The operational impacts of corrosion and contamination are wide-ranging: 

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Decreased Thermal Efficiency

icon - higher cost

Higher Fuel Costs

icon - maintenance

Increased Maintenance and Inspection Frequency

icon - drop

Reduced Mean Time Between Failures (MTBF)

Parameter

Damage mechanism detected

Typical alarm threshold

pH

Corrosion and pitting in feedwater, condensate, and boiler systems

8.8–9.6 (feedwater)

Conductivity

Ionic contamination, carryover events, acid anion ingress

<0.2 µS/cm (steam/feedwater)

Dissolved Oxygen

Pitting corrosion and flow-accelerated corrosion (FAC) in feedwater systems

<5 µg/L (deaerated feedwater)

Silica

Scale formation on boiler tubes, heat exchangers, and turbine internals

<20 µg/L (boiler water)

Sodium

Turbine blade corrosion; steam purity failure and boiler carryover

<2 µg/L (steam)

Chloride

Stress-corrosion cracking and pitting in turbine components

<2 µg/L (steam)

Sulfate

Under-deposit acid attack in boiler water chemistry

<2 µg/L (steam)

TOC

Organic carryover into steam; turbine deposits; treatment system failure

<100 µg/L (feedwater)

Thresholds are based on IAPWS and EPRI guidelines for conventional drum boilers and HRSGs. Limits vary by plant type, operating pressure, and water treatment regime. Always refer to plant-specific chemistry specifications.

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