6.1.- Como se Determina el NPSHA

Para suplir esta presión mínima a la succión de la bomba se requieren unas condiciones mínimas en el sistema que garanticen un Cabezal Neto de Succión Positivo, Este Cabezal es denominado con nomenclatura en inglés, NPSHA “Net Positive Suction Head Available”

El NPSHA disponible en un sistema es descrito por la ecuación N° 6-1:

[6-1]
[6-1]

NPSHA     Cabezal Neto de Succión Disponible, en Pies.

HABS:            Presión absoluta barométrica, en pies.

Hs :              Cabezal de succión o- diferencia de nivel entre el centro de la bomba y el nivel del líquido, en pies.

Hf:               Pérdidas por fricción en la tubería de succión, en pies.

HVP:             Presión de vapor del líquido bombeado a la temperatura de trabajo, en pies.

La Presión Absoluta Barométrica (HABS) es la presión atmosférica cuando el recipiente de succión está abierto a la atmosfera o representar la presión de un recipiente presurizado es decir que la presión está por arriba de la presión atmosférica, por tanto, la presión a registrar como la Presión Absoluta Barométrica seria la presión del recipiente más la presión atmosférica.

Es un error muy común cuando se realiza este cálculo es no usar la presión como presión absoluta sino manométrica, lo que resta unos 32 pies a la magnitud del NPSHA, resultando en muchos casos, por su puesto de forma errada, en que el NPSHA es menor al NPSHR.

Cuando el NPSHA es menor que el NPSHR ocurre cavitación en el ojo del impulsor. La cavitación es un fenómeno que se produce cuando se forman burbujas de vapor en la entrada del impulsor y luego colapsan en las áreas de alta presión de los impulsores, más adelante en la sección 6.4 se hablará concretamente de la cavitación.

Muchos factores asociados con la operación de una determinada bomba pueden afectar el NPSH. El que las holguras de la bomba estén por arriba de las holguras recomendadas por el API 610/ISO 13709 (por ejemplo, 2x veces las dimensiones) puede aumentar el NPSHR, debido al aumento de la circulación interna y al retorno de mayor volumen de líquido a la zona del ojo de succión que produce distorsiones en el flujo que está entrando en la bomba.

En las bombas multietapas que poseen elementos de balance como (tambores de balance, pistones, etc.) puede ocurrir un fenómeno similar al producirse el incremento de las holguras del elemento de empuje que aparte de generar desbalance de las fuerzas axiales en la bomba puede producir incremento del NPSHR debido al incremento del flujo, por la tubería de balance hacia el área de succión. Este fluido que ha incrementado su temperatura debido a la fricción en el elemento de balance puede incrementar la presión de vapor (HVP) en el área de succión del primer impulsor.

Un factor con influencia importante en el NPSHA es la disolución de gases en el líquido que se está bombeando, básicamente porque modifican la presión de vapor del líquido (HVP).

Por ejemplo, cuando se calcula el NPSHA utilizando la ecuación [6-1] para un servicio de agua determinamos la presión de vapor (HVP) del líquido usando las tablas de vapor para la temperatura aproximada de bombeo. Si el cálculo se realiza de forma rigurosa este es un estimado erróneo ya que las tablas de vapor están hechas para agua pura desaireada.

La introducción de aire o gases al líquido tiene influencia en la presión de vapor (HVP) del agua reduciendo el NPSHA del sistema, sin embargo, en la práctica no se realizan correcciones o se toman medidas preventivas en estos casos, básicamente porque en la mayoría de las situaciones en porcentaje de los gases disueltos en los líquidos no es mayor al 1%.

Existen situaciones de campo que pueden afectar de forma aleatoria la disponibilidad de presión de succión de un sistema de bombeo disminuyendo el NPSHA, demandando alguna acción correctiva para eliminar la situación observada, estos casos son, por ejemplo:

  • Colapso total o parcial de la línea de succión reduciendo el área de flujo y aumentando las pérdidas del sistema.
  • Acumulación de sólidos en la línea de succión, producto de una limpieza inadecuada de las tuberías en el proceso de puesta en marcha (commissioning), por la ingestión de sólidos que por su tamaño características pueden obstruir la línea de succión. Ocurre con frecuencia que los elementos elastoméricos y empacaduras de las válvulas de pie se sueltan o rompen por desgaste y se alojan en la tubería de succión.
  • Incrustaciones en la línea de succión como por ejemplo de carbonatos o hidratos que producen reducción del diámetro efectivo de succión.
  • Colador de succión tapado o colapsado.
  • Venteo del tanque de succión obstruido, situación muy común en climas fríos donde existe tendencia a que se forme hielo alrededor de este dispositivo. Se producen efectos cuando los tanques no están equipados con válvulas de presión y vació o estas válvulas están fuera de operación.
  • También en climas fríos es muy común que se observen congelamientos en la línea de succión, debido a daños en los sistemas de calentamiento causando la obstrucción de la tubería.

Todas las situaciones anteriormente descritas se pueden considerar fallas en el sistema o eventos que demandan una acción de mantenimiento correctivo para restituir el NPSHA del sistema. 

6.1.1.- Coladores de Succión

Los coladores de succión son usados básicamente durante los periodos de puesta en marcha (commissioning) de los sistemas de bombeo con la finalidad de evitar daños por la entrada de objetos extraños y partículas remanentes de la fase de construcción o reparación realizada en la planta. Los coladores temporales se utilizan en los periodos de pre-arranque de las plantas luego de realizada la limpieza de las tuberías y se inicia en esta etapa el refinamiento de esta limpieza arrastrando los finos y sucio remanente en la tubería mediante el incremento de velocidad en el fluido durante las pruebas de puesta en marcha de los equipos.

La práctica más común es la de colocar filtros con forma de sombrero de bruja y de cono truncado con al menos dos veces y media el área efectiva de la tubería. La figura N° 6-1 muestra un filtro temporal tipo cono truncado.

Figura N° 6-1.- Filtro temporal tipo cono truncado.
Figura N° 6-1.- Filtro temporal tipo cono truncado.
Fuente: www.emi-mexico.com/imgs/int/filtros/images/cono_bruja/cono_bruja.jpg

El material de construcción puede ser de chapa de acero inoxidable con agujeros de entre 1,5 y 3 mm (de 0,06 a 0,125 pulgadas o 1/16 a 1/8 de pulgada) cuando no se esperan partículas de diámetro tan pequeño. También se usa maya de acero inoxidable de entre 25 y 18 mesh para contaminantes más finos (Por lo general son más propensos a obstruirse). La instalación del filtro se realiza con el cono en la dirección del flujo, con la finalidad que los sólidos retenidos no se acumulen el centro del cono. 

Los coladores permanentes son utilizados cuando los sólidos forman parte de los fluidos manejados por la bomba como por ejemplo en bombas para manejo de fondos de torre de destilación, bombas en plantas de coque, bombas que captan agua de los ríos etc. Los coladores permanentes tienen diferentes formas y configuraciones, los principales son del tipo cesta y los del tipo Y. La figura 6-2 muestra un filtro tipo Y, en corte, indicando el cilindro de filtrado.

Figura N° 6-2.- Filtro en Y, en corte.
Figura N° 6-2.- Filtro en Y, en corte.
Fuente: www.globalspec.com/RefArticleImages/8DE033B40

Estos coladores tienen facilidades para la realización de la limpieza y deben ser instalado entre manómetros que indiquen cuando el filtro esta obstruido.

El API RP 686 en el capitulo 6 “Piping”, da orientaciones para la aplicación de filtros para remoción de particulas en las tuberias tanto para aplicaciones permanentes como en situaciones donde son necesario solo de manera temporal.

De acuerdo com estas prácticas recomendadas los filtros permanentes deben ser preferiblemente del tipo Duplex, con indicador de presión diferencial y con un área de flujo no menor de 150% del área de flujo de la tubería y lel tamaño típico de los agujeros debe estar en 6 mm (1/4 Pulgada). El API RP 686 indica que los filtros temporales que son usados generalmente durante la puesta en marcha inicial de los equipos o luego de una parada para reparación aguas debajo de la bomba para facilitar la remoción de partículas. Recomienda que sean fabricados en acero inoxidable con un área de flujo de al menos 150% del área de la tubería. Indican que debe ser instalado en tuberías horizontales para facilitar el manejo de los residuos colectados. El tamaño del agujero bae es de 6 mm (1/4 Pulgada) sin embargo puede ser recubierto con maya de menor micronaje para remover particulas mas finas.

Acerca del autor de este libro:

José Miguel Acosta Pérez

José Miguel Acosta Pérez, es Ingeniero Mecánico egresado de la Universidad Simón Bolívar (USB) (Venezuela-1982); Especialista en Equipos Rotativos, Universidad Simón Bolívar (USB) (Venezuela-1990), Especialista en Gerencia de Proyectos, Universidad Católica Andrés Bello (UCAB) (Venezuela-2001), Especialista en Equipos para Producción de Petróleo On and Offshore, Universidade de Iguazu (UNIG) (Brasil-2010). 

E-mail de contacto: jose.acosta_pumpbook.com.br

CAPÍTULO 1
INTRODUCCIÓN

1.1.- ¿Qué es una Bomba?
1.2.- ¿Qué son las Bombas Centrífugas?

CAPÍTULO 2
PARTES DE UNA BOMBA CENTRÍFUGA

2.1.- Impulsores
2.2.- Eje
2.3.- Carcasa
2.4.- Anillos de Desgaste
2.5.- Cojinetes
2.6.- Sellos Mecánicos

CAPÍTULO 3
¿CÓMO LAS BOMBAS CENTRÍFUGAS TRANSMITEN LA ENERGÍA A LOS FLUIDOS?

3.1.- Cabezal Total de una Bomba Centrífuga
3.2.- Sistemas Asociados a las Bombas y sus Características
3.3.- Potencia y Eficiencia en las Bombas Centrífugas

CAPÍTULO 4
CURVAS DE RENDIMIENTO DE LAS BOMBAS CENTRÍFUGAS

4.1.- Forma de la Curva de Rendimiento
4.2.- Diseño Hidráulico de las Bombas Centrífugas

CAPÍTULO 5
CEBADO DE LAS BOMBAS CENTRÍFUGAS

5.1.- Cebado Manual con Válvula de Pie
5.2.- Cebado con Tanque de Cámara Simple
5.3.- Cebado por Succión Positiva
5.4.- Cebado con Eyectores
5.5.- Cebado con Bombas de Vacío

CAPÍTULO 6
CARACTERÍSTICAS DE SUCCIÓN DE UNA BOMBA CENTRÍFUGA

6.1.- Como se Determina el NPSHA
6.2.- Como se Determina el NPSHR
6.3.- Como Mejorar el NPSHA de un Sistema de Bombeo
6.4.- Fenómeno de Cavitación

CAPÍTULO 7
OPERACIÓN CON LÍQUIDOS VISCOSOS

CAPÍTULO 8
FLUJO MÍNIMO

8.1.- Flujo Mínimo Térmico
8.2.- Flujo Mínimo Continuo

CAPÍTULO 9
LEYES DE AFINIDAD

9.1.- Aplicación de las Leyes de Afinidad
9.2.- Ajustes en los Impulsores Luego del Corte

CAPÍTULO 10
OPERACIÓN CON MÁS DE UNA BOMBA

10.1.- Bombas Operando en Paralelo
10.2.- Bombas Operando en Serie

CAPÍTULO 11
PARTES Y SISTEMAS ACCESORIOS PARA LAS BOMBAS CENTRÍFUGAS

CAPÍTULO 12
COJINETES

12.1.- Cojinetes Radiales
12.2.- Cojinetes de Empuje

CAPÍTULO 13
LUBRICACIÓN

13.1.- Tipos de Lubricación
13.2.- Lubricación con Grasa
13.3.- Lubricación con Aceite

CAPÍTULO 14
ACOPLAMIENTO

14.1.- Acoplamientos de Engranajes
14.2.- Acoplamientos de Rejilla de Agarre Continuo
14.3.- Acoplamientos Elastoméricos
14.4.- Acoplamiento Flexible de Láminas Metálicas

CAPÍTULO 15
SELLADO DEL EJE

15.1.- Caja de Sellos
15.2.- Empaquetaduras
15.3.- Sellos Mecánicos

CAPÍTULO 16
MATERIALES DE FABRICACIÓN

16.1.- Materiales de Acuerdo con el ASME B73.1
16.2.- Materiales de Acuerdo con el API 610
16.3.- Otras Consideraciones

CAPÍTULO 17
INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL

17.1.- Control por Regulación de Flujo
17.2.- Control por Recirculación
17.3.- Control por Variación de Velocidad
17.4.- Otras Consideraciones para el Control de Flujo

CAPÍTULO 18
MOTORES ELÉCTRICOS

CAPÍTULO 19
VIBRACIÓN MECÁNICA EN BOMBAS CENTRÍFUGAS

19.1.- Como se Miden las Vibraciones y Como son Interpretadas
19.2.- Que Dicen el Asme B73.1 Y el API 610 Sobre Vibración
19.3.- Causas de las Vibraciones en las Bombas Centrífugas

CAPÍTULO 20
PRINCIPALES TIPOS DE BOMBAS CENTRÍFUGAS

20.1.- Bomba de Succión Frontal
20.2.- Bomba Vertical en Línea
20.3.- Bombas Horizontales Multietapas
20.4.- Bomba Doble Succión Axialmente Partida, Entre Cojinetes
20.5.- Bomba Vertical Tipo Turbina

CAPÍTULO 21
CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LAS BOMBAS CENTRÍFUGAS

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