Desaparicion del Molibdato en Torre de Enfriamiento

Un cliente tenía un sistema de torre de enfriamiento con control de pH, un inhibidor de incrustaciones / corrosión molibdato de trazado, y el programa de biocida a base de cloro. Los operadores contacto con su especialista en la gestión del agua con las preocupaciones acerca de por qué sus niveles de molibdato ensayados eran tan bajos. Sus resultados no se corresponden con la cantidad de inhibidor / corrosión escala siendo la alimentación en el sistema.

¿Qué factores podrían afectar los niveles de molibdato probados en un sistema de torre de enfriamiento? Tómese unos momentos para considerar el diagrama del sistema de abajo y pensar en lo que podría causar esto.

maquillaje de la ciudad

Proceso de enfriamiento Torre de purga

3005NSS RSS

Ácido cítrico RSS

Bleach RSS

Torres de enfriamiento 279

 

Los problemas como esto puede ser muy desconcertante y puede tener varias causas. A veces, hay que hacer un esfuerzo adicional para obtener la respuesta. Esto es exactamente lo que el Asociado a cargo de esta cuenta hizo.

Quimica APLICADA

La química aplicada al sistema de torre de refrigeración fue:

  • 3005NSS - una escala que contiene molibdato y la corrosión inhibidor
  • ácido cítrico - control del pH
  • Bleach - un biocida oxidante utilizado para el control microbiológico

 

Las posibles causas de la baja molibdato Lecturas

  • Ciclos de la torre de refrigeración de baja: Ejecución de la torre de enfriamiento son ciclos inferiores de concentración dará lugar a niveles más bajos de molibdato a pesar de que el avance 3005NSS era el mismo. Este no fue el caso en esta situación.
  • 3005NSS alimentación inferior: la subalimentación del 3005NSS afectaría directamente a los residuos de molibdato probados; sin embargo, la velocidad de alimentación teórica y velocidad de alimentación reales comparados muy de cerca el uno al otro.
  • Línea de fuga química: Una fuga en la línea de química 3005NSS, obviamente, reducir la cantidad de producto químico se alimenta a la torre de refrigeración, pero se encontró ninguna fuga.
  • Mezcla inadecuada del producto: Es raro, pero no imposible de conseguir un producto que se ha mezclado de manera incorrecta. Ser capaz de hacer una dilución para probar las concentraciones de productos es una habilidad que todos los expertos de tratamiento de agua profesionales deben poseer. Una muestra de 3005NSS se diluyó y se ensayó para la concentración de molibdato. El nivel de molibdato probado era muy cerca del nivel teórico esperado.
  • La pérdida de componentes químicos en el sistema: Algunos químicos se pierden de forma natural en el sistema debido a la evaporación o el consumo.

Molibdato no es volátil y el consumo para formar una capa de pasivado de protección sobre las superficies metálicas debe ser mínimo una vez se ha establecido la química. Molibdato no se perdía en el sistema.

  • La interferencia de prueba: Un sistema de tratamiento de agua de expertos debe estar al tanto de posibles interferencias a las pruebas que ejecuta. Los manuales de procedimientos de análisis para los colorímetros y espectrofotómetros hacen un gran trabajo listado de estas interferencias. Una revisión inicial de estas interferencias no mostró nada en el sistema que debe estar interfiriendo con la prueba de molibdato. Tanto la alimentación de lejía y de alimentación de ácido cítrico fueron torres de enfriamiento 280 nuevas adiciones al programa de tratamiento y correspondían a la hora aproximada que los operadores empezaron a tener problemas con sus pruebas molibdato. El gráfico de interferencias análisis mostró que tomaría una lectura de cloro de 7,5 ppm a causar interferencias. Los niveles de cloro libre nunca habían sido ni de lejos tan alta en el sistema. El gráfico de interferencias análisis no incluyó específicamente ácido cítrico; sin embargo, sólo porque algo no está en la lista no significa que no es una interferencia.

Revisión de la interferencia del ácido cítrico

El asociado de gestión del agua por teléfono al manyfacturer análisis de agua para preguntar si el ácido cítrico interfirió con las pruebas de molibdato. No estaban seguros pero se recomienda llevar a cabo una prueba para determinar si lo hizo.

Una dilución de 3005NSS fue preparada. Esta dilución se dividió en varios contenedores y el pH se ajustó a varios niveles usando ácido cítrico y ácido sulfúrico (como control). Los resultados fueron los siguientes:

Tabla 1 - Ácido cítrico determinación de interferencia

Se utiliza el ácido                   pH de la muestra                   Molibdato (ppm)

Cítrico                                    6.7                              0.7

Cítrico                                    6.3                              0.3

Cítrico                                    4.9                              0.0

Sulfúrico                                7.0                              1.6

Sulfúrico                                6.2                              1.5

 

Como muestra la Tabla 1, el ácido cítrico era de hecho una interferencia.

Conclusión

A través del trabajo de investigación de la asociada de gestión de agua, ácido cítrico se determinó que era la interferencia con el ensayo de molibdato de bajo rango.

Los próximos pasos requeridos fueron los siguientes:

  • Asegurar la dosis teórica 3005NSS estaba siendo alimentado en una base diaria mientras que el ácido cítrico todavía estaba siendo alimentada a la torre de refrigeración.
  • discutir los pros y los contras de alimentación de ácido sulfúrico con el cliente por lo que los niveles de inhibidor se puede medir correctamente

Cooling Tower Molybdate Disapearence

A customer had a cooling tower system with pH control, a molybdate traced scale/corrosion inhibitor, and bleach-based biocide program. The operators contacted their water management specialist with concerns about why their tested molybdate levels were so low. Their results did not correspond with the amount of scale/corrosion inhibitor being feeding into the system.

What factors could affect the tested molybdate levels in a cooling tower system? Take a few moments to consider the system diagram below and think of what could cause this.

City Makeup

Cooling Tower Blowdown Process

3005NSS Feed

Citric Acid Feed

Bleach Feed

Cooling Towers 279

 

Problems such as this can be very perplexing and can have several causes. Sometimes, you have to go the extra mile to get the answer. This is exactly what the Associate in charge of this account did.

Applied Chemistry

The chemistry applied to the cooling tower system was:

  • 3005NSS - a molybdate-containing scale and corrosion inhibitor
  • Citric acid - pH control
  • Bleach - an oxidizing biocide used for microbiological control

 

Possible Causes of Low Molybdate Readings

  • Low Cooling Tower Cycles: Running the cooling tower are lower cycles of concentration will result in lower molybdate levels even though the 3005NSS feedrate was the same. This was not the case in this situation.
  • 3005NSS Underfeed: Underfeeding the 3005NSS would directly affect the tested molybdate residuals; however, the theoretical feed rate and actual feed rate compared closely to one another.
  • Chemical Line Leak: A leak in the 3005NSS chemical line would obviously reduce the amount of chemical fed to the cooling tower, but no leak was found.
  • Improper Product Blend: It is rare, but not impossible to get a product that has been blended improperly. Being able to do a dilution to test product concentrations is a skill all professional water treatment experts should possess. A sample of 3005NSS was diluted and tested for molybdate concentration. The tested molybdate level was very close to the theoretical level expected.
  • Loss of Chemical Component in System: Some chemistries are naturally lost in the system due to evaporation or consumption.

Molybdate is nonvolatile and consumption to form a protective passivated layer on the metal surfaces should be minimal once the chemistry has been established. Molybdate was not being lost in the system.

  • Test interference: An expert water treater should be aware of possible interferences to the tests he runs. The analysis procedures manuals for the colorimeters and spectrophotometers do a great job listing these interferences. An initial review of these interferences showed nothing in the system that should be interfering with the molybdate testing. Both the bleach feed and citric acid feed were Cooling Towers 280 new additions to the treatment program and corresponded to the approximate time that the operators started having problems with their molybdate testing. The analysis interference chart showed that it would take a chlorine reading of 7.5 ppm to cause interference. The free chlorine levels had never been anywhere near that high in the system. The analysis interference chart did not specifically list citric acid; however just because something isn't listed does not mean it is not an interference.

Checking for Citric Acid Interference

The water management associate telephoned the water analysis manyfacturer to ask if citric acid interfered with molybdate testing. They were unsure but recommended a test be conducted to determine if it did.

A dilution of 3005NSS was prepared. This dilution was divided into several containers and the pH was adjusted to various levels using citric acid and sulfuric acid (as a control). The results were as follows:

Table 1 - Citric Acid Interference Determination

Acid Used                   Sample pH                  Molybdate (ppm)

Citric                           6.7                              0.7

Citric                           6.3                              0.3

Citric                           4.9                              0.0

Sulfuric                       7.0                              1.6

Sulfuric                       6.2                               1.5

 

As Table 1 shows, the citric acid was indeed an interference.

Conclusion

Through the detective work of the water management associate, citric acid was determined to be the interference with the low range molybdate testing.

The next steps required were to:

  • Ensure the theoretical 3005NSS dosage was being fed on a daily basis while citric acid was still being fed to the cooling tower.
  • Discuss the pros and cons of sulfuric acid feed with the customer so the inhibitor levels can be properly measured
August 15, 2017

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El arrastre de la caldera - causa, efecto y prevención

Mecanismos

El arrastre también conocido como cavado, es cualquier contaminante sólido, líquido o en forma de vapor que sale de una caldera con el vapor. En calderas de presión media (<100 bar) agua de la caldera arrastrado es la causa más común de contaminación de vapor.

Ambos factores mecánicos tales como diseño de la caldera, altos niveles de agua, características de carga y factores químicos tales como alta concentración de sólidos, la alcalinidad excesiva, presencia de contaminantes contribuyen a la creación de arrastre.

Dos de las causas mecánicas más comunes de arrastre son operación en exceso de carga de diseño y los aumentos repentinos en la carga.

La formación de espuma es uno de los mecanismos de arrastre químico. tendencias de formación de espuma se incrementan con el aumento de la alcalinidad y el contenido de sólidos. burbujas de espuma estable contienen sólidos de la caldera y se llevan hacia delante con el vapor que da lugar a arrastre.

otros contaminantes orgánicos de aceite y pueden reaccionar con caldera alcalinidad agua para dar materiales activos de superficie en bruto, que causan formación de espuma y arrastre.

Efectos

sólidos del agua de la caldera arrastrados con el vapor formarán depósitos en antirretorno y otras válvulas de control. corrientes de proceso pueden ser contaminados por el arrastre que afectan a la calidad del producto.

Deposición en sobrecalentadores puede conducir al fracaso debido al sobrecalentamiento y la corrosión.

Las turbinas de vapor son potencialmente propenso a sufrir daños por el arrastre en forma de depósitos en álabes de la turbina crea desequilibrio reduciendo la eficiencia y capacidad. Las partículas sólidas en el vapor pueden conducir a la erosión y la corrosión en ambos turbinas y otros equipos.

 

Prevención del arrastre

El primer medio de impedir el arrastre es tener buenos dispositivos de separación de vapor mecánicas. Para calderas de baja / media presión de tubo de fuego donde la pureza de vapor no es estricta, separación por gravedad es normalmente satisfactorio. (Por lo menos 14 bar y saturación condiciones la densidad del agua es de 115 veces mayor que la de vapor). Como la presión de vapor se eleva la diferencia de densidad reduce (en 69 agua barra sólo es 20 veces más densas que el vapor) haciendo la separación por gravedad menos eficaz. separadores de vapor se utilizan entonces para mejorar la pureza y por lo general se instalan en el tambor de vapor de las calderas de tubos de agua.

separadores primarios utilizan la diferencia en la densidad como el medio de separación sin pasar vapor a través de una serie de deflectores que reduce separadores (ciclón) centrífugas turbulencia o.

separadores secundarias, donde el vapor se dirige en un patrón de frecuencia de marcha atrás a través de una gran superficie de contacto. Una niebla de agua de la caldera se acumula en la superficie y se drena de la unidad.

El control de la química del agua de la caldera es esencial para minimizar el arrastre y permitir la separación mecánica para trabajar eficazmente. Los parámetros que deben ser controlados son:

  • Sólidos disueltos totales
  • Alcalinidad
  • Sílice
  • La contaminación orgánica.

Estos deben mantenerse dentro de las pautas del fabricante de la caldera o las de BS 2486.

Siempre que el arrastre está siendo causado por concentraciones excesivas de agua de la caldera un aumento de la tasa de purga de la caldera es normalmente la solución más simple y más conveniente. Si el arrastre se sigue produciendo y el aumento de purga es antieconómico entonces la adición de agentes antiespumantes puede reducir económicamente arrastre. El uso de un agente antiespumante puede permitir que la caldera funcione a concentraciones más altas de agua, agua de alimentación ofrecen un producto llamado Antiespumante C, que es adecuado para este trabajo, para obtener más información, visite la página del producto para la orientación del uso del producto.

Lea más en https://feedwater.co.uk/boiler-carryover-cause-effect-prevention/

Boiler Carryover – Cause, Effect and Prevention

Mechanisms

carryover or primingCarryover also known as priming is any solid, liquid or vaporous contaminant that leaves a boiler with the steam. In low/medium pressure boilers (<100 bar) entrained boiler water is the most common cause of steam contamination.

Both mechanical factors such as boiler design, high water levels, load characteristics and chemical factors such as high solids concentration, excessive alkalinity, presence of contaminants contribute to the creation of carryover.

Two of the most common mechanical causes of carryover are operation in excess of design load and sudden increases in load.

Foaming is one of the mechanisms of chemical carryover. Foaming tendencies are increased with increases in alkalinity and solids content. Stable foam bubbles contain boiler solids and are carried forward with the steam giving rise to carryover.

Oil and other organic contaminants can react with boiler water alkalinity to give crude surface active materials which cause foaming and carryover.

Effects

Boiler water solids carried over with steam will form deposits in non-return and other control valves. Process streams can be contaminated by carryover affecting product quality.

Deposition in superheaters can lead to failure due to overheating and corrosion.

Steam turbines are potentially prone to damage by carryover as deposits on turbine blades creates imbalance reducing efficiency and capacity. Solid particles in steam can lead to erosion and corrosion in both turbines and other equipment.

 

Prevention of Carryover

The prime means of preventing carryover is to have good mechanical steam separation devices. For low/medium pressure fire tube boilers where steam purity is not stringent, gravity separation is normally satisfactory. (At least 14 bar and saturation conditions the density of water is 115 times greater than that of steam). As steam pressure rises the difference in density reduces (at 69 bar water is only 20 times more dense than steam) making gravity separation less effective. Steam separators are then used to improve purity and are usually installed in the steam drum of water tube boilers.

Primary separators utilise the difference in density as the means of separation bypassing steam through a series of baffles which reduces turbulence or centrifugal (cyclone) separators.

Secondary separators, where steam is directed in a frequently reversing pattern through a large contact surface. A mist of boiler water collects on the surface and is drained from the unit.

Control of boiler water chemistry is essential to minimise carryover and allow mechanical separation to work effectively. The parameters that must be controlled are:

  • Total dissolved solids
  • Alkalinity
  • Silica
  • Organic contamination.

These should be maintained within the boiler manufacturer guidelines or those of BS 2486.

Whenever carryover is being caused by excessive boiler water concentrations an increase in boiler blowdown rate is normally the simplest and most expedient solution. If carryover is still occurring and increasing blowdown is uneconomic then the addition of antifoam agents can economically reduce carryover. Use of an antifoam may allow the boiler to operate at higher water concentrations, Feedwater offer a product called Defoamer C which is suitable for this job, for more information visit the product page for product usage guidance.

Read more at https://feedwater.co.uk/boiler-carryover-cause-effect-prevention/

 

Fundamentos de corrosion en sistemas con agua

Sistemas de análisis de líquidos y sensores están cuestan herramientas eficaces contra la corrosión.

 

Agua plus de metal es igual a la corrosión. Esta realidad ataca la línea inferior de cada planta de generación de energía de vapor impulsado en el mundo.

En una planta de energía de vapor, agua de alta pureza se calienta y se hierve para producir vapor, que energiza y acciona una turbina para producir electricidad.

El agua y el vapor están en constante contacto con las superficies metálicas que amenazan la integridad de equipos de la planta como condensadores, calentadores, bombas, tuberías, calderas y turbinas.

Afortunadamente, purificación de agua y producto químico de tratamiento a reducir y controlar la corrosión en la planta en gran medida. Asegurar buena química ciclo para evitar la corrosión, sin embargo, requiere mediciones precisas y continuas de análisis en el tren de desmineralización, agua de enfriamiento, el condensado, y la caldera de agua de alimentación y los sistemas de vapor.

Si bien las directrices dadas a continuación abordan las necesidades de una planta de generación de energía de vapor impulsado, también pueden ser útiles en otras instalaciones de fabricación en donde el agua juega un papel importante.

La corrosión se produce cuando los iones metálicos transfieren de un metal de base al agua y se combinan con el oxígeno para convertirse en hidróxidos e hidróxidos de metal sólido. partículas resultantes a menudo viajan a otras partes del sistema y se depositan.

Reaccion de corrosion

 

El depósito es un mal conductor

Una vez que se forma un depósito, que atrae más sólidos en suspensión y el depósito crece. Depósitos con frecuencia se acumulan en las superficies de intercambio de calor, tubos de calderas, y calentadores.

El depósito es un conductor pobre de calor que el metal y, por lo tanto interfiere con la transferencia de calor a través del tubo. Esto reduce la eficiencia global del ciclo y puede causar fallos de sobrecalentamiento del tubo locales. Los depósitos también pueden reducir significativamente la eficiencia de las turbinas y, a su vez, se convierten en sitios de corrosión cuando se disuelven los sólidos atrapados en el concentrado de depósito como el líquido hierve lejos. Eventualmente, la concentración alcanza niveles muy corrosivos y graves deficiencias de depósito se produce la corrosión.

Una película de óxido resistente que protege el metal de base es la mejor manera de defender hierro y cobre de la corrosión. Para el hierro y el acero al carbono, la película protectora es magnetita.

Para las aleaciones de cobre y de cobre, la película protectora es óxido cuproso. Esta película funciona sólo en la presencia de la química del agua adecuadamente controlado.

la química del agua adecuada también asegura que la película no se desgasta y, si se produce una ruptura, la película se repara rápidamente.

El control de la química del agua requiere el mantenimiento de agua de alta pureza, el control de pH, el seguimiento de las cantidades de trazas de oxígeno disuelto, y, si es necesario, controlar la alimentación de un agente de eliminación como hidrazina.

Tren de desmineralización

La primera línea de defensa contra la corrosión en una planta de energía de vapor es el uso de agua de alta pureza. La producción de que el agua es la función del tren de desmineralización, que convierte el agua en bruto que contiene entre 100 y 1.500 ppm de sólidos disueltos en el agua que contiene no más de 10 a 20 ppb sólidos disueltos. Los pasos de tratamiento pueden incluir filtración, ablandamiento, la eliminación de cloro, ósmosis inversa, desgasificación, y el intercambio de iones.

ósmosis inversa eficaz (RO), en la que las fuerzas de agua a través de una membrana semi-permeable, puede eliminar aproximadamente el 98% de las sales disueltas y de sílice en el agua en bruto y moléculas orgánicas casi todas las grandes. Ponerse en contacto con sensores de conductividad colocados en el agua de alimentación y del permeado de la RO permiten operadores de plantas de supervisar la calidad del agua y la eficiencia general del sistema de RO.

Las mediciones de conductividad en RO impregnan y agua de alta pureza no son simples, sin embargo. La calibración de sensores es complejo y debe tener lugar mediante la comparación del sensor contra un Instituto Nacional de Estándares y celular calibrada trazable Tecnología (NIST) de una constante de celda conocidos o mediante la calibración del sensor en una solución certificada. Sin embargo, tras la exposición a la atmósfera, patrones de conductividad de alta pureza y falta de agua a través de la absorción de dióxido de carbono del aire circundante y cualquier residuo en el recipiente de muestra. Para evitar la contaminación, puede ser deseable usar sensores de pre-calibrados a los estándares NIST. instrumentos de validación de conductividad están disponibles que se conectan al proceso a través de la tubería, eliminando los efectos de la atmósfera en la medición.

Típicamente, agua de alimentación a un sistema de RO se someterá a tratamiento y ya contendrá los productos químicos para asegurar un funcionamiento óptimo. Estos productos químicos, sin embargo, requieren una vigilancia cuidadosa, o pueden atacar a las membranas de OI. Esto es particularmente cierto si el agua de alimentación se encuentra fuera del intervalo ácido deseado. Los operadores de planta requieren sensores de pH de uso general para mantener la acidez leve en el agua de alimentación. El cloro puede estar en el agua de alimentación en algunas plantas como un biocida o necesita la eliminación en otros por medio de un lecho de carbón porque ataca las membranas de OI. Sin embargo, lechos de carbón alcanzan la saturación con el tiempo, por lo tanto, los monitores de cloro detectan avance de cloro.

La ósmosis inversa sola rara vez puede producir agua de pureza suficiente para el maquillaje. El permeado de RO se suele pulido usando un intercambiador de iones (IX). Estos sistemas consisten en tanques que contienen perlas de resina tratados selectivamente para adsorber o bien cationes o aniones. A los intercambios de cama de cationes cargados positivamente iones (tales como calcio, magnesio y sodio) para el hidrógeno, y los intercambios de cama anión cargado negativamente iones (tales como cloruro, sulfato y bicarbonato) para hidroxilo. El hidrógeno desplazados e hidroxilo se combinan para formar agua pura. Después de una cierta cantidad de uso, estos sistemas se agotan y deben ser regeneradas usando ácido sulfúrico o clorhídrico para la resina de catión y el hidróxido de sodio para aniones. El seguimiento de la concentración de ambas de estas sustancias debe ocurrir continuamente con sensores de conductividad medir el regenerante medida que entra en el tanque. Durante enjuague, las mediciones de conductividad toroidales realizadas en el efluente del lecho determinar qué tan bien enjuagados los regenerantes son.

 

Las variaciones en el diseño de la torre de enfriamiento

En el condensador, la recirculación de agua de refrigeración convierte turbina de vapor de escape en el condensado. El agua de enfriamiento generalmente contiene altos niveles de sólidos disueltos, y las fugas de agua de refrigeración en el ciclo de vapor es una fuente importante de contaminación.

Las fugas introducen iones que aumentan la conductividad y aumentar la corrosividad del agua de alimentación, caldera de agua y vapor. Para dar indicación temprana de fugas y para supervisar el rendimiento del condensador en general, la conductividad de cationes de los registros de descarga de la bomba de condensado en un sensor de conductividad de flujo a través.

Además, el seguimiento de condensado y de agua de alimentación pureza requiere medir la conductividad de cationes. Después de que el condensado pasa a través de la columna de cationes, la conductancia de los aumentos de sal contaminantes, ya que convierte a un ácido significativamente más conductor.

Hay un mayor énfasis en la industria de la reutilización de agua de refrigeración mediante torres de refrigeración. El efecto de enfriamiento viene por la evaporación de una pequeña fracción de intercambio de agua y el calor con el aire que pasa a través de la torre de refrigeración. Como el agua se evapora, sin embargo, los sólidos disueltos se concentran, provocando finalmente que la escala y la corrosión en el equipo de intercambio de calor. Aunque hay muchas variaciones en el enfriamiento de diseño de la torre, una característica común es el control de la calidad del agua con el uso de mediciones de conductividad y pH continuos para mantener un conjunto dado de condiciones. Un sensor de conductividad en contacto mide la concentración relativa de las impurezas en el agua. El analizador de ese sensor inicia la apertura de una válvula de purga cuando la conductividad es demasiado alta. A continuación se introduce la pureza del agua más alta de maquillaje que reduce la conductividad.

Como la mayoría de impurezas en el agua de refrigeración son alcalinas, una pequeña cantidad de ácido sulfúrico se agrega en al agua en circulación para bajar el pH y por lo tanto prevenir la formación de incrustaciones. La medición de este concentración de ácido sulfúrico y manteniendo el pH por debajo de siete, donde es menos probable que ocurra de escala (como se indica por el índice de Langelier), se logra mejor por un sensor de pH de propósito general. agua que contiene un alto nivel de sólidos en suspensión de refrigeración, sin embargo, requiere el uso de sensores de pH más especializados más resistente al ensuciamiento.

El condensado de agua de alimentación

La torre de refrigeración se convierte en vapor de agua en el agua después de salir de la turbina. El agua de reposición del tren desmineralización se suma a esta agua para convertirse en agua de alimentación, que bombea a través de una serie de calentadores a la caldera. El control de la corrosión en el condensado y el sistema de alimentación de agua se logra generalmente en una de dos maneras, todo tratamiento volátil (AVT) y el tratamiento oxigenada (OT). AVT utiliza amoníaco para controlar el pH y la hidrazina para proporcionar un ambiente reductor para la protección de aleaciones de cobre. AVT requiere la medición de amoniaco, oxígeno disuelto, y la hidrazina. medición de amoníaco puede ocurrir ya sea directamente o indirectamente de pH y conductividad. El método indirecto es útil porque el amoníaco reacciona en agua para producir iones hidróxido. Tanto la conductividad, que es una medida de los iones en soluciones, y pH, que es una medida indirecta de iones hidróxido, puede combinar para producir la concentración de amoníaco.

OT utiliza amoníaco para controlar el pH y rastrear de oxígeno para proporcionar un ambiente ligeramente oxidante que promueve la formación de una película de óxido modificado resistente. La calidad del agua para OT es más estricta que para AVT, lo que requiere la conductividad de cationes de menos de 0.15 micro Siemens / centímetro. Es necesario para medir el oxígeno disuelto, pH, y la conductividad de cationes en sistemas de agua de alimentación utilizando el método de OT. medición del pH puede ser difícil en agua de baja conductividad y requiere el uso de tecnología que fluye referencia. Una medición de pH requiere continuidad eléctrica entre la referencia y electrodos de vidrio y un camino a la tierra solución. agua de alta pureza no proporciona suficiente conductividad para completar de forma fiable estos caminos y causa potencial de unión que registra la deriva como errático y compensado en la medición de pH. Una referencia que fluye elimina este efecto mediante la estabilización de la potencial de unión. Esta medición se lleva a cabo en una línea de derivación con el fin de preservar la calidad de la alimentación de agua y preferiblemente en una cámara de medición de acero inoxidable para disipar la corriente electrostática generada por el agua de alta pureza. Desde alta pureza pH es de flujo sensible, las tasas de flujo debe ser muy bajo y constante.

tratamiento con vapor de agua de la caldera

La caldera es el punto de recogida final para todos los contaminantes corrosivos y escala productoras generados aguas arriba. corrosión sólido aterriza en las superficies de los tubos de la caldera y crece mediante la recopilación de más materia suspendida. Eventualmente, el sobrecalentamiento y producir fallo de los tubos. El mantenimiento de una película de óxido protectora es la forma óptima para limitar la corrosión del agua, y esto ocurre más fácilmente cuando el mantenimiento de una baja concentración de sólidos disueltos en un entorno de pH ligeramente alcalino. Para lograr esto, la medición continua tanto de pH y conductividad tiene que ocurrir. se requiere medidas de conductividad, la concentración de sólidos disueltos y un sensor de conductividad de larga duración. Para mantener el ambiente alcalino necesario, las plantas de energía comúnmente tamponar el agua de la caldera con sales de hidróxido de sodio y fosfato de sodio. La sobrealimentación o subalimentación de estos productos químicos pueden ser perjudiciales, sin embargo, y las mediciones de pH y fosfato, por lo tanto precisas son críticas.

agua de la caldera también se somete a tratamiento con el fin de producir vapor de agua de alta pureza. Impurezas en el agua de la caldera de la caldera y de tambor de arrastre en forma de vapor, que se deposita sobre la turbina y causa daños por erosión. La sílice es el contaminante más notoria, y es necesario medirlo en el agua de la caldera y el vapor. Las sales tales como sales de hidróxido de sodio y amoníaco también se vaporizan en el vapor y el flujo en la turbina, donde se precipitan, se concentran, y se convierten en altamente corrosivo. Para controlar la contaminación en el vapor, la medición de la conductividad del agua de la caldera debe suceder, que mide indirectamente los sólidos disueltos. A continuación, purga controla la cantidad de contaminación.

Por lo tanto, para evitar la corrosión incontrolada que cuesta los mil millones de la industria eléctrica de dólares cada año, monitorear la calidad del agua y controlar rigurosamente que la calidad de forma continua.

sistemas de análisis de líquidos y sensores son de trabajo duro, fácil de usar, cuesta herramientas eficaces cuando se mide contra el impacto de la corrosión en los costes y operaciones de la planta.

Mientras que cada planta es diferente, se requiere generalmente una gran variedad de instrumentos de detección de pH y conductividad para prácticamente cada paso del proceso de generación de fuerza de vapor.

Más allá de eso, las plantas individuales requerirán oxígeno disuelto, el ozono, cloro, y otras mediciones más especializados.

Muchas plantas están optando por sistemas de control digital centralizada para controlar continuamente la salida de los analizadores y automatizar muchas funciones de control. Esto reduce el impacto sobre el personal y permite la gestión de control de la corrosión para funcionar como una máquina bien engrasada.

Lo más importante, la clave para el control de la corrosión éxito es la continuidad de la medición.

Las muestras individuales y otras técnicas de medición periódicas son inadecuados para la tarea. Sólo continua, análisis en tiempo real ofrece la garantía de la calidad del agua que requiere control de la corrosión.

Detrás del carril

pH detectar una persecución venerado

En el siglo decimosexto, alquimista Leonard Thurneysser descubrió que el matiz de la savia violeta cambió con la adición de ácidos sulfurosos o sulfúrico. Este indicador temprano fue ampliamente utilizado a través de los siglos posteriores para detectar ácidos.

Con introducción de la teoría iónica en la década de 1880 de Svante Arrhenius, se desarrollaron las primeras teorías referentes a la disociación de ácidos y bases. Johannes Bronsted, que postularon que los ácidos y bases son sustancias capaces de cualquiera de donar o aceptar iones de hidrógeno, refinó aún más estas teorías iniciales.

Por 1904, Hans Friedenthal había establecido con éxito la primera escala de clasificación de ácidos mediante la determinación de las constantes de disociación para los ácidos débiles, de acuerdo con la conductividad y la correlación de los cambios de color que corresponden a diferentes concentraciones de iones hidrógeno utilizando 14 colorantes que indican.

Los números de la concentración de iones de hidrógeno a partir de los cálculos de Friedenthal eran pequeños y difíciles de manipular. Por lo tanto, Lauritz Sorensen sugirió utilizar el logaritmo negativo de estos números, que él dobló el "exponente de hidrógeno" o "pondus Hydrogennii."

Esto llevó al desarrollo de la expresión del pH y la creación de la escala de pH moderna.

 

 

 

 

Originó publicada en: https://www.isa.org/standards-and-publications/isa-publications/intech-magazine/2005/may/sensing-ph-controlling-ph/

Fundamentals of corrosion control in water systems

Liquid analysis systems and sensors are cost effective tools against corrosion.

Water plus metal equals corrosion. This reality attacks the bottom line of every steam driven power generation plant in the world.

In a steam power plant, high purity water is heated and boiled to make steam, which energizes and powers a turbine to produce electricity.

Water and steam are in constant contact with metal surfaces threatening the integrity of plant equipment like condensers, heaters, pumps, piping, boilers, and turbines.

Fortunately, water purification and chemical treatment greatly reduce and control the corrosion in the plant. Ensuring good cycle chemistry to prevent corrosion, however, requires accurate and continuous analytical measurements in the demineralization train, cooling water, condensate, and boiler feed-water and steam systems.

While the guidelines given below address the needs of a steam driven power generation facility, they can also be useful in other manufacturing facilities where water plays an important role.

Corrosion occurs when metal ions transfer from a base metal to water and combine with oxygen to become hydroxides and solid metal hydroxides. Resultant particles often travel to other parts of the system and are deposited.

Rust reaction
Rust reaction

Deposit is a poor conductor

Once a deposit forms, it attracts more suspended solids and the deposit grows. Deposits frequently accumulate on heat exchange surfaces, boiler tubes, and heaters.

The deposit is a poorer conductor of heat than metal and therefore interferes with heat transfer across the tube. This lowers the overall cycle efficiency and can cause local tube overheating failures. Deposits can also significantly lower the efficiency of the turbines and, in turn, become corrosion sites when dissolved solids trapped in the deposit concentrate as the liquid boils away. Eventually, the concentration reaches highly corrosive levels and severe under-deposit corrosion occurs.

A tough oxide film that protects the base metal is the best way to defend iron and copper from corrosion. For iron and carbon steel, the protective film is magnetite.

For copper and copper alloys, the protective film is cuprous oxide. This film works only in the presence of properly controlled water chemistry.

Proper water chemistry also ensures that the film won't wear away and, if a break occurs, the film quickly repairs itself.

Controlling water chemistry requires maintaining high purity water, controlling pH, monitoring for trace quantities of dissolved oxygen, and, if necessary, controlling the feed of a scavenging agent like hydrazine.

Demineralization train

The first line of defense against corrosion in a steam power plant is the use of high purity water. Producing that water is the function of the demineralization train, which converts raw water containing between 100 and 1,500 ppm dissolved solids into water that contains no more than 10 to 20 ppb dissolved solids. Treatment steps may include filtration, softening, chlorine removal, reverse osmosis, degasification, and ion exchange.

Efficient reverse osmosis (RO), in which water forces through a semi-permeable membrane, can remove approximately 98% of the dissolved salts and silica in raw water and nearly all large organic molecules. Contacting conductivity sensors placed in the feed water and the permeate of the RO let plant operators monitor the water quality and overall efficiency of the RO system.

Conductivity measurements in RO permeate and high purity water are not simple, however. Calibration of sensors is complex and must take place by comparing the sensor against a National Institute of Standards and Technology (NIST) traceable calibrated cell of a known cell constant or by calibrating the sensor in a certified solution. However, upon exposure to the atmosphere, high purity conductivity standards and water foul through the absorption of carbon dioxide from the surrounding air and any residue in the sample container. To prevent contamination, it may be desirable to use sensors pre-calibrated to NIST standards. Conductivity validation instruments are available that connect to the process via tubing, eliminating the effects of the atmosphere on the measurement.

Typically, feed-water to an RO system will undergo treatment and will already contain chemicals to ensure optimum operation. These chemicals, however, require careful monitoring, or they may attack the RO membranes. This is particularly true if the feed-water is outside the desired acidic range. Plant operators require general-purpose pH sensors to maintain mild acidity in the feed-water. Chlorine may be in the feed water in some plants as a biocide or need removal in others by means of a carbon bed because it attacks the RO membranes. However, carbon beds reach saturation over time, therefore, chlorine monitors detect breakthrough of chlorine.

Reverse osmosis alone can rarely produce water of sufficient purity for make-up. The RO permeate is usually polished using an Ion Exchanger (IX). These systems consist of tanks containing resin beads selectively treated to adsorb either cations or anions. A cation bed exchanges positively charged ions (such as calcium, magnesium, and sodium) for hydrogen, and the anion bed exchanges negatively charged ions (such as chloride, sulfate, and bicarbonate) for hydroxyl. The displaced hydrogen and hydroxyl combine to form pure water. After a certain amount of use, these systems become exhausted and must be regenerated using sulfuric or hydrochloric acid for cation resin and sodium hydroxide for anion. The monitoring of the concentration of both of these substances must happen continuously with conductivity sensors measuring the regenerant as it enters the tank. During rinse, toroidal conductivity measurements made on the bed effluent determine how well rinsed the regenerants are.

Ammonia, Conductivity, and pH

Variations in cooling tower design

In the condenser, recirculating cooling water converts turbine exhaust steam into condensate. Cooling water usually contains high levels of dissolved solids, and leakage of cooling water into the steam cycle is a major source of contamination.

Leaks introduce ions that raise the conductivity and increase the corrosiveness of the feed-water, boiler-water, and steam. To give early indication of leakage and to monitor the overall condenser performance, the cation conductivity of the condensate pump discharge registers on a flow-through conductivity sensor.

In addition, monitoring condensate and feed-water purity requires measuring cation conductivity. After the condensate passes through the cation column, the conductance of the contaminating salt increases as it converts to a significantly more conductive acid.

There is an increased emphasis in the industry on the re-use of cooling water using cooling towers. The cooling effect comes by the evaporation of a small fraction of water and heat exchange with the air passing through the cooling tower. As the water evaporates, however, the dissolved solids concentrate, ultimately causing scale and corrosion in the heat exchange equipment. While there are many variations in cooling tower design, a common feature is the control of water quality with the use of continuous pH and conductivity measurements to maintain a given set of conditions. A contacting conductivity sensor measures the relative concentration of the impurities in the water. The analyzer for that sensor initiates the opening of a blowdown valve when the conductivity becomes too high. Higher purity make-up water is then introduced which lowers the conductivity.

Since most impurities in cooling water are alkaline, a small quantity of sulfuric acid adds in to the circulating water to lower the pH and thus prevent the formation of scale. Measuring this sulfuric acid concentration and keeping the pH below seven, where scaling is less likely to occur (as indicated by the Langelier Index), is best accomplished by a general-purpose pH sensor. Cooling water that contains a high level of suspended solids, however, requires the use of more specialized pH sensors more resistant to fouling.

Liquid analysis in steam power generation

Condensate feed-water

The cooling tower turns steam into water after leaving the turbine. Make-up water from the demineralization train adds to this water to become feed-water, which pumps through a series of heaters to the boiler. Controlling corrosion in the condensate and feed-water system is usually accomplished in one of two ways-all volatile treatment (AVT) and oxygenated treatment (OT). AVT uses ammonia to control pH and hydrazine to provide a reducing environment for protection of copper alloys. AVT requires measurement of ammonia, dissolved oxygen, and hydrazine. Ammonia measurement can happen either directly or indirectly from pH and conductivity. The indirect method is useful because ammonia reacts in water to produce hydroxide ion. Both conductivity, which is a measurement of ions in solutions, and pH, which is an indirect measurement of hydroxide ion, can combine to yield the ammonia concentration.

OT uses ammonia to control pH and trace oxygen to provide a slightly oxidizing environment that promotes formation of a tough modified oxide film. Water quality for OT is more stringent than for AVT, requiring cation conductivity of less than 0.15 micro Siemens/centimeter. It is necessary to measure dissolved oxygen, pH, and cation conductivity in feed-water systems using the OT method. pH measurement can be difficult in low conductivity water and requires the use of flowing reference technology. A pH measurement requires electrical continuity between the reference and glass electrodes and a path to the solution ground. High purity water does not provide enough conductivity to reliably complete these paths and causes junction potential that registers as erratic drift and offset in the pH measurement. A flowing reference eliminates this effect by stabilizing the junction potential. This measurement takes place in a bypass line in order to preserve the quality of the feed-water and preferably in a stainless steel measurement chamber to dissipate the electrostatic current generated by the high purity water. Since high purity pH is flow sensitive, flow rates should be very low and constant.

Boiler water steam treatment

The boiler is the final collection point for all the corrosive and scale-producing contaminants generated upstream. Solid corrosion lands on the boiler tube surfaces and grows by collecting more suspended matter. Eventually, overheating and tube failure occur. Maintenance of a protective oxide film is the optimum way to limit water corrosion, and this more readily happens when maintaining a low concentration of dissolved solids in a slightly alkaline pH environment. To accomplish this, continuous measurement of both pH and conductivity needs to happen. Conductivity measures the concentration of dissolved solids and a long-life conductivity sensor is required. To maintain the alkaline environment required, power plants commonly buffer the boiler water with sodium hydroxide and sodium phosphate salts. Overfeeding or underfeeding of these chemicals can be damaging, however, and therefore accurate pH and phosphate measurements are critical.

Boiler water also undergoes treatment in order to produce high purity steam. Impurities enter this boiler water from the boiler drum and from vaporous carryover, which deposits on the turbine and causes erosion damage. Silica is the most notorious contaminant, and it is necessary to measure it in the boiler water and steam. Salts such as sodium hydroxide and ammonia salts also vaporize in the steam and flow into the turbine where they precipitate, concentrate, and become highly corrosive. To control contamination in the steam, the conductivity measurement of the boiler water must happen, which indirectly measures the dissolved solids. Then, blowdown controls the amount of contamination.

So, to avoid the uncontrolled corrosion that costs the power industry billions of dollars every year, monitor water quality rigorously and control that quality continuously.

Liquid analysis systems and sensors are hard working, easy-to-use, cost effective tools when measured against the impact of corrosion on plant costs and operations.

While every plant is different, generally an array of pH and conductivity sensing instruments is required for virtually every step of the steam-power generation process.

Beyond that, individual plants will require dissolved oxygen, ozone, chlorine, and other more specialized measurements.

Many plants are opting for centralized digital control systems to continuously monitor the output of analyzers and automate many control functions. This reduces impact on staff and allows corrosion control management to run like a well-oiled machine.

Most important, the key to successful corrosion control is the continuity of measurement.

Grab samples and other periodic measurement techniques are inadequate to the task. Only continuous, real-time analysis offers the assurance of water quality that corrosion control requires.

Sensing pH a venerated pursuit

In the sixteenth century, alchemist Leonard Thurneysser discovered that the hue of violet sap changed with the addition of either sulfurous or sulfuric acids. This early indicator was widely used through the subsequent centuries to detect acids.

With Svante Arrhenius's introduction of ionic theory in the 1880s, the first theories concerning disassociation of acids and bases were developed. Johannes Bronsted, who postulated that acids and bases are substances capable of either donating or accepting hydrogen ions, further refined these initial theories.

By 1904, Hans Friedenthal had successfully established the first scale for classifying acids by determining the dissociation constants for weak acids, according to conductivity and correlating color changes corresponding to different hydrogen ion concentrations using 14 indicating dyes.

The hydrogen ion concentration numbers from Friedenthal's calculations were small and awkward to manipulate. Thus, Lauritz Sorensen suggested using the negative logarithm of these numbers, which he dubbed the "hydrogen exponent" or "pondus Hydrogennii."

This led to the development of the term pH and the creation of the modern pH scale.

Modern pH Scale
The modern pH scale

 

 

Originated published at: https://www.isa.org/standards-and-publications/isa-publications/intech-magazine/2005/may/sensing-ph-controlling-ph/

Prueba de biocidas en el fracturamiento hidráulico

Resumen

Fractura hidráulica o 'fracking' es un proceso utilizado en la industria de petróleo y gas para mejorar la productividad de un aceite o de gas bien. Implica la fracturación de roca con agua (mezclada con arena y algunos productos químicos) inyectado en un pozo bajo alta presión y se utiliza comúnmente en shale gas y otras fuentes 'no convencionales' de petróleo y gas.

No convencionales de petróleo y Gas fuentes

Fracturamiento hidráulico se utiliza generalmente en camas de gas de esquisto, gas de aceite apretado camas o camas de gas de carbón. Todos son fuentes de petróleo o de gas que se encuentran en diferentes tipos de formación rocosa y son por lo general difícil para una empresa hacer económico sin fracturación hidráulica de perforación de gas o petróleo. Por esta razón que se conoce como una técnica de 'estimulación bien'. Aunque el proceso ha sido utilizado en los últimos 50 años, recientemente es prominente en el debate público debido a la expansión de la técnica en los Estados Unidos y las preocupaciones sobre las consecuencias de su uso generalizado.

Agua utilizada en el 'Fracking'

El proceso de 'fracking' implica la perforación de que un pozo agujero subterráneo profundo, a menudo con una etapa horizontal cuando un lecho de roca es particularmente bajo. La roca es fracturada luego utilizando explosivos que crean pequeñas fisuras en la roca que ayudan el flujo de petróleo y gas fuera de la cama en el pozo. Es la baja porosidad de la roca que requiere el fracturamiento hidráulico para hacer un bien económico. Sin fracturación hidráulica, el pozo no produciría suficiente petróleo y gas a hacer vale la pena hacer.

Agua, arena y algunos productos químicos son inyectados al pozo bajo presión para garantizar estas fisuras que abren bajo la enorme presión causada por las formaciones de roca por encima de la cama de roca blanco. Es la arena que sostiene las fisuras abiertas a menudo unos pocos milímetros de ancho. Una gran cantidad de agua (millones de galones) se utiliza en una sola frack y el agua puede provenir de muchas fuentes diferentes, por ejemplo, agua dulce, agua saladas o reciclado de agua de un anterior proceso de fracturamiento hidráulico.

 

Los productos químicos que pueden agregarse al agua y el propósito detrás de su adición se enumeran en el Apéndice E del informe de la EPA en el fracturamiento hidráulico de 2011. Puede encontrar una versión resumida en el cuadro 4.

 

 

Figura 6 se tiene el informe de la EPA en fracturamiento hidráulico, página 13.

 

 

Figura 7 se tiene el informe de la EPA en fracturamiento hidráulico, página 13

 

La mayoría de los productos químicos agregados son los normalmente utilizados en otros procesos industriales que utilizan agua y se añaden para mantener la integridad del pozo, por ejemplo, tensioactivos, inhibidores de corrosión, reguladores de pH y reductores de fricción.

Los biocidas se añaden al agua para evitar la acumulación de bacterias en el agua que puede llevar a la corrosión ácida o la creación de compuestos de sulfuro en. Crecimiento bacteriano puede afectar la producción de pozos de petróleo y gas y puede ser introducido en el fluido de fracturamiento hidráulico de diversas fuentes como la fuente de agua y el apuntalante. Apuntalante es que el término usado para la arena (o de otros compuestos) espera que abren las fisuras.

                                   

La tabla 4 se enumeran los tipos de productos químicos agregados al agua y su propósito. Se toma del informe de la EPA, página 29.

  

Prueba de agua dulce utilizado en el fracturamiento hidráulico

De los productos químicos añadidos al agua, el analito principal que se debe probar en el sitio antes de la inyección es el biocida. Ellos son probados en sitio debido a su volatilidad inherente que hace muestreo y fuera del sitio de prueba inadecuado.

Biocidas que se utilizan incluyen isotiazolona, glutaraldehído, cloro y dióxido de cloro. Otra vez estas son biocidas de uso frecuente en otros procesos industriales utilizando agua como torres de refrigeración.

La tasa de dosificación de biocidas es a menudo automatizada usando un método amperométrico en línea que añade el biocida en cantidades controladas, dependiendo de la velocidad de flujo del agua a introducirse al pozo de la fuente de agua. Secundario de método se realiza generalmente para calibrar la línea en la punta de prueba y como cheque aguas abajo del punto de inyección para biocida está presente en la concentración correcta en el líquido antes de que finalmente se inyecta en el pozo.

 

Pruebas de biocidas en el agua la puede ser difícil debido en parte a la tendencia creciente del uso de agua reciclada para núcleos de frack. Más tradicionales métodos colorimétricos de la prueba (como el método DPD para la cuantificación de cloro o concentraciones de dióxido de cloro) pueden ser desperdiciador de tiempo y difícil para los ingenieros; no pueden dar resultados consistentes donde el agua es alto en sólidos disueltos/suspendido. Otros métodos como ORP (potencial de oxidación-reducción) son fácil de usar pero sufren de una falta de selectividad y a menudo no se puede utilizar como una herramienta cuantitativa.

Ha habido una tendencia creciente dentro de las empresas de tratamiento de agua (que tienden a ser subcontratado por la empresa de perforación para administrar la dosificación de biocidas en el agua) a utilizar nuevos métodos como los sensores amperométricos desechables ya utilizados por el ChlordioXense. Estos métodos tienen la ventaja de ser fácil de utilizar y no son susceptibles a resultados inexactos, como se ha visto con métodos colorimétricos.

Prueba de agua 'Producidos' en el fracturamiento hidráulico

Reflujo de agua es el agua que fluye a la superficie durante y después de la terminación de fracturamiento hidráulico. Consiste en el fluido utilizado para fracturar la pizarra y contiene arcillas, aditivos químicos, los iones metálicos disueltos y sólidos totales disueltos (TDS). El agua tiene un aspecto turbio de altos niveles de partículas en suspensión. La mayor parte del reflujo se produce en las etapas iniciales del proceso de fracturamiento hidráulico mientras que el resto puede ocurrir más de una semana tres periodo de tiempo. El volumen de recuperación es generalmente menos de la mitad del volumen que se inyectó inicialmente en el pozo. El resto del líquido sigue siendo absorbido en la formación de la pizarra.

En cambio, ' agua ' es producida naturalmente agua que se encuentra en formaciones de esquisto que fluye a la superficie durante toda la vida entera del gas bien. Esta agua tiene altos niveles de TDS e iones metálicos como el calcio, hierro y magnesio. También contiene hidrocarburos disueltos junto con el natural materiales radiactivos (norma).

Históricamente, esta aguas residuales del proceso de fracturamiento hidráulico fue eliminada en estanques de evaporación grande. Esto sin embargo se ha convertido en socialmente inaceptable y las aguas residuales deben ser tratadas como residuos industriales de la misma manera que se trata el agua de otros procesos industriales. Las opciones disponibles para empresas de tratamiento de agua la industria del petróleo y el gas son bien 'inyección directa' en el suelo a profundidades por debajo de la mesa de agua y entre las capas de roca impermeable, o el tratamiento y la disposición del agua en la superficie del agua. Ambos métodos a menudo emplean tratamiento de agua con biocidas.

Prueba de concentración de biocidas en las aguas residuales puede ser imposible sin filtrar el agua que generalmente conduce a una reducción en el biocida para determinar la verdadera concentración en el líquido es difícil. La demanda de biocida del líquido también es muy alta debido a la cantidad de metales disueltos presentes. Por lo tanto, biocidas como el dióxido de cloro son generalmente mezclados con agua en concentraciones de hasta 20 mg/l y dosificados en el agua producido o reflujo. Como con el tratamiento de agua dulce que se describe en la página anterior, un método de sonda amperométrica en línea se utiliza para controlar la tasa de dosificación y un método secundario tales como el Palintest ChlordioXense utilizado para calibrar la sonda y proporcionar un método de comprobación secundaria.

Hay una tendencia creciente dentro de la industria de tratamiento de agua para recuperar el hydocarbons que están presentes en el agua de producción y venderlos en el mercado abierto. El uso de biocidas como el dióxido de cloro ayuda a aumentar la tasa de recuperación de aceite como tratamiento hace que los sólidos a precipitado fuera de solución y los hidrocarburos para instalarse en la parte superior del líquido tratado.

El dióxido de cloro actúa como un Desemulsificante para romper emulsiones a través de oxidación química, permitiendo que el agua separar hidrocarburos residuales, productos químicos y la materia particulada presente.


El agua suele ser de una buena calidad suficiente para ser reutilizada en otro sitio de frack o eliminarse mediante inyección directa. Los hidrocarburos pueden despumados y vendidos a las compañías petroleras, mientras que el lodo sólido es retirado y transportado a una planta de aguas residuales estándar.

La imagen de agua de producción (a la derecha) tratados con dióxido de cloro (a la izquierda).

 

Resumen

El uso de fracturamiento hidráulico como un proceso para incrementar los rendimientos de los núcleos de gas y petróleo está aumentando, especialmente en los Estados Unidos, y su uso casi con toda seguridad se extenderá a otros países.

Los biocidas son parte fundamental del fluido de fracturamiento hidráulico sí mismo y el tratamiento de las aguas residuales del proceso.

Principalmente se han adoptado métodos de prueba para la cuantificación de las concentraciones de biocida en el agua dulce y las aguas residuales de la industria de agua potable donde la matriz de agua es de una composición mucho 'más limpia'. Métodos colorimétricos y ORP, aunque útiles, tienen sus inconvenientes y así nuevos métodos como la ChlordioXense son ser fácilmente adoptados por la industria de petróleo y gas.

      

 

Testing biocides in hydraulic fracturing

Overview

Hydraulic fracturing or ‘fracking’ is a process used in the oil and gas industry to enhance the productivity of an oil or gas well. It involves the fracturing of rock using water (mixed with sand and some chemicals) injected into a wellbore under high pressure and is commonly used in shale gas beds and other ‘unconventional’ sources of oil and gas.

Unconventional Oil and Gas Sources

Fracking is usually used in shale gas beds, tight oil/gas beds or coal seam gas beds. All are sources of oil or gas that are found in different types of rock formation and are typically difficult for an oil or gas drilling company to make economical without hydraulic fracturing. This is why it is referred to as a ‘well stimulation’ technique. Although the process has been used over the last 50 years, it has recently become prominent within the public debate due to the expansion of the technique in the US and concerns over the consequences of its widespread use.

Water Used in ‘Fracking’

The process of ‘fracking’ involves drilling a well bore deep underground, often with a horizontal stage used when a rock bed is particularly shallow. The rock is then fractured using explosives that create small fissures in the rock which aid the flow of oil and gas out of the bed into the wellbore. It is the low porosity of the rock that necessitates the hydraulic fracturing to make a well economical. Without hydraulic fracturing, the well would not produce enough oil and gas to make it worthwhile to drill.

Water, sand and some chemicals are injected down the well under pressure to ensure these fissures to stay open under the immense pressure caused by the rock formations above the target rock bed. It is the sand that holds the fissures open which are often just a few millimetres wide. A large amount of water (many millions of gallons) is used in a single frack and the water may come from many different sources, e.g. freshwater, saltwater or recycled water from a previous fracking process.

 

The chemicals that may be added to the water and the purpose behind their addition are listed in Appendix E of the EPA report into hydraulic fracturing from 2011. A summarized version can be found in table 4.

Figure 6 is taken from the EPA report into hydraulic fracturing, page 13.

 

Figure 7 is taken from the EPA report into hydraulic fracturing, page 13

 

Most of the chemicals added are those typically used in other industrial processes that utilise water and are added to maintain the integrity of the wellbore, e.g. surfactants, corrosion inhibitors, pH controllers and friction reducers.

Biocides are added to the water to prevent the build up of bacteria in the water that may lead to acid corrosion or the creation of sulphide based compounds. Bacterial growth can impair the production of oil and gas wells, and can be introduced into the fracking fluid from various sources including the source water and the proppant. Proppant is the term used for the sand (or other compounds) that hold the fissures open.

Table 4 lists the types of chemicals added to the water and its purpose. It is taken from the EPA report, page 29.

 Testing of Fresh Water Used in Hydraulic Fracturing

 Of the chemicals added to the water, the main analyte that must be tested for on site before injection is the biocide. They are tested on site because of their inherent volatility which makes sampling and off site testing inappropriate.

Biocides that are commonly used include chlorine dioxide, chlorine, isothiazolone and glutaraldehyde. Again these are biocides often used in other industrial processes using water such as cooling towers.

The dosing rate of biocides is often automated using an in-line amperometric method which adds the biocide in controlled amounts depending upon the flow rate of the water being introduced to the well from the water source. A secondary off line method is usually carried out to calibrate the in line probe and as a check downstream of the injection point to ensure biocide is present in the correct concentrations in the fluid before it is finally injected in the wellbore.

Testing for biocides in the water the can be challenging due in part to the growing trend of the use of recycled water to frack wellbores. More traditional colorimetric methods of testing (such as the DPD method for quantifying chlorine or chlorine dioxide concentrations) can be time consuming and difficult for engineers; they may not give consistent results where the water used is high in dissolved/suspended solids. Other methods such as ORP (oxidation-reduction potential) are user friendly but suffer from a lack of selectivity and often can’t be used as a quantitative tool.

There has been a growing trend within water treatment companies (who tend to be sub-contracted by the drilling company to manage the dosing of biocides into the water) to use new methods such as disposable amperometric sensors as utilized by the ChlordioXense. These methods have the advantage of being simpler to use and are not susceptible to inaccurate results as seen with colorimetric methods.

 

Testing of ‘Produced’ Water Used in Hydraulic Fracturing

Flowback water is the water that flows back to the surface during and after the completion of hydraulic fracturing. It consists of the fluid used to fracture shale and contains clays, the chemical additives, dissolved metal ions and total dissolved solids (TDS). The water has a murky appearance from high levels of suspended particles. Most of the flowback occurs in the initial stages of the fracking process while the rest can occur over a three to four week time period. The volume of recovery is generally less than half of the volume that was initially injected into the well. The rest of the fluid remains absorbed in the shale formation.

In contrast, ‘produced water’ is naturally occurring water found in shale formations that flows to the surface throughout the entire lifespan of the gas well. This water has high levels of TDS and metal ions such as calcium, iron and magnesium. It also contains dissolved hydrocarbons along with naturally occurring radioactive materials (NORM).

Historically, this wastewater from the fracking process was disposed of in large evaporation ponds. This however has now become socially unacceptable and the wastewater must be treated as industrial waste in the same way that water from other industrial processes is treated. The options available to water treatment companies involved in the oil and gas industry are either ‘direct injection’ into the ground to depths below the water table and between layers of impermeable rock, or the treatment and disposal of the water into surface water. Both methods often employ treatment of water with biocides.

Testing biocide concentration in the wastewater can sometimes be impossible without filtering the water which generally leads to a reduction in the biocide so ascertaining the true concentration in the fluid is difficult. The biocide demand of the fluid is also very high due to the amount of dissolved metals present. Therefore, biocides such as chlorine dioxide are generally mixed with fresh water at concentrations up to 20mg/l and dosed into the produced or flowback water. As with the fresh water treatment described in the previous page, an in-line amperometric probe method is used to control the dosing rate and a secondary method such as the Palintest ChlordioXense used to calibrate the probe and provide a secondary check method.

There is a growing trend within the water treatment industry to recover the hydocarbons that are present in produced water and sell them onto the open market. The use of biocides such as chlorine dioxide helps increase the oil recovery rate as treatment causes the solids to precipitate out of solution and the hydrocarbons to settle on the top of the treated fluid.

Chlorine dioxide acts as a demulsifier to break up emulsions through chemical oxidation, allowing the water to separate from residual hydrocarbons, treatment chemicals and the particulate matter present.


The ‘clean’ water is usually of a good enough quality to be reused on another frack site or be disposed of via direct injection. The hydrocarbons can then be skimmed off and sold to oil companies, whilst the solid sludge is removed and transported to a standard wastewater facility.

An image of produced water (on the right) treated with chlorine dioxide (on the left).

 

Summary

 

The use of hydraulic fracturing as a process for increasing the yields of oil and gas wellbores is increasing, especially in the US, and its use will almost certainly spread to other countries.

Biocides are fundamental part of both the fracking fluid itself, and the treatment of the wastewater from the process.

Testing methods for quantifying biocide concentrations both in the freshwater and the wastewater have primarily been adopted from the drinking water industry where the water matrix is of a much ‘cleaner’ composition. Both colorimetric methods and ORP, although useful, do have their drawbacks and thus new methods such as the ChlordioXense are being readily adopted by the oil and gas industry.

El tratamiento de refrigeración de circuito cerrado de agua

En parte debido a que son sistemas de bucle cerrado, puede ser fácil ignorar planta de energía de refrigeración sistemas de agua que apoyan el funcionamiento fiable de todo, desde barras del estator en el generador para cojinetes de la bomba críticos para bombas de alimentación y los intercambiadores de calor en compresores de aire. Un control adecuado y el mantenimiento de estos sistemas de agua pueden ayudar a evitar reparaciones costosas más a los sistemas mecánicos que se enfrían.

Puede haber múltiples sistemas de refrigeración de bucle cerrado en su planta de energía. Es muy probable que se enfrían o la temperatura de control en algunos componentes muy críticos. Los dos que es más probable que existen son la denominada cojinete sistema de enfriamiento de agua (que se ocupa de más que sólo cojinetes) y el sistema de refrigeración del estator, para aquellas plantas que tienen un estator refrigerado por agua. sistemas de refrigeración de bucle cerrado también se pueden encontrar en enfriadores de aire en las tomas de turbinas de combustión.

Por su propia naturaleza, cuando un sistema de circuito cerrado permanece cerrada y funciona correctamente durante un período prolongado de tiempo, a menudo se olvida, o al menos descuidado. Pequeños cambios en la química o de los caudales y presiones diferenciales a través del sistema pueden pasar desapercibidos. Sin embargo, una vez que los procesos de corrosión conseguir un equilibrio en estos sistemas, puede ser muy difícil para corregirlos. Mientras tanto, el equipo de datos críticos puede ser dañado hasta el punto en que afecta a la capacidad de la planta para funcionar.

Comenzamos con algunos principios y prácticas generales de los sistemas de circuito cerrado de agua de refrigeración antes de mirar el sistema de agua de refrigeración del estator, que es un caso especial.

La comprensión de circuito cerrado de refrigeración Sistemas

La mayoría de las plantas de energía que utilizan agua de circuito cerrado de refrigeración para sistemas mecánicos (en lugar de para el ciclo de vapor de agua) tienen varios subsistemas. El sistema de agua de refrigeración que lleva generalmente proporciona refrigeración para cojinetes críticos de la bomba y los sellos, enfriadores de hidrógeno para el generador, de aceite lubricante, y enfriadores de compresor de aire. Otros sistemas de refrigeración de bucle cerrado pueden incluir sistemas de agua refrigerada para refrigeradores de aire usados ​​en la entrada de aire a las turbinas de gas en una central eléctrica de ciclo combinado y el panel de muestra de la química.

Un sistema de refrigeración de circuito cerrado puede intercambiar calor con el principal del sistema de agua de refrigeración en los intercambiadores de calor de tubos y concha convencionales o intercambiadores de calor de placa y marco. sistemas de agua refrigerada (enfriadores de aire) de intercambio de calor con el compresor, que a su vez utiliza una torre de refrigeración para lanzar el calor hacia el medio ambiente.

Generalmente, se utiliza agua desmineralizada para el bucle cerrado de maquillaje de agua de refrigeración, pero se requieren tratamientos químicos para evitar la corrosión y, en algunos sistemas, la congelación. Más comúnmente, la tubería en un sistema de bucle cerrado es acero al carbono. superficies de intercambio de calor, tales como conjuntos de enfriadores de aire, pueden ser de cobre o incluso aluminio. Placa y calor marco intercambiadores suelen estar hechas de placas de acero inoxidable. El cuidado y el mantenimiento de estos sistemas requiere que se preste atención a todos los metales.

En un sistema de circuito cerrado, picaduras de oxígeno es el tipo más común de la corrosión (Figura 1). Los síntomas de picaduras de oxígeno pueden ser agua oxidada o mantenimiento recurrente en los cojinetes debido a la abrasión causada por los productos de corrosión contra las superficies de sellado.

A fin de que las picaduras de oxígeno que ocurra, debe existir primero un depósito que cubre una porción de la superficie de metal, creando un diferencial entre el contenido de oxígeno por debajo del depósito y el contenido de oxígeno en el agua a granel. El área deficiente en oxígeno por debajo del depósito se convierte en el ánodo, y el área alrededor del depósito que se expone al agua a granel se convierte en el cátodo. Este “gran cátodo, ánodo poco” causas de configuración concentrados y acelerados picaduras en un área confinada, produciendo fugas por picaduras.

Si se permite que las bacterias se propaguen en el interior del sistema de circuito cerrado, pueden crear un “vivo” depósito. Los subproductos de la respiración bacteriana son a menudo ácido, y la respiración también consume oxígeno, haciendo que la base de la biopelícula para ser propicio para la corrosión del metal base. Esto alienta además algunos tipos de bacterias, ya que utilizan el metal oxidado en su metabolismo.

Los tratamientos químicos para la refrigeración de circuito cerrado de agua

Cuando un sistema de refrigeración de circuito cerrado es apretado-experimentar ninguna pérdida el agua tratamiento químico que se aplica puede durar semanas o meses antes de que necesita ser renovado. Esto puede conducir a la complacencia. Por otro lado, en bucle cerrado sistemas que tienen fugas y que tienen pérdida-puede significativa agua casi imposible (y, a veces muy caro) para mantener en los niveles adecuados de tratamiento de enfriamiento. los niveles de tratamiento inadecuadas siempre dará lugar a la corrosión de estos sistemas.

A continuación una lista de algunas opciones que se pueden utilizar con éxito para el tratamiento de sistemas de circuito cerrado de refrigeración, tales como el sistema de agua de refrigeración de soporte o sistema de refrigeración de aire de circuito cerrado. En general, a encontrar un programa de tratamiento que funciona bien para los diferentes metales en los requisitos del sistema y del sistema (por ejemplo, determinar si necesita protección contra la congelación) y luego se pega con él.

Independientemente de cuál de los tres tratamientos químicos que elija, es probable que contener también tampones de pH (cáustica y borato de sodio son comunes) para mantener un pH alcalino, que es propicio para minimizar la corrosión de acero al carbono. Si hay cobre en el sistema de circuito cerrado, un azol puede ser añadido al tratamiento para mantener una capa de protección química en la parte superior de las superficies metálicas de cobre expuestas.

Nitrito de sodio.El nitrito de sodio ha estado en uso durante muchos años para evitar la corrosión en una amplia variedad de sistemas de bucle cerrado. El nitrito es un oxidante y se detiene esencialmente la corrosión por “corrosión” todo uniformemente. Esto parece contradictorio, pero cuando todo se convierte en el cátodo y el ánodo no existe, la corrosión se detiene.

Un suministro constante de nitrito en el sistema asegura que cualquier puntos desnudos que se crean se convierten rápidamente en pasivado. Sin embargo, si no hay suficiente nitrito en el circuito de agua enfriada, un ánodo puede formar en la tubería, y de nuevo tenemos la pequeña celda grande cátodo / ánodo corrosión. Las directrices generales de los tratamientos a base de nitritos son para un mínimo de 700 ppm de nitrito.

Los nitritos son utilizados por algunas bacterias como fuente de energía. Si el sistema de bucle cerrado se contamina con estas bacterias, el nivel de nitrito puede disminuir rápidamente. Las bacterias también generan biopelículas, que crean depósitos producen áreas que son ánodos al resto de la tubería. La adición de más nitrito sólo acelera aún más la reproducción de las bacterias, empeorando el problema. Los sistemas que utilizan nitrito deben ser probados periódicamente para la presencia de bacterias. En algunos sistemas, biocidas no oxidantes, tales como glutaraldehído o isotiazolin se añaden al tratamiento para prevenir el crecimiento bacteriano.

Molibdato de sodio.molibdato de sodio generalmente se clasifica como un inhibidor de oxidación anódica. Molibdato trabaja con el oxígeno disuelto en el agua para formar un complejo ferricmolybdate protector sobre el acero.

los niveles de tratamiento de molibdato puede estar en cualquier lugar entre 200 ppm y 800 ppm como molibdato. sistemas de circuito cerrado que utilizan maquillaje agua desmineralizada tenderían a estar en el extremo inferior de este intervalo. Por desgracia, la oferta mundial de metales molibdato tiende a concentrarse en las zonas de inestabilidad política histórica, y con los años, los precios de molibdato han variado drásticamente. Esa variabilidad de los precios puede hacer que el tratamiento con nitrito de molibdato competitiva o mucho más caro.

Irónicamente, en los sistemas de bucle cerrado que son muy apretado, niveles de oxígeno disuelto pueden caer, y por lo tanto minimizar la eficacia de un tratamiento de molibdato (que requiere oxígeno disuelto para formar una capa pasiva). Los expertos recomiendan un mínimo de 1 ppm de oxígeno disuelto en los sistemas de molibdato-tratada.

Tratamientos polímero.tratamientos de polímeros se han utilizado durante muchos años para evitar acumulaciones de escala y de productos de corrosión en torres de refrigeración abiertos. polímeros similares también se venden para su uso en sistemas de circuito cerrado. Parece que el polímero actúa como un dispersante para cualquier productos de corrosión o escala que podrían formar, por lo que evita la corrosión por mantener la superficie limpia y asegurarse de que cualquier oxígeno disuelto en el agua ataca todas las superficies de manera uniforme. Esto produce un bajo nivel general, pero en general de la corrosión.

Una de las ventajas de este tratamiento es que se piensa que es muy favorable al medio ambiente, si bien siempre y cuando el sistema de circuito cerrado permanece cerrada, no debería haber ningún impacto sobre el medio ambiente.

Monitoreo de circuito cerrado de agua de refrigeración

Clave para mantener su sistema de circuito cerrado que funciona correctamente es una monitorización regular. Cualquiera que sea el agente activo está en su tratamiento (nitrito, molibdato, o polímero), la concentración debe controlarse regularmente. En general, las pruebas semanal es suficiente a menos que los niveles de tratamiento están cayendo. (Usted no va a saber que si no se controla de forma regular.) Debido a que el acero al carbono y tratamiento de la corrosión del cobre son típicamente mezclados en un solo producto, los bajos niveles de tratamiento pueden afectar más que la tubería de acero al carbono.

El pH del agua también debe ser probado con regularidad. Considerando la cantidad de tamponamiento del pH en el tratamiento químico, el pH del agua debe ser roca sólida. Gotas en el pH pueden indicar la contaminación bacteriana, en particular con los tratamientos a base de nitrito. Otra cosa que puede caer el pH es fugas en el sistema, que traen en el maquillaje fresco agua desmineralizada.

Sea en la búsqueda de otros signos de contaminación bacteriana, como el crecimiento viscosa en cualquier indicador de la mirilla o de flujo, o séptico huele cuando se recoge la muestra. Placa y calor marco intercambiadores tienen una superficie muy grande y pequeño espaciamiento para el intercambio de calor entre las placas. La contaminación bacteriana no puede afectar solamente seriamente transferencia de calor, pero también puede causar fugas por picaduras en las placas de acero inoxidable. Dependiendo de la presión del circuito cerrado frente sistema de bucle abierto en este momento, el agua de refrigeración cojinete puede filtrarse, o el agua de refrigeración abierto puede filtrarse en.

Recuerde que es mucho más fácil prevenir la contaminación bacteriana de lo que es tratar de recuperarse de un sistema que está contaminado gravemente.

 Para leer mas, use el enlace: http://www.powermag.com/monitoring-treatment-closed-loop-cooling-water-systems/?pagenum=1

Treatment of Closed-Loop Cooling Water Systems



In part because they are closed-loop systems, it can be easy to ignore power plant cooling water systems that support the reliable functioning of everything from stator bars in the generator to critical pump bearings for feed pumps and heat exchangers on air compressors. Proper monitoring and maintenance of these water systems can help you avoid more-costly repairs to the mechanical systems they cool.

There may be multiple closed-loop cooling systems at your power plant. Chances are good that they cool or control temperature on some very critical components. The two that are most likely to exist are the so-called bearing cooling water system (which takes care of more than just bearings) and the stator cooling system, for those plants that have a water-cooled stator. Closed-loop cooling systems can also be found in air coolers on the intakes of combustion turbines.

By its very nature, when a closed-loop system remains closed and operates properly for an extended period of time, it is often forgotten—or at least neglected. Small changes in the chemistry or the flow rates and differential pressures throughout the system may not be noticed. However, once corrosion processes get a foothold in these systems, it can be very difficult to correct them. In the meantime, critical data equipment may be damaged to the point where it affects the ability of the plant to operate.

We begin with some general principles and practices for closed-loop cooling water systems before looking at the stator cooling water system, which is a special case.

Understanding Closed-Loop Cooling Systems

Most power plants using closed-loop water cooling for mechanical systems (rather than for the steam cycle) have several subsystems. The bearing cooling water system generally provides cooling for critical pump bearings and seals, hydrogen coolers for the generator, lube oil, and air compressor coolers. Other closed-loop cooling systems can include chilled water systems for air chillers used at the air inlet to the gas turbines at a combined cycle power plant and the chemistry sample panel.

A closed-loop cooling system can exchange heat with the main cooling water system in conventional tube and shell heat exchangers or plate and frame heat exchangers. Chilled water systems (air chillers) exchange heat with the compressor, which in turn uses a cooling tower to throw heat back into the environment.

Generally, demineralized water is used for closed-loop cooling water makeup, but chemical treatments are required to prevent corrosion and, in some systems, freezing. Most commonly, the piping in a closed-loop system is carbon steel. Heat exchange surfaces, such as air chiller assemblies, may be copper or even aluminum. Plate and frame heat exchangers are often made of stainless steel plates. Care and keeping of these systems requires that you pay attention to all the metals.

In a closed-loop system, oxygen pitting is the most common type of corrosion (Figure 1). Symptoms of oxygen pitting may be rusty water or recurring maintenance on bearings due to the abrasion caused by the corrosion products against the seal surfaces.

In order for oxygen pitting to occur, there must first be a deposit that covers a portion of the metal surface, creating a differential between the oxygen content underneath the deposit and the oxygen content in the bulk water. The oxygen-deficient area underneath the deposit becomes the anode, and the area around the deposit that is exposed to the bulk water becomes the cathode. This “big cathode, little anode” configuration causes concentrated and accelerated pitting in a confined area, producing pinhole leaks.

If bacteria are allowed to propagate inside the closed-loop system, they can create a “living” deposit. The byproducts of bacterial respiration are often acidic, and respiration also consumes oxygen, causing the base of the biofilm to be conducive to corrosion of the base metal. This further encourages some types of bacteria, as they use the oxidized metal in their metabolism.

Chemical Treatments for Closed-Loop Water Cooling

When a closed-loop cooling system is tight—experiencing no water loss—the chemical treatment that is applied can last for weeks or months before it needs to be refreshed. This can lead to complacency. On the other hand, closed-loop cooling systems that have leakage—and which have significant water loss—can be nearly impossible (and sometimes very expensive) to maintain at the proper treatment levels. Improper treatment levels will always lead to corrosion of these systems.

Below we list of few options that you can successfully use for treating closed-loop cooling systems such as the bearing cooling water system or closed-loop air chiller system. Generally, you find a treatment program that works well for the various metals in your system and system requirements (for example, determine if you need freeze protection) and then stick with it.

Regardless of which of the three chemical treatments you choose, they are likely to also contain pH buffers (caustic and sodium borate are common) to maintain an alkaline pH, which is conducive to minimizing corrosion in carbon steel. If there is copper in the closed-loop system, an azole may be added to the treatment to maintain a protective chemical layer on top of the exposed copper metal surfaces.

Sodium Nitrite. Sodium nitrite has been in use for many years to prevent corrosion in a wide variety of closed-loop systems. Nitrite is an oxidizer and essentially stops corrosion by “corroding” everything evenly. This seems counterintuitive, but when everything becomes the cathode and there is no anode, corrosion stops.

A constant supply of nitrite in the system ensures that any bare spots that are created quickly become passivated. However, if there is insufficient nitrite in the chilled water loop, an anode can form in the piping, and again we have the big cathode/little anode corrosion cell. The general guidelines for nitrite-based treatments are for a minimum of 700 ppm of nitrite.

Nitrites are utilized by some bacteria as an energy source. If the closed-loop system becomes contaminated with these bacteria, the nitrite level can decrease rapidly. The bacteria also generate biofilms, which create deposits producing areas that are anodes to the rest of the piping. Adding more nitrite only further accelerates the reproduction of the bacteria, making the problem worse. Systems using nitrite should be regularly tested for the presence of bacteria. In some systems, nonoxidizing biocides such as glutaraldehyde or isothiazoline are added to the treatment to prevent bacterial growth.

Sodium Molybdate. Sodium molybdate is generally classified as an anodic oxidizing inhibitor. Molybdate works with the dissolved oxygen in the water to form a protective ferricmolybdate complex on the steel.

Molybdate treatment levels can be anywhere between 200 ppm and 800 ppm as molybdate. Closed-loop systems that use demineralized water makeup would tend to be on the lower end of this range. Unfortunately, the world supply of molybdate metal tends to be concentrated in areas of historical political unrest, and over the years, molybdate prices have varied dramatically. That price variability can make molybdate treatment competitive with nitrite—or far more expensive.

Ironically, in closed-loop systems that are very tight, dissolved oxygen levels can drop, and thus minimize the effectiveness of a molybdate treatment (which requires dissolved oxygen to form a passive layer). Experts recommend a minimum of 1 ppm of dissolved oxygen in molybdate-treated systems.

Polymer Treatments. Polymer treatments have been used for many years to prevent scale and corrosion product accumulations in open cooling towers. Similar polymers are also now sold for use in closed-loop systems. It appears that the polymer acts as a dispersant for any corrosion products or scale that might form, so it prevents corrosion by keeping the surface clean and ensuring that any dissolved oxygen in the water attacks all surfaces evenly. This produces a general, but overall low level of corrosion.

One of the advantages of this treatment is that it is thought to be very environmentally benign, although as long as the closed-loop system remains closed, there should be no impact on the environment.

Monitoring Closed-Loop Cooling Water

Key to keeping your closed-loop system functioning properly is regular monitoring. Whatever the active agent is in your treatment (nitrite, molybdate, or polymer) the concentration must be regularly monitored. Generally, weekly testing is sufficient unless the levels of the treatment are dropping. (You won’t know that if you are not monitoring regularly.) Because the carbon steel and copper corrosion treatment are typically blended into one product, low levels of treatment may affect more than just the carbon steel piping.

The pH of the water should also be tested regularly. Considering the amount of pH buffering in chemical treatment, the pH of the water should be rock solid. Drops in pH may indicate bacterial contamination, particularly with the nitrite-based treatments. Another thing that can drop the pH is leaks in the system, which bring in fresh demineralized water makeup.

Be on the lookout for other signs of bacterial contamination, such as slimy growth in any sightglass or flow indicators, or septic smells when the sample is collected. Plate and frame heat exchangers have a very large surface and small spacing for heat exchange between the plates. Bacterial contamination can not only seriously affect heat transfer, but it also can cause pinhole leaks in the stainless steel plates. Depending on the pressure of the closed-loop versus open-loop system at this point, the bearing cooling water may leak out, or the open cooling water may leak in.

Remember that it is much easier to prevent bacterial contamination than it is to try to recover from a system that is severely contaminated.

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