Tratamiento de Agua para Calderas

 

 

 

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ÍNDICE OBJETIVOS INTRODUCCIÓN  AGUAS NATURALES: IMPUREZAS Y PROBLEMAS ……………………………

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Formación de depósitos ……………………………………………………… 11 Corrosión por oxidación del metal …………………………………………… 12  Fragilización cáustica …………………………………………………………. 14  Formación de espumas ……………………………………………………….. 14  SÓLIDOS DISUELTOS ……………………………………………………………….. 15  Las impurezas en el agua de alimentación se concentran en la caldera ... 15 Ciclos de concentración ………………………………………………………. 17  Dureza del agua ………………………………………………………………. 18  Corrosión del sistema de condensado ……………………………………. 19   ARRASTRE DE AGUA ……………………………………………………………….. 20  Generalidades …………………………………………………………………. 20  Recuperación de calor de la purga continua ……………………………… 21  Que tan pura debe ser el agua de alimentación ………………………….. 21  ………………………………………………… …………………… 22   Acarreo de agua en el vapor ……………………………

 Acarreo de Humedad ………………………………………………………… 22   Acarreo de espuma ……………………………………………………………. 23   Arrastre de Agua ………………………………………………………………. 24   ACARREO DE SÓLIDOS DISUELTOS ……………………………………………. 25  1

 

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 Acarreo de sílice ………………………………………………………………. 25  Determinación del volumen acarreado …………………………….. 25   Acarreo en base a la alta conductividad …………………………… 26  Factores que influyen en el arrastre de sólidos ………………….. 26  CORROSION ………………………………………………………………………….. 27  Eliminación del oxigeno del agua de alimentación ………………………. 27  Deareadores …………………………………………………………………… 28  Control del deareador ………………………………………………… 29  Remocion del oxigeno por metodo químico ……………………………… 30  Corrosion en el condensado ………………………………………………… 31  Control del co2 con aminas neutralizantes ………………………………… 31  Control del co2 con aminas que forman película …………………………. 32  TRATAMIENTOS PREVIOS A LA CALDERA (EXTERNOS) …………………….. 33  Cloro …………………………………………………………………………….. 33  Filtros de arena ……………………………………………………………….... 34  Filtro de carbón activado ……………………………………………………… 35   Ablandamiento por intercambio iónico ……………………………………… 36  Intercambio catiónico …………………………………………………. 36  Zeolita …………………………………………………………………… 37   Ablandamiento por intercambio aniónico …………………………… 43   Ablandamiento por el proceso de cal sodada en frío …………… 45  2

 

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 Ablandamiento por el proceso cal sodada en caliente …………… 46  Osmosis inversa ………………………………………………………. 47  TRATAMIENTO DE AGUA …………………………………………………………… 48   Agua de repuesto …………………………………………………………….. 48  Tratamiento interno del agua ………………………………………………… 49  Formación de depósitos ………………………………………………………. 49  Incrustación …………………………………………………………………….. 50  Problemas causados por la incrustación ……………………………. 51  Lodos …………………………………………………………… 52  Sólidos totales en suspensión (tsd) ………………………... 52   Aplicación de tratamientos de agua ……………………………………….. 53   Agentes de tratamiento interno ……………………………………………… 55  PURGAS ……………………………………………………………………………….. 64  Consecuencias por defecto de la purga …………………………………….. 64  Conservación de energía mediante un control adecuado de la purga ……65  Purgas de fondo ………………………………………………………………. 65  Calculo de purga ……………………………………………………………… 66  POTENCIAL DE HIDRÓGENO (pH) ……………………………………………….. 69  CONCLUSIONES BIBLIOGRAFICA 3

 

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OBJETIVOS GENERAL  Analizar las actividades que se desarrollan en los diferentes sistemas de tratamiento de aguas para calderas. Esto se hace con el fin que el participante adquiera las competencias necesarias para: diseñar, operar y mantener sistemas de tratamiento de aguas para calderas de una forma óptima y segura.

ESPECÍFICOS 1. Conocer los fundamentos del comportami comportamiento ento del agua al interior de los generadores de vapor y las ventajas que conlleva para estos un buen diseño y aplicación de un programa de tratamiento del agua. 2. Conocer las consecuencias que conlleva un incorrecto procedimiento de tratamiento de agua. 3. Aplicar los mét métodos odos y elementos necesarios para el tratamiento de agua por medio de químicos. 4. Identificar los diferentes requerimientos específicos para el agua usada en calderas. 5. Identificar los principales métodos de ttratamiento ratamiento de agua en Calderas y Generadores de vapor. 6. Analizar los tipos de agua y su debido trat tratamiento. amiento. 7. Analizar la calidad del agua en una caldera. 8. Identificar los problemas más frecuentes en lo referente a la calidad del agua y que pueden influir en la operación de la caldera.

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INTRODUCCIÓN La eficiencia con que operan las calderas de vapor, y por consiguiente el costo de operación que estas tienen, así como la seguridad con que operan y el tiempo de vida útil que poseen, depende de gran medida de la calidad del agua con que se alimentan. El tratamiento que se requiere dar al agua, tanto del externo como el interno, debe ser diseñado y efectuado por personal capacitado para asegurar que los efectos nocivos de los compuestos acarreados por el agua sean reducidos al mínimo.

Por lo anterior, es necesario que el personal operativo de los sistemas de generación distribución vapor conozca los fundamentos comportamiento del agua al yinterior de los de generadores de vapor y las ventajasdel que conlleva para sus diseños un buen diseño y aplicación de un programa de tratamiento del agua.

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AGUAS NATURALES: IMPUREZAS Y PROBLEMAS

El agua pura no existe en la naturaleza ya que se encuentra contaminada por diferentes sustancias presentes en el medio ambiente; de hecho, algunas de las propiedades y particularidades atribuidas al agua son en realidad función de sus contaminantes. Es por lo que términos a ella asociados, como dura, ácida o básica, clara o turbia, se deben a las características resultantes de la suspensión y/o disolución de los diferentes contaminantes, El examen visual del agua no da, para la mayoría de las situaciones, ninguna información concerniente a las impurezas que contiene, porlalocuantificación que para valorar la adecuación del agua al uso deseado resulta imprescindible físicoquímica de sus contaminantes. En el agua pueden existir gases disueltos, los cuales normalmente estarán en pequeñas cantidades y tendrán un origen atmosférico. De entre los que se encontrarán en mayor cantidad, y que afectarán de manera más importante a la corrosión metálica, debemos citar al oxígeno y al dióxido de carbono, por lo que éstos deberán ser controlados, en el contexto del agua de alimentación a las calderas. La concentración en el agua de los gases disueltos de origen atmosférico es función de la presión parcial de los mismos, por lo que su solubilidad, al considerar la ley de Henry, indica que sólo encontrar en disolución pocos miligramos por litro (alrededor de deberíamos 10 ppm o menos). Sin embargo, y en unos la práctica, esta cantidad puede ser mucho mayor debido al proceso de respiración de las plantas existentes en el agua natural y a los procesos de descomposición bacteriana. Como resultado de ello, la cantidad de dióxido de carbono puede llegar a ser de varios cientos de ppm y, consecuentemente, el ácido carbónico generado permitirá que el agua disuelva grandes cantidades de diferentes minerales insolubles, originando un aumento de su contaminación. Además de los gases disueltos, la contaminación del agua de origen atmosférico puede verificarse por la disolución de partículas de polvo. disueltas. Sin embargo, éstasenocontamina será la causa principal de la presencia de impurezas El agua de sales y minerales, 6

 

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materia sólida disuelta, en general, por el proceso de extracción sólido- líquido que realiza sobre la tierra. La concentración de tales impurezas es variable y depende del lugar por el que el agua discurre y se almacena, por lo que existirá diferente contaminación al analizar agua de ríos, lagunas y pantanos, por ejemplo, y será también diferente en función de la ubicación geográfica de los anteriores, así como de la forma en que aparece: no será igual el agua de origen superficial, que el agua que se filtra y percola a través del terreno. Es por lo anterior que la cantidad de materia inorgánica disuelta puede ser muy grande y variable, si bien la cantidad de los componentes individuales será función, en general, no sólo del origen geológico, sino también de la presencia o ausencia de otros minerales y sustancias disueltas. Así, el carbonato cálcico presente como óxido de calcio puede hacerse altamente soluble como bicarbonato por la existencia de dióxido de carbono. La importancia que el dióxido de carbono  juega en la anterior reacción es evidente, pues en agua pura la solubilidad del carbonato es sólo de alrededor de 30 ppm, mientras muchas aguas naturales pueden llegar a contener bicarbonato cálcico en cantidad equivalente a varios cientos de ppm de carbonato. La materia orgánica que pudiera existir en el agua superficial tiene su origen en los procesos de descomposición de las plantas. Los complejos productos orgánicos que se generan son clasificados habitualmente como ácidos fúlvico y húmico. Las sustancias generadas son responsables de la coloración oscura, si bien la ausencia de coloración no necesariamente indica ausencia de materia orgánica disuelta. La existencia de materia orgánica disuelta en el agua puede impedir o hacer inadecuado el proceso que se hubiera diseñado para reducir sales y minerales. Para obviar este inconveniente, primero habrá de ser realizado un tratamiento específico, cuya finalidad sea la eliminación de la materia orgánica disuelta, máxime si la finalidad del agua tratada es alimentar, por ejemplo, calderas de vapor. Por otro lado, la mayoría de las aguas superficiales contienen cantidades variables de materia en suspensión, generalmente expresada en ppm cuando la concentración es grande, y como turbidez cuando la concentración es baja. Este 7

 

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tipo de contaminación debe ser completamente eliminada del agua bruta de alimentación por su tendencia a producir barros o lodos, ya que éstos además de generar incrustaciones, corrosión y ensuciamiento de las líneas de vapor, también provocan obturaciones en circuitos auxiliares de descarga. En general, la eliminación de una parte de las sustancias suspendidas en el agua no es problemática ni conlleva un significativo coste adicional, aunque lógicamente ello será función de las características físico-químicas de las mismas. Los problemas más frecuentes en lo referente a la calidad del agua y que influyen en la operación de la caldera son: 1. Formación de depósitos. 2. Corrosión por oxidación del metal. 3. Fragilizarían caustica. 4. Formación de espumas.

Tabla No. 1 Parámetros y contaminantes habituales del agua

Parámetro Turbidez

Color

pH Conductividad

Represent ación

Problema Típico

Deposiciones en las líneas de agua, equipos y calderas Puede generar espumación en las Unidades de calderas. Obstaculiza color los métodos de precipitación Disolución y [H+] precipitados de metales NTU

mS

Resultado 8

de

Tratamiento Corrector Coagulación, sedimentación, filtración

Coagulación, filtración, cloración, adsorción.

Neutralización ácidos y bases.

los Todo

proceso

con que

 

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sólidos ionizables, la reduzca los sólidos conductividad alta disueltos. Procesos del puede aumentar las cal-sosa.

Sólidos disueltos

Sólidos suspendidos

Dureza

 Alcalinidad

TDS

TSS

características corrosivas del agua  Altas concentraciones de materia total disuelta determinado por evaporación, interfieren en los procesos de tratamiento y generan espumas en las calderas

Desmineralización.

Procesos de cal, intercambio iónico, ósmosis inversa, electrodesionización, destilación.

La materia no disuelta suspendida determinada gravimétricamente, tapona las líneas de Filtración, coagulación, circulación de los sedimentación fluidos, y produce depósitos e incrustaciones en las líneas y equipos de vapor

Principales causantes de las incrustaciones en los equipos de intercambio de calor, Ca y Mg generan cuajadas con los jabones y posteriormente barros y lodos. Formación de espumas y transporte Expresada como CaCO3 de sólidos el vapor. Promueven 9

 Ablandamiento, ósmosis inversa, intercambio iónico, tratamiento interno, agentes activos a las superficies. Procesos de cal sosa, acidificación, intercambio iónico,

la ósmosis

inversa,

 

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fragilidad del acero de electrodesionización, las calderas. destilación. Generación de CO2

Dióxido carbono

de

CO2

Oxigeno

O2

Grasas

Expresado como grasa o materia extraida al cloroformo

Sulfatos

Cloruros

Nitratos

Sílice

SO4 -

Cl-

NO3

SiO2

por los carbonatos y bicarbonatos y potencial fuente de corrosión. Corrosión en las líneas de agua y particularmente las de vapor y condensados. Corrosión en las líneas de agua, equipos de intercambio de calor,

Desagasificación, neutralización bases y aminas.

con

Desagasificación, sulfito sódico, inhibidores de la calderas y circuitos de corrosión retorno de condensados. Costras, lodos y espumas en las Separadores de grasas, calderas. Dificulta la coagulación, filtración. transferencia de calor.  Añade sólidos al agua. Combinado con el Procesos calcio forma desmineralización, incrustaciones de sulfato de calcio.  Añade sólidos al agua y aumenta las características corrosivas del agua.  Añade sólidos al agua, es útil para controlar la fragilidad metálica de la caldera. Genera incrustaciones de

las 10

calderas

de

destilación Procesos desmineralización, destilación.

de

Procesos desmineralización, destilación

de

 Adsorción, intercambio

y iónico, destilación

 

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circuitos de calor. Puede generar color y Coagulación, es fuente de Hierro

Fe+2 y Fe+3

filtración,

precipitados y lodos en intercambio agentes activos iónico, a las las líneas de agua y superficies vapor.

FORMACIÓN FORMAC IÓN DE DEPÓSITOS La incrustación es indeseable ya que al formar una capa en los tubos y demás componentes equipo, evitan la transmisión calor. Los depósitos se producen por del sólidos suspendidos que el aguaefectiva pueda del contener y principalmente por formación de depósitos de sulfatos y carbonatos de calcio y magnesio, en mezclas complejas con otros componentes como sílice, bario, etc.

Para evitar la formación de incrustaciones se deben remover los sólidos coloidales y materia suspendida que el agua contenga y ablandamiento o suavización del agua cruda antes de integrarla a la caldera.

CaCO3  + H2O + Co2 

------- 

Ca(HCO3) 2  + Calor

Produce incrustaciones de 15 p.p.m.

MgCO3 + H2O Mg(OH)2 

--------  -------- 

Mg(OH)2  + CO2  MgO

+

H2O

Produce incrustaciones de 8 p.p.m. SiO2 Produce a presión alta (muy insoluble incrustaciones 11

 

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Figura No. 1 Ejemplo de incrustación en una pieza de tubo

CORROSIÓN POR OXIDACIÓN DEL METAL Los principales componentes de la caldera son metálicos. Los agentes que atacan el fierro y lo disuelven son los gases corrosivos (oxigeno y bióxido de carbono) y  Agentes oxidantes (como los compuestos clorados). También la acidez del agua causa corrosión por lo que el pH debe mantenerse entre 9.0 y 11.5.

MgCl2  + 2H2O

-------- 

2HCl + Fe

---------- 

12

Mg(OH)2  + 2HCl FeCl2 

+

H2 

 

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Figura No. 2 Ejemplo corrosión excesiva

Figura No. 3 Ejemplo corrosión tubo caldera

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FRAGILIZACIÓN CÁUSTICA Si la alcalinidad a la fenolftaleina que es la que se encuentra en forma de carbonatos es muy alta, pueden presentarse problemas de fragilzación del metal. Esta perdida de elasticidad, también puede ocurrir por frecuentes shocks térmicos en la caldera, al complementar sin calentamiento previo el agua de repuesto para compensar por las perdidas por fugas de vapor o por purgas de la caldera.

FORMACIÓN FORMAC IÓN DE ESPUMAS

Esto ocurre cuando hay presencia de materia orgánica o de una gran cantidad de sólidos disueltos en el agua de la caldera. Para evitar la formación de espumas, se purga la caldera cuando en el agua se alcanza un cierto nivel preestablecido de sólidos disueltos. Otra acción preventiva consiste en tener un tratamiento externo del agua de alimentación para evitar la presencia de sólidos suspendidos de naturaleza orgánica, así como de grasas y aceites del equipo de proceso que puedan contaminar el agua.

Na2CO3  + H2O + Co2 

--------- 

2NaHCO3  + Calor Produce espumeo (soda ash, soluble)

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SÓLIDOS DISUELTOS LAS IMPUREZAS EN EL AGUA DE ALIMENTACIÓN SE CONCENTRAN EN LA CALDERA Prácticamente todas las aguas de alimentación a las calderas contienen sólidos disueltos. Cuando el agua de alimentación se calienta, se evapora y sale de la caldera como vapor destilado dejando las impurezas atrás. Entre más y más auga se evapora en la caldera, se añade más líquido para reemplazarla. Como resultado de esto, la cantidad de sólidos disueltos al interior de la caldera aumenta gradualmente. En poco tiempo se acumula una gran cantidad de éstos en el agua de la caldera, provocando que no hierva ya como agua ordinaria, sino como una especie de jarabe.

Las burbujas de vapor suben no se separan fácilmente de la superficie; en vez de esto, se forman grandes burbujas que, cuando revientan, arrastran con ellas hacia el espacio de vapor algo de la película (solución) con que se formó la burbuja. Esta condición se denomina comúnmente “acarreo”. 

 Además, materialesenque son altamente a bajassetemperaturas, debido a laalgunos alta temperatura la caldera, cambiansolubles su solubilidad, transforman en materiales con baja solubilidad y son precipitados, como es el caso del carbonato de calcio, (CaCO3), un compuesto presente en la mayoría de las aguas de alimentación para calderas. La mayor parte de esta precipitación tiene lugar donde el agua de la caldera está más caliente, es decir, donde el agua está en contacto con las zonas de mayor transferencia de calor. El material precipitado se deposita en la superficie caliente y forma incrustaciones.

Estas incrustaciones en forma de placas, son un buen aislante del calor y reducen el grado de transferencia de calor. Conforme la incrustación crece, el vapor y el agua son cada vez menos capaces de mantener estas superficies enfriadas y 15

 

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comienzan a recalentarse, al grado de reducir la resistencia del metal de los tubos y causar su ruptura. Dependiendo de las circunstancias, esta falla puede presentarse en forma de ampollas o, incluso, provoca que se funda el material de los tubos.

Uno de los objetivos de un programa de tratamiento de agua es el de mantener en solución a algunos de los sólidos responsables de la formación de incrustaciones. En otros casos, se busca convertirlos en un precipitado ligero y esponjoso que fluya hacia las zonas bajas de la caldera.

La tabla siguiente muestra los efectos de un tratamiento inadecuado del agua de la caldera.

Tabla No. 2 Efectos de un tratamiento inadecuado del agua de la caldera

EFECTO

Incrustación

PROBLEMA

OBSERVACIONES Forma un recubrimiento duro y vidrioso en las superficies internas de la caldera. Se vaporiza en las calderas de alta presión y se deposita en los alabes de las turbinas. El CaSO4, MgSO3, CaCO3 y MgCO3 forman incrustaciones en los tubos de las calderas.

Sílice

Dureza Se reduce la transferencia de calor

Depósitos: Incrustaciones y lodos

Pérdida de eficiencia, desperdicio de combustible.

Oxígeno

Causa erosión en las superficies metálicas de la caldera y las tuberías del condensado.

Dióxido de carbono

Es la principal del deterioro decausa las líneas de retorno de

Corrosión

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Oxígeno y dióxido de carbono  Arrastre de agua y  Alta concentración en espumado agua de la caldera Fragilidad cáustica Perdidas económicas

 Alta concentración cáustica Reparaciones Paros no programados

condensado. Su combinación es más corrosiva que cuando actúan aislados. Contaminación del sistema distribución, vapor húmedode y depósitos en las tuberías, en álabes de turbina y asientos de válvulas. Causa fisuras intercristalinas del metal de la caldera (tubos). Reparación de calderas dañadas y limpieza mécanica de calderas con incrustacioens severas. Se reduce la eficiencia y capacidad de toda la planta.

CICLOS DE CONCENTRACIÓN La cantidad de un material disuelto en un líquido se mide en partes por millón (ppm). A todas las impurezas disueltas en el agua se les conoce como “Total de Sólidos Disueltos” (TSD); el método moderno para conocer esta cantidad utiliza

instrumentos electrónicos que miden la conductancia (lo opuesto a la resistencia) del agua de la caldera. Las lecturas se dan en mhos o micromhos y pueden ser convertidos a su equivalente en partes por millón, con respecto a iones de sodio, simplemente multiplicando la lectura por un factor.

Una parte por millón (ppm) equivale a un kilogramo del sólido disuelto de que se trate en un millón de kilogramos de agua. Como el agua peso un kilogramo por litro, una ppm equivale a un kilogramo en un millón de litros de agua.

Si un determinado tipo de agua tiene un total de sólidos disueltos de 500 ppm y la concentramos dos veces o dos ciclos, el nivel TSD final será 1000 ppm, Con tres

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ciclos, su TSD será de 1,500 ppm, con cuatro ciclos 2,000 ppm y así consecutivamente.

Por ejemplo una caldera de 100 caballos de fuerza puede evaporar unos 37,500 litros de agua en 24 horas de trabajo continuo. Si el agua tiene una dureza de 340 ppm, se quedarán dentro de la caldera 12.75 kilogramos de sólidos cada día.

Las pérdidas de energía por purga pueden reducirse si se mantienen los ciclos de concentración del agua de la caldera lo más cerca posible del límite recomendado. Esto puede lograrse de una mejor forma si se automatiza la purga continua de la caldera.

El control automático de la purga implica el uso de un monitoreo continuo de la conductividad para activar la válvula de control de purga. Con estos equipos se puede mantener la conductividad del agua dentro de los límites requeridos y minimizar las pérdidas de energía, en forma de agua caliente, que ocurren con el control manual.

DUREZA DEL AGUA  A las aguas con alto contenido de minerales de calcio y magnesio se les conoce como “aguas duras”, probablemente del inglés “hard to wash with”, debido a que

con este tipo de aguas es muy difícil de lavar.

La dureza en el agua de la caldera indica la presencia de impurezas relativamente insolubles, éstas se clasifican en tres tipos:   Sólidos disueltos   Gases disueltos y   Sólidos en suspensión

  

18

 

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En el proceso de calentamiento y concentración del agua de la caldera, estas impurezas precipitan más rápidamente debido a que son menos solubles en alta temperatura.

La cantidad de dureza en el agua normal puede variar desde algunas partes por millón hasta más de 500. Como los compuestos de calcio y magnesio son relativamente insolubles en agua, tienden a precipitar fácilmente causando problemas de incrustación y depósitos. Como se mencionó arriba, el proceso de precipitación ocurre principalmente sobre las superficies calientes y se conoce como incrustación. No sólo la cantidad disponible, sino también la dureza del agua de la región (municipal, pozo, etc.) es de suma importancia al considerar la disponibilidad de agua para la generación de vapor.

CORROSIÓN DEL SISTEMA DE CONDENSADO El tipo de corrosión más común en estos sistemas es la causada por el dióxido de carbono (CO2). El CO2 entra al sistema con el agua de alimentación en forma de sales de carbonato o bicarbonato (alcalinidad) que cuando se ponen en contacto con el agua interior de la caldera a alta temperatura, estos compuestos se rompen formando dióxido de carbono que es transportado por el vapor y se condensa en las tuberías y equipos que forman el sistema de condensados, transformándose en el ácido carbonico (H2CO3).

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ARRASTRE DE AGUA GENERALIDADES El arrastre de agua ocurre cuando una porción de líquido entra al sistema de distribución de vapor y se forma una especie de émbolo de agua que viaja a la misma velocidad de vapor.

 Algunas causas del arrastre del agua son:              



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  





Aumento en la demanda de vapor Caídas bruscas en la presión del sistema Purgas Abertura rápida de válvulas en el sistema de distribución Tamaño inadecuado de la tobera o cabezal de vapor. Abertura rápida del cabezal de vapor. Aumento repentino de la cantidad de ccondensado ondensado en una tubería.

Una condición típica en que ocurre el arrastre de agua se da cuando la caldera ha alcanzado la presión de trabajo y el operario abre rápidamente la válvula de distribución del cabezal de vapor. En pocos minutos se notará que el nivel del agua oscila de arriba hacia abajo, oscilación que puede volverse bastante violenta y causar que la caldera se pare debido a que el sensor de nivel interpreta esto como bajo nivel del agua.

Lo que ocurrió en realidad es que toda la tubería de distribución y el equipo de intercambio de calor al que el cabezal suministra vapor se encuentran fríos y el vapor se condensa rápidamente, quizá formando un vació, lo que causa que dentro de la caldera se produzca una ebullición violenta; con esto se produce una serie de oscilaciones la superficie del mantener agua que yalcanza la tobera de vapor. un La elevación del nivel delen agua no se puede cae rápidamente iniciando 20

 

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efecto vaivén. Se inicia un efecto de ola que permite que el agua entre al sistema de vapor intermitentemente, lo que es una condición peligrosa que puede ocasionar alteraciones a la circulación del agua en la caldera y provocar daños al equipo al producirse el denominado golpe de ariete, cuando la porción de agua impacta, a una velocidad muy alta, los elementos del sistema de distribución de vapor o los equipos, como por ejemplo los álabes de turbinas.

Una buena práctica es el aumentar la temperatura del agua en la caldera lentamente, a un promedio de 40 ºC por hora y abrir poco a poco las válvulas, permitiendo que todo el sistema se caliente gradualmente y se estabilice su temperatura antes de introducir demanda brusca de vapor.

RECUPERACIÓN DE CALOR DE LA PURGA CONTINUA

La purga continua, también llamada de superficie o “desnatado”, es lo más

efectivo para controlar la concentración de sólidos en el agua de la caldera. Donde se utiliza el sistema de purga continua, la purga de fondo o de lodos se utiliza para eliminar las impurezas precipitadas, en especial aquellas que tienden a depositarse en las partes más bajas de la caldera.

Se pueden utilizar intercambiadores de calor en combinación con la purga continua para recuperar la energía del agua, en forma de vapor, que sale de la caldera.

QUE TAN PURA DEBE SER EL AGUA DE ALIMENTACIÓN La pureza del agua de alimentación depende de la cantidad de impurezas y de la naturaleza de éstas. Algunas impurezas como la dureza, hierro y sílice, por ejemplo, son de mayor preocupación que las sales de sodio. Los requerimientos de pureza dependen de cuánta agua de alimentación se utiliza y del diseño 21

 

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particular de la caldera de que se trate. Así mismo, la presión, grado de transferencia de calor y equipo instalado en el sistema, como turbinas, pistones, etc. tienen que ser considerados para definir la pureza del agua de alimentación.

Los requerimientos de pureza del agua de alimentación varían ampliamente. Una caldera de tubos de humo a baja presión puede, normalmente, tolerar una dureza alta del agua mediante un tratamiento químico adecuado, mientras que prácticamente todas las impurezas deben ser eliminadas del agua para las calderas modernas de tubos de agua y alta presión.

ACARREO DE AGUA EN EL VAPOR El agua evaporada para producir vapor no debe contener materiales contaminantes, sin embargo, el vapor puede acarrear junto con él, gotas de agua, debido a varias causas.

ACARREO DE HUMEDAD

 Al hervir el agua se produce una neblina muy fina. Cuando las burbujas de vapor dejan la superficie del agua, queda una depresión momentánea que al ser llenada por el líquido produce una pequeña gota que se eleva de la parte central de la depresión. Como resultado de esto se producen muchas gotas de agua pequeñas que son proyectadas hacia arriba de la superficie y se forma una neblina. Esta neblina puede ser eliminada parcialmente en la sección seca de la caldera, sin embargo, la cantidad de humedad que permanece junto con el vapor tendrá el mismo nivel de contaminación que el agua de la caldera. Este proceso se ilustra en la siguiente figura.

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Figura No. 1 Formación de humedad en el agua hirviendo con niveles altos de impurezas. En la parte superior se encuentra el vapor agua, segotas ilustra burbujas de vapor y se producen las de pequeñas decómo aguase al forman cerrarselas la superficie del agua en el lugar de donde salió la burbuja de vapor.

ACARREO DE ESPUMA La alcalinidad, el contenido total de sólidos en suspensión y los sólidos disueltos (TSD) interactúan para crear espuma dentro de la caldera. Una capa ligera de espuma ayuda a reducir la formación de humedad hasta cierto punto. Por otro lado, una capa gruesa de espuma es otra fuente de arrastre de líquido dentro de la corriente de vapor. El nivel de espumado puede controlarse normalmente hasta un 23

 

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límite razonable manteniendo el grado total de alcalinidad menor que el 20% de los TSD y de los sólidos suspendidos abajo del 8% del total de los sólidos disueltos. Se añaden, además agentes anti-espumado al dispersante de sedimentos (lignosulfonado de sodio).

ARRASTRE DE AGUA El arrastre de agua se explica por la entrada de volúmenes considerables de agua en exceso dentro del domo de vapor, el cual vierte este exceso dentro del espacio de vapor y es arrastrado hacia el cabezal. Este arrastre es causado, en la gran mayoría de los casos, por un problema mecánico o propiedades mecánicas, como puede ser un control de alimentación agua mal ajustado o de procedimientos incorrectos de purga. de Para controlar esto, no(hipersensitivo) existe un método control químico.

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ACARREO DE SÓLIDOS DISUELTOS

ACARREO DE SÍLICE Cuando la sílice se encuentra dentro del agua de la caldera puede evaporarse y mezclarse con la corriente de vapor, no importando el arrastre de agua. Si esto sucede, la sílice puede formar un depósito en los álabes de las turbinas y otros equipos al condensarse el vapor.

Esto puede controlarse manteniendo un nivel

bajo de sílice en el agua de caldera. A conti continuación nuación se muestran ciertos límites recomendados que dependen de la presión de trabajo en la caldera:

DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN ACARREADO La mejor forma para determinar el acarreo es por medio de la medición de la conductividad del vapor.

Si se encuentra una conductividad de 20 a 30

micromhos, existe muy poca probabilidad de que el acarreo sea significativo.

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ACARREO EN BASE A LA ALTA CONDUCTIVIDAD Si se tiene una medida alta de la conductividad del condensado de vapor indica acarreo o la presencia de fugas en el sistema de vapor. Para este caso debe verificarse la dureza del agua. Si se encuentra dureza, la contaminación de condensada indicada por la alta conductividad se debe a fugas dentro del sistema de condensado y no por acarreo.

Esto se debe a que el arrastre se da en

condiciones de baja dureza del agua debido al tratamiento químico o a que no se requiere mucho tratamiento para el agua de repuesto.

FACTORES QUE INFLUYEN EN EL ARRASTRE DE SOLIDOS

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CORROSION Los gases no condensables son aquellos que no se condensan a la temperatura normal del agua cruda y entran al sistema de generación de vapor arrastrados por el agua, siendo el oxígeno disuelto en agua y el bióxido de carbono, los más comunes y dañinos. El oxígeno disuelto ataca el hierro de la caldera y forma hidróxido férrico; esta corrosión se muestra como ampollas en la superficie del metal y con el tiempo puede perforarlo.

El bióxido de carbono ataca al metal, especialmente cuando

está en presencia de oxígeno disuelto. El bióxido de carbono combinado con el el agua forma ácido carbónico que en ciertas condiciones, llega a ser un agente corrosivo para los metales férreos y aleaciones de níquel y cobre. También se puede presentar un gas no condensable, el hidróxido de amonio, que ataca las aleaciones de cobre con las que están fabricadas válvulas y conexiones. En las líneas de retorno de condensados se puede llegar a presentar corrosión por la presencia de oxígeno y bióxido de carbono. El oxígeno se encuentra disuelto en el agua y también puede ser absorbido del aire que entra en contacto con el agua. El bióxi bióxido do de carbono se produce por la transformación de los bicarbonatos contenidos en el agua que se convierten en carbonatos al elevarse la temperatura de ésta.

ELIMINACION DEL OXIGENO DEL AGUA DE ALIMENTACION Para la eliminación del oxígeno en el agua de alimentación se requiere un deareador, donde el agua de repuesto y el retorno de condensado son mezclados, calentados y agitados mediante la inyección de vapor vivo. Esta acción separa al

27

 

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oxígeno y otros gases no condensables del agua, que salen por el tubo de venteo  junto con una pequeña cantidad de vapor.

DEAREADORES El oxígeno y el dióxido de carbono son dañinos para los sistemas de generación y distribución de vapor. Para su eliminación se han diseñado equipos deareadores cuya función es eliminar gases disueltos en el agua de alimentación de caldera. Son bastante eficientes y pueden reducir el contenido de oxígeno hasta niveles de más o menos 0.005 ppm.

A pesar de la eficiencia de estos equipos, las trazas

pueden causar bastante corrosión, por lo que se necesita utilizar un tratamiento químico para evitar esto. El deareador elimina la mayoría del dióxido de carbono del agua de alimentación, aunque dentro de la caldera, la alcalinidad debida a carbonatos y bicarbonatos produce una cantidad adicional de dióxido de carbono, para lo cual se requiere un tratamiento adicional. Los deareadores contienen una sección de calentamiento y otra específicamente para la deareación.

La sección de almacenaje se diseña comúnmente con una

capacidad equivalente a 10 minutos de bombeo de agua de alimentación.  Al entrar e ntrar el a agua gua en el de deareador, areador, se rompe en fforma orma de atomización o neblina y se mezcla con vapor p para ara forzar la eliminación de gases disueltos. El vapor y los gases no condensables fluyen hacia arriba, a la sección de venteo, donde el vapor es condensado. Los gases eliminados eliminados se descargan a la atmósfera de lla a salida de venteo.

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CONTROL DEL DEAREADOR Para su correcta operación se deben vigilar de cerca las siguientes condiciones: Pluma de vapor: Es conveniente observar que esta salga constantemente por el tubo de venteo. Temperatura y presión: Deben controlarse la presión y temperatura de salida del deareador. Para una presión dada, la temperatura debe estar un grado centígrado por arriba o debajo de la temperatura mostrada, dependiendo de la altura sobre el nivel del mar del sitio donde se encuentre iinstalado. nstalado.

Si el flujo de vapor en el venteo es

bajo o la temperatura del vapor es menor a la requerida, el equipo no operará correctamente.

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La mezcla de agua con oxígeno es una combustión muy corrosiva.

La

corrosividad se duplica por cada 10°C de aumento en la temperatura. La corrosión por oxígeno se reconoce por la formación de pequeñas muescas o picaduras que aparecen en la parte superior del domo de vapor o en la línea de nivel de agua.

El oxígeno puede eliminarse del agua de alimentación p por or

deareación mecánica o química, utilizando los métodos simultáneamente.

REMOCION DEL OXIGENO POR METODO QUIMICO Los deareadores mecánicos pueden disminuir el contenido de oxígeno en el agua hasta fracciones de ppm, aunque se requiere un tratamiento químico adicional para una eliminación compl completa. eta. Uno d los métodos más comunes es el que utiliz utiliza a sulfito de sodio como catalizador, que reacciona con el oxígeno, produciendo sulfato de sodio, el cual no provoca corrosión Na2SO3 (sulfito de sodio) + ½ O 2 (oxígeno)

 

Na2SO4 (sulfato de sodio)

La reacción balanceada requiere 7.88 kg de sulfito de sodio puro por cada kilogramo de oxígeno, aunque en la práctica es recomendable mantener un pequeño exceso de sulfito de sodio en la caldera, por lo que se acostumbra añadir hasta 10 kg de sulfito de sodio por kilogramo de oxí oxígeno. geno. Este ex exceso ceso depende de la presión de trabajo en la caldera, como se muestra a continuación:

30

 

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La administración de sulfito sulfito de sodio a la caldera debe ser continúa. Al utilizar niveles muy altos de sulfito, se convierte en un desperdicio de reactivo, además que si el sulfito llega a descomponerse puede causar que el vapor y su condensado se vuelvan corrosivos.

CORROSION EN EL CONDENSADO El deareador es el encargado de eliminar cualquier cantidad de dióxido de carbono en el agua de alimentación; aunque debe considerarse que el dióxido de carbono puede entrar al agua de alimentación de la caldera en forma de carbonatos o de bicarbonatos. Bajo la acción de calor y presión, estos compuestos pueden formar dióxido de carbono libre que saldrá de la caldera junto con el vapor.

CONTROL DEL CO2 CON AMINAS NEUTRALIZANTES Las aminas son compuestos químicos orgánicos derivados del amoníaco, resultando de la sustitución de hidrógenos por radicales alquilo. Dependiendo de 31

 

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la cantidad de moléculas de hidrógeno sustituidas, las aminas serán primarias, secundarias o terciarias. El uso de aminas puede ayudar a controlar el dióxido de carbono en las calderas de vapor y sus sistemas, neutralizándolo con una amina volátil (neutralizante), que cuando se añade al agua de la caldera, se vaporiza y pasa al sistema de distribución combinándose con el CO 2  libre contenido en el vapor de agua para formar un nuevo compuesto llamado amida. La morfolina y la ciclohexilamina, son las aminas mas comúnmente usadas. Cuando el vapor indica su condensación, en puntos del sistema de distribución cercanos a la caldera, lla a morfolina estará presente en concentraciones altas. En los puntos más lejanos, la ciclohexilamina estará presente en concentraciones altas, siendo muy efectiv efectiva a para controlar la corrosión. Para una mejor protección, se utilizan juntos estos dos compuestos químicos.

CONTROL DEL CO2 CON AMINAS QUE FORMAN PELICULA Existe otra medida para evitar la corrosión por CO 2, usando aminas con la propiedad de producir un recubrimiento protector, como lo es la octadecilamina, que forma una película en el interior de la tubería de condensado, lo cual la protege contra la humedad, actuando como una barrera entre el condensado y el metal de los tubos, proveyendo una protección contra el oxígeno y el dióxido de carbono, aunque no los neutralizan. Las aminas suelen suelen utiliz utilizarse arse en concentraciones de 0.7 a 1.0 ppm y deben mezclarse directamente en el cabezal de vapor, debido a que presentan dificultad en su manejo y mezclado.

32

 

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El tipo correcto de amina, ya sea neutralizante o de película, depende del sistema de generación y distribución de vapor, el trazado de las líneas, condiciones de operación y composición del agua de alimentación. Las aminas volátiles son mas adecuadas en sistemas con agua que requiere poco tratamiento previo, con poca alcalinidad y un buen control de oxígeno. En general, los inhibidores tipo película dan una protección mas económica en los sistemas con buen tratamiento previo del agua, alta alcalinidad del agua de alimentación y en los sistemas que operan intermit intermitentemente. entemente. En la mayoría d de e los casos, se recomienda combinar estos métodos para combatir mejor el problema de corrosión de los sistemas de condensado.

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TRATAMIENTOS PREVIOS A LA CALDERA (EXTERNOS) CLORO

El cloro es un elemento químico del grupo grup o de los halógenos, al igual que el flúor, el bromo, el iodo y el astato. En la naturaleza se encuentra normalmente en forma de gas formando moléculas divalentes de cloro (Cl2) Fue descubierto por el químico sueco Carl Cheele en 1774 y el nombre de cloro se lo puso Humphry Davy palabra derivada de un vocablo griego que significa verde, en honor al color verde pardoso de este gas. Puede convertirse en líquido a  –35º C, resulta por tanto fácilmente licuable por lo cual se suele transportar en estado líquido mediante botellas presurizadas. Como compuesto, en la naturaleza lo podemos encontrar en gran cantidad formando parte de la sal común o cloruro sódico (NaCl), que en estado acuoso se encuentra disociado en sus iones Cl- y Na+ El cloro resulta un desinfectante bastante eficaz y económico para el tratamiento y potabilización de aguas, ya sea aportado en forma gas disolviéndolo en el agua o bien aportándolo como hipoclorito sódico, hipoclorito cálcico o como derivados del cloroisocianutato.

FILTROS DE ARENA

Los filtros de arena se utilizan para filtrar aguas no demasiado contaminadas, o como una primera etapa de un proceso de filtrado más complejo.

34

 

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Los filtros de arena básicamente están formados por depósitos llenos de arena o grava de un calibre determinado. Estos depósitos han de construirse de forma que sean capaces de soportar una cierta presión, por lo que generalmente son metálicos o de algún material plástico que sea resistente. El proceso de filtrado es sencillo: se fuerza al agua a pasar a través del filtro y la arena situada en su interior retiene las partículas en suspensión que pueda llevar el agua. En el fondo se está emulando el proceso que tiene lugar en la naturaleza cuando el agua de lluvia se va filtrando a través del suelo hasta los acuíferos subterráneos. El filtrado se lleva a cabo a lo largo de todo el volumen de arena o grava, por lo que estos filtros podrán retener gran cantidad de iimpurezas mpurezas antes de saturarse y necesitar ser sustituidos o limpiados. Para la regeneración de los filtros de arena se hace pasar agua limpia en dirección contraria a la de funcionamiento habitual. La calidad de filtración va a depender de varios factores, desde la granulometría de la arena utilizada (el tamaño de los granos), hasta la velocidad con la que hagamos circular el agua en su interior. Los filtros de arena son útiles para retener sustancias de origen orgánico, en general para partículas sólidas en suspensión, por lo que se utilizan bastante en el filtrado de aguas residuales.

FILTRO DE CARBÓN ACTIVADO El carbón funciona por el mismo principio que el filtro de arena, la diferencia radica en los elementos filtrantes y su finalidad. El carbón activado es un material natural que con millones de agujeros microscópicos que atrae, captura y rompe moléculas de contaminantes presentes. Se diseña normalmente para remover cloro, sabores y olores y demás químicos orgánicos. También es uno de los procesos finales del sistema de tratamiento de agua, su función es pulir la descarga final. Son fabricados en acero al carbón de alta resistencia y recubrimiento interno de polietileno para evitar la corrosión. Retrolavado 100% automático, con temporizador o volumen tratado 35

 

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ABLANDAMIENTO POR INTERCAMBIO IÓNICO INTERCAMBIO CATIÓNICO

El proceso de ablandamiento del agua por intercambio catiónico se efectúa mediante el ciclo sodio y el ciclo hidrógeno.

 A. Proceso de Ablandamiento del agua por Intercambio sodio)

Catiónico

(Ciclo

Cuando agua dura pasa de un lechocatiónico, de un intercambiador catiónico, el Mg++  el y el Ca++   sese fijan enaeltravés intercambiador el que transfiere a la solución una cantidad equivalente de sodio.

Ca+2 

(HCO3)2  SO4

Mg+2

Ca +

2NaR

R2 +

Cl2 

(soluble)

(HCO3)2 

Mg (insoluble)

(insoluble)

Figura No. 4 Ciclo de ablandamiento

36

Na2 

SO4  Cl2 

(solouble)

 

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ZEOLITA

Las zeolitas son aluminosilicatos con cavidades de dimensiones moleculares de 3 a 10 angstrom. Contienen iones grandes y moléculas de agua con libertad de movimiento, para así poder permitir el intercambio iónico. Debido a sus poros altamente cristalinos, se considera tamiz molecular, pues sus cavidades son de dimensiones moleculares, de modounque al pasar las aguas duras, las moléculas más pequeñas se quedan y las más grandes siguen su curso, lo cual permite que salga un líquido más limpio, blando y cristalino.

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Figura No. 5 Zeolita tipo clinotilolita

Cuando el intercambiador catiónico sódico se “agota” , se procede a regenerarlo

con una solución de sal común que elimina el Ca y el Mg en forma de sales solubles de cloro y simultáneamente cambia el intercambiador catiónico a su estado de sal sódica (lavado, retrolavado y enjuague por si hay exceso de sal).Las reacciones de regeneración son:

Ca

Ca R2 

+

2 NaCl

2NaR

+

Mg

(insoluble)

Cl2  Mg

(soluble)

(insoluble)

38

(soluble)

 

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Figura No. 6 Ciclo de regeneración de la zeolita

B. Proceso de Ablandamiento del agua por Intercambio Catiónico Ciclo Hidrógeno.-

Los iones de calcio, magnesio y sodio del agua son int intercambiados ercambiados por hidrógeno. Los iones de calcio, magnesio y sodio son removidos d del el agua. Cuando el intercambio catiónico es con bicarbonatos, el ácido carbónico se descompone en CO2 y H2O, que sale en el efluente:

39

 

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Ca Mg

Ca (HCO 3)2  + 2HR

Mg

Na 2 

R 2 

+

2H 2CO 3 

Na 2 

(soluble)

(insoluble)

2H 2CO 3 

(insoluble) 2C 2CO O2  +

(soluble)

2H 2O

Cuando el intercambio catiónico es con sulfatos, se forma el ácido sulfúrico que sale en el efluente.

Cuando el intercambio catiónico es con cloruros se forma el ácido clorhídrico que sale en el efluente.

40

 

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Ca Mg Na2 

Ca Cl2  +

(soluble)

2HR

Mg Na2 

(insoluble)

R2 

+ 2HCl

(insoluble)

(soluble)

Los efluentes obtenidos contienen cantid cantidades ades variables de CO2, H2SO4 y HCl, que se les da el siguiente tratamiento:  –   CO2 : Se reduce con un desaireador de tiro forzado para bajar la

concentración de 10 a 5 p.p.m.  –   El H2SO4  y HCl : Pueden eliminarse por neutralización o un

intercambio aniónico débilmente básico.  –   Por neutralización: Con un álcali, usualmente NaOH.

-  Con efluente de un intercambiador catiónico sódico: H2SO4 + 2 NaHCO3 

Na2SO4 + 2H2CO3

2H2CO3 

2CO2(g)+ 2H2O

HCl + NaHCO3 

NaCl + H2CO3

2H2CO3 

2CO2(g) + 2H2O

41

 

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La regeneración puede hacerse con ácido sulfúrico o ácido clorhídrico.

Regeneración con H2SO4: Es el más barato y más usado (solución al 2%). La solución de ácido sulfúrico debe ser diluida (2%) para evitar que el sulfato de calcio precipite sobre los gránulos del intercambiador. Ca

Ca

Mg

R2  +

H2SO4 

2HR +

Na2 

Mg

SO4 

Na2

(insoluble)

(soluble)

(insoluble)

(soluble)

Regeneración con HCl: El costo es mayor que el del ácido sulfúrico. Con las resinas de poli estireno de alta capacidad se obtienen excelentes resultado. Todos los productos de la regeneración son muy solubles, por lo que pueden emplearse soluciones hasta del 15%.

Ca Mg

Ca R2  + 2HCl

2HR +

Na2 

(insoluble)

Mg

Cl2 

Na2

(soluble)

(insoluble (insoluble))

42

(muy soluble)

 

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ABLANDAMIENTO POR INTERCAMBIO ANIÓNICO

Los intercambiadores aniónicos con de dos tipos: Intercambiador aniónico débilmente básico e intercambiador aniónico fuertemente básico.

 Ä) Intercambiadores aniónicos débilmente básicos ( R3N): Se usan para eliminar ácidos fuertes: H 2SO4 , HCl, HNO3 :

H2SO4 + 2R3N

----- 

(R3N)2. H2SO4

intercambiador   aniónico hidrosulfato 

(soluble)

(insoluble)

HCl +

(insoluble)

R3N

--------  R3N. HCl 

intercambiador aniónico hidrocloruro

(soluble)

(insoluble)

HNO3 +

R3N

-------- 

(insoluble)

(R3N)2. HNO3

intercambiador aniónico hidronitrato

(soluble)

(insoluble)

(insoluble)

43

 

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 Al final de cada ciclo de operación, el intercambiador aniónico hidro se regenera con Na2CO3 , se enjuaga y se pone en servicio:

(R3N)2.H2SO4 + Na2CO3

--------- 

2R3N + Na2SO4  + CO2+ H2O 

2R3N.HCl 

2R3N + 2NaCl + CO2 + H2O 

+

Na2CO3

--------- 

2R3N.HNO3 +

Na2CO3

----------- 

(insoluble)

(soluble)

2R3N + 2NaNO3 + CO2 + H2O 

(insoluble) (soluble)

DESVENTAJA: Se elimina los ácidos fuertes, pero el efluente contiene la misma cantidad de sílice que el agua cruda, lo mismo que CO2 formado, además del CO2 original.

B) Intercambiadores aniónicos fuertemente básicos:

Difieren del los I.A. débilmente básicos en que remueven tanto los ácidos fuertes como los débiles.

H2SO4(aq) + 2R4NOH -----  HCl(aq) 

(R4N)2SO4  + 2H2O

+ R4NOH

-----  R4NCl + H2O

HNO3(aq)  + R4NOH

-----  R4NNO3  + H2O

H2CO3 

-----  R4NHCO3  + H2O

+ R4NOH

H2SiO3  + R4NOH

(soluble)

-----  R4NHSiO3  + H2O

(insoluble) 

(insoluble)

44

 

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Regeneración de los Intercambiadores Aniónicos fuertemente básicos: Al final de la operación, el IAFB se retrolava, se regenera con solución de hidróxido de sodio, se enjuaga y se vuelve al servicio. - Las reacciones de regeneración son: (R4N)2SO4  + 2 NaOH -----  2R4NOH + Na2SO4  R4NCl

+ NaOH

R4NNO3 

+ NaOH

R4NHCO3 + 2 NaOH

-----  R4NOH + NaCl -----  R4NOH

+ NaNO3 

-----  R4NOH

+ Na2CO3 + H2O

R4NHSiO3 + 2 NaOH

(insoluble)

-----  R4NOH

(soluble)

+ Na2SiO3 + H2O 

(insoluble)

(soluble) 

VENTAJA: Los intercambiadores aniónicos fuertemente básicos, elimina ácidos fuertes, ácidos débiles, CO2 y SiO2.

ABLANDAMIENTO POR EL PROCESO DE CAL SODADA EN FRÍO

*

  Se le conoció con el nombre de Proceso Porter-Clark (1841).   Thomas Clark (Escocés): Añadió cal al agua reduciendo la dureza producida por bicarbonatos de calcio y magnesio. Este método reduce únicamente la dureza de bicarbonatos:

*

Ca(HCO3)2  + CaO Mg(HCO3)2  + CaO

---- 

2 CaCO3  + H2O

---  2 CaCO3 + Mg(OH)

  John H. Porter: Además de usar la cal para reducir la dureza de

*

bicarbonato, usó la soda Ash ( Na 2CO3 ) para reducir la dureza de no carbonatos (sulfatos): 45

 

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CaSO4  + Na2CO3 

---- 

CaCO3  + Na2SO4 

Los precipitados se sedimentan, coagulan y se filtran antes de usarla

ABLANDAMIENTO POR EL PROCESO CAL SODADA EN CALIENTE -

Difiere del anterior proceso, en que este es llevado a efecto a una temperatura cercana al punto de ebullición del agua.

-

Debido a estas elevadas ttemperaturas, emperaturas, los procesos en caliente usualmente se limitan al tratamiento de aguas para calderas.

-

Mediante este proceso se elimina también dureza de bicarbonatos y de no carbonatos, usando cal hidratada y soda Ash, respectivamente:

Ca(HCO3)2 + Ca(OH)2 

------ 

888 p.p.m.

Mg(HCO3)2

+

2 CaCO3  + 2 H2O 13 p.p.m.

2Ca(OH)2  ----  2CaCO3 + Mg(OH)2 + 2H2O 17 p.p.m.

CaSO4 

+

1250 p.p.m.

Na2CO3 

------ 

290000 p.p.m.

CaCO3 +  Na2SO4  210000 p.p.m.

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OSMOSIS INVERSA La Osmosis Inversa consiste en separar un componente de otro en una solución, mediante las fuerzas ejercidas sobre una membrana semi-permeable. Su nombre proviene de "osmosis", el fenómeno natural por el cual se proveen de agua las células vegetales y animales para mantener la vida.

En el caso de la Osmosis, el solvente (no el soluto) pasa espontáneamente de una solución menos concentrada a otra más concentrada, a través de una membrana semi-permeable. Entre ambas soluciones existe una diferencia de energía, originada en la diferencia de concentraciones. El solvente pasará en el sentido indicado hasta alcanzar el equilibrio.

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TRATAMIENTO DE AGUA

AGUA DE REPUESTO El agua de repuesto es la que se añade a la caldera, desde una fuente externa, para reemplazar la que se pierde en la caldera y el sistema de distribución de vapor y retorno de condensado, incluyendo las purgas, fugas de vapor, pérdidas de condensado y el vapor utilizado directamente en los procesos. La fuente normal de agua de repuesto es el suministro de agua potable municipal. Esta es agua tratada que tiene una calidad uniforme y que se mantiene prácticamente igual día con día. Algunas otras fuentes de alimentación son pozos de agua, aguas superficiales o ríos, lagos y lagunas, que no son tratadas de la misma manera que las municipales. La uniformidad de la calidad de agua de repuesto es muy importante para diseñar y operar con confiabilidad el sistema de tratamiento de agua de la caldera. El tratamiento del agua de repuesto varía según las necesidades de cada instalación en particular y se pueden utilizar varios procesos para mejorar la calidad, incluyendo: 1. Ablandamiento mediant mediante e cal y bicarbonato de sodio. 2. Intercambio de iones. 3. Intercambio de iones de sodio. 4. Intercambio de iones de hidrógeno. 5. Deionización. 6. Dealcalinización. 7. Destilación. 8. Osmosis Inversa. 48

 

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9. Electrodiálisis.

El agua de repuesto se combina con el condensado del vapor que regresa del sistema de distribución (retorno de condensado) para formar el agua de alimentación a la caldera.

Esta es deareada para eliminar gases no

condensables, y tratada con los eliminadores de oxígeno.

TRATAMIENTO INTERNO DEL AGUA

El mejor método es la eliminación de los materiales que producen la incrustación del agua de repuesto, reduciendo la dureza de ésta a valores cercanos a cero. Este tratamiento se realiza mediante la adición de químicos requeridos para prevenir la incrustación derivada de los materiales que no fueron eliminados por el tratamiento externo al agua de repuesto y la formación de depósitos de lodo por la precipitación de estos materiales. Desde esta óptica, los tratamientos internos estarían generalmente restringidos a las calderas de baja presión, y no serían recomendables en las calderas pirotubulares ni en las calderas de alta presión.

FORMACIÓN FORMAC IÓN DE DEPOSITOS

Existen dos causas principales por las que se forman los depósitos en las calderas.

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1. INCRUSTACIONES: las altas temperaturas en el interior de las calderas causan la precipitación de los compuestos donde la solubilidad es inversamente proporcional a la temperatura de solución. 2. LODOS: la concentración en el agua de la caldera causa que ciertos compuestos, a una temperatura dada, excedan a su máxima solubilidad, forzando la precipitación de éstos en las arenas de la caldera donde la concentración es más alta.

Es una descripción muy simplificada de los mecanismos involucrados en la formación de depósitos, sin embargo, incluyen los factores esenciales para su formación,

INCRUSTACIÓN

Se produce por el crecimiento de cristales sobre el lado de agua de las superficies de trasferencia de calor y es mas severa en las zonas donde ocurra la máxima trasferencia de calor. La figura 6.1 muestra la relación existente entre la eficiencia de la trasferencia de calor y el espesor de la incrustación.

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PROBLEMAS CAUSADOS POR LA INCRUSTACIÓN

Las calderas de vapor utilizan una fuente de calor externo que normalmente se encuentra a una temperatura mucho mayor que la del agua en el interior de la caldera. Los tubos o placas metálicas que forman las superficies de intercambio de calor se mantiene a una temperatura menor que la del hogar, ya que son enfriados por el agua de la caldera. Al formarse los depósitos, éstos actúan como un material aislado entre el agua y el metal, lo que da como resultado el que los tubos y/o placas tengan que trabajar sometidas a una temperatura mayor. A mayor espesor del depósito o incrustación, el efecto aislante es también mayor, y los tubos y placas tienen que soportar temperatura más alta. A temperaturas muy

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altas, el metal con que están hechos los tubos o placas pueden perder su resistencia a la tensión y romperse.

LODOS

Los lodos son precipitados directamente en el cuerpo principal de la caldera cuando la solubilidad de los sólidos disueltos es excedida. Estos depósitos ocurren, normalmente, cuando existe la presencia de materiales aglutinantes o la circulación del agua es tal que permite que se asientan en puntos calientes y se endurezcan sobre éstos.

SÓLIDOS TOTALES EN SUSPENSIÓN (TSD)

El total de sólidos disueltos en la caldera (TSD) es uno de los parámetros utilizados para controlar el programa de tratamiento de agua. Con el agua de repuesto, continuamente se están añadiendo sólidos disueltos al agua de la caldera; éstos no son evaporados junto con el vapor y, como resultado de esto, los sólidos totales en suspensión aumentan entre más vapor se genera. El nivel de concentración de estos sólidos (TSD) es determinado por la cantidad de estas sales, que son eliminadas por la purga de la caldera; por eso, el control del nivel de TSD es crítico para la operación de la caldera. Si se reduce la purga de caldera, se tendrá una mejor eficiencia, pero el nivel de TSD aumentará y afectará su operación.

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APLICACIÓN DE TRATAMIENTOS DE AGUA

La aplicación de los diferentes tratamientos internos será función principalmente de la calidad del agua o de la previsible tendencia a la formación de incrustaciones. La posibilidad d de e que éstas se generen será menor cuanto menor sea la dureza del agua; normalmente resultará baja si el agua alimentada tiene menos de 2 μS, y los mejores resultados   se verificarán cuando el contenido de

calcio y magnesio sean nulos, requisitos éstos que deberán verificarse en calderas de alta presión. La cantidad de síli sílice ce que puede ser admitida en las calderas es también función de la presión de trabajo y de la velocidad de producción de vapor.  Así, mientras las calderas de 20 bar o menos pueden admitir hasta 100 ppm SiO 2, las calderas de 20 a 60 bar pueden trabajar bien con menos de 20 ppm SiO 2, las calderas de 60 a 100 bar deben trabajar con menos de 2 ppm SiO 2, y las calderas de 100 bar o más no deben tener más de 0,05 ppm SiO 2.

Por lo común, se consideran tratamientos internos todas las dosificaciones de productos químicos que acondicionan el agua ya tratada con la que se pretende alimentar la caldera, y entre ellos cabe citar en primer lugar los controles del agua con carbonatos y con fosfatos. El control del agua con carbonato sódico, y frecuentemente con hidróxido sódico, se realiza preferentemente para precipitar o eliminar sustancias como calcio, magnesio o sílice en forma de carbonatos, hidróxidos y silicatos, generando lodos o barros no adherentes.

Para complementar en este objetivo se dosifican

acondicionadores de lodos tales como polímeros orgánicos, los cuales aseguran una correcta antiadherencia de los mismos. El control con fosfatos se conoce y 53

 

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recomienda desde principios de siglo con la finalidad de transformar las sales de calcio y magnesio de tal manera que puedan ser dispersadas y eliminadas. Fosfato sódico, fosfato ácido de sodio, metafosfato sódico o pirofosfato sódico son utilizados como precipitantes de hidróxido magnésico, silicato magnésico o fosfato cálcico. El fosfato sódico puede también ser utilizado utilizado para controlar el pH de las calderas, sin necesidad, por tanto, de utilizar hidróxido sódico, y evitando en esta forma las negativas reacciones asociadas con este último producto, entre las que se destaca la destrucción de la película protectora de magnetita.  Ambos controles son eficaces en la eliminación del dióxido de carbono presente en el agua, con lo que se podrá evitar la formación del ácido carbónico y, por tanto, impedir un ataque ácido sobre las superficies de las calderas, es decir, su corrosión. Cuando estos tratamientos internos se realizan a fin de controlar las incrustaciones, es en general aconsejable, mantener el agua de la caldera en el rango de 10,5 a 11,5 de pH, y establecer una dosis de fosfato residual de 20 a 50 ppm. Mayores dosis generan también mayores contenidos de sóli sólidos, dos, con lo que se requerirían adiciones de sustancias orgánicas, tales como taninos, almidón, lignina, como agl aglutinantes utinantes de los lodos. Al aumentar el contenido de sólidos en presencia de impurezas orgánicas, tales como grasas o aceites, se favorece la formación de espumas, por lo que se deben añadir antiespumantes para evitar que el vapor resulte contaminado. Alternativamente se puede dosificar ácido etilendiaminotetraacético y ácido nitriloacético para controlar la dureza residual del agua tratada, ya que ambos generan compuestos solubles con calcio y magnesio, evitando, por tanto, su precipitación.

Las reacciones quími químicas cas del agua de la

caldera con las partes metálicas se ven favorecidas por la presencia de otras sustancias, frecuentemente por los gases. No obstante, las característi características cas físicoquímicas del metal y la rapidez del intercambio de calor son también factores que influyen en las reacciones.

Es conocida la reacción del hierro con el agua para

producir el hidróxido correspondiente, por lo que el control de la corrosión metálica 54

 

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se fundamenta tanto en el conocimiento del mecanismo, como en la descripción de la velocidad de las etapas que controlan la reacción global.

El pH al que se

verifica la condición de equilibrio en la reacción global, utilizando agua desgasificada, es 8,3. Por tanto tanto,, es evidente q que ue al aumentar la alcalinidad se reducirá la solubilidad del hierro y, aunque la corrosión no será eliminada completamente, se ha observado que a pH = 11,5 resulta ser mínima. La reacción entre el hierro y el agua aumenta con la presencia de oxígeno. El hidróxido de hierro puede reaccionar con oxígeno para formar magnetita, y ésta reacción, por lo común, es local, formándose una picadura (corrosión tipo cráter) en la superficie metálica, a partir de la cual el oxígeno provoca que el hierro se disuelva en mayor cantidad, y aun mucho mayor sería la acción si en la picadura se deposita sólido y se forma una costra. Por tanto para evitar al máximo la corrosión se deberá eliminar completamente el oxígeno en el agua de alimentación, es decir, tanto en el agua tratada como en la de retorno. Normalmente los procedimientos de desgasificación suelen ser suficientes, pues con ellos se puede llegar a dejar menos de 0,007 ppm de oxí oxígeno geno disuelto. No obstante, es muy común la utilización de algún tratamiento interno, posterior a la desgasificación, para eliminar pequeñas cantidades de gases disueltos, particularmente el oxígeno.

AGENTES DE TRATAMIENTO INTERNO Muy frecuentemente, el tratamiento interno consiste en la adición de hidracina y de sulfito sódico. La hidracina reacciona con oxígeno generando nitrógeno, mientras que el sulfito sódico produce sulfato en presencia de oxígeno.

Resulta

conveniente que las reacciones se realicen a baja temperatura para asegurar la estabilidad del sulfito sódico y de la hidracina. 55

Las dosis de sulfito son

 

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dependientes del tipo de caldera, aunque por lo común en las de baja presión se dosifican alrededor de 30 ppm y en las de alta presión 3 ppm aproximadamente, tomándose estos datos como vvalores alores límite. Es preciso minimizar la dosis a presiones altas, ya que el sulfito se descompone generando dióxido de azufre. De otro lado, la dosis de hidracina debe ser tal que asegure que 0,02 ppm de hidracina residual estarán presentes antes de la entrada al economizador en calderas de alta presión; y para calderas de baja presión, la dosis de hidracina puede ser hasta 50 vveces eces mayor. Durante las paradas de las in instalaciones, stalaciones, llas as dosis deberían ser tres veces mayores, y el agua de alimentación a la caldera debería tener una dosis de 0,06 ppm.

El sulfito sulfito sódico y la hidracina muestran,

además, la adicional facilidad de colaborar generando o fijando la película protectora de óxido de hierro, magnetita, que al estar en contacto con el agua evitará futuros ataques a la superficie de la caldera.

Diferentes amino derivados pueden ser dosificados como agentes de tratamiento interno, tales como morfolina o ciclohexilamina y amoníaco, ya que estas sustancias suben el pH del agua y presentan la ventaja adicional de ser volátiles, de tal manera que pueden ser transportadas por el vapor de la caldera y redisolverse en el vapor condensado. Es por ello que transmit transmiten en cierta basicidad por toda la instalación, protegiendo los circuitos de condensados de la corrosión producida generalmente por el dióxido de carbono y oxígeno que pudiera, bien estar presente en el vapor, bien haberse absorbido en los diferentes tanques del sistema de condensación.

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CICLOHEXILAMINA

Es un compuesto orgánico amínico de tipo volátil, Está recomendado para la eliminación de corrosión provocados por la presencia de dióxido de carbono disuelto en generadores de vapor de baja y media presión.

Es de aspecto líquido incoloro, el olor es tipo amoniacal, densidad se encuentra entre 0.8 y 0.9 g/cm3, y es totalmente miscible en agua.

La dosis recomendada varia de acuerdo con la alcalinidad en carbonatos y bicarbonatos del agua, dependiendo de las condiciones operativas de la panta: tipo de caldera, tratamiento externo de descarbonatación del agua de alimentación, largo de la línea de vapor, entre otros.

 Aunque es el isómero de mayor importancia comercial. Se ha demostrado demostrad o que sus vapores tienen efectos graves en el sistema nervioso central (SNC) de los animales expuestos. Produce efectos intensos en el ser humano. Es extremadamente irritante para los ojos y el tracto respiratorio. Afecta también al SNC y puede causar depresión e incluso inconsciencia. También se han descrito 57

 

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dolores torácicos y tos intensa. Uno de los principales efectos tóxicos de la   ciclohexilamina  es su acción irritante. Puede lesionar y sensibilizar la piel. La ciclohexilamina es un débil inductor de la metahemoglobina. Esta amina es también el principal metabolito del ciclamato.

MOLIBDATO DE SODIO

El molibdato de sodio se presenta en forma sólida anhidra. Es un inhibidor anódico efectivo a bajas concentraciones. Seguro medioambientalmente. Activo en un amplio rango de ph y poco sensible a las diferentes condiciones del agua, sólidos disueltos totales, alcalinidad, sólidos suspendidos, etc. Es sinérgico en medios oxidantes. Es ampliamente utilizado como inhibidor de corrosión para metales ferrosos en sistemas de agua junto a compuestos orgánicos del fósforo y polímeros dispersantes.

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POLIMEROS DISPERSANTES

Un dispersante es un aditivo que se utiliza para lograr que un soluto tenga distribución y dispersión en un solvente. Se pueden encontrar tanto organicos como sinteticos y son utilizados como dispersantes de lodos o como acondicionador de lodos. Se utilizan en calderas de baja y media presión y comúnmente se utilizan en conjugación con otros químicos. Las cadenas que lo conforman pueden ser pequeñas hasta de 1000 uma.

MORFOLINA

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Es un compuesto órganico amínico de tipo volátil. Esta recomendado para eliminar problemas de corrosión provocados por la presencia de dióxido de carbono disuelto, dentro de generadores de baja y media presión.

Las propiedades físicas son: líquido incoloro o ligeramente amarillo, con olor amoniacal, densidad entre 0.95 y 1.05 g/cm3, totalmente miscible en agua.

La dosis recomendada varía de acuerdo a la alcalinidad en carbonatos y bicarbonatos del agua, dependiendo de las condiciones operativas de la planta, tipo de caldera, tratamiento externo de descarbonatación del agua de alimentación, largo de la línea de vapor, etc. Es conveniente efectuar el agregado directamente en el colector de vapor mediante una bomba dosificadora en forma concentrada o diluida.

FOSFONATOS

Son las sales de los ácidos fosfónicos, son compuestos organicos que contiene grupo alquilo y arilo. Fueron sintetizados por primera vez en 1897 por Von Baeyer y Felix Hofmann. Los fosfonatos son altamente solubles en agua, mientras que los ácidos fosfónicos son sólo ligeramente solubles. Los fosfonatos no son volátiles y son poco solubles en solvnetes organicos.

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Pueden presentarse como ácido amino metilén trifosfónico (AMTP), ácido hidroxietilén difosfónico (HEDP) o ácido fosfono butano tricarboxílico (PBTC).

Estan formulados para secuestrar metales alcalino-terreos en aguas de generadores de vapor de baja y media presión, de circuitos de enfriamiento y de procesos en general.

Son recomendados para evitar problemas de incrustación en sistemas de agua.  Actúan modificando el proceso de crecimiento de cristales, los cuales causan incrustación.

Se emplean además en formulaciones combinadas con sales metálicas de cinc o molibdeno y polímeros orgánicos, actuando como excelentes inhibidores de corrosión para aceros al carbono.

Su campo de aplicación se extiende a la industria textil como estabilizante de peróxidos y en la industria del petróleo para control de dureza en agua de inyección y prevención de la corrosión del hierro.

La toxicidad de los fosfonatos a organismos acuáticos es baja. Y las bacterias degradan los fosfonatos en la naturaleza, para utilizarlo como fuente de alimento.

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HIDRATO DE HIDRACINA

El hidrato depor hidracina es recomendado para prevenir los problemas de corrosión provocados la presencia de oxígeno disuelto, en generadoes de vapor de baja y media presión.

Las propiedades físicas es que es un líquido incoloro y de fuerte olor amoniacal, la densidad es de 1.025 a 1.035 g/mL y su pH es superior a 12, totalmente soluble en agua.

El hidrato de hidracina es un producto que resiste moderadas temperaturas y presiones de hasta 35 kg/cm2. Posee excelentes propiedades, entre las cuels se destaca la formación de una fina capa de óxidos pasivados (magnetita) en la supericie del metal.

La dosis recomendada varía de acuerdo con la cantidad de oxígeno disuelto del agua, dependiendo de las condiciones operativas de la planta, tipo de caldera, precalentamiento previo, desaeración del agua de alimentación, entre otros.

Es efectuar agregadouna directamente en el tanque alimentación del conveniente generador de vapor elmediante bomba dosificadora endeforma diluida, 62

 

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permitiendo la reacción previa entre el reductor y el oxígeno disuelto antes del ingreso al equipo.

SULFITO DE SODIO

Sulfito de sodio o sulfito sódico es un compuesto incoloro, soluble en agua. Cuando se disuelve en agua eleva el pH de la solución levemente.

Es un agente químico usado para remover el oxigeno disuelto dentro de las calderas de baja y media presión. El sulfito de sodio reacciona con el oxigeno presente en la solución formando sulfato de sodio. Es recomendable agregarlo en exceso para que quede de forma residual y así evitar la corrosión de los metales.

El polvo del sulfito de sodio, es toxico, ya que irrita los pulmones, y si es ingerido en grandes cantidades es nocivo.

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PURGAS

CONSECUENCIAS POR DEFECTO DE LA PURGA

TOTAL DE SOLIDOS DISUELTOS (TSD) MUY ALTO  

Corrosión de los metales de la caldera

 

Se produce espumado y acarreos

 

Se alteran las trayectorias de ebullición en los tubos y se provocan depósitos.

ALTA CANTIDAD DE SÓLIDOS EN SUSPENSIÓN Y LODOS  

Los sólidos deposit depositan an y endurecen (incrustación) sobre las superficies de trasferencia de calor, causando pérdida de eficiencia. 

 

Se alt alteran eran las características de la ebullición.

 

Se ensucian internamente las calderas, lo q que ue implica un alto costo por limpieza y mayor tiempo de paro del equipo.

 

Se absorben ciertos compuestos químicos, como el PO4, que derivan en incrustaciones y pérdida de eficiencia.

ALTA DUREZA Y NIVELES DE SALES  

Incrustación y pérdida de eficiencia

MUY ALTA ALCALINIDAD  

Incrustación y pérdida de eficiencia 64

 

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CONSERVACIÓN DE ENERGIA MEDIANTE UN CONTROL ADECUADO DE LA PURGA La purga de caldera es un mecanismo para su operación limpia y segura, sin embargo, no debemos olvidar que el agua purgada que sale de la caldera lleva una cantidad considerable de energía. El ahorro de energía requiere que se mantenga la mayor cantidad de ciclos de concentración permitidos en el agua de la caldera; para lograr esto, es preciso sacrificar un poco el margen de seguridad y permitir se incremente en cierto grado la cantidad de sólidos disueltos, e instalar un buen sistema de control para asegurar que no se provocará un daño a la caldera como resultado de operar en estas condiciones. En muchas instalaciones se pueden incrementar los ciclos de concentración, reduciendo la cantidad de purga, disminuyendo la concentración total de sólidos en el agua de alimentación o modificando el programa de tratamiento del agua al interior de la caldera. Para reducir el contenido de sólidos en el agua de repuesto, es necesario cambiar la fuente de suministro de agua a la planta o modificar el programa de tratamiento de agua de suministro externo mediante la instalación de filtros, deionizadores o algún otro tipo de equipo de tratamiento previo.

PURGAS DE FONDO En muchas instalaciones, no obstante apegarse a un programa estricto de purgas de fondo, se tienen problemas por excesiva formación de lodos en el domo inferior. Esto puede ser debido a que es insuficiente el tiempo que se mantiene la válvula de purga abierta; en la práctica se ha demostrado que la purga de fondo es 65

 

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más efectiva si se realizan purgas más frecuentes y de corta duración ( 10 a 20 segundos) que purgas ocasionales de larga duración. Los primeros segundos de la purga son los más efectivos. Si se mantiene la purga de fondo por un periodo largo, se crean problemas de turbulencia, que agitan los lodos depositados en el fondo y pueden ser arrastrados hacia los tubos de generación, donde se calientan y endurecen provocando incrustaciones. Como se ha dicho, el total de sólidos disueltos se controla con una purga continua, típicamente en el domo de vapor. A continuación, en la Tabla 7.1 se dan los límites de conductividad y el TSD para calderas de vapor.

CALCULO DE PURGA La cantidad de agua debe purgar es crítica para controlar el TSD en el agua de la caldera. Consideraciones: 66

 

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1. La cantidad de agua que se ali alimenta menta a la caldera debe ser igual igual a la de agua que se pierde. 2. Sea  A = Cantidad de agua de alimentación (Kg/hr) V = Cantidad de vapor generado (Kg/hr) P = Cantidad de agua purgada (Kg/hr) Entonces: A = V + P 3. La cantidad de purga puede relacionarse con la cantidad de agua de alimentación utilizando los ciclos de concentración (Cc) Cc = A / P Donde: Cc = Ciclos de concentración  A = Cantidad de agua alimenticia (kg/hr) P = Cantidad de agua purgada (kg/hr)

En la Tabla 7.2 se muestran los valores sugeridos por la Asociación Americana de Fabricantes de Calderas (AMBA, por sus siglas en inglés) como límites de la composición del agua para obtener una buena calidad de vapor, para varias presiones de trabajo.

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POTENCIAL DE HIDRÓGENO (pH) En 1909, el químico danés Sorensen definió el potencial hidrogeno (pH) como el logaritmo negativo de la concentración molar (más exactamente de la actividad) de los iones hidrogeno. Esto es: pH = -log[H+] Desde entonces, el término pH ha sido universalmente utilizado por la facilidad de uso, evitando así el manejo de cifras largas y complejas. Por ejemplo, una concentración de [H+] = 1x 10-8  M (0.00000001) es simplemente un pH de 8 ya que: pH = -log[10-8]= 8.

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La determinación del pH en el agua es una medida de la tendencia de su acidez o de su alcalinidad. No mide el valor de acidez o alcalinidad. Un pH menor a 7-0 indica una tendencia hacia la acidez, mientras que un valor mayor de 7-0 muestra una tendencia hacia lo alcalino.

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La mayoría de las aguas naturales tiene un pH entre 4 y 9, aunque muchas de ellas tienen un pH ligeramente básico, debido a la presencia de carbonatos y bicarbonatos. Un pH muy ácido o muy alcalino puede ser indicio de una contaminación industrial. El valor del pH en el agua utilizado también cuando nos interesa conocer su tendencia corrosiva o incrustante, así como en las plantas de tratamiento de agua.

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El pH es una propiedad del agua, no una impureza o contaminante. Tanto el agua pura como el agua contaminada tiene un pH, el cual en muchos casos puede ser similar, por lo tanto, el pH es un indicador de pureza. El control de pH es importante para mantener las condiciones deseables del agua en un área específica. En general, se puede decir que una agua con un pH bajo (menor a 7.0) es más corrosivo que una que tiene un pH alto mayor a 7.0). sin embargo, conforme aumenta el pH de una agua, mayor es la tendencia para formar incrustaciones.

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CONCLUSIONES 1. Un correcto tratamiento de agua de alimentación optimiza el uso del generador de vapor, disminuyendo costos en lo que a su mantenimiento respecta.

2. Si el agua de alimentación a lla a caldera no se lleva a cabo, esto puede ocasionar incrustaciones, corrosiones, espumas, depósitos y por lo tanto una baja en la eficiencia de dicho dispositivo industrial.

3. El tratamiento de agua puede hacerse mediante: Ablandamiento por medio cal y bicarbonato de sodio, intercambio iónico, desalcalinización, destilación, osmosis Inversa entre otros.

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