PAT y gasoducto: inducción electromagnética
Un gasoducto enterrado que corre paralelo a una línea de AT actúa como un segundo conductor del circuito electromagnético. La tensión inducida en la tubería puede superar 50–300 V en régimen normal y varios kilovoltios durante una falla a tierra — suficiente para electrocutar a un operario y provocar picaduras de corrosión bajo el recubrimiento.
01El problema de la coexistencia de LT y gasoductos
Cuando una línea de transmisión eléctrica (LT) y un gasoducto (o cualquier tubería metálica enterrada) discurren en paralelo a lo largo de varios kilómetros, se forma un sistema de acoplamiento electromagnético similar al de un transformador: la LT actúa como devanado primario y la tubería como devanado secundario.
02Mecanismo de acoplamiento inductivo (régimen normal)
En régimen de operación normal de la LT (sin falla), la corriente trifásica que circula por los conductores genera un campo magnético variable que varía a 50 Hz. Este campo enlaza con la tubería metálica paralela, induciendo una fuerza electromotriz (FEM) a lo largo de su longitud según la ley de Faraday.
Zm ≈ jωμ₀/(2π) × ln(Dref/d) [Ω/km]
donde:
ILT = corriente de la LT [A]
L = longitud de paralelismo [km]
d = separación entre LT y tubería [m]
Dref ≈ 658√(ρsuelo/f) [m] (distancia de retorno Carson)
Los factores que aumentan la tensión inducida son: mayor corriente de la LT, mayor longitud del tramo paralelo, menor separación entre LT y tubería, y mayor resistividad del suelo (que incrementa la distancia de retorno de Carson).
03Acoplamiento resistivo (falla a tierra en la LT)
Durante una falla monofásica a tierra en la LT, la corriente de falla (If) se inyecta en el suelo desde la puesta a tierra de la torre o subestación. Esta corriente se propaga radialmente por el suelo y parte de ella circula por la tubería metálica — conductora y enterrada — como retorno de baja impedancia.
- Mecanismo resistivo / conductivo: La corriente que fluye por el suelo genera un gradiente de potencial. Si la tubería está cerca del punto de inyección, el potencial del suelo en el exterior de la tubería es mayor que el potencial del suelo en el extremo lejano. La diferencia aparece como una tensión de toque accesible en válvulas, bridas y cualquier parte expuesta de la tubería.
- Magnitud durante falla: La tensión de contacto puede superar 1 000–5 000 V en función de la corriente de falla (típicamente 5–20 kA en líneas de 110–400 kV) y la resistividad del suelo. Incluso con buena PAT de la torre (R < 5 Ω), el gradiente de potencial en superficie puede ser peligroso en un radio de 10–30 m.
- Duración: La falla persiste hasta que la protección de distancia o de tierra de la LT actúe (típicamente 100–500 ms). Este tiempo es suficiente para causar fibrilación ventricular a un operario en contacto con la tubería.
04Cálculo de tensión inducida: enfoque simplificado
El método completo para calcular la inducción electromagnética en tuberías paralelas a LT está descrito en CIGRE WG 36.02 y EN 50443. Para una estimación de ingeniería se puede usar el modelo simplificado de Carson-Clem:
- Determinar la configuración geométrica: Longitud total de paralelismo L [km], separación media d [m] entre el eje de la LT y el eje de la tubería. Si la separación varía, dividir en segmentos y calcular Zm por segmento.
- Calcular Zm para la frecuencia de red: Zm ≈ (jωμ₀/2π) × ln(Dr/d), donde Dr = 658√(ρ/f) es la profundidad equivalente de retorno Carson. Para ρ = 100 Ω·m, f = 50 Hz: Dr ≈ 930 m.
- Obtener ILT en régimen normal y en falla: De los datos del operador de la línea o del estudio de flujo de potencia. Distinguir régimen normal (In) y corriente de falla monofásica (If1) en el punto más cercano a la tubería.
- Calcular tensión longitudinal inducida: Uind = |Zm × ILT × L|. Para el escenario de falla, usar If1 y la duración de la falla para el análisis de seguridad de personas.
- Verificar contra límites normativos: EN 50443 y NACE SP0177 establecen criterios de aceptabilidad. Si Uind > 50 V AC en régimen normal (umbral de seguridad), se requieren medidas de mitigación.
| Escenario | ILT | L paralelo | d separación | Uind estimada | Evaluación |
|---|---|---|---|---|---|
| Red 110 kV, normal | 300 A | 1 km | 50 m | ~35–50 V | Límite — medir en campo |
| Red 110 kV, normal | 300 A | 5 km | 50 m | ~175–250 V | Requiere mitigación |
| Red 220 kV, normal | 500 A | 3 km | 30 m | ~250–400 V | Requiere mitigación |
| Red 400 kV, falla 1φ | 10 kA | — | 80 m | > 1 000 V | Peligro de vida |
05Corrosión por CA inducida
La corriente de CA inducida que circula desde la tubería al suelo (o viceversa) a través de los defectos del recubrimiento anticorrosivo es el origen de un fenómeno conocido como corrosión por CA. A diferencia de la corrosión galvánica (CD), la corrosión por CA actúa con la misma CA que la provoca (rectificación parcial en la interfaz metal-suelo) y puede producir picaduras profundas y localizadas incluso con protección catódica activa.
• jCA < 30 A/m² → sin riesgo de corrosión apreciable
• jCA 30–100 A/m² → riesgo moderado, requiere monitoreo
• jCA > 100 A/m² → alto riesgo de corrosión localizada
La densidad jCA depende de la tensión inducida y de la conductancia del recubrimiento. Un recubrimiento de polietileno nuevo tiene conductancia ≈ 10⁻⁸ S/m², que aumenta con la edad y los defectos.
La corrosión por CA es insidiosa porque los sistemas de protección catódica convencionales (medición de potencial Cu/CuSO₄) pueden dar lecturas que parecen correctas (Voff < −0.85 V vs CSE), enmascarando el daño activo bajo el recubrimiento. La medición de la componente de CA sobre la tubería requiere instrumentos específicos con filtro de CD.
06Riesgo para el personal: tensiones de contacto
Las situaciones de riesgo para el personal se producen cuando un operario toca simultáneamente una parte de la tubería y tiene contacto con el suelo (u otra estructura). Las actividades de mayor riesgo son:
- Apertura / cierre de válvulas de línea: La brida de la válvula es metálica y está conectada a la tubería. Si la tubería tiene tensión inducida de 50–300 V y el operario está aterrizado, puede recibir la corriente de contacto completa a través de su cuerpo.
- Trabajo en juntas dieléctricas: Las juntas dieléctricas interrumpen el circuito eléctrico del gasoducto pero también son puntos de potencial diferente entre ambos lados. Durante trabajos de mantenimiento en la junta, los dos extremos pueden estar a tensiones significativamente diferentes.
- Medición de presión con manómetros portátiles: Si el manómetro está aterrizado (por la caja metálica o el sujetador) y la tubería tiene tensión inducida, el operario actúa como conductor de retorno.
- Trabajo en estructuras adyacentes: Andamios metálicos, soportes, o estructuras metálicas de la estación de compresión que estén en contacto físico con el suelo pero no con la tubería pueden estar a potencial diferente al de la tubería.
07Medidas de mitigación
08Coordinación con protección catódica
La protección catódica (CP) por corriente impresa o por ánodos sacrificiales coexiste con la corriente de CA inducida. La interacción entre ambas puede ser compleja:
- La CP no elimina la corrosión por CA: Un potencial CP correcto (−0.85 a −1.15 V vs Cu/CuSO₄) no protege contra la corrosión por CA si la densidad de corriente alterna supera los 30 A/m². Las dos corrientes actúan por mecanismos diferentes.
- Interferencia del rectificador de CP: La corriente de CA inducida puede interferir con el sistema de rectificador de protección catódica, causando oscilaciones de potencial o daños al transformador-rectificador si no tiene filtro de CA de entrada.
- Medición correcta del potencial CP con CA presente: El potencial de protección catódica debe medirse filtrando la componente de CA. Un multímetro estándar lee el valor combinado CD + CA y puede dar falsos valores de protección. Usar instrumentos con filtro de CD o medir con interruptor de corriente (instant-off).
- Ánodos de zinc como mitigación doble: Los ánodos de zinc (E°= −1.05 V vs Cu/CuSO₄) proporcionan tanto protección catódica adicional como un camino de baja impedancia para la corriente de CA, reduciendo el potencial CA sobre la tubería.
09Conclusión y criterios NACE
🔌 Criterios de diseño y evaluación
- Umbral de seguridad para personal: Uind ≤ 50 V en régimen normal de la LT (EN 50443). Por encima de este valor, se requieren medidas de protección personal o mitigación de la inducción.
- Umbral de corrosión por CA: densidad de corriente jCA ≤ 30 A/m² sobre la tubería (EN ISO 18086 / NACE SP0177). Requiere medición directa con transformador de CA sobre la tubería.
- La longitud de paralelismo y la separación son los parámetros de diseño más efectivos. Rutas que eviten el paralelismo prolongado (L > 2 km a d < 50 m) con LT de alta carga son preferibles en el trazado del gasoducto.
- El estudio de interferencia electromagnética debe realizarse en la etapa de proyecto, usando el software SESTLC (SES Technologies) o CDEGS para análisis completo con geometría real.
- La protección catódica no sustituye la mitigación de CA. Ambos sistemas deben diseñarse y verificarse de forma independiente.
- Documentar la evaluación según NACE SP0177 «Mitigation of Alternating Current and Lightning Effects on Metallic Structures and Corrosion Control Systems» como referencia de industria principal.
Referencias normativas y técnicas
- NACE SP0177-2014 — Mitigation of Alternating Current and Lightning Effects on Metallic Structures and Corrosion Control Systems
- EN 50443:2011 — Effects of electromagnetic interference on pipelines caused by High Voltage AC electric traction systems and/or High Voltage AC power supply systems
- EN ISO 18086:2019 — Corrosion of metals and alloys — Determination of AC corrosion — Protection criteria
- IEC 60287-1-3:2002 — Electric cables — Calculation of current rating — AC resistance effect of induced voltages in pipelines
- CIGRE WG 36.02 — Guide on the Influence of High Voltage AC Power Systems on Metallic Pipelines, 1995
- IEC 60479-1:2016 — Effects of current on human beings and livestock — Part 1: General aspects
- Carson, J.R. — «Wave propagation in overhead wires with ground return», Bell System Technical Journal, 5:539–554, 1926