Esquema De Una Central Térmica Con Domo

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1 Esquema De Una Central Térmica Con Domo
Turbina AP Turbina MP Turbina BP Condensador Domo Inyección Química Sobrecalentador Recalentador Bomba E.C. Purga Atemperación Inyección Química Desaireador Bomba Alim. Calentadores BP Calentadores AP

2 Transferencia de sustancias químicas en calderas con domo

3 Traducción de términos de figura anterior
Distribution of solutes between steam and water Distribución de solutos entre vapor y agua Erosion - Erosión / Corrosion - Corrosión Mechanical Carryover Arrastre Mecánico Blowndown - Purga Hideout en óxidos - (Disolución-Precipitación de óxidos (hideout) Decomposition of organics - Descomposición de materia orgánica. Deposition of Mechanical Carryover . Deposición del arrastre mecánico. Drying - washing of mechanical carryover. Secado lavado de arrastre mecánico Hydrolysis Introduction of feedwater impurities with attemperating water. Hidrólisis. Introducción de impurezas del agua de alimentación con el agua de atemperación. Deareator. Desaireador o desgasificador. Precipitation and deposition from dry steam. Precipitación y deposición desde el vapor seco. Dissolving in moisture . Disolución en humedad. Gases into solution Disolución de gases. Chemical Feed Inyección Química Cooling water and air leakage . Agua de refrigeración e ingreso de aire. Make up impurities (O2, CO2, materia orgánica,..)

4 Traducción de términos de figura anterior
Make up impurities (O2, CO2,organics,...) Impurezas en agua de reposición (O2, CO2, materia orgánica,..) CHEMICAL TRANSFER IN THE CONVENTIONAL DRUM BOILER SYSTEM TRANSFERENCIA DE PRODUCTOS QUÍMICOS EN EL SISTEMA CONVENCIONAL DE CALDERA CON DOMO. LP Heaters Calentadores de BP HP Heaters Calentadores de AP HP Turbine Turbina AP IP Turbine Turbina PI LP Turbine Turbina BP

5 LINEAMIENTOS DE LOS CICLOS QUÍMICOS EN PLANTAS FÓSILES
Los siguientes factores son necesarios para establecer los límites que aseguren para prevenir la deposición en y la corrosión de los componentes: relación entre las especies analizadas (en su mayoría iones, y las especies moleculares presentes en las principales zonas del ciclo ). efectos de transferencia de calor, ebullición, condensación, volatilidad, reacciones químicas, ionización, cinética y termodinámica química.

6 Los criterios de muestreo y valores límites, además de las consideraciones anteriores incluyen:
Una revisión de las sensibilidades de los componentes del ciclo a la pureza del agua y del vapor determinó que los niveles de impurezas tolerados por la turbina son suficientes para proteger adecuadamente a la caldera y otros componentes del ciclo. Así que los requisitos de pureza del agua y del vapor para las unidades fósiles deben cumplir con los requisitos de pureza del vapor.

7 PUNTOS DE TOMAS DE MUESTRAS AGUA DE DOMO
El monitoreo del agua del domo de caldera minimiza la deposición y corrosión en los tubos de caldera. Las fallas más comunes aparecen en las paredes de agua y economizador. La química del vapor está relacionada a la química del agua de caldera; así que este punto es también un control primario de la pureza del vapor.

8 PUNTOS DE TOMAS DE MUESTRAS VAPOR SATURADO (calderas con domo)
Permite verificar la conformidad de las garantías del fabricante de calderas respecto a la pureza del vapor, y se aplica solo al vapor saturado. Este punto puede servir para el diagnóstico del transporte mecánico y en el vapor de impurezas en la turbina de alta presión. Los datos del ciclo químico del vapor saturado pueden estar relacionados al rendimiento de los separadores de humedad, entonces por análisis del vapor y del agua de caldera por diferencia se puede estimar la cantidad de impurezas llevadas en el vapor como resultado del arrastre mecánico.

9 ARRASTRE MECÁNICO El arrastre mecánico es el arrastre de gotas de agua en el vapor que sale de la caldera. La velocidad del arrastre mecánico debería ser certificada en las plantas mediante ensayos y los valores obtenidos comparados con standards para ver si los valores límites del agua de una caldera deberían ser modificados para la mencionada unidad.

10 ARRASTRE MECÁNICO

11 ARRASTRE POR EL VAPOR Las impurezas moleculares en el agua de caldera se solubilizan en el vapor. El grado de la disolución en el vapor se expresa en función del coeficiente de distribución, que es la relación de la concentración del material en el vapor dividida por la concentración del material en el agua. El coeficiente de distribución es función de: presión de domo de la caldera. concentraciones de sólidos disueltos en el agua de la caldera. pH del agua de caldera, para sustancias como la SiO2.

12 Fenómeno de Partición o Reparto
(1) Tenemos una solución de yodo en agua. (2) Le agregamos cloroformo, que es un solvente incoloro más denso que el agua. (3) Le agregamos cloroformo, que es un solvente incoloro más denso que el agua. La columna contiene una resina que tiene un indicador de saturación. Cuando se saturó toma color rojo. Sería interesante que se tuviera la animación de cómo se va saturando la resina ocn el uso. El color rojo va avanzando. Cuando el rojo llega a las 3/4 partes que salga un aviso que indique REEMPLAZAR RESINA. 2 1 3

13 Fenómeno de Partición o Reparto
Lo que ocurrió es el reparto parte del yodo que tenía el agua pasó al cloroformo (por ello tomo el color fucsia) y parte quedó en el agua. Tenemos otro equilibrio, que depende de la temperatura y es: [I2] agua KD = constante = [I2] cloroformo La columna contiene una resina que tiene un indicador de saturación. Cuando se saturó toma color rojo. Sería interesante que se tuviera la animación de cómo se va saturando la resina ocn el uso. El color rojo va avanzando. Cuando el rojo llega a las 3/4 partes que salga un aviso que indique REEMPLAZAR RESINA. Estas constantes tienen utilización por ejemplo en la determinación de Bioconcentración de plaguicidas como DDT. Para ello se utiliza isooctanol como solvente.

14 Partición o Reparto entre Agua y Vapor
En el caso de los ciclos agua vapor encontramos que la partición o reparto se produce entre la fase acuosa y la fase vapor. Por ejemplo para la Sílice es: [SiO2] vapor KD = constante = [SiO2] agua La columna contiene una resina que tiene un indicador de saturación. Cuando se saturó toma color rojo. Sería interesante que se tuviera la animación de cómo se va saturando la resina ocn el uso. El color rojo va avanzando. Cuando el rojo llega a las 3/4 partes que salga un aviso que indique REEMPLAZAR RESINA. Esta constante va variando con la presión y con la temperatura y aumenta al aumentar la presión, tal como se ve en el gráfico siguiente. De allí la importancia de su control.

15 Otros Repartos importantes
Por ejemplo para el Cloruro es: [Cl-] vapor KD = constante = [Cl-] ] agua Por ejemplo para la Sílice es: [SO4=] vapor KD = constante = [SO4=] ] agua La columna contiene una resina que tiene un indicador de saturación. Cuando se saturó toma color rojo. Sería interesante que se tuviera la animación de cómo se va saturando la resina ocn el uso. El color rojo va avanzando. Cuando el rojo llega a las 3/4 partes que salga un aviso que indique REEMPLAZAR RESINA. Por ejemplo para la Sílice es: [SO4=] vapor KD = constante = [SO4=] ] agua

16 Distribución del contaminante entre agua y vapor

17 Solubilización/Precipitación
Siempre se produce la disolución de SiO2 , Cl- , SO4=, Cu, CuO, Fe2O3, etc. en el vapor, pero si este valor es alto y varían las condiciones de equilibrio, como en las etapas de la turbina. Precipitará el exceso de estas sustancias sobre los álabes y diafragmas de la turbina Estas cantidades en exceso producirán depósitos y disminución de rendimientos o desgaste por erosión con consecuencias similares La columna contiene una resina que tiene un indicador de saturación. Cuando se saturó toma color rojo. Sería interesante que se tuviera la animación de cómo se va saturando la resina ocn el uso. El color rojo va avanzando. Cuando el rojo llega a las 3/4 partes que salga un aviso que indique REEMPLAZAR RESINA. De allí que sea muy importante el análisis de estas sustancias en agua de caldera y/o los vapores y condensados y SI CORRESPONDE REDUCIR LA PRESIÓN DE GENERACIÓN.

18 ENTRADA ECONOMIZADOR El análisis de contaminantes y acondicionantes nos permite saber directamente la cantidad total que ingresa a la caldera y la determinación si las condiciones cumplen con los requisitos del fabricante de caldera. Este punto también analiza la corrosión de la pre - caldera y sirve como punto de control secundario de la alimentación de hidracina y amoníaco.

19 ENTRADA AL DESGASIFICADOR
La mayor reducción de oxígeno disuelto por la hidracina ocurre en los calentadores de baja presión. Aunque la eliminación de oxígeno por la hidracina se incrementa a alta temperatura, la reactividad del oxígeno disuelto con el metal es mayor y predomina en el tren de calentadores de alta presión. Así este punto debería ser uno de los puntos de control de la alimentación de hidracina.

20 SALIDA DE DESGASIFICADOR
Permite la verificación del cumplimiento de las garantías del fabricante y una evaluación de como el Desgasificador está removiendo el oxígeno disuelto en el agua de alimentación, especialmente durante los períodos en los que el nivel de oxígeno de condensado es excesivo; generalmente durante los arranques y los de alta reposición de agua saturada con aire.

21 EXTRACCIÓN DE CONDENSADO
Este punto monitorea lo siguiente: transporte de contaminantes y químicos de tratamiento por el vapor. magnitud de los contaminantes introducidos por ingresos de agua por el condensador y la cantidad de oxígeno disponible para la generación de productos de corrosión a menos que los elimine la hidracina.

22 DETECCIÓN DE FUGAS EN CONDENSADOR
En algunas instalaciones se tiene instaladas tomas de muestras dentro del condensador, lo que permite una detección casí inmediata y un conocimiento más certero del condensador en la que ingresa el agua de refrigeración. En general se analiza el condensado de salida de bombas de extracción y se debe aislar un condensador para identificar el condensador que falla. La detección y reparación rápida del ingreso minimiza la mayor fuente de impurezas en la turbina de vapor.

23 SISTEMA DE PRODUCCIÓN DE AGUA DE REPOSICIÓN
La pureza del agua tratada es determinada por el sistema de tratamiento, en general intercambio iónico o ósmosis inversa e intercambio iónico (como pulido final) El agua de reposición puede ser una de las fuenetes de entrada de impurezas al circuito. En nuestro caso el tratamiento final es realizado por resinas de intercambio iónico con monitoreo de sílice conductividad en la producción y análisis de laboratorio en los tanques.

24 SISTEMA DE REPOSICIÓN DE AGUA
El agua de la Planta de Tratamiento de Aguas es bombeada hacia los Tanques de Agua de Reserva y de allí se repone al condensador. Este punto monitorea la calidad de agua de reposición al condensador. Se debe tener cuidado con el sistema de adición y desborde que envían el agua a los tanques de reserva de condensado. especialmente donde haya tanques de reserva común a varias unidades.

25 SISTEMA DE ELIMINACIÓN DE AIRE
Los niveles de oxígeno del condensado son función directa de los ingresos de aire. El ingreso de aire que supere la capacidad de remoción de diseño del sistema resultará en un incremento de los niveles de oxígeno. Como todo el oxígeno no puede ser eliminado por la hidracina, esto se verá reflejado en un incremento en la generación de productos de corrosión.

26 NIVELES DE ACCIÓN Hay recomendaciones de organismos internacionales, como EPRI (Electrical Poweer Research Institute), VGB de Alemania (Asociación de Usuarios de Grandes Calderas), respecto a los niveles de impurezas máximas. Estos niveles están basados en el estado actual de los conocimientos. Hay 4 niveles de acción: Normal Nivel de Acción 1 Nivel de Acción 2 Nivel de Acción 3 Fuera de servicio inmediata

27 NIVELES DE ACCIÓN RACIONALES
Normal: son valores para un servicio confiable por largo tiempo. Se han tomado márgenes de seguridad para evitar la concentración de contaminantes sobre las superficies. Nivel de Acción 1: hay una potencial acumulación de contaminantes y corrosión. Regresar a los valores normales dentro de 1 semana. Los valores son el doble de los normales. Nivel de Acción 2: Aparecerá acumulación de impurezas y corrosión. Regresar a valores normales dentro de las 24 horas. Los valores son el doble de los de Nivel1.

28 NIVELES DE ACCIÓN RACIONALES
Nivel de Acción 3: la experiencia indica que puede ocurrir rápida corrosión, que puede evitarse sacando la unidad de servicio dentro de las 4 horas. Los valores son el doble de los de Nivel2. Fuera de servicio inmediata: hay una clara evidencia de daños a tubos de caldera por bajo pH. Inmediata salida de servicio para evitar tal daño.

29 PERÍODOS FUERA DE RANGO DE VALORES
Hay momentos de la operación como los arranques, o ingresos de contaminantes en que los valores se encuentran fuera de los rangos nornales de operación y la concentración de impurezas puede crecer fuertemente, y puede haber acumulación de impurezas en el ciclo (depósitos en turbina, incrustaciones en caldera, depósitos en sobrecalentadores). La contaminación es rápida, pero la posterior limpieza o regreso a las buenas condiciones químicas puede llevar semanas. Por ello se establecen los tiempos de acumulación anuales.

30 Máximo Tiempo Anual en Condiciones Contaminantes
Máximo Tiempo Anual en Condiciones Contaminantes Horas acumulativas por año Al establecer estas condiciones se considera si la unidad opera en carga base o en carga cíclica:

31 pH El monitoreo de pH es necesario por las siguientes razones:
La corrosión de los metales es función del pH. el pH alcalino incrementa la estabilidad de la capa de magnetita y reduce la solubilidad de la magnetita en agua. el pH limita la volatilidad de los ácidos. Cuando existe un pH bajo del agua de caldera se recomienda una rápida salida de servicio de la caldera.

32 pH

33 VALORES DE pH Límites Se recomienda un control estricto de los valores de pH , pues en los lugares donde haya depósitos, debido a que estos son porosos, puede haber una importante aumento en la concentración de las impurezas ( hasta 1000 veces) y podríamos llegar a tener debajo de las impurezas pH muy alcalinos o muy ácidos. un severo ataque localizado sobre las paredes de los tubos.

34 pH Valores Límites AGUA DE ALIMENTACIÓN
La velocidad de corrosión del acero al carbono llega a un valor mínimo en el rango de pH de 9,2 a 9,6. .Los sistemas que tienen metalurgia mixta no pueden minimizar la velocidad de corrosión del acero al carbono o de las aleaciones de cobre sin incrementar la velocidad de corrosión del otro. Consecuentemente estas plantas deben llegar a un pH de compromiso y mantenerlo entre 8,8 y 9,3 para el sistema de condensado - agua de alimentación.

35 AMONÍACO El monitoreo de amoníaco es necesario para comparar su concentración con la conductividad específica y el pH y así poder estimar la concentración de otras impurezas iónicas. El monitoreo de amoníaco también permite la determinación de la correcta relación sodio / fosfato

36 CONDUCTIVIDAD ESPECIFICA
La conductividad específica es un método barato, confiable para el monitoreo on-line de niveles de contaminación iónica total y su tendencia. La conductividad específica de algunas impurezas iónicas es dependiente de la forma del ión (por ejemplo si está como forma salina, ácida o alcalina). Así que la sensibilidad de la conductividad específica para monitorear el nivel total de contaminantes depende de que contaminantes estén presentes y en que forma.

37 SÍLICE El monitoreo de sílice es necesario por las siguientes razones:
la precipitación de sílice forma depósitos sobre la turbina que no son solubles en agua y son muy difíciles de remover. los depósitos de silicatos ó sílice causan pérdidas en la capacidad y eficiencia de la turbina. cantidades significativas de sílice pueden entrar en el sistema condensado-agua de alimentación sin detectar. Si entra a través del agua de reposición en forma de sílice coloidal no reactiva causa que los valores límites sean superados, a pesar de la aparente buena calidad del agua de reposición.

38 SÍLICE Valor Límite en Vapor
El límite de 10 ppb fue establecido basándose en la solubilidad de la sílice en el vapor sobrecalentado para unidades con recalentador. El límite de 20 ppb fue establecido basándose en la solubilidad de la sílice en el vapor sobrecalentado para unidades sin recalentador;

39 SÍLICE Valor Límite en Agua de Caldera
Como hemos dicho, en las calderas de alta presión, la disolución en vapor es el principal contribuyente a los niveles de sílice en el vapor saturado La figura anterior indica como los valores de SiO2 en vapor saturado en función de la presión operativa y la concentración de SiO2 en el agua de caldera. Se analiza el agua de caldera (análisis) en el que normalmente hay menor error que en el vapor y se determina por ejemplo 0,130 ppm vamos a la curva operación normal y tenemos que corresponde a una presión de 2500 psi = 175 bar. Lo que implica que la máxima presión que se puede tener es de 175 bar

40 SÍLICE Valor Límite en Agua de Caldera
En la figura posterior poner las palabras en español y colocar las presiones en bar de acuerdo a :

41 SiO2 en agua de caldera vs presión operativa

42 SÍLICE Valor Límite en Agua de Caldera
La concentración de sílice en agua no afecta el coeficiente de distribución en el rango de 10 a 1000 ppm, ni la forma en que la sílice entra al ciclo. Por lo tanto no es necesario diferenciar entre tratamientos AVT y a base de fosfatos. La operación de agua de caldera a pH más alto causará que estos límites sean ligeramente conservadores.

43 SÍLICE Valor Límite en Condensado y Agua de Reposición
El valor de 10 ppb en condensado es necesario por las siguientes razones: obtener los valores de pureza recomendados bajo condiciones de operación normal sin recurrir a purgas, quedando la capacidad de la purga completamente disponible para controlar transitorios y mantener la química dentro de los límites en todo momento. permitir máxima flexibilidad durante las excursiones. Este valor es el mismo que para el agua de reposición que para el condensado, pero debería ser modificado para ser consistente con el diseño de las plantas productoras de agua de reposición

44 OXÍGENO DISUELTO. El monitoreo del oxígeno disuelto es necesario por las siguientes razones: el oxígeno causa pitting. la corrosión de las aleaciones de cobre en los sistemas de condensado y agua alimentación es una función de las concentraciones de oxígeno, dióxido de carbono y amoníaco. se cree que el oxígeno promueve la corrosión por fatiga de los tubos de caldera, discos y álabes de turbina.

45 OXÍGENO DISUELTO. el oxígeno reacciona con las aleaciones ferrosas y cuprosas en los sistemas de agua de alimentación para generar productos de corrosión, que son seguidamente transportados a la caldera, estos lleva a incremento en las necesidades de limpieza química y fallas en los tubos de paredes de agua. El oxígeno actúa sinérgicamente con el cloruro resultando en un daño por hidrógeno.

46 OXÍGENO DISUELTO. OXÍGENO DISUELTO. Valor limite entrada economizador El valor límite está recomendado para minimizar el ingreso de oxígeno a la caldera. OXÍGENO DISUELTO. Valor límite salida Desgasificador El valor de 7 ppb está basado en el comportamiento garantizado de un desgasificador típico .

47 OXÍGENO DISUELTO. OXÍGENO DISUELTO.Valor límite entrada desaereador.
Este valor se recomienda para minimizar la corrosión en el tren de calentadores de agua. El monitoreo de oxígeno a la salida de desaereador sirve como chequeo para la efectividad de la desaeración y la eliminación química del oxigeno. OXÍGENO DISUELTO. Valor límite extracción de condensado Este valor se recomienda para minimizar la corrosión en el tren de calentadores de agua y en condensador. El monitoreo de este punto da idea de la velocidad de reacción de la hidracina.

48 HIDRACINA El monitoreo de hidracina en la salida del desaereador es necesario para dar una realimentación del control de la velocidad de reacción de la hidracina. La comparación de la hidracina residual con el oxígeno disuelto a la salida del desaereador indica si la velocidad de inyección de la hidracina está dando suficiente concentración residual. La efectividad de la hidracina se incrementa logarítmicamente con la dosis.

49 SODIO El análisis de sodio es necesario porque los compuestos de sodio como cloruro e hidróxido son dos de los principales corrosivos de la turbina, especialmente con relación al stress cracking corrosion (corrosión bajo tensión) de los álabes de turbina y también producen fallas en los tubos de caldera.

50 SODIO. Valor limite en vapor recalentado
Reconociendo que parte del sodio presente en el vapor en calderas con domo tratadas con fosfatos esta bajo una forma no corrosiva como (compuestos de fosfato), un límite más alto (5 ppb) ha sido establecido para estas unidades.

51 SODIO. Valor limite en agua de caldera
Los valores límites provienen de las limitaciones presentes en vapor sobrecalentado y vapor recalentado. Los valores para agua de calderas tratadas con fosfato son consistentes con los niveles que se deben mantener en estas calderas de acuerdo a su presión (son más bajos en las calderas de alta presión).

52 SODIO. Valor limite en agua de caldera
Estos valores más bajos han sido recomendados, no sólo por la pureza del vapor sino también para reducir los problemas con el hide-out (disolución-precipitación debidas a las solubilidades del fosfato en función de temperatura) del fosfato durante los cambios de carga. El bajo nivel de sodio y consecuentemente el bajo nivel de fosfatos reducen la severidad del hide-out, como surge en la figura (Cuando se estima el hide-out, se deben considerar los efectos de la concentración causado por los gradientes de temperatura en los tubos de caldera.). Aunque ello da una menor capacidad de amortiguación en la caldera ante el ingreso de contaminantes ingresados por agua de refrigeración en el condensador, el seguimiento de los lineamientos en otras partes del ciclo disminuirá la necesidad de gran capacidad de amortiguación.

53 SODIO. Valor limite en agua de caldera
Los valores de sodio y consecuentemente fosfato establecidos dan una adecuada capacidad cuando todos los otros valores se cumplen. Se permiten niveles de sodio y fosfatos más altos durante las excursiones, pero están limitados en duración, ya que estos niveles sólo ofrecen una capacidad de amortiguación para el pH y no para el carry-over (arrastre) de corrosivos tales como cloruros y sulfatos a la turbina cuando su concentración excede la de los valores límites.

54 SODIO. Valor limite en agua de caldera
Aunque la concentración de sales afecta el transporte vaporoso, los efectos no son significativos en bajas concentraciones. En plantas con AVT se supone que todo el sodio está presente como NaOH. El NaOH es más volátil que otras sales y da una medida conservadora para el arrastre vaporoso. En plantas tratadas con fosfato, de los 5 ppb admitidos en el vapor se suponen que 2 ppb están combinados con fosfato y 3 ppb como hidróxido y otras sales de sodio. En algunas plantas con AVT se inyectan fosfatos cuando ocurre ingreso de agua de refrigeración o hay condiciones de bajo pH. Para ellas se pueden utilizar los límites de plantas tratadas con fosfatos y volver a los AVT cuando se deje de utilizar el fosfato.

55 SODIO. Valor limite en en condensado y agua de reposición
Las razones para establecerlos son las siguientes: Obtener la pureza recomendada de vapor en operación normal, sin depender de la purga de la caldera. Tener la capacidad de purga completamente disponible para controlar transitorios y mantener la química dentro de los lineamientos todo el tiempo.

56 SODIO. Valor limite en en condensado y agua de reposición
Las razones para establecerlos son las siguientes: Obtener la pureza recomendada de vapor en operación normal, sin depender de la purga de la caldera. Tener la capacidad de purga completamente disponible para controlar transitorios y mantener la química dentro de los lineamientos todo el tiempo. permitir máxima flexibilidad durante las excursiones. Los límites de concentraciones de sodio en el condensado son más amplios para unidades con plantas de tratamiento de condensado.

57 CLORURO El análisis de cloruros es necesario debido a que el cloruro causa: corrosión por fatiga, corrosión bajo tensión y pitting en la etapa de baja presión de las turbinas. corrosión, daño por hidrógeno y pitting (picado) en las calderas. degradación del rendimiento de los pulidores de condensado efecto sinérgico sobre la corrosión en presencia de óxidos y óxido de cobre.

58 CLORURO Valor Límite en Vapor
Basado en la solubilidad del cloruro de sodio en vapor sobrecalentado, se eligió un límite de 3 ppb unidades con recalentador y 6 ppb para unidades sin recalentador. El cumplimiento de estos límites debería evitar el daño a la caldera y a la turbina. En plantas con tratamiento volátil (AVT) el cloruro se arrastra en forma de cloruro de amonio. El cloruro de amonio es más volátil que el cloruro de sodio y da a la caldera valores de cloruros más conservadores.

59 CLORURO Valor Límite de Agua de Reposición
El valor límite establecido de 3 ppb es necesario por las siguientes razones: Obtener la pureza recomendada de vapor en operación normal, sin depender de la purga de la caldera. Tener la capacidad de purga completamente disponible para controlar transitorios y mantener la química dentro de los lineamientos todo el tiempo. permitir máxima flexibilidad durante los periodos como arranques, ingresos de agua de refrigeración, etc.

60 HIERRO y COBRE Los productos de corrosión forman depósitos sobre las paredes bajo condiciones de alta transferencia térmica y entonces atrapan y concentran impurezas, contribuyendo a fallas en los tubos debidas a corrosión cáustica, daño por hidrógeno y corrosión por fatiga. La magnetita disuelta Fe3O4 precipita debido a la disminución de la solubilidad en la alta turbulencia, tal como ocurre en los componentes de regulación de la caldera o en superficies de calentamiento sujetas a alta carga térmica. La solubilidad de la magnetita en función de la temperatura.

61 HIERRO y COBRE Los óxidos de cobre actúan como oxidantes y fuentes de oxígeno. El cobre transportado desde el por de agua de alimentación, se deposita en la etapa de alta - media presión de la turbina, causando la pérdida de capacidad y eficiencia. Se requiere limpieza mecánica o química para eliminar estos depósitos de cobre. En calderas los depósitos de cobre puede producir corrosión y dificulta la limpieza de las mismas.

62 INGRESO DE AIRE El ingreso de aire es la fuente primaria de oxígeno y del dióxido de carbono en el sistema de condensado-agua de alimentación. El oxígeno causa corrosión y el dióxido de carbono causa erosión corrosión y disminuye el rendimiento de las plantas de tratamiento de condensado. Un ingreso de aire elevado puede reducir el vacío del condensador y reducir la eficiencia del ciclo.

63 El monitoreo de fosfatos es necesario por las siguientes razones:
la relación molar sodio / fosfato = (Na:PO4) debe ser mantenida dentro de 2,1 a 2,8. Si se supera el 2.8 se puede llegar a existir NaOH libre y si la relación es inferior a 2,1 puede tener importancia la formación de fosfato ácido.

64 Región de Fosfato Coordinado a 0,5 ppm NH3