[Foxson]

И иностранцы хорошо знакомы со снижением NPSHR при снижении вязкости - см. график в моём посте выше. Но по какой-то причине не считают его общепринятым и зафиксировали в API 610 решение не уменьшать NPSHR.

Наверно "овчинка выделки не стоит" При NPSHa>NPSHr и NPSHa около 10 метров и расчётным снижением NPSHr за счёт вязкости на 30% выигрыш 0,3 ати всего то, а точность расчёта весьма сомнительна. Другое дело если вместо воды качают что-то не особо вязкое и хорошо кипящее, то ориентироваться по водяному NPSHr насоса нужно осторожно чтоб не попасть в кавитацию.
ЗЫ Ну а для монстров-монополистов (трансы) с однотипным оборудованием и схемой, при которой необходимый NPSHa получают за счёт эл энергии, возможно экономия в целом по всему коровнику получается существенной.   

[Dinosaur]

Вроде после 2014, когда отвалились Сумы, Транснефть делала попытки сама делать движки и насосы. Движки даже запустили в Челябе

[Ixion]

Цитата: Ixion от 25 Октября 2021 года, 19:28
Те "совковые" нормы, которые вы упоминаете, давно канули в лету.
Мой опыт говорит об обратном.
...
Ничто не кануло в лету.

Не буду спорить. Может и не кануло, или кануло не все. Мой опыт практикующего проектировщика почти не встречает уже "совковых" ГОСТов.
Да для меня не суть важно сейчас, это NPSH3 или NPSH5. Вопрос о другом: о пересчете с воды на нефть (нефтепродукты, другие жидкости) кав. запаса насоса.

давайте представим, что один такой насос заимел неоспоримые признаки кавитации (какие бы они не были, не суть). И что делать дальше? Написать рекламацию производителю? В рекламации написать, что насос работал с пониженным NPSHR потому что "у нас большие яйца и мы так решили"? И как отреагирует производитель?

Это претензия к проектировщику (у Транснефти есть свои), который проектом допустил низкий NPSHA, изготовитель не при чем. Почему проектировщик допустил? Из-за пересчета NPSHR из паспорта насоса на NPSHR на нефть по методике РД. В этом случае проектировщик "защищен", поэтому что применил узаконенную в Компании методику. А наличие этой методики -- во-первых, унифицирует подход проектировщиков Трансненфти в этом вопросе, во-вторых, снижает кап. затраты. Ведь каждый метр NPSHA -- это тысячи кубометров грунта, на которые нужно поднять какую-нибудь пару-тройку резервуаров типа РВСПК-50000 (например).
То ли дело я, который на свой страх и риск применяю формулу сомнительного происхождения и области применения из учебного пособия для ВУЗов. Конечно можно сказать: твое дело, хочешь -- применяй, мы не применяем и спим спокойнее. Но я вижу и стремлюсь к технической выгоде, которую даст снижение NPSHA за счет пересчета NPSHR с воды на рабочую жидкость.
Еще раз: методика Транснефти -- всего лишь пример, который мне удалось повстречать. А у вас есть такие примеры? Не в компании дело и не в прочности чьих-то яиц.

Транснефть "засовывает" эту нормативку в контракт на поставку насоса? Нет. Как Транснефть заставит учитывать эту нормативку поставщиков?

Зачем это? Проектировщик учитывает при проведении гидравлического расчета, определении NPSHA. Изготовитель не при чем.

Зачем поставщикам соглашаться с Транснефть, если поставщики уже много-много поколений используют совсем другую нормативку?

Еще раз: этот расчет (пересчет) -- сугубо работа проектировщика, никто больше не причастен. Изготовитель даже не знает, что проектировщик получил какое-то другое значение NPSHR для нефти.

Потому что иностранная нормативка не допускает уменьшения NPSHR.
API 610-2010
6.1.8. ... A reduction ... factor for liquids other than water (such as hydrocarbons) shall not be applied.

А это странно. Я понимаю, что изготовитель не заинтересован в подобном пересчете -- это размывает его гарантии. Но буржуйский проектировщик? Он не ищет выгоды в снижении NPSHA? Точнее, искал, но смог найти только для горячей воды, пропана, изобутана, бутана, хдадогента R11 (!) и метанола -- ваш график выше, он же приложение J (букву не перевели) в ГОСТ 6134-2007.
В общем я понял: на этом форуме я не найду информации в этом вопросе больше, чем уже имею.

[Shvet]

Я окончательно потерялся. Давайте копнём ещё глубже. Вопрос всё более и более запутывается именно в процедурной части.

Вы приняли проектное решение и разместили резервуары на пару метров ниже чем что? Не понятно механизм откуда взялось проектное решение. Вы уже имели NPSHR на момент размещения резервуаров? Откуда взяли? Рассчитали? Подобрали по кривым каких-то насосов?

После этого Вы посчитали NPSHA и вписали в его ОЛ. ОЛ отдали Заказчику, тот объявил тендер и запросы ушли Поставщикам. Поставщики получили ОЛ и увидели, что NPSHR выше NPSHA. Как Поставщики должны отреагировать? Отказаться от тендера? Предложить насосы, не соответствующие ОЛ? Как Заказчик должен отреагировать на тендер, от которого отказались все Поставщики? Как Заказчик должен отреагировать на предложения, не соответствующие тендерным условиям?

На каком этапе кто и на основании чего пересчитывает NPSHR? Вы пересчитываете NPSHR по факту поставки, когда тендер закрыт и Поставщик прислал РКД на конкретное оборудование? И не уведомляете об этом Поставщика? И Заказчик счастлив?

Я запутался и ничего не понимаю. Если Вы закладываете в проект оборудование по тендерам, а не по прямым поставкам, то получается какая-то наркомания.

Напиши пожалуйста максимально простым языком как для детей что, на основании чего и в какой момент Вы пересчитываете или хотите пересчитать?

смог найти только для горячей воды, пропана, изобутана, бутана, хдадогента R11 (!) и метанола -- ваш график выше, он же приложение J (букву не перевели) в ГОСТ 6134-2007.

График в приложении J ГОСТ 6124-2007 распространяется на углеводороды:
"Рисунок J.1 является ... графиком ..., которые возможны для углеводородных жидкостей и высокотемпературной воды ..."

Для примера см. пояснения к этом графику из книги.

Параметры центробежных насосов. Пересчет кавитационного запаса с воды на рабочую жидкость

[Shvet]

del

[Ixion]

Я окончательно потерялся. Давайте копнём ещё глубже. Вопрос всё более и более запутывается именно в процедурной части.
Вы приняли проектное решение и разместили резервуары на пару метров ниже чем что? Не понятно механизм откуда взялось проектное решение. Вы уже имели NPSHR на момент размещения резервуаров? Откуда взяли? Рассчитали? Подобрали по кривым каких-то насосов?
После этого Вы посчитали NPSHA и вписали в его ОЛ. ОЛ отдали Заказчику, тот объявил тендер и запросы ушли Поставщикам. Поставщики получили ОЛ и увидели, что NPSHR выше NPSHA. Как Поставщики должны отреагировать? Отказаться от тендера? Предложить насосы, не соответствующие ОЛ? Как Заказчик должен отреагировать на тендер, от которого отказались все Поставщики? Как Заказчик должен отреагировать на предложения, не соответствующие тендерным условиям?
На каком этапе кто и на основании чего пересчитывает NPSHR? Вы пересчитываете NPSHR по факту поставки, когда тендер закрыт и Поставщик прислал РКД на конкретное оборудование? И не уведомляете об этом Поставщика? И Заказчик счастлив?
Я запутался и ничего не понимаю. Если Вы закладываете в проект оборудование по тендерам, а не по прямым поставкам, то получается какая-то наркомания.
Напиши пожалуйста максимально простым языком как для детей что, на основании чего и в какой момент Вы пересчитываете или хотите пересчитать?

Сколько много вопросов Вы случаем не экспертом работаете?
Давайте не будем так глубоко копать. Вопрос общий, вопрос я специально не привязывал к какой-либо конкретной ситуации. Вопрос в принципе, подходе. Вопрос прост: проводите ли вы пересчет кавитационного запаса центробежного насоса с воды на рабочую жидкость?
Т.е. из контекста вопроса подразумевается, что я имею значение кавитационного запаса насоса NPSHR по воде. Ну допустим, выбрал насос по каталогу изготовителя. Или заказчик выбрал. Или насос уже есть, лежит на складе, нужно его применить в проекте, просчитать на условие бескавитационный работы. Не суть важно: во всех случаях мы имеем значение NPSHR по воде. Почему по воде? Да потому что все характеристики насосов определяются на чистой холодной воде. Испытания проводят на воде. Кривые этих характеристик рисуют в каталогах, пишут в паспортах. По воде. Как перейти от воды на рабочую среду?

Конечно бывает и другая ситуация. Я составил ОЛ, а поставщик по данным ОЛ предоставил зависимости (графики) напора, мощности, КПД, кав. запаса от расхода. Я считаю, что эти зависимости составлены для моей рабочей жидкости (с учетом характера жидкости, плотности, вязкости), поэтому напрямую и применяю, без какого-либо пересчета. Для NPSHR могу применять коэффициент запаса 1,1...1,3 разве что. В таком случае мой вопрос не к месту, зачем какой-то пересчет -- и так все есть. Иногда у меня, конечно, может проскользнуть вопрос "А как поставщик построил кривую NPSHR для моей суперуникальной жидкости и отличается ли она от кривой по воде?". Проскользнуть, но только иногда и совсем ненадолго -- поставщик посчитал, взял на себя ответственность, да и ладно, верим ему.
Но бывает ситуация, что указываешь требуемый NPSHR в ОЛ, мол, не более столько-то метров. И поставщик присылает график из каталога или паспорта, по которому видно непревышение NPSHR в рабочей области. Да вот только вопросик: картинка-то общая и построена она, чует мое сердце, именно на воду. Как быть?
Очень частая ситуация: на заре проекта были составлены ОЛ, в них прописаны требования к NPSHR. Ну как прописаны? Да просто указаны значения, взятые как наиболее типичные/ожидаемые для насосов данного типа, подачи и напора. Такие значения, которые 95 % изготовителей обеспечат. Ибо на этом этапе больше ничего и нет. А проектирование дальше ведется: через годик-два рабочка появится и окажется, что всасывающая линия благодаря воле монтажника и прочностных расчетов изогнулось невероятной змейкой с кучей отводов, фильтр на этой линии оказался с подозрительно высоким гидравлическим сопротивлением из-за какого-то дешевого его изготовителя, монтажники/строители "промахнулись" с отметкой фундамента на 200 мм в меньшую сторону, а ты сам пришел к выводу, что расход нужно увеличить на 10 %. Одним словом, пришло время проверочного гидравлического расчета. А давно выпущенный ОЛ все это время жил своей жизнью и вот она подошла к концу: прошел тендер и выбран изготовитель, который гордо заявляет, что все требования ОЛ выполнит. А ты уже бы непрочь эти требования изменить, да поздно. В общем, у проверочного гидравлического расчета результат должен быть один: положительный. Вот тут и важно все точно посчитать. А погрешности и допуски в большую сторону и всякие "запасы" -- это зло. Рассматривается любая возможность (конечно, не нарушая законы физики), чтобы обеспечить сходимость расчета.
Может быть и такая ситуация. Все запроектировано, построено и даже заработало. Но хитрый заказчик ставит новую задачу: увеличить производительность на 20 % "малой кровью". Ну типа заменить рабочее колесо на больший диаметр, вон по току электродвигателя еще запас же есть! И опять задачка о кавитационном запасе насоса. Понятно, что на повышенный расход NPSHR возрастет, а NPSHA снизится. А может можно найти "скрытый запас" (опять же, не нарушая законы физики) в расчете NPSHR? Видите, что поставщик насоса в такой ситуации уже давно ушел в прошлое. А ты, проектировщик, есть и задачку решать тебе.

[Ixion]

График в приложении J ГОСТ 6124-2007 распространяется на углеводороды:
"Рисунок J.1 является ... графиком ..., которые возможны для углеводородных жидкостей и высокотемпературной воды ..."

Да, написано хорошо. Но вот незадача: на графике рисунка J.1 из углеводородов представлены только пропан, бутан и изобутан. Для чертова запрещенного к использованию хладогента R11 (фторсодержащего хладагента) данные есть, а для гексана -- нет. Как быть с другими углеводородами? Как быть с их смесями? Как быть со сложными смесями типа нефтепродуктов?
ГОСТ дает понять, что характер изменения должен быть аналогичным, но вот как посчитать снижение NPSHR -- не известно, формулы или номограммы нет.

[Shvet]

График в приложении J ГОСТ 6124-2007 распространяется на углеводороды:
"Рисунок J.1 является ... графиком ..., которые возможны для углеводородных жидкостей и высокотемпературной воды ..."

Да, написано хорошо. Но вот незадача: на графике рисунка J.1 из углеводородов представлены только пропан, бутан и изобутан. Для чертова запрещенного к использованию хладогента R11 (фторсодержащего хладагента) данные есть, а для гексана -- нет. Как быть с другими углеводородами? Как быть с их смесями? Как быть со сложными смесями типа нефтепродуктов?
ГОСТ дает понять, что характер изменения должен быть аналогичным, но вот как посчитать снижение NPSHR -- не известно, формулы или номограммы нет.

Это график для всех углеводородов. Ниже на картинке показана линия для н-гексана (температура кипения ~70 град. С при 100 кПаа).
Для насоса, перекачивающего н-гексан с температурой 70 град. С понижение NPSHR составит 0.2 метра. При температуре 200 град. С составит 0.3 метра.



Аналогично для смесей углеводородов. Чем более широкопящая смесь (чем меньше в ней доля лёгких углеводородов), тем влияние кавитации будет меньше, тем больше данный график будет "преуменьшать" понижение кавитации, иными словами тем ещё больше можно понижать NPSHR. 

Подробнее легенду как пользоваться графиком см. скрин из книги с этим же графиком в моём предыдущем посте.

[Foxson]

Это график для всех углеводородов. Ниже на картинке показана линия для н-гексана (температура кипения ~70 град. С при 100 кПаа).
Для насоса, перекачивающего н-гексан с температурой 70 град. С понижение NPSHR составит 0.2 метра. При температуре 200 град. С составит 0.3 метра.

Бред это, а не "график" (или очередной гугл-перевод с английского). Ещё раз внимательно прочитайте, что написали: более склонная к кавитации жидкость (более горячая) каким то чудесным образом понижает NPSHR насоса? Ну это вообще то теоретически, если не знать, что при 1 ати и 200 град гексан перестаёт быть жидкостью.
NPSHR зависит от конструкции насоса и нарисовать такой "график" на "любой насос вообще" невозможно. А вот для поправки к NPSHА (на температуру) такой "график" даже очень просто нарисовать, не перепукал ли чего автор этого "графика"?

[Ixion]

Это график для всех углеводородов.

С чего вы взяли? Где об этом написано?

[Shvet]

С чего вы взяли?

Прочитал

Где об этом написано?

В ГОСТ 6134-2007:
"Рисунок J.1 является ... графиком изменений ... NPSHR ... как функция температуры жидкости и давления паров ... Применение данного графика для иных жидкостей, кроме углеводородных смесей и воды, ... не рекомендуется."
А также в книге (см. скриншоты в предыдущих постах):
"The vapor pressure of hydrocarbons mixtures vary significantly with temperature ..."
"Given a fluid having vapor pressure of 30 lb/in2 (210 kPa) abs at 100 deg. F (37,8 deg. C) ... Since this does not correspond to one of the liquids for which vapor pressure curves are shown on the chart, the use of this NPSH reduction should be considered a tentative value only."

[Foxson]

В ГОСТ 6134-2007:
"Рисунок J.1 является ... графиком изменений ... NPSHR ... как функция температуры жидкости и давления паров

Рекомендую посмотреть на английский оригинал "графика" сообщение https://www.proektant.org/index.php/topic,50568.msg304011.html#msg304011
В оригинальном варианте "график" даёт поправку (уменьшение) к NPSH (чистая положительная высота всасывания) в зависимости от теплофизического состояния жидкости, и график вполне себе рабочий для NPSH. Те если теплофиз состояние жидкости приближается к точке кипения, то NPSH будет уменьшаться на величину поправки (приблизительно). Но NPSH это не NPSHR, и график ни какого отношения (в оригинальной англ версии) к NPSHR не имеет. Похоже переводчики госта не понимают отличий NPSH, NPSHА и NPSHR.

[Ixion]

Где об этом написано?

В ГОСТ 6134-2007:
"Рисунок J.1 является ... графиком изменений ... NPSHR ... как функция температуры жидкости и давления паров ... Применение данного графика для иных жидкостей, кроме углеводородных смесей и воды, ... не рекомендуется."

Не убедили. Нет, я рад согласиться, но мой внутренний эксперт везде ищет подвох и ограничения. Ровно так, как ищет армия экспертов, сидящих в службе заказчика, в гос. экспертизе, в Ростехнадзоре и Бог знает где еще.
Смотрим цитату:

Рисунок J.1 является составным графиком изменений (сокращений) dhдоп (NPSHR), которые возможны для углеводородных жидкостей и высокотемпературной воды, основан на данных лабораторных испытаний, проведенных на указанных жидкостях, нанесенных как функция (зависимость) температуры жидкости и давления паров жидкости от этой температуры.

"...возможны..." А возможно, невозможны. Т.е. могут быть такие сокращения NPSHR, а могут и не быть, верно? В ГОСТовской формулировке заложено сомнение, неопределенность. А эксперты этого не любят. Формулировки нормативных документов должны быть точными и однозначными, не допускающими иных трактовок, без сомнений и вероятностных условий. А если последний есть, то должны быть, опять же точно и определенно, заданы эти условия. А мы видим слово "возможны", что позволяет мое проектное решение воспользоваться этим графиком поставить под сомнение. А ну-ка, докажи, что можно!
Читаем дальше: "...основан на данных лабораторных испытаний, проведенных на указанных жидкостях". Ага! Значит, для указанных жидкостей можно пользоваться графиком, а для других "возможно", что приравниваем к "запрещено", если не будет доказано обратное.
Логика эксперта работает только так:
1. Все решения нужно отнести к категории либо "разрешено, допустимо", либо "запрещено".
2. Если в чем-то есть сомнение, относим к категории "запрещено". А если это не так? Все равно к категории "запрещено" -- пусть проектировщик доказывает обратное.
А как в данном случае мне доказать, что график распространяется на другие углеводороды?! Я не знаю. Тем более есть такая фраза в примечании к графику

1 Имеющиеся данные ограничены и применимы только для приведенных на рисунке J.1 жидкостей.

Ну так вот, черным по белому написано, что данные графика допустимо применять только для приведенных на графике жидкостей.
Да, есть и вторая фраза

Применение данного графика для иных жидкостей, кроме углеводородных смесей и воды, без экспериментального обоснования не рекомендуется.

Т.е. как бы можно применять график для углеводородных смесей. Ну вот и применяй для смеси пропана, бутана и изобутана.
Но ведь меня ни пропан, ни бутан, ни изобутан не интересуют. А их смеси тем более. Меня интересует более сложная смесь и других компонентов, например, смесь углеводородов, составляющих бензин. А таких на графике нету!

[Shvet]

В такой логике не логично с какой целью на графике показаны остальные кривые (сплошная жирная линия). Зачем показывать значения для мазута и гудрона (самые нижние сплошные жирные линии) если график применяется только для пропана и бутанов. В такой логике нужно игнорировать все линии углеводородов, показанные сплошным жирным.

[Ixion]

с какой целью на графике показаны остальные кривые (сплошная жирная линия)

Чтобы параллельно этим линиям вести прямую линию до пересечения с правой вертикальной осью. Это вспомогательные линии единиц NPSHR. Просто шкала NPSHR не линейная, а выход на нее производится не ортогональным построением.

Зачем показывать значения для мазута и гудрона (самые нижние сплошные жирные линии)

А с чего вы взяли, что это линии для мазута и гудрона?! Нигде даже намека на это нету. Кроме того, реальное ДНП мазута (а тем более гудрона) значительно ниже при этих температурах, чем якобы обозначенные на графике -- если исходить из вашей логики.

В такой логике нужно игнорировать все линии углеводородов, показанные сплошным жирным.

Верно. Поэтому что это не линии углеводородов, а вспомогательные линии, которые по неведомому замыслу автора графика были показаны жирными прямыми линиями.

если Вы не зарегистрированы, то
пройдите регистрацию

[helele]

АПИ 682, балансировка

автор: helele

19 Декабря 2024 года, 14:02

Резервуары сбора аварийного пролива нефтепро...

автор: Андрей 37

19 Декабря 2024 года, 09:42

Дыхательная арматура резервуаров с нефтепрод...

автор: Сергей Л. П.

17 Декабря 2024 года, 11:32

Облегчение рамы с помощью композитов

автор: Иван10

11 Декабря 2024 года, 10:23

HAZOP. Практика проведения на территории Рос...

автор: Ka3ax

10 Декабря 2024 года, 14:13

Менеджер с опытом проектировщика, постоянная...

автор: alkot2@gmail.com

05 Декабря 2024 года, 16:05

Вопрос о профессии инженера от школьника.

автор: Shvet

04 Декабря 2024 года, 07:20

Разработка части ТХ объектов нефтепереработк...

автор: Shvet

03 Декабря 2024 года, 07:00

Требуется разработка ТХ нефтесклада и АЗС

автор: Anastywa

03 Декабря 2024 года, 03:41

РВСП. Центральный вентиляционный патрубок

автор: Risat

29 Ноября 2024 года, 12:29

Пожаро-взрывобезопасность при работе с подсо...

автор: Dinosaur

23 Ноября 2024 года, 13:23

Низкотемпературный углеводородный конденсат.

автор: Ixion

21 Ноября 2024 года, 23:40

Соответствие ручной арматуры ТР ТС 012

автор: Андрей 37

21 Ноября 2024 года, 19:37

Взрывопожароопасные зоны помещения лаборатор...

автор: Shvet

12 Ноября 2024 года, 07:19

Резервуарный парк хранения ацетона

автор: Ixion

11 Ноября 2024 года, 10:49

[549]

Сейчас на форумах: гостей - 549, пользователей - 2 Имена присутствующих пользователей: Андрей11, Земский