CAPITULO 7

CAPÍTULO VII

GUA DE LIMENTACIÓN DE ALDERAA A C

Y U RATAMIENTOS T

7.1. IMPUREZAS EN EL AGUA DE ALIMENTACIÓN DE CALDERA.

La presencia de impurezas en el agua de alimentación en las calderas es una fuente de

constante interés que concierne al personal operador porque ello afecta no solamente

la eficiencia de la caldera sino también su seguridad. Las impurezas más perjudiciales

que pueden introducirse en la caldera por el sistema de agua de alimentación son:

1. Las sales disueltas presentes en el agua de mar y de bahías, las cuales pueden

entrar al sistema de agua de alimentación por arrastre de sal y vapor de la

planta evaporadora, por fugas de agua salada en los calentadores y el vapor

condensado dentro de los serpentines, por salideros de agua salada en los

tanques de reserva de agua de alimentación, por fugas en las válvulas de

extracción de fondo en las calderas apagadas y por filtraciones en otros aparatos

enfriados por agua salada. Estas sales causan los mayores problemas a los

maquinistas navales y pueden clasificarse como sigue:

a. Formación de Incrustaciones.

b. Corrosión Ácida.

c. Causa de Arrastres.

2. Fugas de combustibles en el lado de vapor de los calentadores de aceite

combustible y en los serpentines de vapor de los tanques de almacenaje,

servicios y decantación o asentamiento, de donde el combustible puede entrar

al sistema de alimentación por medio de las purgas.

3. Fugas de aceite lubricante en los serpentines de vapor de los tanques de

decantación, de los cojinetes de las turbinas, bombas rotatorias y de los vástagos

de los pistones de los cilindros de vapor de las máquinas alternativas, de donde

el aceite puede llegar al sistema de agua de alimentación.

157

4. Oxígeno disuelto en el agua de alimentación que se introduce al sistema por

aquellas partes del mismo que se encuentra bajo vacío (a presiones más bajas que

la atmosférica) tales como condensadores, turbinas de baja presión y bombas de

baja presión. Además el aire es absorbido por el agua de alimentación cuando

esté expuesta a la atmósfera a través de los respiraderos de los tanques de

reserva de las cisternas y en las purgas abiertas.

5. Productos corrosivos en las tuberías, tanques de alimentación y maquinaria, la

mayor parte de ellos en forma de óxido de hierro (Fe O ).2 3

6.Cantidad excesiva de productos químicos (productos químicos usados en el

tratamiento de agua de alimentación) debido a un tratamiento inapropiado.

FECTOS DE LA ONTAMINACIÓN DEL GUA DE LIMENTACIÓN.7.2. E C A A

Las fugas de agua salada originan una contaminación progresiva del agua de la caldera

debido a la concentración incrementada de sales por la vaporización. Más aún, cuando

el agua de alimentación de calderas está dentro de los límites de impurezas, la

concentración de las sales aumenta en proporción con el régimen de vaporización de la

caldera.

Una muestra de agua de mar contiene las siguientes sales en las cantidades que se

indican:

Cloruro de Sodio (NaCl).......................445 epm.

Cloruro de Magnesio (MgCl )............... 65 epm.2Sulfato de Magnesio (MgSO )................35 epm.4Sulfato de Calcio (CaSO )..................... 30 epm.4Carbonato de Calcio (CaCO ).............. 2.6 epm.

3(epm., Significa: equivalentes por millón).

Otras sales en cantidades variables pueden encontrase en el agua de mar cerca de las

desembocaduras de los ríos, puertos, bahías, etc.

El Cloruro de sodio NaCl (sal común) es particularmente inofensivo a los materiales de la

caldera. Sin embargo causará arrastres de agua, el cual trae como consecuencia una

delgada capa de incrustación en los tubos del recalentador, válvulas de vapor, tuberías

de vapor y en las paletas de la turbina en caso de arrastre excesivo y frecuente. En el caso

de los recalentadores, las características de transferencia de calor en los tubos son

disminuidas por esta incrustación de sal, la cual hará que se quemen los tubos. La

158

Agua de Alimentación de Caldera

y su Tratamiento

formación de sales en las paletas de la turbina originan finalmente un importante

desequilibrio de los rotores, especialmente a altas velocidades, así como reducción en la

eficiencia debido a la fricción entre el vapor y la incrustación. Esta tendencia al arrastre

se reduce con el uso de productos químicos.

El Cloruro de magnesio ( MgCl ) en el agua de la caldera se transforma en ácido 2

clorhídrico (muriático) que ataca a la superficie de los colectores y tubos, causando una

corrosión ácida que se manifiesta por la picadura de las superficies. El efecto del ácido se

controla haciendo ligeramente alcalina el agua de la caldera, con productos químicos.

Los Sulfatos de calcio (CaSo ) y magnesio (MgSo ) se precipitan en una incrustación muy 4 4

dura en las regiones más calientes de la caldera, esto es en el interior de los tubos

cercanos al hogar. Esta incrustación tiene 1/48 de la conductividad térmica del acero.

Cuando esta incrustación alcanza un espesor de una cáscara de huevo, el agua en el

interior del tubo no puede recibir y conducir el calor lo suficientemente rápido para

mantener su temperatura por debajo de la del punto de fusión y los tubos se quemarán.

La presencia de incrustaciones causadas por el sulfato de calcio es la más importante en

los buques de guerra. Para prevenir la formación de estas incrustaciones se usan

productos químicos y pueden removerse por medios mecánicos.

El Carbonato de calcio (CaCo ) es comparable al yeso, es inofensivo a los metales, excepto 3

cuando se encuentra en las cavidades muertas (deadpockets) de la caldera, origina ácido

carbónico (H CO ) que provoca la corrosión ácida. Esto se controla por:2 3

1) Un adecuado diseño de la caldera para eliminar las cavidades muertas.

2) El uso de productos químicos para hacer el agua ligeramente alcalina.

La contaminación con agua de mar tiene lugar cuando la planta está operando cerca de

playas o en bahías y ríos, con lo cual se introducen silicatos en la caldera. Las

incrustaciones de silicatos son delgadas, transparentes, frágiles y duras; debido a su

transparencia son difíciles de localizar. Una capa muy delgada de incrustación puede

causar averías en los tubos debido al sobrecalentamiento. Se pueden controlar por el

uso de productos químicos y por la cuidadosa operación de la planta destiladora cuando

se está en tales lugares (playas, ríos, bahías).

La presencia de aceites en el agua de la caldera causará espumas y arrastre de humedad.

Formará también una película delgada de resistencia al calor sobre la superficie de los

tubos resultando posteriormente una avería debido al sobrecalentamiento. El aceite se

nota por la formación de anillos en el tubo de vidrio del nivel de agua o en la inspección

del drenaje de los tanques. El aceite se controla principalmente con una cuidadosa

inspección del agua de las purgas de los serpentines de los calentadores de aceite

159


y su Tratamiento

y combustible, cuidando que en los lugares donde se lubrica la maquinaria, el aceite no

se ponga en contacto con el agua o el vapor. El uso de productos químicos reduce el

efecto de las espumas por aceite, pero una vez que una caldera haya sido contaminada

con aceite, sus lados de agua deberán vaciarse y llenarse con una solución de agua de

alimentación y productos químicos y entonces usando vapor de otra caldera (a través de

la conexión de la válvula de extracción de fondo) se hace hervir la mezcla por dos o tres días.

El Oxígeno disuelto en el agua de la caldera constituye una seria causa de corrosión en

las calderas modernas. A bajas presiones y temperaturas a las que se operaban las 2calderas (200 o 300 lbs. x Pulg. ) La corrosión debido al oxígeno disuelto era siempre

despreciable, pero a altas temperaturas en las calderas modernas de alta presión, el

grado de corrosión aumenta de tal manera que serias picaduras fueron encontradas en

los colectores de calderas y superficies de los tubos. En las modernas instalaciones, la

cantidad de oxígeno disuelto en el agua de alimentación se controla por el

calentamiento y desaereación mecánica.

Los Productos de corrosión entran a las calderas en forma de óxido de hierro,

permaneciendo en suspensión en el agua causando arrastre y espuma. Ellos pueden

ser eliminados por extracciones de fondo y superficie. El uso de productos químicos

reduce la tendencia a los arrastres y formación de espumas.

Sedimentos. Las gruesas películas de óxido metálico o los sedimentos del tratamiento de

agua ocasionalmente reducen el calor transferido en las paredes de agua e hileras de

tubos de fuego al extremo que ocurren depósitos y ampollas de calor (en los tubos). Los

depósitos o sedimentos son muy difíciles de remover por medios mecánicos y no son

desintegrados por el tratamiento a base de químicos. Las acumulaciones excesivas de

sedimentos indican que el diseño de la caldera hace inefectiva la extracción en el área de

sedimentos o que la extracción ha sido inadecuada.

En total, la contaminación del agua de alimentación por impurezas tiene los siguientes

efectos:

a. Formación de incrustaciones sobre las superficies generadoras, de lo que resulta:

1) Reducción en la eficiencia de la caldera porque disminuye el grado de

transferencia de calor.

2) Sobrecalentamiento y quemaduras en los tubos que dan por resultado

averías.

3) Corrosión en todo el interior de las superficies de la caldera por ciertas sales

y aire (oxígeno).

160


y su Tratamiento

c. Espumas y proyecciones que arrastran humedad en el vapor desde los colectores

de vapor saturado a los recalentadores (cuando estos están instalados y en uso) o

directamente a la maquinaria en plantas que operan con vapor saturado.

Diferencia entre espuma, arrastres y proyecciones. Mientras mayor sea la cantidad de sólidos

disueltos en el agua, mayor será la tendencia a la formación de espumas cuando la

ebullición es violenta. Si una cantidad considerable de materias sólidas se encuentran en

suspensión, cualquier espuma que se forme se estabiliza por las pequeñas partículas

sólidas y el espesor de las películas de las burbujas aumenta, de modo que las burbujas de

vapor pueden romperse antes de entrar en el tubo secador. A las pequeñas partículas de

agua arrastradas por el vapor, se le denomina arrastre. Bajo condiciones pésimas de

ebullición, grandes cantidades de agua serán lanzadas hacia los espacios de vapor en el

colector de vapor ocasionándose pequeñas explosiones intermitentes que tienen lugar

debajo de la superficie del agua. Grandes cantidades de agua son conducidas hacia el

interior del tubo secador y este tipo de arrastre se denomina proyección. Esto es peligroso

para el trabajo seguro de cualquier máquina movida por vapor.

.3. ORROSIÓN ENTRO DE LAS ALDERAS.7 C D C

La corrosión de las paredes que están en contacto con el agua de las calderas puede

ocurrir de tres maneras:

1) Por ataque de ácidos.

2) Por acción electrolítica.

3) Por oxidación.

(La combinación de estos tres procesos también pueden ocurrir).

El agua de mar es una fuente potencial constante de ácido porque de su contenido de

sales (particularmente el cloruro de magnesio), pueden reaccionar con el agua para producir

ácido. Prevenirse contra la corrosión de este tipo de ácido es un simple asunto en el

mantenimiento de la condición alcalina en el agua de caldera.

La corrosión de las paredes que están en contacto con el agua de la caldera es un caso

especial de corrosión electrolítica. El hierro en contacto con el agua tiende a convertirse en

solución y bajo la influencia de una corriente eléctrica la velocidad de solución es más

rápida en las áreas anódicas (positivas). Las inevitables variaciones físicas y químicas en la

superficie de metal de la caldera tienen su correspondiente y ligera diferencia eléctrica,

de tal manera que la superficie del metal en contacto con el agua consta de multitud de

delgadas celdas electrolíticas cada una con su ánodo y cátodo. El hierro tiende a

convertirse en solución en los ánodos y el átomo de hidrógeno es depositado enlos

cátodos.

161


y su Tratamiento

Este efecto no puede evitarse, pero sí reducirse a un mínimo tolerable, cuidando las

condiciones que mantienen una capa de hidrógeno atómico, el cual es un aislador

eléctrico, sobre las áreas catódicas. Esto se puede completar manteniendo

simultáneamente las alcalinidades del agua de caldera en el grado prescrito y

eliminando el oxígeno disuelto en el agua de alimentación y del agua de la caldera. La

importancia de estos factores se explica a continuación.

Baja alcalinidad. Permite que la corrosión avance removiendo la capa protectora de

hidrógeno atómico. Por cada molécula de gas de hidrógeno que escapa del área

catódica un átomo de hierro debe convertirse en solución en el área anódica para

restablecer la película protectora. La contaminación de agua de mar es una causa

potencial de baja alcalinidad por que el ión de magnesio precipita el elemento alcalino

del agua.

La corrosión ácida, que es causada por baja alcalinidad, puede ser identificada

generalmente por picaduras localizables en las superficies de las paredes que están en

contacto con el agua de la caldera.

Alta Alcalinidad. Causará fuertes concentraciones cáusticas para desarrollar la

película en contacto con las superficies de vaporización. La fuerte solución cáustica

puede disolver la capa protectora de óxido de la superficie de metal y permitir

reacciones continuas del metal de los tubos con el agua.

Este proceso puede causar una severa corrosión electrolítica y ranuras en la hilera de

tubos y en los tubos empernados de la pared de agua donde un alto régimen de

vaporización, establece en esa región una capa o película alcalina de alta concentración.

Así es que puede observarse que el tratamiento adecuado es el que está en medio de los

dos extremos.

Oxígeno disuelto. Acelera la corrosión electrolítica combinándose con el hidrógeno

atómico y removiendo la capa protectora de este en las áreas catódicas y así renueva la

corrosión de hierro en las áreas anódicas. La corrosión de oxígeno puede ser

identificada por la presencia de quebradizos, picaduras localizables y la ausencia

general de corrosión en las áreas intermedias. La picadura de oxígeno se acelera por un

aumento en temperatura en el oxígeno disuelto y en la acidez (disminución en

alcalinidad). La introducción normal de agua de alimentación al colector superior de

una caldera (vaporizando usualmente) reduce el oxígeno disuelto a un remanente

tolerable, toda vez que los depuradores de vapor despiden el vapor libre de los gases

disueltos, pero hay una evidencia considerable y es que indicios de oxígeno pueden

causar serias picaduras en los tubos expuestos al fuego y en los tubos empernados en la

pared de agua o en otras partes relativamente calientes de las calderas.

162


y su Tratamiento

El agua de alimentación aereada es la principal fuente de contaminación de oxígeno en

el agua de caldera. El oxígeno atmosférico, puede introducirse en una caldera apagada

al nivel de vaporización cuando ésta se ha enfriado. El aire se disolverá rápidamente en

el agua de alimentación y si este no se remueve por los condensadores o los tanques

desaereadores de alimentación, él pasa al economizador y haces de tubos generadores.

Es imperativo que el contenido del oxígeno disuelto en el agua de alimentación sea

reducido al más bajo nivel que se pueda, antes que él abandone el tanque desaerador de

alimentación y que el agua de alimentación sea protegida contra fugas de aire durante

su recorrido a través de las tuberías de succión.

El tipo menos destructivo de corrosión es el llamado general en el cual toda la superficie

expuesta es atacada con suavidad (igualdad), las picaduras localizadas, por su rápido

debilitamiento y penetración en las paredes de metal, es la más severa de las formas de

corrosión. Si la alcalinidad del agua de calderas se mantiene entre los límites prescritos y

se toma cuidado en prevenir la entrada de aire en el agua de alimentación, la presencia

de serias picaduras de este tipo será poco usual.

.4. RUEBAS DE GUA DE LIMENTACIÓN Y DE ALDERAS.7 P A A C

Debido a las dificultades inherentes al control del tratamiento del agua de alimentación,

es necesario que se conozca la condición exacta del agua de la caldera, de día en día,

para poder aplicar el tratamiento necesario y poder corregir cualquier condición

insatisfactoria que pueda existir. Este conocimiento se obtiene por medio de unas

pruebas muy simples, que se realizan periódicamente en todos los buques de guerra de

propulsión a vapor, los cuales se dividen en dos grandes grupos, tipo “A” y tipo “B”, los

comprendidos en el primer grupo (tipo “A”), se consideran los equipados con plantas 2 que operan a 600 lbs x pulg. de presión y 850° F de recalentamiento del vapor, los del

2segundo grupo (tipo “B”), equipados con plantas que operan a 1200 lbs x pulg. de

presión y 950° F de recalentamiento del vapor, como se muestra en la gráfica de la figura

7.1, para estos tipos de instalaciones se llevan a cabo las siguientes pruebas:

1. Para el agua de alimentación y de Caldera.

1) Cloruros.

2) Dureza.

3) De oxígeno disuelto.

4) De Sílice.

5) P.H.

163


y su Tratamiento

6) Conductividad.

7) Fosfatos.

Al hacerse los análisis de agua, los resultados deberán reportarse en un formato de

manera que pueda ser interpretada por el personal técnico. Todos los resultados del

análisis de agua se reportarán bien en partes por millón (ppm) o en equivalente por

millón (epm). Ambos son unidades de peso por peso. Así una parte por millón equivale

a una unidad de peso de una substancia disuelta en un millón de unidades de peso de

la solución, una ppm puede representar una libra de sal disuelta en un millón de libras

de agua o un gramo de sal disuelta en un millón de gramos de agua. (1 miligramo por litro

de agua).Igualmente, un equivalente por millón equivale a una unidad equivalente de

peso de substancia por millón de unidades de peso de la solución. Las partes por millón

pueden convertirse en equivalentes por millón dividiendo por el peso equivalente

químico de la substancia transferida. Todos los resultados de los análisis efectuados a

bordo pueden expresarse en equivalentes por millón, pero como la equivalente por

millón de oxígeno disuelto equivale a 8 partes por millón, solamente se usa partes por

millón para oxígeno disuelto con objeto de reducir por uno el número de cifras

después del punto decimal en el reporte normal de la concentración de oxígeno

disuelto.

1. Los cloruros:

Los cloruros son aniones que están presentes en el agua en diversas

concentraciones y normalmente se incrementan con el contenido mineral.

Las aguas de los mares y océanos tienen una concentración más elevada por

contener los residuos resultantes de la evaporación parcial de las aguas que

fluyen hacia ellos.

El aumento de cloruros se lleva a cabo de diferentes modos, el agua tiene un

gran poder disolvente, disolviendo los cloruros de los suelos y de las

formaciones subterráneas.

Por acción del viento y del oleaje se elevan minúsculas gotitas que son

acarreadas tierra adentro, provocando la formación de pequeños cristales de

sal como resultado de la evaporación del agua.

La concentración de cloruros es mayor en las aguas de desecho que en los

cuerpos de agua natural, por que el cloruro de sodio es un artículo común en

la dieta y pasa por el sistema digestivo sin sufrir cambio alguno.

164


y su Tratamiento

1 2

8.00

8.20

8.40

8.60

8.80

9.20

9.40

9.60

9.80

10.00

10.20

10.40

10.60

10.80

11.00

11.20

3 4 5 6 7 8 9 10 15 20 25 30 40 50 60 70 80 90 100 120 200 300 400 500 1000

TSP = TRIFOSFATO DE SODIODSP = DIFOSFATO DE SODIO TSP TRIFOSFATO DE SODIODSP DIFOSFATO DE SODIO

= =

AGREGUE DIFOSFATODE SODIO

AGREGUE DIFOSFATODE SODIO

AGRE

GUE

SO

SACA

ÚSTI

CAAG

REG

UE S

OSA

CAÚS

TICA

REGIÓN DE FOSFATOS COORDINADOSREGIÓN DE FOSFATOS COORDINADOS

Figura 7-1. Curva de control de fosfatos coordinados.

REGIÓN CÁUSTICA LIBREREGIÓN CÁUSTICA LIBRE

CURVA DE FOSFATOS COORDINADOS

CURVA DE FOSFATOS COORDINADOS TIPO “A”

PH 10.20 A 10.60(FOSFATOS

80 A 120 PPM)

TIPO “A”


80 A 120 PPM)

TIPO “B”


25 A 60 PPM)

TIPO “B”


25 A 60 PPM)

165

PRACTIQUE

EXTRACCIONES

DE FONDO

AG

REG

UE

TRIF

OSF

ATO

DE

SOD

IO


y su Tratamiento

Los cloruros en proporciones razonables no son dañinos a la salud, en

concentraciones superiores a 250 mg/lt dan sabor salino al agua si el cation es

sodio. Altas concentraciones de cloruros aceleran la corrosión de reactores,

calentadores, etc.

a. Determinación de Cloruros.

Método argento métrico o método de mohr.

Es una solución neutra o ligeramente alcalina, se puede usar el cromato de

potasio para indicar el aire en la valoración de cloruros con nitrato de plata.

El PH de la muestra al llevar a cabo la valoración deberá estar comprendida

en un ámbito de 7 a 8, debido a que los iones Ag se precipitan como AgOH,

si el PH es alto, por el contrario si el PH es bajo, se tiene que el ión CrO se 4

convierte a Cr O=2

b. Procedimiento:

Se usa una muestra de 100 ml. o una porción alícota apropiada dividida a

100 ml.

Las muestras se titulan en un ámbito de PH de 7 a 10 directamente. Las

muestras que no están en este ámbito se ajustan con H SO o NaOH, se 2 4

agrega 1 ml de la solución de K CrO Se titula con una solución valorada de , 2 4

nitrato de plata hasta que vire amarillo rosado.

Realice los mismos pasos para una muestra testigo Co.

Mg/lt CI= (A-B) X N 35.450

A = ml ocupados en la titulación de la muestra.

B = ml utilizados para el testigo.

N = Normalidad del AgNO3

Mg/lt NaCl=mg/Lt Cl X 1.65

2) Dureza

El término dureza, se aplica a las aguas en las que es difícil lavar, pues

requieren de grandes cantidades de jabón para formar espuma, además

producen incrustaciones en las tuberías de agua caliente, calderas,

evaporadores, intercambiadores de calor y otras unidades relacionadas con el

paso de agua a altas temperaturas.

167


y su Tratamiento

Químicamente la dureza es una característica del agua que representa la

concentración total de iones, calcio y magnesio expresado como CaCO por lo 3

cual su clasificación en grados de dureza es la siguiente:

0-75 mg/lt CaCO agua suave 3

75-150 mg/lt CaCO agua poco dura 3

150 -300 mg/lt CaCO agua dura 3

Más de 300 mg/lt CaCO agua muy dura 3

Los principales cationes que causan la dureza son: calcio, magnesio, estroncio,

fierro y magnesio.

Dureza de calcio y magnesio

Los iones de calcio y magnesio causan la mayor parte de la dureza en aguas

naturales.

Dureza total = Dureza de magnesio + dureza de calcio.

Dureza carbonatada y no carbonatada

La porción de la dureza total químicamente equivalente a la alcalinidad de

carbonatos y bicarbonatos se considera como “Dureza y la alcalinidad se

expresan en CaCO tenemos que:3

Cuando: Alcalinidad < Dureza total.

Entonces: Dureza carbonatada = Alcalinidad

Cuando: Alcalinidad > Dureza total.

Entonces: Dureza carbonatada = Dureza total.

La dureza carbonatada es importante pues los iones carbonato y bicarbonato se

precipitan a temperaturas elevadas como en el caso de calderas o durante el

proceso de ablandamiento.

Las reacciones son:

++ Ca + 2 HCO CaCo Co + H O3 3 + 2 2

++ Ca + 2 HCO Ca(OH) 2CaCo + H O3 + 2 3 2

La cantidad de dureza que no se puede remover con la acción del calor se

denomina “Dureza no carbonatada”

168


y su Tratamiento

a. Determinación de dureza por el método volumétrico con EDTA.

Se emplea una solución valorada de ácido etilendiamino tetra acético.

El uso de este método depende de la presencia de un indicador que

determine el EDTA en exceso o el momento en que todos los iones causantes

de la dureza se hayan combinado. El colorante que sirve para este propósito

es el eriocromo negro T (ENT)

b. Procedimiento:

1) Seleccionar un volumen de muestra que requiera menos de 15 mls. de la

solución de EDTA a titularse.

2) Agregar 1 o 2 ml. de la solución amortiguadora para obtener un PH de

10.0 a 10.1.

3) Agregar 1 o 2 gotas de la solución del indicador.

4) Agregar lentamente el titulante, agitando en forma circular la muestra,

hasta que desaparezca de la solución el último tinte rojizo y vire al color

azul que se manifiesta en condiciones normales.

Cálculos

Dureza (EDTA), en mg/lt de CaCO = ml de EDTA x 1000 x F3

m l d e m u estra.

Donde l= mg de CaCO equivalente a 1 ml. De EDTA.3

(Solución previamente preparada)

3) Oxígeno Disuelto.

El oxígeno disuelto es un gas poco soluble, que no reacciona químicamente

con el agua, su solubilidad está en función de las presiones parciales de vapor

saturado y de la temperatura a la cual se encuentra el agua.

En general existen tres factores que afectan la concentración de oxígeno

disuelto en un cuerpo de agua natural, que son: Presión atmosférica, temperatura

y salinidad o contenido de sólidos disueltos.

169


y su Tratamiento

La solubilidad del oxígeno atmosférico en agua dulce varía desde 14.6 mg/lt

hasta 7 mg/lt a 36° C, bajo una atmósfera de presión.

En el caso de las industrias, puede causar corrosiones del fierro y del acero,

particularmente en los sistemas de distribución y en calderas, por lo que se

debe remover mediante tratamientos físicos y químicos.

a. Determinación del oxígeno disuelto.

Método iodométrico o de winkler.

Este análisis se basa en la adición de una solución divalente de manganeso,

seguida de una fuerte alcalinización. El oxígeno disuelto presente en la

muestra oxida rápidamente una cantidad equivalente del hidróxido de

manganeso disperso pasando a hidróxidos en estados de valencia mayores,

tomando una precipitación café.

En presencia de iones ioduro y seguido de una acidificación, el manganeso

oxidado se revierte al estado divalente con la liberación del yodo, en una

cantidad equivalente al contenido original de oxígeno disuelto en la

muestra. El yodo se titula con una solución valorada de tiosulfato de sodio

usando almidón como indicador.

b. Procedimiento:

Para fijar el oxígeno adicionar a la botella de DBO que contiene la muestra,

2 ml de sulfato manganoso (MnSO ) con una pipeta graduada, cuidando 4

que la punta del mismo penetre aproximadamente 0.5 ml. en el agua, a

continuación agregar 2 ml. del reactivo alcali-yoduro que es una solución

de hidróxido de sodio (NaOH) y yoduro de sodio (NaI) La adición se hace

de la misma forma que el reactivo anterior. Al hacer esta adición, se forma

un precipitado café si hay oxígeno disuelto, en el caso contrario el

precipitado será blanco.

Una vez agregado el aleali-yoduro, tapar las botellas y agitar vigorosamente

durante 30 segundos, después de lo cual dejar sedimentar al precipitado.

Finalmente adicionar 2 ml de ácido sulfúrico concentrado y agitar hasta la

total disolución del precipitado.

Existe un gran número de interferencia por lo que se han desarrollados

modificaciones al método winkler.

170


y su Tratamiento

Esta modificación consiste en agregar azida de sodio (NaN ), al reactivo 3

alcali-yoduro, para formar el alcali yoduro azida.

La titulación se efectúa con tiosulfato de sodio (Na S O ) 0.025 N. usando 2 2 3

una solución de almidón como indicador.

Cálculos

ppm de OD= ml de tiosulfato x N Eq X1000

Volumen de muestra.

N= Normalidad de tiosulfato.

Eq= Peso equivalente de oxígeno.

(Corrección. Por la adición de reactivos.)

Reactivos agregados = 4 ml. en 300 ml de muestra.

300 = 100

300-4 X X=98.7 ml.

Ppm OD = ml de bisulfato x 0. 025M x 8 X 1000

Factor cte = 203

Ppm de OD = ml. de tiosulfato x 2.03

4) Sílice

La sílice puede estar presente en el agua de dos formas que son: el cristaloide y

la coloidal. En la forma coloidal la sílice no está en solución sino en suspensión

como partículas finalmente divididas; en esta forma pueden ser removidas

usualmente por coagulación y filtración. Sin embargo en la forma cristaloide o

soluble, es extremadamente difícil de remover y es entonces que ocasiona las

mayores dificultades por la formación de escamas.

El análisis convencional de sílice se expresa como dióxido de silicio (SiO ) 2

El contenido de sílice de las aguas naturales varía considerablemente

dependiendo de la localidad. En algunas aguas con baja dureza y alta

alcalinidad, el contenido de sílice es más alto que en otro tipo de aguas, ya que

en las aguas alcalinas están presentes un número de iones de sodio que se

combinan con sílice para formar silicatos solubles de sodio.

171


y su Tratamiento

La sílice puede ocasionar problemas por la formación de escamas de silicatos

de calcio y magnesio en los equipos en que se utiliza el agua como

intercambiadora de calor o en sistemas de enfriamiento por recirculación de

ésta.

La presencia de sílice en el agua que se utiliza para suministro de calderas da

lugar a la formación de escamas densas y duras que tienen una gran

resistencia a la transferencia de calor. En las calderas que operan a

relativamente bajas presiones, las escamas formadas son en su mayoría de

silicato de calcio. Para prevenir las incrustaciones, generalmente es suficiente

ablandar el agua para remover los iones de calcio.

En las Calderas que operan a altas presiones la sílice presente se combina con

iones calcio y magnesio en el agua que alimentan a dichas calderas.

Además de estas dificultades, la sílice ocasiona serios problemas al depositarse

materiales silicososos en las paletas de las turbinas y los serpentines,

provocando pérdidas en la eficiencia de estos.

Alcalinidad.

Los iones hidróxilos presentes en la muestra son el resultado de la disociación

o hidrólisis de los solutos, que se neutralizan por titulación con un compuesto

ácido.

(No se debe filtrar, concentrar, diluir o alterar la muestra).

a. Procedimiento:

1) Alcalinidad a la fenolftaleina.Se colocan 50 a 100 ml. de muestra o una alícuota dividida a 50 ml. en un

matraz erlenmeyer. Se agregan 2 gotas del indicador de fenolftalina y se

titula con ácido sulfúrico 0.2 N, hasta que la solución pierda coloración

esto corresponde a un PH de 8.3

2) Alcalinidad al anaranjado de metilo.Se agregan 2 gotas del indicador a la muestra que se le ha determinado la

alcalinidad a la fenoftaleina o una muestra de volumen adecuado. Se

titula con ácido sulfúrico 0.2 N. El indicador cambia a color canela a un

PH de 37 y a rosa a un PH de 3.1. El color canela indica la exacta

neutralización alcanzada en la titulación y el color rosa determina una

condición ácida.

172


y su Tratamiento

Cálculos:

Alcalinidad en mg CaCO = A X M X 50,0003

Lt ml de muestra

A = ml de ácido gastados

N = Normalidad del ácido.

El sistema se basa en los siguientes principios:

Hay alcalinidad de carbonatos cuando la alcalinidad a la fenolftaleina no es

nula, pero es menos que alcalinidad total.

Hay alcalinidad de hidróxidos cuando la alcalinidad a la fenolftaleina es mayor

que la mitad de la alcalinidad total.

Hay alcalinidad de bicarbonato cuando la alcalinidad a la fenolftaleina es

menor de la mitad de la alcalinidad total.

Acidez

La acidez se determina por titulación con hidróxido de sodio de una

concentración conocida, detectándose el punto final con la ayuda de

indicadores o de un potenciómetro, recomendándose este último cuando las

muestras son muy coloridas o turbias.

}}}}

PUNTO FINAL DE LA FENOLFTALEINA

PUNTO FINAL DEL ANARANJADO A FENOLFTALEINA

ÁMBITO DE ACIDEZMINERAL

ÁMBITO DE ACIDEZDEL CO

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

173


y su Tratamiento

La acidez mineral se mide por titulación hasta un PH de 3.7 detectando este

punto con la ayuda de un potenciómetro o usando como indicador anaranjado

de metilo, denominándosele “Acidez mineral” o “Acidez libre”, pues cuantifica a

los ácidos relativamente fuertes como son los minerales. La titulación de la

muestra a la fenolftaleina determina el punto final (ph=8.3) y mide tanto la

acidez mineral como la acidez debida a los ácidos débiles, las sales ácidas y al

dióxido de carbono, por ello se llama “Acidez total”.

Procedimiento.

a) Acidez de anaranjado de metilo.En un matraz erlenmeyer de 250 ml. Se toman 50 a 100 ml. de la muestra o

una alícota dividida a 50 ml. se agregan unas gotas del indicador de

anaranjado de metilo, si la muestra se torna amarilla, se procede a titular

con la solución de NaOH 0.02N hasta que el color vire a canela,

característica de 3.7 de P.H.

b) Acidez a la fenolftaleina o total.Se toman 50 a 100 ml. de la muestra o una alícota diluida a 50 ml. a 100 ml.

se agregan unas gotas de fenolftaleina, se titula con la solución de NaOH

0.02 H hasta la aparición de un color rosa débil, característica de un PH de

8.3

Cálculos

Acidez en mg CaCO = A x B x 50,0003

Lt ml muestra.

A= ml de NaOH

B= Normalidad del NaOH.

5) Potencial de hidrógeno.

El PH es un término que se usa universalmente para definir las condiciones de

acidez o alcalinidad que se encuentran en una solución.

Considerando que la concentración de iones hidronio, en la práctica,

corresponden a la de los iones hidrógeno, al expresar matemáticamente una u

otra forma es igual.

174


y su Tratamiento

+ -14[ H ] [O H] = 10 mol/lt

De lo anterior se deduce la siguiente igualdad.

+ -7[H ] = [OH] = 10 mol/lts.

Debido a que en el trabajo práctico, el manejo de números con exponentes

negativos, puede dar origen a errores al tratar de expresar un grado de acidez o

alcalinidad, Sörensen propone el concepto de PH.

+PH = - log [H ] 10

1 PH = log10 + [H ]

-ph+[H ] = 10

-7+ +Si [H ] = 10 = 0.0000001 g de iones H por litro

1 PH=Log = 7 10 -710

1 POH = log -10[OH ]

PH + POH = 14 A 25° C

La acidez, la alcalinidad y la concentración de iones, hidrógeno en una solución,

están dados en términos de PH. La escala de P.H. provee un sistema donde la

acidez de una solución puede ser medida con números enteros

Al hacerse los análisis de agua, un sistema standard para reportar los resultados

deberá emplearse de manera que pueda ser reconocido por el personal técnico

de la Armada de México. Todos los resultados del análisis de agua serán

reportados bien en partes por millón (ppm.) o en equivalentes por millón (epm.).

Ambos son unidades de peso por peso. Así 1 parte por millón equivale a una

unidad de peso de una substancia disuelta en 1 millón de unidades de peso de

la solución, 1 ppm. puede representar 1 libra de sal disuelta en un millón de

libras de agua o 1 gramo de sal disuelta en un millón de gramos de agua. (1

miligramo por litro de agua). Igualmente 1 equivalente por millón equivale a

175


y su Tratamiento

Una unidad equivalente de peso de substancia por millón de unidades de peso

de la solución. Las partes por millón pueden convertirse en equivalentes por

millón dividiendo por el peso equivalente químico de la substancia referida.

Todos los resultados de los análisis efectuados a bordo pueden expresarse en

equivalentes por millón, pero como la equivalente por millón de oxígeno

disuelto equivale a 8 partes por millón, solamente se usa partes por millón para

el oxígeno disuelto con objeto de reducir por uno el número de cifras después

del punto decimal en 10 el reporte normal de la concentración de oxígeno

disuelto.

6) Conductividad.

La conductividad eléctrica es una expresión numérica que representa la

habilidad de una solución para conducir la corriente eléctrica. Mientras más

concentrada se encuentra una solución, existe una mayor cantidad de iones y la

corriente se transmite fácilmente.

La mayoría de los ácidos, bases y sales inorgánicas son mejores conductores que

las moléculas de los compuestos orgánicos.

La conductividad eléctrica de las soluciones se determina transmitiendo una

corriente eléctrica a través de la solución problema. Se emplea una celda que

contiene dos electrodos, uno positivo donde se depositan los iones negativos y

uno negativo donde se depositan los iones positivos.

La resistencia al paso de la corriente eléctrica que es medida, depende de la

concentración iónica, la temperatura de la solución y las características de los

electrodos.

Con el análisis de la conductividad se comprueba la pureza del agua destilada o

desionizada. Se acepta como agua destilada muy pura la que contiene una

resistencia específica de 500,000 ohms, es decir 2 micromhos/cm a 25° C.

a) Pureza Destilada.

GRADO CONDUCTIVIDAD MÁXIMA.

Micromhos/cm a 25° C.

Pura 10

Muy Pura 1

Ultra Pura 0.1

Teóricamente Pura 0.055.

176


y su Tratamiento

En la industria y en la Armada de México la conductividad se emplea para

conocer el grado de corrosión del agua en la Caldera, así como la eficiencia de

las mismas. La conductividad es una de los parámetros que deben realizarse en

el lugar del muestreo. Si no se cuenta con el equipo portátil, se recomienda que

el volumen de la muestra sea mayor de 100 mls. pudiéndose almacenar en

recipientes de vidrio o de plástico durante un tiempo menor de 24 horas, a una

temperatura de 4° C.

b) Determinación.

Prueba de conductividad de agua de caldera.

Equipo:

1. Medidor de conductividad “Solubridge” de conductancia específica de

40-8000µ /CM (Micro-ohms/cm) con suministro de energía de 110 a 115

volts.

Material:

1. Celda de conductividad, tipo sumergible, Celda constante de 2.0

2. Termómetro de metal, tipo dial -17.8°C a 104.4° (0°F a 220°F)

3. Botella cuadrada de vidrio de 8 onzas.

Reactivos.

1. Agua destilada

7) Fosfatos

El fósforo es un elemento que tiene interferencia en los estudios de calidad del

agua, debido a que influye sobre los procesos de productividad acuática, baja la

eficiencia de los procesos de coagulación de tratamiento de aguas, es difícil

removerlo mediante tratamientos convencionales para obtener

concentraciones bajas, forma gran variedad de compuestos y posee la

característica de cambiar de una a otra forma en determinadas ocasiones.

177


y su Tratamiento

COMPUESTOS DE FÓSFORO CLASIFICADOS POR SUS RELACIONES

QUÍMICAS Y SOLUBILIDADES.

+ + + +2 +3 +3(PO ) H ,Na ,K,NH4 Ca ,A1 ,Fe4 3

+ -4 + + +7 +2 +3 +3(P O ) , H ,Na ,K,NH4 Ca ,A1 ,Fe

-5(P 0 )3 10

-3(P 0 )3 9

Las diversas formas de fosfato provienen de una gran variedad de fuentes,

como son:

1. Aguas de retorno agrícola.

2. Escurrimiento de superficies.

3. Aguas de desecho de origen doméstico:

a) Residuos humanos, animales y vegetales.

b) Detergentes.

c) Microorganismos.

4. Aguas de desecho industrial relacionadas con:

a) Proceso de corrosión.

b) Aditivos usados en el control de las incrustaciones.

c) Detergentes.

1. Frecuencia de pruebas químicas.

a. Tanques de agua de alimentación.

FORMA

ORTOFOSFATOS

POLIFOSFATOS

SOLUBLES EN AGUA

combinado con cationes

monovalentes tales como

INSOLUBLE

combinado con cationes

multivalentes tales como

178


y su Tratamiento

1) Prueba diaria de cloruros y de dureza a todos los tanques(con excepción

del que esta en línea; sí no esta en servicio el desmineralizador también se le

hace prueba diaria a este tanque).

2) Prueba de cloruros y de dureza inmediatamente al tanque que entra

en línea.

b. Verificación de los aparatos.

Prueba 1) de comparación diaria de cloruros en cada punto donde

exista un indicador de salinidad

2) Prueba de dureza (en caso de ser necesaria), por no ser satisfactoria la

prueba de comparación anterior.

3) Prueba de cloruros cada 4 horas en cada punto de muestreo en

donde se detecte, por la prueba diaria de comparación, que un

indicador de salinidad está funcionando mal.

c. Agua de alimentación (tanque desaereador).

1) Prueba de oxígeno disuelto.

a) Después de que el tanque desaereador ha sido calentado, antes

de alimentar la Caldera.

b) 2 o 3 horas después de haber entrado en línea.

c) Después se requiere una prueba al día.

2) Prueba de PH

A) 60 a 90 minutos después de estar en línea la caldera.

b) Después se requiere una vez por lo menos cada 4 horas mientras

la morfolina esté en línea; (cada 12 horas si no está la morfolina en

línea).

c) Las pruebas de cloruros, conductividad y dureza al agua de

alimentación, pueden ser realizadas cada vez que se saquen

muestras para efectuar las pruebas de PH y de oxígeno señaladas

en los puntos “1” y “2” anteriores.

179


y su Tratamiento

d. Agua de Calderas.

1) Se realizan las pruebas de PH conductividad, fosfatos y cloruros con

la siguiente frecuencia.

a) Pruebas inmediatas después de entrar en línea.

Primera muestra, dentro de la media hora después que la caldera

ha sido puesta en línea (válvula de paso de vapor principal o auxiliar

abierta).

Segunda muestra a los 60 o 75 minutos después de la anterior.

Tercera muestra a los 60 o 75 minutos después de la anterior. (Los

resultados de esta muestra son los que normalmente se deben usar para

tratar el agua; el resultado de las dos muestras anteriores se usa para el

tratamiento solo si la contaminación rebasa a una de grado moderado).

b) Tan frecuente como se requiera para mantener la caldera dentro

de sus límites, pero sin excederse de 8 horas entre prueba y

prueba.

c) Dentro de la hora anterior a cualquier extracción de fondo o de

superficie. Si se asegura la caldera por un incidente no químico,

no es indispensable tomar esta muestra. (ver nota)

d) 30 o 45 minutos después de que se hayan terminado las

extracciones.

e) 60 o 90 minutos después de hacer un tratamiento químico (ver

nota N° 2)

f) Dentro de la hora anterior al aseguramiento de la caldera; si se

vaporiza más de una hora después de tomar esta muestra se

debe tomar otra. Normalmente, en caso necesario, se debe tratar

el agua antes de asegurar.

Si se asegura la caldera por un incidente químico no es

indispensable tomar esta muestra (ver nota 1).

g) En caso de existir contaminación seria, cada 15 minutos después

de inyectar químicos o de hacer extracciones (ver nota Nº 2).

180


y su Tratamiento

Nota Nº 2:- No es necesario permanecer en línea 60 o 90 minutos

después para tomar la muestra posterior a una inyección de

químicos, si se asegura la caldera antes de los 60 minutos después

de la inyección, efectúe la prueba dentro de la hora anterior a la

extracción de fondo.

Nota Nº 3:- Sobre Inyección de químicos.

Las inyecciones químicas se deben realizar en base a los resultados

de las pruebas que se efectúen, salvo la dosis inicial de 7.5 onzas de

trifosfato y 7 onzas de difosfato que se le agregan al agua de

alimentación nueva que se le introduce a una caldera vacía para

su encendido.

Cualquier inyección química debe realizarse dentro de la hora

posterior a la toma de la muestra.

.5. RATAMIENTO DEL GUA DE ALDERA A ASE DE OSFATOS 7 T A C B FOORDINADOS.C

Para impedir los efectos de contaminación, el agua de alimentación de la caldera, es

tratada químicamente, para controlar;

a) Formación de incrustaciones en los lados de agua de las calderas.

b) Corrosión.

c) Espumas y arrastres.

y es tratada mecánicamente y por calentamiento, para reducir la presencia de oxígeno

disuelto en el agua. La siguiente discusión concernirá primeramente el empleo del

tratamiento químico.

Nota Nº 1: Si se asegura la caldera por un incidente no químico,

no es indispensable tomar esta muestra, debiendo tomarse

solamente una muestra después de volver a entrar en línea a

menos que la caldera:

a. Haya sido asegurada por más de 2 horas.

b. Haya sido tratada químicamente durante su aseguramiento.

c. Haya sido extraccionada durante su aseguramiento.

181


y su Tratamiento

Trifosfato de sodio.

Difosfato de sodio.

Sosa cáustica.

a. En las calderas de alta presión, con altas tasas de transferencia de calor, el

control del tratamiento interno debe contribuir con pocos o cero sólidos.

El potencial para el ataque cáustico del metal de la caldera aumenta cuando

se eleva la presión, por lo que la alcalinidad debe hacerse mínima. Para

estas condiciones se tiene el tratamiento de fosfatos-coordinados. El fosfato

trisódico se hidroliza para producir iones hidróxido.

- -2+Na PO +H O 3 Na + OH + (HPO )3 4 2 4

Esto no puede ocurrir con la ionización de fosfatos di y monosódicos.

+ -2Na HPO 2 Na + (HPO ) 2 4 4

+ -2 NaH PO Na + H + (PO ) 2 4 4

El programa se controla alimentando combinaciones de fosfato disódico

con fosfatos tri o monosódicos para producir un PH óptimo sin la presencia -

de OH libre. Para controlar con éxito un programa de fosfato coordinado,

el agua de alimentación deberá ser extremadamente pura y de una calidad

sin variaciones.

Las sales mono (MH PO ), son solubles en agua, dando disoluciones de 2 4

poca acidez (su dilución al 1% tiene un PH entre 4.4 y 4.5). Las sales di

(M HPO ), salvo las de calcio, son igualmente solubles en agua, dando 2 4

origen a disoluciones neutras o ligeramente alcalinas (una disolución al 1%

da un PH entre 8.0 y 8.8).

1) Para neutralizar la formación de sales ácidas en el agua de la caldera, esto es,

manteniendo una ligera condición alcalina.

2) Para quitar incrustaciones y prevenirlas contra las mismas químicamente.

3) Para precipitar impurezas convirtiéndolas en lodo, que pueden removerse

por extracciones de fondo y de superficie.

4) Para prevenir corrosión por oxidación, los productos químicos usados. son:

182


y su Tratamiento

Los fosfatos di y tricálcicos (M PO ), son relativamente insoluble en agua, 3 4

formando disoluciones fuertemente alcalinas (al 1% tienen un PH. entre 11.8 y

12.0)

CONTROL DELROTÁMETRO

FILTRO

CONEXIÓN PARA

PRUEBA

A SENTINAS O TANQUECOLECTOR DE DRENADOSDE AGUA DE DESPERDICIO

CONTAMINADA

DRENADO

LOCALIZADO EN EL NIVELSUPERIOR EN EL CUARTO

DE CALDERAS

EMBUDO DE LLENADO

TANQUE CON MORFOLINAPARA EL TRATAMIENTO

DE AGUA DE CONDENSADO

INDICADORDE NIVEL

DE LÍQUIDO

VENTILACIÓN

TANQUE CON MORFOLINA

PARA EL TRATAMIENTODE AGUA DE

CONDENSADO

20 GALS.

15 GALS.

10 GALS.

5 GALS .

TANQUECOLECTOR

DE DRENADOS

Figura 7-2. Sistema de tratamiento de agua de condensado a base de morfolina.

183


y su Tratamiento

b. Tratamiento a base de fosfatos coordinados. Para llevar a cabo este

tratamiento se deberá incluir el uso de la morfolina (figura 7-2) y el

desmineralizador (figura 7.3), la morfolina se usa para ajustar el PH al agua

del condensado y el desmineralizador, (la conductividad del agua de

alimentación de reserva), es necesario el conocimiento de los diferentes tipos

de agua y los parámetros en que se deben mantener como se muestra en el

diagrama en bloques de la figura 7-4, en donde se incluye también los

DERIVACIÓNDEL SISTEMA

DESMINERALIZADOR

DE LA TUBERÍA DEALIMENTACIÓN DEL

TANQUE DE SUPLEMENTOEN SERVICIO

REGISTRODE HOMBRE(ELIPTICO)

VENTILACIÓNDE 1” A 180º

CANCAMOS PARAIZAR EL TANQUE

PLACA DEDATOS

CONEXIÓN DESALIDA DEL

LAVADO DE RESINA

VÁLVULA DEMANGUERA

1/4”7’ - 16

AL POZO CALIENTE DELOS CONDENSADORES

DE LOS TUBOGENERADORESY PRINCIPAL

Figura 7-3. Sistema de tratamiento al agua de alimentación de reserva con el desmineralizador.

CELDA DECONDUCTIVIDAD

CONEXIÓN DE SALIDADEL AGUA DESMINERALIZADA

DE 2” IPS

CODO

UNIÓN

VÁLVULA DECOMPUERTA

VÁLVULA DEMANGUERA

TE

REGISTRODE MANO

DE 11” x 15”

CONEXIÓN DE ENTRADA DEAGUA DE ALIMENTACIÓN

DE SUPLEMENTO DE 3” IPS

INDICADOR DECONDUCTIVIDAD

VÁLVULA DE LA MANGUERADE ½ ” PARA LA CONEXIÓN DE

ENTRADA DEL LAVADO DE RESINA


y su Tratamiento

184

lugares donde se aplica la morfolina y el uso del desmineralizador, en este se

pueden apreciar los nombres de los diferentes tipos de agua con que se

alimenta la caldera a los cuales se les asigna un color arbitrariamente para

diferenciarlos entre ellos.

TANQUE DE AGUA DE

ALIMENTACIÓNDE RESERVA

AGUA CALDERA

VAPOR

CONDENSADO

AGUA ALIMENTACIÓN DESAEREADA

AGUA DESTILADA

AGUA ALIMENTACIÓN RESERVA

AGUA ALIMENTACIÓN RESERVA DESMINERALIZADA

Figura 7-4. Diagrama en bloques del sistema de las distintas denominaciones de agua y parámetros de sus límites

permisibles en cada punto del agua que interviene en la alimentación de la caldera.

A

A

B

B

F F

C

C

D

D

E

EPLANTA

DESTILADORA

CONDENSADORPRINCIPAL

TRATAMIENTOA BASE DE MORFOLINA

TURBINAPRINCIPAL

COLECTOR DE VAPOR

ECONOMIZADOR

TANQUE DESAEREADOR

DESMINERALIZADOR

.065 epm SI

.07 epm CI10 umho/cm

.10 epm CI

.10 epm dureza

15 umho/cm

1.0 umho/cm

.04 epm SI

.02 epm CI6 umho/cmpH 8.6 - 9.0DO 15 oxigeno disuelto.02 epm dureza

.04 epm SI

.02 epm CI6 umho/cm.02 epm dureza

185


y su Tratamiento

N O R M A L

P.H.

FOSFATOS(PPM)

CONDUCTIVIDAD(MICROMHO/CM)

CLORUROS(EPM)

Figura 7-5. Rangos en que se deben mantener los límites de agua de caldera.Figura 7-5. Rangos en que se deben mantener los límites de agua de caldera.

OCULTAMIENTOHIDEOUT

PRUEBAANTES DEENCENDER

LÍMITES DE AGUA DE CALDERA

N O R M A L

P.H.

FOSFATOS(PPM)

CONDUCTIVIDAD(MICROMHO/CM)

CLORUROS(EPM)

Figura 7-5. Rangos en que se deben mantener los límites de agua de caldera.Figura 7-5. Rangos en que se deben mantener los límites de agua de caldera.

OCULTAMIENTOHIDEOUT

PRUEBAANTES DEENCENDER

LÍMITES DE AGUA DE CALDERA

9.8 - 10.2 9.2 A 10.39.2 A 10.3

10 A 3010 A 30

1.01.0

300 MÁXIMO300 MÁXIMO

9.0 Ó MÁSDEPENDIENDO

NIVEL DEFOSFATOS

9.0 Ó MÁSDEPENDIENDO

NIVEL DEFOSFATOS

25 a 6025 a 60 10 Ó MÁS10 Ó MÁS

400400 ABAJO DE 400ABAJO DE 400

1.01.0

ABAJO DE 1.0PH Y FOSFATOS

NO EN LA REGIÓNCAUSTICA

ABAJO DE 1.0PH Y FOSFATOS

NO EN LA REGIÓNCAUSTICA

El tratamiento consiste básicamente en efectuar cuatro pruebas de las siete

que se mencionan en el inciso 7-4, PH, fosfatos, conductividad y cloruros los

cuales se deberán mantener dentro de los parámetros adecuados como se

muestra en el cuadro de la figura 7-5 estos parámetros se mantienen por un

proceso de acción de productos químicos, así como un proceso de

extracciones de fondo a la caldera, en el cuadro de la figura 7-6 se puede

apreciar lo que sucede cuando se da el tratamiento químico a base de

trifosfato de sodio, difosfato de sodio, sosa cáustica y cuando se extracciona

la caldera, es necesario conocer lo que ocasiona el no conservar dentro de los

rangos permisibles (figura 7-5), el PH oxígeno disuelto, cloruros,

conductividad y fosfatos como se muestra en el cuadro de la figura 7-7. Para

llevar a cabo el tratamiento lo que se hace prácticamente es:

a) Toma de las lecturas de aparatos

b) Pruebas químicas, registro e interpretación de resultados.

c) Acciones correctivas en caso necesario.

La toma de lecturas de aparatos se llevan a cabo en las estaciones de

muestreo y límites máximos como se indica en el cuadro de la figura 7-8.

186


y su Tratamiento

Las pruebas químicas e interpretación de las mismas se efectúan de acuerdo

al inciso 7-4 y se aplican acciones correctivas en caso necesario. Para calcular

lo que se debe hacer en el caso de inyección de productos químicos, se

presenta una carta de zonas para el tratamiento de fosfatos coordinados

para caldera tipo “B” figura 7.9.

Figura 7-6. Efectos que producen al agregar los productos químicos al agua

de la caldera y las extracciones de fondo.

TRATAMIENTOS P.H.P.H.O.S.

(FOSFATOS) CONDUCTIVIDAD CL

DIFOSFATO SODIOD.S.P.

SOSA CÁUSTICANaOH

EXTRACCIONES(BLOWDOWN)

TRIFOSFATO SODIOT.S.P.

Si los resultados de las pruebas no están dentro de los límites permisibles

hay que tomar acciones correctivas.

1. Control de averías adicionales.

a. Asegurar la caldera (o disminuir/minimizar el rango de fuego).

b. Inyectar químicos (para restaurar PH y fosfatos).

c. Restaurar el tanque desaereador a su apropiada operación.

2. Localizar y aislar la fuente de contaminación (Al mismo tiempo que el

punto 1).

187


y su Tratamiento

Figura 7-7. Efectos que producen los niveles de sustancias cuando no se mantienen en el rango adecuado

PRUEBAS QUÍMICAS Y EFECTOS SEGÚN EL RANGO PERMISIBLE

a. Identificar el tipo de contaminación.

3. Quitar la contaminación de la caldera.

a. Mediante extracciones o vaciado.

4. Alistar la planta para operación normal.

188

A B A J O

P.H.

OXIGENO DISUELTO

CLORUROS(SÓLIDOS

DISUELTOS)

CONDUCTIVIDAD

FOSFATOS

ZONA S/N ZONA PROBLEMÁTICA

CORROSIÓN ACIDACORROSIÓN ROJAINCRUSTACIONES

CORROSIÓN ACIDACORROSIÓN ROJAINCRUSTACIONES

CORROSIÓN CAUSTICA(SE CONCENTRA EN

DOBLECES DEL TUBO)

CORROSIÓN CAUSTICA(SE CONCENTRA EN

DOBLECES DEL TUBO)

CAPA ROJAPICADURASCAPA ROJAPICADURAS

CORROSIÓN GALVÁNICA(SEPARA TUBOS DE

DIFERENTES METALES)ARRASTRES

CORROSIÓN GALVÁNICA(SEPARA TUBOS DE

DIFERENTES METALES)ARRASTRES

CORROSIÓN CAUSTICAFORMA CAPA AISLADORA

DE TUBOS

CORROSIÓN CAUSTICAFORMA CAPA AISLADORA

DE TUBOS

ARRASTRES(AFECTA RECALENTADOR)PICADURAS O CORROSIÓN

POR FATIGA

ARRASTRES(AFECTA RECALENTADOR)PICADURAS O CORROSIÓN

POR FATIGA

LODOS SUAVES PARA SU FÁCIL EXTRACCIÓN

CAPA NEGRA

LODOS SUAVES PARA SU FÁCIL EXTRACCIÓN

CAPA NEGRA

CAPAÓXIDO NEGRO

CAPAÓXIDO NEGRO

CAPAÓXIDO NEGRO

CAPAÓXIDO NEGRO

S/NS/N S/NS/N

S/NS/N S/NS/N

S/NS/NNO

FORMARÁ LODOSNO

FORMARÁ LODOS

A R R I B A

LÍMITENIVEL

PRUEBA

DENTRODEL

RANGO


y su Tratamiento

PRUEBAS QUÍMICAS L E C T U R A S

DESTILADO

DRENADO DEL EYECTORDE AIRE DE LA PLANTADESTILADORA 1A Y 1B

AGUA DE ALIMENTACIÓNDE RESERVA (MAKE UP)

AGUA DE ALIMENTACIÓNDEL DESMINERALIZADO

VAPOR GENERAL (BAJA PRESIÓN) DRENADOS QUE VAN AL TANQUE DE DRENADOS

CONDENSADO PRINCIPALY AUXILIAR

AGUA DE ALIMENTACIÓNTANQUE DESAREADOR

Figura 7-8. Estaciones de muestreo y límites máximos permisibles.

- VALV. (PLANTA DESTILADO 1A)- VALV. (PLANTA DESTILADORA 1B)- VALV. (CALDERAS) CLORUROS ( 0.07 EPM)

INDICADOR EN PROPULSIÓNPLANTA MEDIARANGO (0.065 EPM)

IND. CUARTO CONTROLPROPULSIÓNRANGO (0.100 EPM)

IND. CUARTO CONTROLDE PROPULSIÓNRANGO (0.040 CON MORFOLINA)RANGO (0.020 SIN MORFOLINA)



PROPULSIÓN CUARTO CONTROLRANGO (O.065 EPM)

- VALV. EN LA PLANTA 1A (PROPULSIÓN)- VALV. EN LA PLANTA 1B (PROPULSIÓN)- VALV. EN DESCARGA DEL TQ. DRENADOS. DESPUES DE LA VÁLVULA DE CONTROL (CALDERAS) CLORUROS (0.02 EPM)

- VALV. No. 92-2 (MAKE UP) (CALDERAS)- VALV. SALIDA DEL TQ. ER. DE RESERVA CALDERAS. (CLORUROS 0.10 EPM) (DUREZA 0.10 EPM)

- VALV. DESCARGA DE LA BBA. DE DRENADOS (CALDERAS) (CLORUROS 0.02 EPM) (DUREZA 0.02 EPM)

- VÁLVULA DESCARGA DE LA BBA. CONDENSADO PRINCIPAL (PROPULSIÓN)- VÁLVULA EN CADA INTERCONDENSADOR AUXILIAR DEL CUADRO EYECTORES (CLORUROS 0.02 EPM) (DUREZA 0.02 EPM)

- VALV. E-1 AL LABORATORIO QUÍMICO (CALDERAS) (CLORUROS 0.02 EPM) (DUREZA 0.02 EPM) OXIGENO DISUELTO 15 PPB. PH. (TRATADA EN MORFOLINA) 8.6 A 9.0

IND. EN CUARTO CONTROLCALDERAS.RANGO (ENTRADA 15.0)RANGO (SALIDA 1.0)

SISTEMA ESTACIÓN DE MUESTRASESTACIÓN INDICADORASALINIDAD (EPM)

ESTACIÓN INDICADORACONDUCTIVIDAD (pMho/cm)

189


y su Tratamiento

.6. IPOS DE ONTAMINACIÓN EN GUA DE ALDERAS.7 T C A C

A continuación se presenta un cuadro que nos señala de acuerdo con el tipo de

contaminante, lo que ocurre al agua en el interior de la caldera elaborado con base en

las observaciones hechas por personal de la Armada de México en las fragatas tipo

“Knox”.

En esta tabla se muestran los diferentes tipos de contaminación en agua de calderas y

cómo afecta para los rangos en que se deben mantener.

CONTAMINANTE

AGUA DE MAR

AGUA DE TIERRA

ACEITE

RESINADESMINERALIZADORA

NORMALMENTEY

DIFÍCIL DE MANTENER

DESECANTE(GEL SÍLICA)

EXCESO INYECCIÓNQUÍMICOS O

INYECCIÓN ERRÓNEA

EXCESO TRATAMIENTOCON MORFOLINA QUE

RESALTE EN UN PHMAYOR DE 9.0 PUEDE

CAUSAR CUALQUIERA DE

PRUEBA QUÍMICA DEEMERGENCIA PHMAYOR QUE EL

MEDIDOR

FALSAMENTEALTOS

Figura 7-10. En esta tabla se muestran los diferentes tipos de contaminación en agua de

calderas y cómo afecta para los rangos en que se deben mantener.

CÁLCULO TEÓRICO MÁSALTO QUE EL DEL

MEDIDOR.EL MEDIDOR MOSTRARÁ

INCREMENTOINSIGNIFICANTE

OLOR A AMONIO EN LAS

MUESTRAS

SEGUN MEDIDOR PHPRUEBA QUÍMICADE EMERGENCIAPH MUCHO MÁS

ALTO QUE EL MEDIDOR

PUEDE SER MÁSALTO QUE

EL ESPERADO

CAMBIOINESPERADO

CAMBIOINESPERADO

APARIENCIAINUSUAL

DEL AGUA

MOSTRARÁ QUE ELVALOR DEL MEDIDOR

PH ES CORRECTO

SI SE NOTA TODOESTO HAY QUE HACER

PRUEBAS DE SÍLICA

AGUA CON OLORA

PESCADO MUERTO

PUEDE CREAR ARRASTRESY CONTAMINAR INDICADORES

DE CONDUCTIVIDAD/SALINOMETROS

PUEDE O NOCAMBIAR

PUEDE NO SERTAN SEVERO

COMO CON AGUADE MAR

PUEDE O NOCAMBIAR

PH FOSFATOS CONDUCTIVIDAD CLORUROS OTROS

190


y su Tratamiento

1 2

8.00

8.5

9.0

9.5

10.0

10.5

11.0

11.5

3 4 5 6 7 8 9 10 20 30 40 50 60 80 100 200 300 400 500 600 800

SOSA CÁUSTICA = 1 ONZA x V 1000 GLS

MISMAS DIRECTIVAS DE LA ZONA GSI LA CALDERA ESTA ASEGURADASUMINISTRE TSP

TSP = f + epm C1 x f

4

SOSA CÁUSTICA 1 ONZA V 1000 GLS

MISMAS DIRECTIVAS DE LA ZONA GSI LA CALDERA ESTA ASEGURADASUMINISTRE TSP

TSP f + epm C1 f

4

= x

= x

SOSA CÁUSTICA = 1 ONZA x V 1000 GLS

SOLO SI 1.- LA CALDERA ESTÁ VAPORIZANDO 2.- EL JEFE DE MAQS. LO AUTORIZA 3.- QUE EL FOSF. SEA MAYOR DE 60 PPM. 4.- PH ES MENOR DE 9.8 5.- LA LECTURA DEL INDICADOR DE PH Y LA PRUEBA QUÍMICA CONCUERDAN

SI LA CALDERA ESTA ASEGURADA NO SUMINISTRE

SOSA CÁUSTICA 1 ONZA V 1000 GLS

SOLO SI LA CALDERA ESTÁ VAPORIZANDO EL JEFE DE MAQS. LO AUTORIZA QUE EL FOSF. SEA MAYOR DE 60 PPM. PH ES MENOR DE 9.8 LA LECTURA DEL INDICADOR DE PH Y LA PRUEBA QUÍMICA CONCUERDAN

= x

1.-2.-

3.- 4.-

5.-

SI LA CALDERA ESTA ASEGURADA NO SUMINISTRE

SI EL FOSF. Y PH. ESTAN ARRIBA DE SULÍMITE SUPERIOR DEBERÁ HACEREXTRACCIONES.SI EL PH O EL FOSF. ESTA ABAJO DESU LÍMITE SUPERIOR EFECTUE EL TRAT. CON DOSIS NORMAL DE TSP. Y/O DSP ANTES DE EFECTUAR LA EXT. A FINDE EVITAR QUE EL PH. O FOSF. CAIGANPOR ABAJO DE SU VALOR MÍNIMODURANTE LA EXTRACCIÓN.

SI EL FOSF. Y PH. ESTAN ARRIBA DE SULÍMITE SUPERIOR DEBERÁ HACEREXTRACCIONES.SI EL PH O EL FOSF. ESTA ABAJO DESU LÍMITE SUPERIOR EFECTUE EL TRAT. CON DOSIS NORMAL DE TSP. Y/O DSP ANTES DE EFECTUAR LA EXT. A FINDE EVITAR QUE EL PH. O FOSF. CAIGANPOR ABAJO DE SU VALOR MÍNIMODURANTE LA EXTRACCIÓN.

TSP = NINGUNA

DSP = FOSF. MIN. - FOSF. ACTUAL x V x 1.2 1000 5

V = VOL. DE VAPORIZ. DE AGUA DE LA CALD. EN GLS.

TSP NINGUNA

DSP FOSF. MIN. - FOSF. ACTUAL V 1.2 1000 5

V VOL. DE VAPORIZ. DE AGUA DE LA CALD. EN GLS.

=

= x x

=

DSP = APLIC. NORMAL

TSP = NINGUNA

DSP APLIC. NORMAL

TSP NINGUNA

=

=

DSP = APLIC. NORMAL

TSP = APLIC. NORMAL

DSP APLIC. NORMAL

TSP APLIC. NORMAL

=

= DSP = APLIC. NORMAL

TSP = APLIC. NORMAL

DSP APLIC. NORMAL

TSP APLIC. NORMAL

=

=

CALDERA TIPO B

PH. 9.80 A 10.20

FOSF. 25 A 6O PPM

CALDERA TIPO B

PH. 9.80 A 10.20

FOSF. 25 A 6O PPM

HH

DD

BB

AA

EE

GG

CCFF

( ESTA ZONA CONTINUA A LA IZQ. DONDE LOSFOSF. SON O Y HACIA ABAJO PARA EL PH DEBAJODE 8.0 ).

DSP = NINGUNA

TSP = f x epm C1 x f

4

( ESTA ZONA CONTINUA A LA IZQ. DONDE LOSFOSF. SON O Y HACIA ABAJO PARA EL PH DEBAJODE 8.0 ).

DSP NINGUNA

TSP f epm C1 f

4

=

= x x

f = ES LA CANTIDAD DE FOSF. TRISÓDICO REQUERIDO PARA EL TRATAMIENTO DE LA CALDERA CUANDO SE LLENA CON AGUA NUEVA.

f = ES LA CANTIDAD DE FOSF. TRISÓDICO REQUERIDO PARA EL TRATAMIENTO DE LA CALDERA CUANDO SE LLENA CON AGUA NUEVA.

Figura 7-9. Cantidad de productos químicos que se deben suministrar según el caso y límites donde se deben mantener la curva de tratamiento a base de fosfatos coordinados.



191


y su Tratamiento

ÁMINA B LAPÍTULO VIIC

PICADURA POR OXÍGENO

CORROSIÓN POR OXÍGENO

INCRUSTACIÓN SILICEA

Ejemplo de tubos que muestran los resultados del tratamiento

incorrecto del agua de claderas.

ARRASTRES EN ELRECALENTADOR

HIDRÓXIDO DE CALCIO

CAPITULO 7

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