El Potencial natural de la estructura

A: Potencial “On” B: Potencial “Off C: Potencial Natural Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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Eficiencia de los Sistemas de Protección Catódica Criterio: 100mV de polarización contra un electrodo de Cobre Sulfato de Cobre de referencia Si la dif erencia entre el Potencial Off y el Potencial Natural excede los 100mV, entonces este criterio ha sido cumplido

Los criterios de protección catódica encuentran detallados (aplicaciones, ventajes, desventajas) en la norma NACE RP-01-69 “Standard Practice RP-01-69 “Control of External Corrosion on Underground or Submerged Metallic Piping Systems”.


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2. CIPS (Close Intervals Potencial Survey) Fundamentos de la Técnica:

La técnica CIPS (Close Intervals Potencial Survey, Relevamiento de Potenciales a Intervalos Cercanos) consiste en el relevamiento de los potenciales paso a paso “On” y “Off” de protección catódica a lo largo de la v ertical de la traza de la cañería. Esta técnica permite: • Establecer la eficiencia del sistema de protección catódica • Establec er el estado de la cañería enterrada


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2. CIPS (Close Intervals Potencial Survey) Equipamiento Necesario • Data Loger o Computadora de campo • Interruptores Sincronizados (temporizadores cíclicos) • Voltímetro de Corriente Continua de Alta Impedancia • Electrodos de Referencia CSE • Carreteles de alambre de Cobre • Local izador de Cañería • Anal izadores de forma de Onda


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2. CIPS (Close Intervals Potencial Survey) Equipamiento Necesario


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2. CIPS (Close Intervals Potencial Survey) Desarrollo de la Técnica • El operador deberá caminar sobre el ducto tomando mediciones cercanas. • La distancia entre medición y medición será aproximadamente 1 metro (no

debe superarse la profundidad de tapada del ducto)


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2. CIPS (Close Intervals Potencial Survey) Curva Modelo a Obtener


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2. CIPS (Close Intervals Potencial Survey) Relevamiento d e potenciales paso a paso - 0,85 V

1

2

3

4

5

Cañería

6

7

Zona con el revestimiento deteriorado

Anodo


2. CIPS (Close Intervals Potencial Survey) Relevamiento d e potenciales paso a paso 2000 1900 1800 1700 1600

Con ánodos

1500 ) v 1400 m ( l a i 1300 c n e t 1200 o P

de sacrificio Con rectificador

1100 1000 900 800 700 600 500 0

500 0

10 000

15 000

2 0000

2500 0

3000 0

350 00

40 000

4 5000

5 0000

5500 0

Progresiva (metros)


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2. CIPS (Close Intervals Potencial Survey) Categorización de las Fallas - Severidad Tipo 1 = Potencial “On” y Potencial “Off” más negativos que -850mV Tipo 2 = Potencial “On”” más negativo que -850mV y Potencial “Off” más positivo

que - 850mV.

Tipo 3 = Potencial “On” y Potencial “Off” más positivos que -850mV


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2. CIPS (Close Intervals Potencial Survey) Ventajas y Desventajas de esta técnica de evaluación Ventajas

Desventajas

Fácil Interpretació n

Requiere recorrer toda la cañería

Identificación de zonas con niveles inadecuados de protección catódica (sobreprotección o subprotección)

No indica la severidad del daño por corrosión

Detección de zonas con revestimiento deficiente (y extensión de esta deficiencia)

No indica pérdida de material Los revestimientos plásticos despegados

Detección de posibles interferencias

pueden producir efectos de „apantallamiento‟

Inspección completa de la traza de la cañería El avance no depende de la calidad del revestimiento de la cañería Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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3. DCVG(Direct Current Voltage Gradient) Fundamentos de la Técnica:

La técnica se basa en el efecto del gradiente de potencial (diferencia de potencial que se establece en los defectos del recubrimiento bajo la aplicación de una corriente de protección catódica. Esta técnica permite: • Evaluar el estado del revestimiento de la cañería • Localizar en forma precisa y cuantificar en forma aproximada el tamaño de

defectos en el recubrimiento del ducto.


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3. DCVG(Direct Current Voltage Gradient) Equipamiento Necesario • Data Loger o Computadora de campo • Interruptores Sincronizados (temporizadores cíclicos) • Voltímetro de Corriente Continua de Alta Impedancia • Electrodos de Referencia CSE • Carreteles de alambre de Cobre • Local izador de Cañería


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3. DCVG(Direct Current Voltage Gradient) Desarrollo de la Técnica • El operador deberá caminar sobre el ducto tomando mediciones cercanas. • La distancia entre medición y medición será aproximadamente 1 metro (no

debe superarse la profundidad de tapada del ducto) A partir de detectar variaciones en el potencial (gradiente de potencial) debe ser localizado el epicentro de la falla del revestimiento. Se efectúan una serie de medidas laterales (perpendiculares) m oviéndose hacia Tierra remota.


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3. DCVG(Direct Current Voltage Gradient)

Voltímetro Analógico Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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3. DCVG(Direct Current Voltage Gradient) Evaluación aparente del Defecto - Categor ización de la Falla Magnitud de la falla mediante la medición de la resistencia a tierra remota (medicion % IR m ediante mediciones perpendiculares laterales a la cañería) Se determina el %IR Grupo 1: %IR ≥ 70 Grupo 2: 70 > %IR ≥ 40 Grupo 3: %IR < 40

Se clasifica el defecto teniendo en cuenta este %IR

Nota: Debe registrarse fecha de medición, equipo utilizado, nombre y f irma del operador. Se deberá incluir además: localización de cruces de rutas, caminos, líneas de media y alta tensión, ríos, arroyos y otras estructuras que se encuentren dentro de los 20 m etros de la localización de la falla. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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3. DCVG(Direct Current Voltage Gradient) DIAGRAMA • • • • •

Progresiva (Km + metro + cm) Georeferencia Otras Referencias físicas (válvulas, caminos, etc) Marcar el lugar del defecto en estacas numeradas Registro Fotográfico

Clasificación del Defecto • • • •

Falla de cobertura continua o aislada Interferencia Existencia del material galvánico Otros


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3. DCVG(Direct Current Voltage Gradient) Evaluación aparente del Defecto Determinación de zona anódica o catódica en condiciones “on” y “off” (direccion de

corriente)


ON

OFF

Carac terístic as

Anódica

Anódica

Fallas sin protección independientemente si tiene o no PC. Son corroibles

Catódica

Anódica

Fallas protegidas por la PC. Puede corroerse aunque el sistema de protección funcione adecuadamente

Catódica

Neutra

Protegidas por el sistema de PC.

Catódica

Catódica

Falla protegidas en On y en Off. Consumen corriente pero no presentan corrosión activa

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3. DCVG(Direct Current Voltage Gradient) Ventajas y Desventajas de esta técnica de evaluación Ventajas

Desventajas

Equipo simple y no necesita cables adicionales

Requiere recorrer toda la cañería

Determina la ubicación con gran exactitud de los defectos de revestimiento

No indica pérdida de material

Determina el tamaño de los defectos de revestimiento

La velocidad del relevamiento depende de la cantidad de fallas del revestimiento que se vayan detectando

Indica zonas probables de corrosión activa

Revestimientos plásticos despegados pueden

Inspección completa de la traza de la cañería


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producir efectos de „apantallamiento‟

Interpretac ión más compleja


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4. Medición de Resistividad del Suelo – Método de Wenner Fundamentos: La resistividad del suelo es una propiedad del mismo que mide su capacidad para transportar corriente eléctrica. El flujo de electricidad en los suelos es fundamentalmente de carácter electrolítico por lo tanto esta propiedad permite cuantificar en forma simple la agresividad o corrosividad del suelo. La resistividad se ve influenciada por el tipo de suelo, la humedad relativa que contiene y el contenido de sales y m inerales disueltos. Para un cubo de un metro de lado: R(Ω) = ρ L(m)/S(m²)

Despejando ρ, ρ = R ( Ω*m)

A partir de aquí, medición indirecta de la resistividad Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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4. Medición de Resistividad del Suelo – Método de Wenner

Equipamiento

• Equipo de medición de resistivida d de 4 electrodos

(Telurímetro) • Jabalinas • Cables


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4. Medición de Resistividad del Suelo – Método Desarrollo de la Técnica de Wenner La metodología de medición será la denominada de 4 puntos o método Wenner, que consiste en la instalación de 4 electrodos en línea recta a igual distancia uno del otro en forma perpendicular a la dirección longitudinal del ducto.

Una corriente es inyectada para atravesar el suelo, entre las puntas C1 y C2. Se registra el voltaje o potencial entre las puntas P1 y P2

Utilizando la Ley de Ohm se calcula la Resistenc ia R= V/I


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Desarrollo de la Técnica

La separación entre los electrodos será la correspondiente a la profundidad promedio de la línea y la profundidad de inserción en la tierra no podrá superar el 10% de la anterior. El valor medido será referido como resistividad a la profundidad promedio. El valor de resistividad promedio se calculará mediante:

ρ=2.π.a.R

Donde: ρ = Resistividad promedio a d metros [Ωxcm]

a = Distancia entre electrodos [cm] R = Resistencia medida en campo [Ω]


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Variables que Influencian las mediciones de Resistividad • Naturaleza del Terreno • Humedad • Temperatura (en general, a mayor T menor Resistividad) • Salinidad • Estatrigrafía • Variaciones Estacionales • Grado de Compactación del Suelo

Cuando las medidas no sean estables se permitirá agregar un poco de agua de forma de aumentar la humedad en los alrededores de los electrodos. Las mediciones no deberían hacerse en días en los cuales haya habido abundantes precipitaciones, ya que la medición puede no ser representativa. Asimismo, dadas las características de la zona, es probable que sea necesario realizar mediciones de resistividad en verano (calido y húmedo) y en invierno (templado y seco). Esto por lo menos una vez a fin de determinar si estas variaciones estacionales son significativas o no. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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Registro Información

Medición d e resistividades Ducto:

___________________

Fecha:

Técnico de corrosión:

/

/

Coord. Gauss-Krugger: _____________

Progresiva: __________________

_______________________________________

R e s i s t i v i d a d ár e a d e d u c t o Distancia entre lanzas (m)

Escala x

Resistencia ohms

Resistividad ohms-cm

Progresiva

Resistivimetro Nº: ______________________


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5. Instalación de Cupones de Corrosión y Probetas de Resistencia Eléctrica Programa de Control de la Corrosión • • • •

Identificar los mecanismos de corrosión preferenciales Aplicar medidas de mitigación acordes Validar la efectividad de las medidas de mitigación aplicadas Verificar la integridad de la cañería

El método de m onitoreo comúnmente utilizado: Instalación de Testigos d e Corrosión

Cupones de Corrosión

Actúan como un defecto del revestimiento

Probetas de Resistencia Eléctrica

Las mediciones sobre los cupones de corrosión y probetas de RE no sufren la influencia de interferencias eléctricas (Ej. CC, AC, telúricas) Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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5. Instalación de Cupones de Corrosión y Probetas de Resistencia Eléctrica Instalación de Testigos de corrosión

Ubicados a 10-30cm de la cañería, preferencialmente en la parte inferior Rodeados del mismo suelo, similar grado de compactación y humedad Medición de potenciales – cupones de corrosion • Potencial On • Potencial Off • Potencial de despolarización (natural)

Probetas de ER Se mide directamente la velocidad de corrosión con el equipo. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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¿Consultas?


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CORROSIÓN EXTERNA

• AGRESIVIDADDEL

• ACTIVIDADESDE

MITIGACIÓN

•INTERFERENCIAS

MONITOREO


• ACTIVIDADES DE

SUELO

ELÉCTRICAS

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Interferencias Eléctricas La Interferencia es cualquier perturbación eléctrica en una estructura metálica por una corriente vagabunda. Una corr iente vagabunda puede definirse como una corriente que circula hacia una estructura que NO forma parte del circuito eléctrico prev isto.

Tipos de interferencia: • Interferencia por Corriente Continua • Interferencia por Corriente Alterna • Interferencia por Corrientes Telúricas La estructura se encuentra dentro de un campo eléctrico creado por estos sistemas, Pero sin conexión eléctrica alguna. Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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Interferencias Eléctricas

1. Interferencias por Corriente Continua Estas corrientes circulan por el terreno buscando el camino de menor resistencia dentro del campo. Si encuentran en el camino una cañería es probable que Ingresen por ella y egresen en otro punto de la cañería. La salida de esta corriente (flujo de e-) es la causante de la corrosión Dispersores ajenos Trenes Grandes motores industriales etc Donde ingresan generan un efecto de protección catódica Donde egresan generan daños por corrosión Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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1. Interferencias por Corriente Continua Ejemplo – Registro continuo de potencial cañeri a-suelo durante 24 hs. en el cruce con un ferrocarril eléctrico

Soluciones posibles • eliminar la corriente de interferencia • establecer caminos de retorno de la corriente interferente en la zona detectada

como anódica. Ej. Vinculando ambos sistemas (tener solo corriente electrónica y no iónica) instalar en la zona anódica jabalinas de puesta a tierra que den caminos de menor resistencia que la cañería (solo controlamos la interferencia) Curso Control de la Corrosión en Flowlines y Pipelines

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2. Interferencias por Corriente Alterna Genera riesg os en la integrid ad de las cañ erías asícom o en per sonal in volu crado en la op eración d e las lí neas.

Puede existir riesgo de interferencia entre LAT y cañerías: • están paralelas • cañerías debajo de LAT • cañerías muy próxim as a LAT 3 Tipos de Interferencia por Corriente Alterna •

Interferencia electrostática o capacitiva

•

Interferencia Resistiva u óhmica

•

Interferencia electrom agné tica o indu ctiva


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2. Interferencias por Corriente Alterna Interferencia electrostática o capacitiva

Ocurre durante la instalacion de las cañerias en las zonas inmediatas a las LAT (los caños en gral son apoyados sobre tacos de madera  se induce una tensión Deben colocarse puestas a tierra Interferencia Resistiva u óhmica

Se produce por ejemplo frente a la caida de un rayo. La corriente circula por la Cañería. Puede llegar a producirse daños muy severos en el recubrimiento Suelen armarse zonas de menor resistencia para darle camino a la corriente Interferencia electromagnética o inductiva

Ocurre generalmente cuando la cañeria comparte la misma traza con una LAT de largo trecho. Se generan campos magnéticos Mitigación de la Tensión indu cida

Puestas a tierra

Ánodos de sacrificio


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3. Interferencias por Corriente Telúricas Estas corrientes tienen su origen en perturbaciones sobre el campo magnético terrestre. 3 Tipos de Corrientes Telúricas • Perturbaciones en la ionósfera • Perturbaciones en la magnetósfera • Movimiento de agua por las mareas


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3. Interferencias por Corriente Telúricas


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¿Consultas?


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4. Mecanismo Corrosion Externa x3 - 2013

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