6.3.- Como Mejorar el NPSHA de un Sistema de Bombeo

Si la condición de succión es inadecuada, es decir que el NPSHA es insuficiente para cubrir el NPSHR existen varias vías para resolver este problema, las más usados son mejorar el NPSHA en el sistema o reducir el NPSHR por la bomba.

6.3.1.- Mejorar el NPSHA en el Sistema.

Para mejorar el NPSHA es necesario actuar el sistema para modificar las variables que componen la ecuación 6-1, del NPSHA, a continuación, algunas de las acciones que se deben evaluar.

6.3.1.1.- Subir el Nivel del Líquido

Si se incrementa el nivel del líquido sobre la línea central de la succión de la bomba se incrementa el valor positivo del Cabezal Estático (Hs) en la ecuación 6-1 mejorando de esta forma el NPSHA.

No siempre es posible subir el nivel de líquido del recipiente de succión, como por ejemplo cuando la bomba centrífuga succiona de una laguna de aguas efluentes o cuando el costo es alto para subir algunos metros la base del tanque de succión respecto a los beneficios que se generarán.

En los casos donde es posible subir el nivel de líquido unos metros sobre la línea de succión, se puede hacer una diferencia importante en el costo y en la flexibilidad operacional del sistema.

En tanques de petróleo de gran capacidad se pueden dejar dos o tres pies adicionales al límite mínimo establecido por las operaciones mejorando sensiblemente el NPSHA, pero afectando la capacidad de almacenamiento efectiva del tanque.

6.3.1.2.- Bajar el Nivel de la Bomba

El Cabezal Estático (Hs) en el resultado de la ecuación 6-1 se puede mejorar también no solo con subir el nivel de líquido sobre la línea central de la bomba, sino también al bajar el nivel de la línea de succión de la bomba del sistema de bombeo. Se puede bajar la línea de succión de la bomba colocándola en una tanquilla a un nivel más bajo que el nivel de líquido que se quiere bombear, incrementando de esta forma el NPSHA del sistema.

Una alternativa para bajar el nivel de la linea central de la bomba es usar bombas verticales tipo turbina. En este tipo de bomba el motor es vertical y se coloca en la parte superior del conjunto moto-bomba y la bomba propiamente dicha es decir el o los impulsore(s) están sumergida en el fluido que se desea bombear.

Esta solución tiene la desventaja que los cojinetes estándar para las bombas verticales tipo turbinas son lubricados por el fluido bombeado (los diseños especiales y para manejar abrasivos poseen líneas de alimentación de fluidos externas para lubricar los cojinetes) por lo que el deterioro y los costos de mantenimiento son mayores a los costos de mantenimiento de una bomba horizontal.

6.3.1.3.- Reducir la Fricción en las Tuberías 

Se puede disminuir el valor de las pérdidas por fricción (Hf) en la ecuación 6-1 (que tiene valor negativo en la ecuación del NPSHA), disminuyendo la fricción en la tubería de succión, esta alternativa es recomendada bajo cualquier circunstancia, debido a que presenta una solución completa al problema de succión.

Las pérdidas se pueden reducir rediseñando las conexiones de succión e como ejemplo actuar en el sistema aumentando el diámetro de la tubería, disminuyendo accesorios, mejorando el arreglo de tuberías para reducir cambios de dirección y las pérdidas en los codos, etc.

6.3.1.4.- Usar una Bomba de Refuerzo

Se puede instalar una bomba adicional de refuerzo para alimentar la bomba con problemas de succión y de esta forma incrementar la presión de succión de la bomba afectada.

Esta solución es efectiva cuando la bomba principal descarga a alta presión, con lo cual se puede lograr durante la fase de diseño al seleccionar equipos con menos etapas, mejor Eficiencia, mejor velocidad de funcionamiento, lo cual permite reducir los costos totales del paquete de bombeo principal.

Las bombas de refuerzo, cuando son horizontales, se deben seleccionar de bajo NPSHR, baja velocidad, bajo Cabezal y de una sola etapa.

6.3.1.5.- Enfriar el Líquido Bombeado

Cuando se enfría el líquido bombeado, se reduce el valor de la presión de vapor (HVP) que en la ecuación 6-1 del NPSHA es un elemento negativo y se resta a los valores positivos de la ecuación, por lo que se mejora el resultado final al tener mayor NPSHA en el sistema.

En aplicaciones donde se manejan líquidos a alta temperatura, al inyectar líquidos a menor temperatura de otra corriente de procesos o proceder al enfriamiento del fluido por medios mecánicos (usando enfriadores o intercambiadores de calor) es posible incrementar el NPSHA significativamente, debido a que, al reducirse la temperatura final del fluido, la presión de vapor (HVP) disminuye. Al igual que en parrafo anterior al reducirse la presión de vapor (HVP) aumenta el componente positivo de la ecuación 6-1.

6.3.1.6.- Incrementar la Presión de Succión

Si la bomba esta succionando de un recipiente cerrado se puede mejorar el NPSHA del sistema si se incrementa la presión del recipiente. En procesos donde los fluidos poseen alta presión de vapor (HVP) se utiliza como una práctica de ingeniería mantener la presión de los recipientes de las corrientes de succión por arriba de la presión de vapor (HVP) para evitar cavitación y vaporización.

6.3.2.- Reducir el NPSHR Requerido por la Bomba

El NPSHR de las bombas centrífugas depende fundamentalmente de las características intrínsecas del diseño de la bomba. Para reducirlo o mejorarlo se deben intervenir los principales parámetros del diseño de la bomba centrifuga a aplicar en el sistema. Estos parámetros pueden ser reducir la velocidad de la bomba, usar impulsores doble succión, incrementar el diámetro del ojo del impulsor, utilizar inductores, etc.

6.3.2.1.- Reducir la Velocidad de la Bomba

La velocidad es uno de los parámetros que influye en el NPSHR de la bomba, en este sentido al disminuir la velocidad de la bomba se disminuye sensiblemente el NPSHR. Es posible reducir la velocidad mediante variadores de frecuencia, mediante poleas, con motores de velocidad variable, con cajas de engranajes, etc.

La solución de disminuir la velocidad de la bomba reduce la Eficiencia e incrementa el costo de la bomba, ya que se requiere una bomba de mayor tamaño para bombear la misma cantidad de líquido. El análisis de las opciones disponibles debe determinar cuál es la solución más económica y que de mayores ventajas en la situación específica que se esté avaluando.

6.3.2.2.- Usar un Impulsor Doble Succión

Para altos caudales el usar un impulsor doble succión es siempre una solución viable para mejorar el NPSHR, ya que el caudal total de la bomba se divide entre los dos ojos de succión del impulsor reduciendo por ende la energía requerida para impulsar el líquido a la succión de la bomba disminuyendo la probabilidad de cavitación.

En una aplicación específica para una determinada bomba centrífuga cuando se usa un impulsor de doble succión, si se mantiene la misma velocidad en la bomba, el NPSHR se reduce en un 30% comparado con el NPSHR por un impulsor de succión simple. Ahora si se aplica el mismo impulsor y se mantiene el NPSHR se puede incrementar la velocidad de la bomba hasta en un 41%.

6.3.2.3.- Incrementar el Diámetro del Ojo del Impulsor

Haciendo modificaciones en la ingeniería de los impulsores de la bomba centrífuga se puede reducir el NPSHR por la bomba, una de estas soluciones es incrementar el área de entrada de fluido al impulsor mediante el aumento del diámetro del ojo del impulsor.

Esto reduce la velocidad de entrada al impulsor, pero incrementa el valor de la Velocidad Especifica de Succión ((NSS), lo cual aumenta los problemas en la bomba cuando trabaja a flujos parciales, tal como fue explicado con el concepto de Velocidad Específica de Succión (NSS).

Si se incrementa la Velocidad Específica de Succión (NSS) por arriba de 11.000 ocasiona que cuando se trabaja a caudales muy por debajo del BEP, se inicia la recirculación en el impulsor, se producen vibraciones, ruido y desgaste prematuro de los componentes.

6.3.2.4.- Incrementar el Tamaño de la Bomba

Una forma de reducir las exigencias en NPSHR es utilizar una bomba de mayores dimensiones a las requeridas, y trabajarla a flujos parciales. No es necesariamente una buena solución, ya que se incrementa el costo de la bomba, se debe operar en una zona de menor Eficiencia y a flujo reducido, pudiendo originar los problemas relacionados con operación fuera del Punto de Mejor Eficiencia (BEP) de la bomba.

6.3.2.5.- Usar Bombas en Paralelo

Si se usan dos o más bombas de menor caudal al caudal requerido operando en paralelo, pero que al sumar los caudales individuales aportan el caudal total, se reduce el NPSHR por cada bomba, ya que cada bomba recibe menos caudal que el caudal total, ya que el fluido se divide entre las bombas que se encuentran en funcionamiento.

Esta solución resulta más costosa en inversión inicial, en costo de instalación y de mantenimientola alternativa se debe evaluar cuidadosamente.

6.3.2.6.- Usar Inductores

La necesidad de mejorar la capacidad de succión de las bombas hizo que los investigadores desarrollaran los inductores que se empezaron a aplicar industrialmente en las bombas centrífugas en los años 30. La figura 6-5 muestra una bomba centrífuga en corte con un inductor colocado en la parte frontal.

Figura N° 6-5.- Bomba con inductor.
Fuente: Flowserve Corporation, en www.flowserve.com/Products/Pumps

El inductor es básicamente un impulsor de flujo axial, de alta Velocidad Específica (NS), de alta Velocidad Específica de Succión (NSS), que desarrollan bajo Cabezal (H), son de pocos álabes (Los alabes van de entre 2 y 4 alabes) y que requiere menor NPSH que el impulsor al cual esta complementado. El inductor es colocado en la parte frontal del impulsor principal de la bomba para mejorar el NPSHR del conjunto y actúa en serie con el impulsor de la bomba original

La Velocidad Específica de Succión (NSS) de estos inductores esta entre 15.000 y 25.000, logrando en algunos la reducción del NPSHR total de la hasta un 20% del NPSHR original. La figura N° 6-6 muestra un diagrama de un inductor aplicado a la succión de una bomba centrífuga.

Se debe tener mucho cuidado con la utilización de los inductores, ya que su rango de acción en cuanto a los caudales es limitado a un área reducida alrededor del Punto de Mejor Eficiencia (BEP), ya que su alta Velocidad Específica de Succión (NSS) limita su funcionalidad a flujos parciales o aflujos por arriba del caudal de mejor Eficiencia.

Figura N° 6-6.- Diagrama de inductor.
Figura N° 6-6.- Diagrama de inductor.
Fuente: Pump HandBook-Igor J. Karassik, Joseph P. Messina, Paul Cooper, Charles C. Heald-McGraw Hill-Third Edition-2001.

Fuera de esta área es completamente inoperante y puede crear problemas adicionales a los que trata de resolver, los problemas son cavitación, erosión, alta vibración y daños prematuros en los sellos y cojinetes. La Figura 6-7 muestra un diagrama donde se indica el NPSHR por una bomba sin inductor y el NPSHR requerido por un inductor.

Se observa en la figura 6-7 que el rango de operación efectivo del Inductor es alrededor del (BEP) fuera de ese rango de caudales el NPSHR se incrementa por arriba del NPSHR original de la bomba centrífuga dando más problemas que soluciones.

Figura N° 6-7.-   Diagrama indicando el rango de operación de un inductor típico.
Figura N° 6-7.-   Diagrama indicando el rango de operación de un inductor típico.
Fuente: www.lawrencepumps.com/newsletter/news_v01_i2_july.html

Para solicitar a un fabricante de bombas centrifugas el usar inductores es necesario que la empresa tenga experiencia probada aplicando inductores en servicios similares a la requerida por el usuario y en el uso de inductores en modelos de bombas similares a los que está operando el cliente.

En un comentario de la sección 5.9 de la PIP RESP001 “Design of Pumping Systems That Use Centrifugal Pumps” indican que los inductores se han aplicado exitosamente en bombas con Velocidad Especifica de Succión (Nss) de hasta 580 (30.000) el cual pude ser el caso de las bombas de combustible aplicadas en cohetes espaciales que manejan un flujo muy alto de hidrógeno líquido que por limitaciones de espacio tienen que trabajar a alta velocidad, sin embargo el rango más común es de Velocidades Especificas de Succión de entre 290 y 480 (15.000 a 25.000). Otro cuidado que se indica en esta sección del PIP RES SP 001 es relacionado con el rango de operación del inductor, ya que se prefiere un rango de operación estrecho en lugar de uno muy amplio debido a las limitaciones del inductor en trabajar efectivamente en rangos de flujo amplios.

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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