Sulfites for Oxygen Control

The sulfite/oxygen reaction is known to be inhibited by some alcohols, phenols, amines, and thiosulfate. Other contaminants or organic treatment chemical such as corrosion inhibitors, scale inhibitors, and biocides may also slow down reaction time. A slow reaction can present a problem at early phases in a system and require the use of catalysts or feeding techniques that provide maximum time for the reaction to occur. The reaction rate for sulfite appears to be the fastest of all of the scavengers, followed by erythorbic acid and DEHA. Slower rates, in general, have been reported for hydroquinone, carbohydrazide, and hydrazine. View full article →

Boiler blowdown, mechanical operation

Introduction

Blowdown is a very important part of any water treatment program. Its purpose is to limit the concentration of impurities in the boiler water. The right amount of blowdown is critical: too much results in energy loss and excessive chemical treatment cost; too little and excessive concentrations of impurities build up. There are no hard and fast rules as to the amount of blowdown because of the variation in water quality varies from place to place. It can range from 1% (based on feedwater flow) to as much as 25%.

TDS

Total Dissolved Solids – TDS is a measurement of boiler contamination and therefore an indicator of when blowdown needs to occur. Actual TDS is measured in ppm (parts per million). The measurement instrument used is based on the boiler water’s conductivity/resistance. Pure water is a very poor conductor of electricity. Water with a high level of TDS conducts electricity quite well. A very sensitive meter converts the electrical signal to ppm -or- depending on the type of meter – an electrical reading is converted from a meter reading to ppm manually on a chart provided by the instrument’s manufacturer.

A common, and much less sophisticated method of TDS “measurement” is a clear-sight-glass that visually indicates the boiler water condition. When the boiler operator sees the water getting dirty, they perform a blowdown.

Common practice may be to simply blowdown the boiler at every shift change for a given period of time. This method may or may not be effective and could be wasting energy from excessive blowdown losses of both heat and boiler chemicals.

Blowdown_ValvesOperation

There are two types of boiler blowdowns -continuous and manual. A continuous blowdown utilizes a calibrated valve and a blowdown tap near the boiler water surface. As the name implies, it continuously takes water from the top of the boiler at a predetermined rate. A continuous blowdown is an optional feature and is not included on all boilers. However, all steam boilers must include a means for manual blowdown as standard equipment. Manual blowdowns allow for the removal of solids that settle at the bottom of the boiler.

Proper blowdown is performed as follows: (Manual)

Blowdown should be done with the boiler under a light load. Open the blowdown valve nearest the boiler first. This should be a quick opening valve. Crack open the downstream valve until the line is warm. Then open the valve at a steady rate to drop the water level in the sight glass ½ inch. Then close it quickly being sure that the hand wheel is backed off slightly from full close to relieve strain on the valve packing. Close the valve nearest the boiler.

Repeat the above steps if the boiler has a second blowdown tapping. Water columns should be blown down at least once a shift to keep the bowls clean. Care should be taken to prevent low water shutdown if this will affect process load. Be sure blowdown piping is not obstructed.

Note: Boilers that operate below 100 psi may have only a single blowdown control valve.

Here are some principles to help establish an effective blowdown program:

  1. In drum-type boilers, the concentration of the water should be controlled by blowdown from the steam drum. Continuous blowdown is preferred.
  2. Also in drum boilers, blowing from the mud drum or bottom headers removes suspended solids from the boiler. Trying to control the concentration of impurities by blowdown from this location can cause a severe disruption of circulation in the boiler, causing damage to the boiler. Bottom blowdown should be of short duration, on a regular basis. These are determined by boiler design, operating conditions and the accumulation rate of suspended solids.
  3. Fire tube boiler blowdown can be either continuous or intermittent. It can be blown down from below the surface or from the bottom. Type, frequency and duration depend on boiler design, operating conditions and the type of water treatment program.

A way to reduce the energy loss is to install a continuous blowdown heat recovery device. These are now economical for blowdowns as low as 500 lb/hr.

For information on blowdown heat recovery.

Blowdown_Separators_HurstBlowdown Separators

Low pressure boilers typically blowdown directly from the boiler to a floor drain. However, even with low pressure boilers the presence of live steam, very hot water and blowing contaminates can be a safety issue. Also, where the boiler drain is connected to a city sewer, local code may require that the blowdown water be cooled to less than 120F before it enters the sewer. This is accomplished by mixing with cold, fresh water.

Blowdown separator take water from the boiler during blowdown and reduce it to atmospheric pressure for disposal. The separator accomplishes this by separating the subsequent flashed steam from the hot water. As the blowdown enters the vessel, it is forced into a centrifugal pattern by means of a striking plate. The steam is vented to the atmosphere through a top connection. Separators are built as per requirements Section VIII of the ASME Code and stamped by the National Board of Pressure Vessel Inspectors.

Blowdown_Separators_Dia

Read this article at http://cleanboiler.org/learn-about/boiler-efficiency-improvement/blowdown/

Calculate boiler water blowdown flow

To control the level of total dissolved solids (TDS) within the boiler

As water is boiled within the boiler and steam is produced, then the solids remain in the water and concentrate. Thus, over time the level of total dissolved solids (TDS) increases. Further evaporation causes these dissolved solids to come out of solution, and to produce suspended solids (sludge). As the dissolved solids increase there is a risk of ‘carry over’ of boiler water into the steam. It is therefore extremely important to control the level of Total Dissolved Solids. This is achieved by either continuous or intermittent blow down. Manual bottom blow down through the main bottom blow down valve should still be carried out at regular intervals to remove sludge.

Manual Control of TDS and Blowdown

Time
Boiler Water TDS Maximum Allowable Average

Automatic Control of TDS and Blowdown

Time
Boiler Water TDS Maximum Allowable Average

Boiler Water TDS Boiler Water TDS

How to calculate the required blowdown rate of a boiler

Blowdown rate =

𝐹𝐹 × 𝑆𝑆 Where: 𝐵𝐵−𝐹𝐹F

 

For example:

To keep a steam boiler producing 4000 kg/hr of steam below 3500 ppm TDS when fed from a feed tank having a TDS of 80ppm, it will need to blowdown at least;

F 80 ppm 80 × 4000 S 4000 kg/hr 3500 80
B 3500 ppm

Typical permissible levels of boiler water TDS

= 93.6 kg/hr

Feed tank TDS in ppm

Actual boiler steam production in kg/hr

Maximum TDS allowed in the boiler in ppm

Type of Boiler

TDS level in parts per million (ppm)

Water tube – High Pressure

1,000

Vertical shell

2,500

Modern packaged 3 pass

3,000

Older economic 2 pass

4,500

Water tube – Low Pressure

5,000

Lancashire

10,000

Read more at http://byworth.co.uk/wp-content/uploads/2015/06/Best-Practice-in-Boiler-Water-Treatment-Part-21.pdf

Diseno de succion y descarga de bombas de dosificacion de quimicos

Sistema de tubería de succión de la bomba

 La tubería debe ser distribuido de modo no hay puntos altos ocurren donde pueden formar vapor bolsillos. bolsas de vapor reducen el área de flujo efectiva de la tubería y por lo tanto hacen cebado y funcionamiento de la bomba difícil. Vent cualquiera de los puntos altos inevitables y proporcionar calibre y drenar las conexiones adyacentes a la bomba.

 Tamaño de línea

Muchos de los problemas de la bomba de resultado de una línea de succión que es demasiado pequeño en el diámetro, o demasiado largo. La tubería de succión debe ser del siguiente modo para proporcionar una transición suave del flujo de fluido y dar lugar a pérdidas de tuberías de fricción reducidos:

Ser corta y directa

  • Ser de una a dos veces más grande que la bomba conexión de aspiración. Utilice reductores de tubería tipo excéntricas en la bomba con el lado plano hacia arriba para evitar una bolsa de vapor posible.
  • Contener un número mínimo de vueltas. Cumplir con las vueltas necesarias con los codos de radio largo o laterales.

 

 Sistema de bomba Tubería de Descarga

 A continuación se enumeran los requisitos fundamentales para un sistema de tuberías de descarga.

La tubería no debe ser menor que la conexión de descarga de la bomba, y debe:

  • Ser lo más corta y directa posible.
  • Sea uno a dos tamaños más grandes que la conexión de descarga de la bomba con multiplicadores utilizados en la bomba.

Contener un número mínimo de vueltas. Llevar a cabo cualquier vueltas necesarias con los codos de radio largo o laterales.

  • Estar provisto de calibre y de drenaje conexiones adyacentes a la bomba.

 

Todo alternativo de desplazamiento positivo bombas suministran fluido y construir presión hasta que se tomen medidas para controlar y estabilizar el trabajo de la bomba o se produce un fallo. Para proteger la bomba, tuberías, y personal de los peligros asociados con el funcionamiento de una bomba de “desplazamiento positivo” contra una “cabeza muerta” una válvula de alivio de seguridad siempre debe ser proporcionado entre la bomba y la válvula de descarga.

 

La válvula de seguridad debe estar dimensionado para pasar toda la capacidad de la bomba y la presión de apertura debe ser fijado en el 10 por ciento sobre la presión de descarga de trabajo especificado y tienen una presión de acumulación no superior a 110 por ciento de agrietamiento presión.

La conexión de salida de la válvula de alivio de seguridad ideal sería que se canaliza de vuelta al recipiente de suministro de aspiración. Tubería de nuevo a la tubería de succión puede causar discontinuidades en el flujo de la tubería de succión que puede resultar en un mal funcionamiento de la bomba y daños. En caso de que sea necesario tubería de la válvula de seguridad de nuevo a la tubería de succión, la conexión en el tubo de succión debe tener un mínimo de diámetros de tubería 10 de aspiración de longitud de vuelta hacia el recipiente de suministro de aspiración alejado de la conexión de aspiración de la bomba. Esto permitirá que cualquier discontinuidad de flujo creado por el flujo de la válvula de alivio en la succión

tubería para ser suavizadas por el tiempo y efecto viscoso.

 

Una línea de derivación de descarga de la tubería de descarga de la bomba de vuelta al recipiente de suministro de aspiración permite la lubricación para llegar a las partes críticas de la bomba y duro durante el inicio, sin someterlos a cargas altas y permite que todas las cámaras de bombeo cilindro de fluido a convertirse totalmente cebadas.

Una línea de derivación con una válvula de cierre se debe instalar en la tubería de descarga entre la bomba y la válvula de retención de vuelta a la fuente de suministro de aspiración, no en la línea de succión de la bomba para evitar la discontinuidad del flujo.

Instalar una válvula de retención de descarga allá de la conexión de derivación para proteger la bomba de presión del sistema de descarga durante los periodos de inactividad de la bomba y el arranque de la bomba.

Las descargas piping “puntos muertos” deben ser evitados o provisto de dispositivo de amortiguación. Este tipo de característica puede ser responsable de los armónicos de tuberías indeseables y puede contribuir a niveles elevados de vibración y ruido.

Para algunos servicios las fluctuaciones de presión de la bomba o de flujo naturales pueden no ser apropiados. En estos casos, es prudente utilizar un amortiguador de pulsaciones de la instalación. Para una eficacia máxima del amortiguador debe ser montado adyacente al cilindro de fluido de la bomba. Recomendaciones para el tamaño de amortiguador y el tipo pueden obtenerse de fabricantes mojadores basado en detalles de tipo de bomba y tamaño, las condiciones de servicio, y el sistema de tuberías.

Instalar bridas o uniones como cerca de la bomba como sea práctico para permitir la eliminación cilindro de fluido durante el mantenimiento.

se requieren válvulas de cierre en ambas líneas de succión y descarga para aislar la bomba cuando se requiere mantenimiento. Ellos deben ser de diseño apertura completa, tal como una válvula de compuerta. Cuando la conexión de dos o más bombas a una aspiración común

y / o línea de descarga de cuidado ejercicio para prevenir una onda de presión mutuallly de refuerzo que se produzcan durante el funcionamiento. Esto se puede lograr mediante la adición de las capacidades de todas las bombas que operarán simultáneamente para determinar las velocidades de línea para el dimensionamiento de la tubería y el cálculo de la cabeza de aceleración. La mejor manera de evitar una onda de presión de refuerzo mutuo es instalar las líneas de succión y de descarga independientes para cada bomba.

La Figura 31 proporciona un ejemplo de las recomendaciones esbozadas en la sección anterior para un sistema de tubería de la bomba apropiada, mientras que la Figura 32 proporciona un ejemplo de una configuración no apropiado sistema de tubería de la bomba.

 

Metering pump suction and discharge design

Pump Suction Piping System

 

Piping should be laid out so no high points occur where vapor pockets may form. Vapor pockets reduce the effective flow area of the pipe and consequently make pump priming and operation difficult. Vent any unavoidable high points and provide gauge and drain connections adjacent to pump.

 

Line Size

 

Many pump problems result from a suction line that is too small in diameter, or too long. Suction piping should be as follows to provide a smooth transition of fluid flow and result in reduced piping friction losses:

 

Be short and direct

  • Be one to two sizes larger than pump suction connection. Use eccentric type pipe reducers at pump with flat side up to avoid a possible vapor pocket.
  • Contain a minimum number of turns. Accomplish necessary turns with long radius elbows or laterals.

 

 

Pump Discharge Piping System

 

Listed below are the fundamental requirements for a discharge piping system.

Piping should not be smaller than pump discharge connection, and should:

  • Be as short and direct as possible.
  • Be one to two sizes larger than pump discharge connection with increasers used at pump.

Contain a minimum number of turns. Accomplish any necessary turns with long radius elbows or laterals.

  • Be provided with gauge and drain connections adjacent to pump.

 

All positive displacement reciprocating pumps deliver fluid and build pressure until action is taken to control and stabilize the pump’s work or a failure occurs. To protect pump, piping, and personnel from hazards associated with operating a “positive displacement” pump against a “dead head” a safety relief valve should always be provided between the pump and discharge valve.

 

The safety relief valve should be sized to pass the entire pump capacity and the cracking pressure should be set at 10 percent over the specified working discharge pressure and have an accumulation pressure not exceeding 110 percent of cracking pressure.

The safety relief valve outlet connection should ideally be piped back to the suction supply vessel. Piping back to the suction pipe can cause discontinuities in the suction pipe flow that can result in poor pump operation and damage. Should it become necessary to pipe the safety relief valve back to the suction piping, the connection into the suction pipe should be a minimum of 10 suction pipe diameters in length back toward the suction supply vessel away from the pump suction connection. This will allow any flow discontinuity created by the relief valve flow into the suction

pipe to be smoothed out by time and viscous effect.

 

A discharge bypass line from pump discharge piping back to the suction supply vessel permits lubrication to reach critical pump and drive parts during startup without subjecting them to high loads and allows all fluid cylinder pumping chambers to become fully primed.

A bypass line with a shut-off valve should be installed in discharge piping between pump and check valve back to suction supply source, not into the pump suction line to prevent flow discontinuity.

Install a discharge check valve beyond the bypass connection to protect pump from discharge system pressure during pump idle periods and pump startup.

Discharges piping “dead ends” are to be avoided or provided with dampening device. This type of feature can be responsible for undesirable piping harmonics and can contribute to elevated levels of vibration and noise.

For some services the natural pump pressure or flow fluctuations may not be appropriate. In these cases it is prudent to use a pulsation dampener for the installation. For maximum effectiveness the dampener should be mounted adjacent to the pump fluid cylinder. Recommendations for dampener size and type can be obtained from dampener manufacturers based on details of pump type and size, service conditions, and piping system.

Install flanges or unions as close to the pump as practical to allow for fluid cylinder removal during maintenance.

Shut-off valves are required in both suction and discharge lines to isolate pump when maintenance is required. They should be of full opening design, such as a gate valve. When connecting two or more pumps to a common suction

and/or discharge line exercise care to prevent a mutuallly reinforcing pressure wave from occurring during operation. This can be achieved by adding the capacities of all pumps that will operate simultaneously to determine line velocities for sizing pipe and calculating the acceleration head. The best way to avoid a mutually reinforcing pressure wave is to install independent suction and discharge lines to each pump.

Figure 31 gives an example of the recommendations outlined in the previous section for an appropriate pump piping system, while Figure 32 provides an example an inappropriate pump piping system configuration.

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/

 

Porque debe instalar un controlador de la purga de una caldera

Antecedentes

Para reducir los niveles de sólidos disueltos totales y suspendidos en una caldera, agua periódicamente es descargada o purgada. Altos contenido de sólidos disueltos pueden conducir a la formación de espuma y arrastre de agua de la caldera en el vapor. Esto podría generar golpes de ariete, que pueden dañar tuberías, trampas de vapor, o equipos de proceso. La purga de superficie elimina sólidos disueltos que se acumulan cerca de la superficie del líquido de la caldera y, a menudo, es un proceso continuo.

Sólidos suspendidos y disueltos también pueden formar lodo. Lodos deben eliminarse ya que reducen la capacidad de transferencia de calor de la caldera, dando por resultado baja eficiencia de conversión de combustible a vapor y danos a contenedores presurizados. Los lodos se elimina por purga de lodos o fondo.

Durante el proceso de purga de superficie, una cantidad controlada de agua de la caldera, que contiene concentraciones altas de sólidos disueltos, se descarga en el alcantarillado. Además de desperdiciar agua y productos químicos, el proceso de purga desperdicia energía de calor, porque el líquido de purga esta a la misma temperatura que el vapor producido, aproximadamente 366 ° F para 150-pounds-per-square-inch-gauge (psig) vapor saturado, y los sistemas de recuperación de calor de purga, si están disponibles, no son 100% eficientes. (Residuos de calor puedes ser recuperado a través de un intercambiador de calor de purga o un tanque flash en combinación con un sistema de recuperación de calor.

Ventajas de los Sistemas de Control Automático

Con control manual de purga de superficie, no hay ninguna manera de determinar la concentración de sólidos disueltos en el agua de la caldera, ni la tasa de purga óptima. Los operadores no saben cuándo purgar ni por cuanto tiempo. Además, utilizando una tasa fija de purga no se toman en cuenta los cambios del agua de alimentación ni las condiciones del agua de alimentación, o las variaciones en la demanda de vapor o condensado de retorno.

Un sistema de control de purga automática optimiza las tasas de purga de superficie regulando el volumen de agua descargada de la caldera en función de la concentración de sólidos disueltos presentes. Los sistemas de control automático de purga de superficie mantienen la química del agua dentro de límites aceptables, mientras se minimiza la purga y la reducción de las pérdidas de energía. Ahorros de costo provienen de la reducción significativa en el consumo, disposición, tratamiento y calentamiento de agua.

Cómo funciona

Con un sistema de control de purga automática, sondas de alta o baja presión se utilizan para medir la conductividad. Las sondas de conductividad retroalimentan a un controlador de purga que compara la conductividad medida con un valor de consigna y luego transmite una señal de salida que llega a una válvula de purga.

La conductividad es una medida de la corriente eléctrica llevada por iones positivos y negativos cuando se aplica un voltaje a través de electrodos en una muestra de agua. Conductividad aumenta cuando aumentan las concentraciones de iones disueltos.

La corriente medida es directamente proporcional a la conductividad específica del fluido. Sólidos disueltos totales, sílice, concentraciones de cloruro, o alcalinidad, contribuyen a las medidas de conductividad. Estas especies químicas son indicadores fiables de sales y otros contaminantes en el agua de la caldera.

Aplicaciones

Calderas sin un sistema de recuperación de calor de purga y con tasas de purga alta ofrecen el mayor potencial de ahorro de energía. La tasa de purga óptima es determinada por una serie de factores, incluyendo el tipo de caldera, presión de trabajo, tratamiento de agua y calidad del agua de reposición. El ahorro también depende de la cantidad de condensado a la caldera. Con un bajo porcentaje de retorno de condensado, se necesita más de reposición de agua y se requiere purga adicional. Las tasas de purga de calderas a menudo van desde 1% al 8% de la tasa de flujo de agua de alimentación, pero pueden ser tan altas como 20% para mantener los límites de sílice y de alcalinidad cuando el agua de reposición tiene un contenido alto de sólidos.

Ejemplo de rendimiento y precio

Para una caldera de 100.000 libras por hora (lb / hr) de vapor, disminuyendo la tasa de purga requerida de 8% a 6% de la tasa de flujo de agua de alimentación, se logran reducir los requerimientos de agua de reposición por aproximadamente 2.300 libras/hr. El ahorro anual de energía, agua y productos químicos debido a las reducciones de tasa de purga por un sistema de muestra se resume en la tabla a continuación. En muchos casos, estos ahorros pueden proporcionar un período de recuperación simple de 1 a 3 años de la inversión en un sistema de control de purga automática.

Ahorros a través de la instalación del sistema de Control de purga automática

Reducción de purga, lb/hr

Ahorro anual de $

Combustible

Agua y productos químicos

Total

1.000

27.200

4.200

31.400

2.000

54.400

8.400

62.800

4.000

108.800

16.800

125.600

 

La compra e instalación de un sistema de control de purga automática puede costar entre $2.500 y $6.000 (Paquete de Control de caldera). El sistema completo consiste en una sonda de presión baja y alta conductividad, compensación de temperatura, controlador y una válvula de purga. Algunos sistemas están diseñados para controlar la conductividad de agua de alimentación y purga de múltiple calderas. El costo total del sistema de purga automático es dependiente de la presión de trabajo del sistema y las opciones de diseño y las prestaciones especificadas.

Prácticas recomendadas

La sociedad americana de ingenieros mecánicos (ASME) ha desarrollado un consenso sobre las prácticas operativas para la purga de la caldera. Secciones VI y VII de la caldera de ASME y código del recipiente de presión describen las prácticas recomendadas. La caldera de ASME y código del recipiente de presión pueden solicitarse a través de la Página Web de ASME www.asme.org .

Puede descargar el documento original del Departamento de energía de los Estados Unidos

Fundamentos de la Medicion de la Conductividad de Calderas

Mientras una caldera genera vapor, impurezas que están en el agua de alimentación de la caldera y, que no son arrastradas por el vapor generado, se concentrarán en el agua de la caldera.

Dentro de la caldera el calor genera burbujas de vapor dentro del agua. Estas burbujas flotan y se rompen al llegar a la superficie del agua, liberando el vapor. Como los sólidos disueltos están cada vez más concentrados, las burbujas de vapor tienden a ser más estables, pudiendo explotar cuando llegan a la superficie del agua de la caldera. Llega un punto (dependiendo de la presión de la caldera, el tamaño y la carga de vapor) donde una parte sustancial del espacio de vapor en la caldera se llena de burbujas y espuma es arrastrada por el vapor.

Esto no es deseable no sólo porque el vapor es demasiado húmedo cuando sale de la caldera, sino que contiene agua de la caldera con un altos nivele de sólidos disueltos y tal vez suspendidos. Estos sólidos contaminarán las válvulas de control, intercambiadores de calor y trampas de vapor, afectando el funcionamiento y operación del sistema.

La generación de espuma puede tener varias causas; altos niveles de sólidos en suspensión, alta alcalinidad o contaminación por aceites y grasas, pero la causa más común de contaminación cruzada (siempre y cuando estos factores se controlan adecuadamente) es un alto nivel de sólidos disueltos totales (TDS). Un control cuidadoso del nivel de TDS del agua de la caldera, junto con la atención a otros factores, debería reducir al mínimo el riesgo de formación de espuma y arrastre.

El TDS se puede expresar de diversas unidades y tabla siguiente da algunas conversiones aproximadas de TDS en ppm a otras unidades.

Grados Baumé y grados Twaddle (también deletreado Twaddell) son escalas alternativas al hidrómetro.

Muestreo del agua de la caldera

La medición de TDS puede ser medido ya sea por; Tomar una muestra y determinar el TDS fuera a la caldera, o por un sensor dentro de la caldera que proporciona una señal a un monitor externo.

Toma de muestras para análisis externo

Cuando se toma una muestra de agua de la caldera es importante asegurarse de que es representante. No se recomienda tomar la muestra del medidor de nivel de vidrio o cámaras de control externo; el agua aquí es relativamente puro condensado formado por la continua condensación de vapor en el cristal externo / cámara. Asimismo, muestras de cerca de la conexión de entrada de agua de alimentación de caldera son capaces de dar una lectura falsa.

Hoy en día, la mayoría de los fabricantes instalan una conexión de purga de TDS, y es generalmente posible obtener una muestra representativa de este lugar.

Si simplemente se extrae agua de la caldera, una proporción del agua se flashea ya que la presión de vapor se reduce rápidamente. No sólo es potencialmente muy peligroso para el operador, sino cualquier análisis posterior será también incorrecto, debido a la pérdida del vapor flasheado, la muestra se concentra.

Puesto que una muestra fresca es necesaria para el análisis, un enfriador de muestra ahorra tiempo y favorece pruebas más frecuentes.

Un enfriador de muestra es un intercambiador pequeño de calor que utiliza agua fría para enfriar la muestra de agua de purga.

 

Método de conductividad

La conductividad eléctrica del agua también depende del tipo y cantidad de sólidos disueltos que contiene. Puesto que la acidez y la alcalinidad tienen un gran efecto sobre la conductividad eléctrica, es necesario neutralizar la muestra de agua de la caldera antes de medir su conductividad. El procedimiento es el siguiente:

  • Añadir unas gotas de solución indicadora de fenolftaleína a la muestra refrigerada (< 25° C).
  • Si la muestra es alcalina, se obtiene un color morado fuerte.
  • Añadir ácido acético (típicamente 5%) gota a gota para neutralizar la muestra, mezclar hasta que el color desaparezca.  

Ejemplo

Conductividad de una muestra neutralizada a 25 ° C = 5.000 Μ S/cm

                                                                            TDS = 5, 000x0.7 Μ S/cm

                                                                           TDS = 3.500 ppm

Alternativamente, el medidor de conductividad compensada por temperatura que se muestra a continuación es conveniente para el uso hasta una temperatura de 45 ° C. Es necesario medir la conductividad del agua de caldera dentro de la caldera o en la línea de purga. Obviamente, las condiciones son muy diferentes a las de la muestra obtenida a través de la muestra más fresca que será enfriada y posteriormente neutralizada (pH = 7). Los aspectos principales son la diferencia de la gran temperatura y pH alto. Un aumento de temperatura resulta en un aumento en la conductividad eléctrica. Para el agua de la caldera, la conductividad aumenta a un ritmo de aproximadamente 2% (del valor a 25° C) para cada aumento de 1° C de temperatura. Esto puede escribirse como:

               Σ T = Σ 25 [1 + α (T-25)] Σ T = conductividad a la temperatura T (μs / cm)

                Α = Coeficiente de temperatura, por ° C (típicamente 0.02 / ° C o 2% ° C)

               T = temperatura (° C)

Una muestra de agua de la caldera tiene una conductividad no neutralizada de 5 000 μS / cm a 25° C. ¿Cual es la conductividad del agua de caldera a 10 bar g?

         A 10 bar g, la temperatura de saturación = 184 ° C (a partir de tablas de vapor)

                                          Σ T = 5.000 [1+0.02(184-25)]

Esto significa que los efectos de la temperatura que se corregirán en el controlador de purga, compensación automática de temperatura, o suponiendo que la presión de la caldera (y por lo tanto temperatura) es constante. Las pequeñas variaciones en la presión de la caldera durante las variaciones de la carga tienen un efecto relativamente pequeño, pero si se precisan lecturas de TDS en calderas que funcionan a presiones variadas, entonces compensación automática de temperatura es esencial.

Constante de la célda

Donde: K = constante de celda (cm)

En el ejemplo anterior la conductividad del agua de caldera fue 20 900 μs / cm. Una constante de celda de 0.3, ¿cuál es la resistencia medida por el regulador?

Resistencia = 14,4 Ohm  

Por lo tanto es necesario utilizar un voltaje de corriente alterna para medir la resistencia de la sonda, el cual es el método preferido en los controladores de purga. Una frecuencia relativamente alta (por ejemplo 1 000 Hz) es necesaria para evitar la polarización por alta conductividad del agua de la caldera.

Mientras que la conductividad del agua de caldera se convierte en una resistencia a través de la sonda, no puede medirse usando un medidor de resistencia de Corriente Continua simple. Si se aplica una tensión a la sonda, burbujas de oxígeno e hidrogeno se forman en la superficie debido a la electrólisis del agua. Este efecto, llamado polarización electrolítica, provoca resistencia mayor a medir.

                                       Σ = Conductividad (S/cm)

                                       R = resistencia (ohmios)

  Conductividad y la resistencia están relacionadas por la constante de celda, como se ve en la siguiente ecuación:

Mientras más se aleje la punta de la sonda de cualquier parte de la caldera, mayor será la constante de la célda. Diferencias en la constante de la célda se toman en consideración cuando se 'calibra' el controlador.

Una sonda para medir la conductividad de un líquido tiene una constante de la célda. El valor de esta constante depende de la disposición física de la sonda y la ruta eléctrica a través del líquido.

                                                      Σ T = 20.900 μs/cm

                                         Σ 25 = conductividad a 25 ° C (μs / cm)

Donde:

Medición de la conductividad en la caldera

      TDS = 3.500 ppm

Conductividad de una muestra neutralizada en 25 ° C = 5.000 Μ S/cm

Nota: Esta relación sólo es válida para una muestra neutra a 25 ° C.

TDS (ppm) = (conductividad en μS/cm) x 0,7

El TDS en ppm es aproximadamente como se muestra en la ecuación:

Donde:

R = resistencia (ohmios)

K = constante de celda (cm)

                                               Σ = Conductividad (S/cm)

En el ejemplo anterior la conductividad del agua de caldera fue 20 900 μs / cm. Una constante de celda de 0.3, ¿cuál es la resistencia medida por el regulador?

Resistencia = 14,4 Ohm