Estudio anual de protección catódica: qué exige 49 CFR 192.465 y qué esperar

Conforme a 49 CFR 192.465, todo gasoducto con protección catódica debe probarse al menos una vez cada año calendario, con intervalos que no excedan 15 meses, para demostrar que su protección cumple los criterios de 192.463. Los rectificadores se inspeccionan seis veces cada año calendario, con intervalos que no excedan 2½ meses, al igual que las uniones (bonds) críticas, los diodos y los interruptores de corriente inversa. Las demás uniones de interferencia se revisan una vez al año, y cualquier deficiencia que detecte el monitoreo debe corregirse con prontitud. Los ductos de líquidos peligrosos siguen prácticamente el mismo calendario conforme a 49 CFR 195.573.

Este artículo explica qué significa cada requisito en campo, qué tener listo antes de que llegue la cuadrilla del estudio, qué debe contener el informe y qué no puede decirle el estudio anual. Está dirigido a operadores de sistemas de distribución de gas, empresas municipales de gas, líneas de recolección y de transporte, y a las personas que auditan sus registros.

El calendario de cumplimiento de un vistazo#

Se aplican ambos límites: el de “año calendario” y el de “intervalo”. Los estudios realizados en enero de un año y en diciembre del siguiente cumplen la regla del año calendario, pero exceden el intervalo de 15 meses, como muestra la Figura 1. Programar cada estudio dentro de los 12 meses posteriores al anterior permite cumplir con ambos.

Lo que debe demostrar la prueba anual#

La prueba anual responde una sola pregunta para cada segmento protegido: ¿la protección catódica cumple un criterio? Para los gasoductos, 192.463 remite a los criterios del Apéndice D de la Part 192. Para el acero, estos incluyen:

• Un potencial negativo de al menos 850 mV con respecto a un electrodo de referencia de cobre-sulfato de cobre (CSE), con la corriente de protección aplicada. El Apéndice D exige que, para que la lectura sea válida, se consideren las caídas de voltaje (IR) distintas de las que se producen a través de la interfaz tubo-suelo.
• Un desplazamiento de polarización negativo de al menos 100 mV.
• Un desplazamiento de voltaje negativo de al menos 300 mV con la corriente de protección aplicada, para estructuras que no estén en contacto con metales de distintos potenciales anódicos.
• Dos criterios menos comunes, basados en la curva E-log-I y en la corriente neta de protección.

Los ductos de líquidos peligrosos usan los criterios de NACE SP0169, a los que remite 195.571. El criterio que aplica el operador, y la forma en que considera la caída IR, deben constar en sus procedimientos y en cada informe de estudio.

En la práctica, considerar la caída IR suele implicar tomar una lectura de potencial instant-off. Todas las fuentes de corriente que afectan a la tubería se apagan en el mismo instante durante un periodo de apagado corto, normalmente de un segundo o menos, y el potencial leído en ese instante se aproxima al potencial polarizado, prácticamente libre de la caída IR a través del suelo, como muestra la Figura 2. Para ello se necesitan interruptores de corriente sincronizados por GPS en los rectificadores del operador y, cuando afectan a la tubería, en los rectificadores ajenos. Los ánodos galvánicos conectados directamente a la tubería no se pueden interrumpir, por lo que esos sistemas dependen de estaciones de prueba con cables de ánodo que se puedan desconectar, de cupones o de otro método documentado para considerar la caída IR. En nuestra página sobre estudios de potencial interrumpido se explica el método con más detalle.

Tramos cortos y líneas de servicio: la regla del 10 por ciento#

Los sistemas de distribución de gas suelen tener cientos o miles de líneas de servicio con protección independiente, muchas de ellas protegidas por un solo ánodo, además de tramos cortos de línea principal con su propia protección. Probar cada uno cada año a menudo no es práctico, por lo que 192.465(a) permite el muestreo: al menos el 10 por ciento de estas estructuras, distribuidas en todo el sistema, cada año calendario, con un 10 por ciento distinto cada año, de modo que todo el sistema se pruebe en cada periodo de 10 años.

La regla es sencilla. Llevar el control es donde los operadores suelen tropezar. Los auditores piden ver que el 10 por ciento de este año es distinto del año pasado, que está distribuido en todo el sistema y no concentrado en un lado de la ciudad, y que cada estructura se ha probado en los últimos 10 años. Un plan de muestreo elaborado sobre el plano del sistema, como el de la Figura 3, responde a los tres puntos antes de que alguien pregunte.

Inspecciones de rectificadores y uniones#

La inspección del rectificador verifica que la unidad esté operando: se leen el voltaje y la corriente de salida y se comparan con las lecturas anteriores y con los valores de ajuste objetivo, se registran las posiciones de los taps y se anota cualquier condición de alarma o disparo. Un rectificador cuya salida se ha desviado, que se apagó o que perdió la alimentación de CA deja de proteger la tubería el mismo día en que falla; por eso el intervalo es de 2½ meses y no de un año. La sección 192.465(b) permite realizar las seis inspecciones en sitio o mediante medición remota. Un rectificador que se inspecciona de forma remota aún debe inspeccionarse físicamente, para confirmar que sigue operando de forma segura y confiable, al menos una vez cada año calendario, con intervalos que no excedan 15 meses.

En el caso de las uniones, primero hay que tomar una decisión. El operador debe determinar qué uniones (bonds) de interferencia pondrían en riesgo la protección si fallaran, y documentarlo, porque esas se revisan seis veces al año y las demás una vez al año. Los interruptores de corriente inversa y los diodos también están en la lista de seis veces al año.

Acciones correctivas y registros#

La sección 192.465(d) exige que todo operador corrija con prontitud cualquier deficiencia que detecte el monitoreo. Un inspector que revise los registros buscará exactamente esto: la misma lectura que no cumple el criterio, año tras año, sin ninguna reparación.

Los gasoductos de transporte en tierra tienen plazos más estrictos, añadidos por la regla de PHMSA de 2022 para el transporte de gas. El operador debe elaborar un plan de acciones correctivas y solicitar los permisos necesarios dentro de los 6 meses posteriores a la prueba que detectó la deficiencia, y terminar la reparación a más tardar en la primera de estas fechas: la siguiente prueba o inspección requerida, 1 año (sin exceder 15 meses) después de la prueba, o 6 meses después de obtener los permisos. Conforme a 192.465(f), cuando una lectura anual en una estación de prueba de una línea de transporte en tierra queda por debajo de los niveles requeridos, el operador también debe determinar hasta dónde se extiende la protección insuficiente: las causas locales se investigan y corrigen, y para las causas sistémicas se realiza un estudio de potenciales a intervalos cortos (CIS) en ambas direcciones desde la estación de prueba, a intervalos de aproximadamente 5 pies o menos y con la corriente de protección interrumpida, salvo que no sea práctico. Después debe confirmarse que la protección se restableció.

Los registros son la otra mitad del cumplimiento. Conforme a 192.491, cada prueba, estudio e inspección debe registrarse con el detalle suficiente para demostrar que el control de la corrosión es adecuado. La mayoría de los registros se conservan al menos 5 años, pero los de las pruebas anuales conforme a 192.465(a), las reevaluaciones de tubería sin protección conforme a 192.465(e) y las inspecciones internas de tubería retirada conforme a 192.475(b) se conservan mientras el ducto esté en servicio. Lo mismo aplica a los planos o registros que muestran dónde se ubican la tubería protegida, las instalaciones de PC, los ánodos y las estructuras vecinas con unión (bond) eléctrica.

En Texas, la seguridad de los ductos intraestatales la supervisa la Railroad Commission of Texas; en Oklahoma, la Oklahoma Corporation Commission. Para Colorado, consulte nuestro artículo sobre cumplimiento de protección catódica para ductos y líneas de descarga en Colorado.

Qué tener listo antes del estudio#

Un estudio avanza más rápido, y el informe es más útil, cuando la cuadrilla conoce el historial del sistema. Antes de que la cuadrilla se movilice, reúna:

1. Mapas del sistema con estaciones de prueba, rectificadores, camas anódicas, juntas aislantes, camisas (casings) y cruces con líneas ajenas.
2. Las lecturas del año pasado de cada estación de prueba, y de años anteriores si las tiene, para que las tendencias se noten.
3. La lista de rectificadores: ubicación, capacidad nominal, ajustes de corriente y lecturas de inspección recientes.
4. La lista de uniones, con la designación de cada unión como crítica o no crítica.
5. Su plan de muestreo de líneas de servicio y el registro de las estructuras que se probaron en años anteriores.
6. El criterio que sus procedimientos aplican a cada sistema, y cómo se considera la caída IR.
7. Los contactos de los operadores de líneas ajenas cuando sea necesario interrumpir sus rectificadores para las lecturas instant-off.
8. Acceso al sitio: códigos de acceso, avisos a los propietarios de los terrenos y cualquier requisito de seguridad de las instalaciones.

Qué sucede durante y después del estudio#

En cada estación de prueba, el técnico revisa el cable de prueba, coloca el electrodo CSE en suelo húmedo directamente sobre la tubería y registra el potencial. En los sistemas de corriente impresa, esto implica lecturas de potencial “on” y de potencial instant-off con los interruptores en funcionamiento. Cuando la estación lo permite, el técnico también verifica el aislamiento de la camisa (casing), los potenciales a cada lado de una junta aislante y los cruces con líneas ajenas. Los electrodos de referencia se verifican contra un electrodo de referencia que se conserva para calibración, y la verificación se registra.

El informe debe permitir que un auditor, o la cuadrilla del próximo año, rastree cada lectura hasta la forma en que se tomó:

• La fecha, el técnico, y los instrumentos y electrodos de referencia utilizados, con sus verificaciones de calibración
• Cada estación de prueba, su ubicación, las lecturas y el criterio aplicado en ella
• Cómo se consideró la caída IR, incluidas las ubicaciones y los ciclos de los interruptores
• Salidas de los rectificadores y lecturas de las uniones
• Una lista de todas las lecturas que no cumplen su criterio, con la causa probable y la acción correctiva recomendada
• Cambios respecto de las lecturas del año anterior

Lo que un estudio anual no puede decirle#

Las estaciones de prueba suelen estar muy separadas, y una lectura solo describe la tubería cercana a la estación. Un defecto del recubrimiento, una camisa (casing) en cortocircuito más adelante en la línea o la interferencia de una nueva línea ajena pueden permanecer durante años entre dos estaciones de prueba que sí cumplen el criterio. Los estudios de potenciales a intervalos cortos miden el potencial cada pocos pies a lo largo de la línea, y los estudios DCVG localizan y clasifican los defectos del recubrimiento. Cuando las lecturas anuales empiezan a desviarse, o aparece cerca una nueva línea ajena, una vía férrea o una línea eléctrica, estos estudios y pruebas de interferencia encuentran lo que las estaciones de prueba no pueden detectar. En nuestro artículo sobre por qué dejan de funcionar los sistemas de protección catódica se explican las causas habituales.

Preguntas frecuentes#

¿El estudio anual de protección catódica debe realizarlo una persona certificada por NACE?

La Part 192 exige que los procedimientos de control de la corrosión los lleve a cabo una persona calificada en métodos de control de corrosión de ductos, o que se realicen bajo su dirección (192.453). No exige una certificación específica. Las certificaciones de AMPP (antes NACE) son una forma común de demostrar esa calificación, y muchos operadores las exigen. Por otra parte, las reglas de calificación de operadores de la Subpart N exigen que las personas que realizan tareas cubiertas, que comúnmente incluyen tomar lecturas de potencial tubo-suelo e inspeccionar rectificadores, estén calificadas para esas tareas.

¿Qué sucede si una estación de prueba no cumple el criterio?

El operador debe corregir la deficiencia con prontitud. El primer paso es averiguar la causa: un rectificador apagado, un cable de prueba roto, una camisa (casing) o junta aislante en cortocircuito, ánodos agotados, daños en el recubrimiento o interferencia. Luego se diseña y se ejecuta la reparación, y se vuelve a probar el punto para demostrar que cumple nuevamente el criterio.

¿Puede realizarse el estudio anual al mismo tiempo que las inspecciones de rectificadores?

Sí, y con frecuencia así se hace. Una de las inspecciones de rectificadores del año puede coincidir con el estudio anual, ya que de todos modos hay que leer e interrumpir los rectificadores para realizarlo. Las otras cinco inspecciones de rectificadores aún deben hacerse con intervalos de no más de 2½ meses.

Cómo puede ayudar Dreiym Engineering#

Realizamos estudios anuales de cumplimiento, inspecciones de rectificadores y uniones, y estudios de potencial de protección catódica que les dan seguimiento, y nuestro servicio de protección catódica de gas municipal cubre en un solo contrato el estudio anual, las rondas de rectificadores y el diseño de cualquier reparación para un sistema de gas municipal. Como también diseñamos e instalamos sistemas de protección catódica, una lectura que no cumple el criterio puede pasar directamente a un diseño de reparación, con sello de PE cuando se requiera, y a la instalación. También diseñamos sistemas de monitoreo remoto. Nuestro equipo de corrosión incluye a Stepan V. Eero, M.S., P.E., Especialista en Protección Catódica NACE (CP4), y a Brian J. Brackensick, M.S., P.E., Tecnólogo en Protección Catódica NACE. Para conocer otros programas que hemos realizado, consulte nuestro programa de pruebas de protección catódica en una planta de Texas y Estudios de gasoductos en Colorado. Contacte con nosotros o llame al (866) 621-6920 para recibir una cotización gratuita. Normalmente respondemos en un día hábil.