[Shvet]

Я читаю график наоборот:
- толстые сплошные линии это основные линии, нанесены для использования графиком
- тонкие пунктирные линии это вспомогательные, нанесены для удобства пользователя
Можете проверить сами - тонкие пунктирные линии отражают на графике изменение давления насыщенных паров конкретного вещества (пропана, воды) от его текущей температуры.

По поводу гудрона я действительно ошибся. Я проверил - шкала позволяет использовать график вплоть до дизельных фракций с температурой начала кипения 250°С.

[Ixion]

- толстые сплошные линии это основные линии, нанесены для использования графиком
- тонкие пунктирные линии это вспомогательные, нанесены для удобства пользователя
Можете проверить сами - тонкие пунктирные линии отражают на графике изменение давления насыщенных паров конкретного вещества (пропана, воды) от его текущей температуры.

Да, верно, "отражают на графике изменение давления насыщенных паров конкретного вещества". Вот и поэтому можно использовать график только для этих конкретных веществ или их смесей (если, конечно, смешиваются). Мой внутренний эксперт очень недоверчивый

[Foxson]

Вот и поэтому можно использовать график только для этих конкретных веществ

В ГОСТ 6134-2007 Подробно описаны "ограничения и меры предосторожности при использовании графика, представленного на рисунке J.1"

[Ixion]

Подниму тему. Данная тема для меня по-прежнему актуальная и будет актуальной долгое время. Поэтому буду рад вашему конструктивному комментарию -- не зависимо от того, дадите ли вы его через день, месяц или 5 лет после этого сообщения. В любом случае я прочту.
Итак, тезисно напомню суть проблемы и вопроса:
1. Допустим, имеем данные по требуемому кав. запасу центробежного насоса (далее NPSHR), эти данные по воде. Данные из паспорта, каталога, ТКП -- не важно. Данных по NPSHR для вашей рабочей жидкости нет. Есть данные только на воду.
2. Ваша рабочая жидкость -- это нефть или нефтепродукт или жидкость, близкая по свойствам к ним (углеводород или смесь углеводородов). Для простоты будем также считать, что жидкость не находится в состоянии кипения, т.е. давление насыщенных паров (ДНП) меньше давления, при котором находится жидкость (рабочее давление в расходной емкости).
3. Ваша рабочая жидкость не вязкая. Т.е. вязкость жидкости не сильно отличается от вязкости воды (около 1 сСт) или, по крайней мере, не сильно высокая (допустим, не выше 50 сСт). Так или иначе, вы не относите жидкость к вязкой и не считаете необходимым проводить пересчет NPSHR по приложению Б.3 ГОСТ 33967-2016, либо вы провели такой прересчет и убедились в допустимости его не проводить ввиду малого влияния. Вообще, вопрос по вязкости не важен, я просто умышленно подчеркиваю, что он вторичен.
4. Есть потребность в определении NPSHR для вашей рабочей жидкости. Вообще-то такая потребность возникнет в любом случае проведения гидравлического расчета всасывающей линии насоса и при условии, что у вас данные NPSHR есть только по воде (см. п. 1). Но могут быть случаи, когда вы в наибольшей степени заинтересованы в точном значении NPSHR и вам выгодно максимальное его снижение. Например, всасывающая линия насоса оказалась более протяженной или с большим количеством местных сопротивлений, чем вы ранее планировали. Или минимальный уровень в расходной емкости оказался ниже проектного. Или расход жидкости потребовалась повысить выше проектного. Вы получаете отсутствие или недостаточный запас кав. запаса системы (далее NPSHA) над NPSHR. И тут возникает вопрос (даже задача): пересчет NPSHR с воды на рабочую жидкость снизит ли значение, если да, то насколько?
5. То, что значение NPSHR для маловязких нефти и нефтепродуктов ниже в большинстве случаев значения NPSHR для воды, подтверждается определенными формулами и методиками, а также опытом эксплуатации. Но насколько точны эти формулы и правомерно применение этих формул и методик для тех или иных рабочих жидкостей -- вопрос для обсуждения, по которому я хочу получить комментарии других проектировщиков.
Вот примеры формул:

Есть такая книга: "Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Тугунов П.И. и др. 2002". Первое ее издание было в 1981 году, второе -- в 2002 году (в общем 40 лет книге, это солидный срок). Книга содержит большое количество формул, справочных данных, практического материала, а также, что важно для не сильно продвинутых инженеров (а сейчас таких большинство), примеры расчетов. К этой книге полезно обращаться при проектировании объектов ОЗХ НПЗ (рез. парков, насосных, сливо-наливных эстакад). Так вот на стр. 96 есть интересная и несложная формула (3.29) пересчета NPSHR с воды на нефть или нефтепродукты:

Пересчет по этой формуле дает изменение NPSHR на нефть/нефтепродукт от примерно -35 % (уменьшение) до +15 % (увеличение) относительно NPSHR по воде. В среднем для наших условиях (ДНП, температура и вязкость при условиях приема, хранения, отгрузки в резервуарных парках) дает чаще небольшое уменьшение NPSHR, поэтому применение этой формулы является выгодным.
Интересен факт, что коэффициент запаса kh в этой формуле не является множителем NPSHR, а стоит отдельно, да еще со знаком минус. И запас "играет" то в сторону уменьшения NPSHR, то в строну увеличения -- в зависимости от знака разности поправок в скобочках.
Данная формула применима для нефти и нефтепродуктов, что дает смутное понимание о границах применения. Для какого-нибудь бензола можно ли применять эту формулу (как нефтепродукта) или нет (нефтепродуктом можно назвать с большой натяжкой)?

Пример из РД Транснефти, см. приложенный файл. В примере удалось снизить NPSHR с 2,7 до 1,2 м! Т.е. более чем в 2 раза!

[Foxson]

Что сразу бросается в глаза в методике Тугунова и вызывает сомнение. Kh он предлагает 1,1-1,15, те оценивает точность своей эмпирической формулы с критерием подобия Re в 10-15%, что очень смело. Даже в системах более простых (тепломассообмен в трубчатых подогревателях) точность расчёта по формулам с критериями подобия не более 10%. Отсутствие в его формуле иных критериев подобия (помимо Re) тоже очень сомнительно, тк в более простых системах крайне редко эмпирированы точные формулы с одним только Re.
Книга издана в 1981, в то время официальная версия физической картины кавитации была совсем другой. С появлением высокоскоросного цифрового видео обнаружилось, что эта версия нуждается в серьёзной корректировке. Дополнительно с тех пор появилась возможность изготавливать полноценные 3D поверхности различных "гребных устройств". Хорошо известный факт: скандал с заменой гребных винтов подводных лодок СССР с 2D+ на 3D поверхности и снижение шума от кавитации. Насколько 3D технологии применяются в мощных насосах информации не имею, но примерно с начала века на импортных насосах изредка стали попадаться "чуднЫе" направляющие аппараты-рассекатели на всасе насосов.
Тч считаю, что методикой Транснефти пользоваться можно только по насосам, для которых эта методика предназначена. Применение других методик и для других насосов - это работы экспериментальные, без гарантии результата. Таким работами проектировщики вроде бы не занимаются.   

[Артём Сергеевич]

направляющие аппараты-рассекатели на всасе насосов.

предвключенные шнеки?

[Ixion]

Что сразу бросается в глаза в методике Тугунова и вызывает сомнение. Kh он предлагает 1,1-1,15, те оценивает точность своей эмпирической формулы с критерием подобия Re в 10-15%, что очень смело.

Вы считаете, что коэффициент запаса Kh введен специально, чтобы компенсировать возможную погрешность формулы расчета? Тогда почему он применен только к одному слагаемому, а не ко всей правой части уравнения? Замечу, что зачастую разность в скобках (dht-dhv) бывает положительная, а так как перед ней стоит знак минус, то этот коэффициент Kh ведет в итоге к снижению допустимого кав. запаса по нефти. Что же, получается, за такой коэффициент запаса, который вместо того, чтобы повышать, наоборот, снижает искомое значение?
Я вижу другие корни этого коэффициента.
Есть такая формула 6.5 в ГОСТ 6134-2007:

Если приравнять к единице соотношение частот (оно в квадрате в формуле), то получим простое выражение: допустимый кавитационный запас NPSHR должен приниматься выше в R'=1,0...1,3 раза кавитационного запаса NPSH3, при котором имеет место 3-х %-ное падение напора. Последний в ряде источников называют критическим кавитационным запасом, например, согласно п. 3.1.29 ГОСТ 6134-2007. А что это коэффициент кавитационного запаса R'=1,0...1,3? Сдается мне, это тот же самый коэффициент запаса Kh в формуле из Тугунова. Только в Тугунове сузили значение с широкого диапазона 1,0...1,3 до более узкого 1,10...1,15.
Далее можно обратить внимание на формулу 7 в старом РД 39-30-39-78 :

В этой формуле в левой части критический кавитационный запас по нефти, а первое слагаемое в правой части -- критический кавитационный запас по воде. А теперь возьмем и умножим обе части уравнения на коэффициент кавитационного запаса R' (он же Kh в Тугунове). И получим с учетом формулы 6.5 ГОСТ 6134-2007, что в левой части окажется искомый допустимый кавитационный запас NPSHR по нефти, а первое слагаемое в правой части -- кавитационный запас NPSHR по воде. А второй и третий слагаемые в формуле заключим в скобки и запишем перед ней R'  (он же Kh). Вот и мы и получили формулу из Тугунова?
Но вопрос это не снимает: почему представители более древней цивилизации, жившие в прошлом веке на территории бывшего СССР, проводили пересчет NPSHR с воды на нефть, использовали так называемые термодинамические и вязкостные поправки, а современное поколение инженеров даже не знают о них?!

[Ixion]

Даже в системах более простых (тепломассообмен в трубчатых подогревателях) точность расчёта по формулам с критериями подобия не более 10%. Отсутствие в его формуле иных критериев подобия (помимо Re) тоже очень сомнительно, тк в более простых системах крайне редко эмпирированы  точные формулы с одним только Re.

Так это не формулы с критериями подобия. Эмпирические -- да. С критериями подобия -- нет.

Книга издана в 1981, в то время официальная версия физической картины кавитации была совсем другой.

Не думаю, что с тех пор законы физики изменились. Книга, кстати, переиздавалась в 2002 году. Если даже в те времена "официальная версия физической картины кавитации была совсем другой", то отмечу, что та "версия физической картины кавитации" более полно представлена в виде детальных формул и графиков. В отличие от современной "версии физической картины кавитации" (если вообще такая есть), где есть всего один сомнительный пересчет кав. запаса на вязкую жидкость. Почему-то у меня больше доверия к источникам от представителей древней цивилизации, живших на территории бывшего СССР, чем из современных ГОСТов, являющихся по сути переводом закордонных стандартов.

_{----- добавлено 13 Мая 2022 года, 21:11 -----}

Тч считаю, что методикой Транснефти пользоваться можно только по насосам, для которых эта методика предназначена. Применение других методик и для других насосов - это работы экспериментальные, без гарантии результата. Таким работами проектировщики вроде бы не занимаются.

Дык, речь не о методике Транснефти (я ее привел в качестве примера всего-то), а о формуле из Тугунгова. А формула из Тугунова ничего не говорит о том, что транснефтевые насосы пересчитывать нужно, а нетранснефтевые -- не нужно. Написано перед формулой 3.29 "при перекачки нефти и нефтепродуктов". Я уверен, что многие из тех, кто читает этот форум, подбирают и применяют насосы для перекачки нефти и нефтепродуктов, т.е. эта формула должна быть актуальна.
Да и в конце концов, не ужели насосы в Трансненфти какие-то особенные и работают по законам физикам, действующим только для этих насосов?

[Foxson]

Так это не формулы с критериями подобия.

Если я вижу в формуле критерий подобия Re, то полагаю что это формула с критерием подобия. У вас иное мнение?

Почему-то у меня больше доверия к источникам от представителей древней цивилизации, живших на территории бывшего СССР, чем из современных ГОСТов, являющихся по сути переводом закордонных стандартов.

Я писал не про переводные госты, а про то что старая физическая картина кавитации, основанная на методе диалектического материализма, не совсем соответствует тому что происходит на снятом видео. Каких то внятных комментариев по этому поводу я не читал.

не ужели насосы в Трансненфти какие-то особенные и работают по законам физикам, действующим только для этих насосов?

Нет, но предположительно (я уже писал это где то выше) по этим типам насосов были проведены натурные испытания и корректировка на основании результатов эмпирических формул для пересчёта.

Вы считаете, что коэффициент запаса Kh введен специально, чтобы компенсировать возможную погрешность формулы расчета?

Да, я так считаю. Обычно так происходит в большинстве формул с критериями подобия. Но более точно скажет Тугунов.

[Ixion]

Если я вижу в формуле критерий подобия Re, то полагаю что это формула с критерием подобия. У вас иное мнение?

Нет. Речь, вероятно, о формуле 3.31 в Тугунове, по которой вычисляется коэффициент местного сопротивления на входе в насос, который далее используется в вычислении вязкостной поправки. Ну так мы условились, что у нас не вязкая жидкость. Этот коэффициент местного сопротивления на входе в насос в подавляющем большинстве случаев равен единице, так как при большой скорости потока на входе в насос (из-за того, что входной штуцер, как правило, заужен по сравнению с подводящим трубопроводом) Re > 9330. Ситуация входа в насос, при которой коэффициент местного сопротивления равен единице, мне напоминает вход трубопровода в большой резервуар (там тоже коэффициент равен единице), т.е. можно сделать аналогию, что вход в проточную часть насоса сравни резкому расширению трубопровода, например, при входе в большой резервуар. Так или иначе, эта вязкостная поправка определяется режимом течения жидкости (Рейнольдс) и геометрией входа жидкости в насос (сам вид формулы, численные коэффициенты в ней), но не зависит от вида жидкости, т.е. будь то нефть, нефтепродукт или вода. А вот именно последнее интересует. За переход от воды к нефти (нефтепродукту) отвечает температурная поправка, а в ней нет критериев подобия. Она просто эмпирическая.
Чтобы вы не цеплялись к критериям подобия, давайте примем Re > 9330, коэффициент местного сопротивления единицу.

Нет, но предположительно (я уже писал это где то выше) по этим типам насосов были проведены натурные испытания и корректировка на основании результатов эмпирических формул для пересчёта.

Возможно. Но это самые что ни на есть классические насосы одностороннего (консольные) или двухстороннего входа. Такие насосы производятся во всем мире, в каждой стране. Эксплуатируются уже третий век и почти в любой отрасли промышленности. Поэтому я и задаюсь вопросом, почему одни источники (старые) дают формулы пересчета кав. запаса с воды на нефть и нефтепродукты, а другие ничего об этом не говорят.

Да, я так считаю. Обычно так происходит в большинстве формул с критериями подобия. Но более точно скажет Тугунов.

К сожалению, он не скажет. Тугунов Павел Иванович умер в 1993 году.

[Foxson]

эта вязкостная поправка определяется режимом течения жидкости (Рейнольдс) и геометрией входа жидкости в насос (сам вид формулы, численные коэффициенты в ней), но не зависит от вида жидкости, т.е. будь то нефть, нефтепродукт или вода.

Меня как раз это настораживает. Re используют как правило только для учёта режима течения, для учёта вязкости обычно используют дополнительный критерий подобия. Очевидно (для меня), что для низкокипящих нефтепродуктов с малой вязкостью и малой "прилипаемостью" кавитация должна наступить раньше чем при работе насоса на воде.

Но это самые что ни на есть классические насосы одностороннего (консольные) или двухстороннего входа. Такие насосы производятся во всем мире, в каждой стране

Схожесть компоновки насосов не делает ряд насосов подобными. Конкретный практический пример. Питательный насос на ТЭС блок 800 МВт в определённых режимах работы имеет не допустимую, не устранимую вибрацию. Причина предположительно гидродинамической природы, ни чем не лечится, следы кавитации на лопатках отсутствуют. Устраняется этот дефект заменой ротора и направляющих аппаратов (многоступенчатый 14 МВт) изготовленных в германии, благо корпус менять не нужно. В итоге получаются совсем разные насосы, визуально одинаковые снаружи и внутри. 

[Shvet]

Данная тема для меня по-прежнему актуальная и будет актуальной долгое время. Поэтому буду рад вашему конструктивному комментарию -- не зависимо от того, дадите ли вы его через день, месяц или 5 лет после этого сообщения.

Кавитация вопрос сложный и неоднозначный, поэтому ответить коротко и лаконично не возможно. Ниже написано много текста, потому что по-другому предметно не ответишь. Ниже нет сарказма или коннотации, слова означают только то, что они означают. Мне кажется мысли ниже очевидны каждому, кто сталкивался с темой кавитации.

Кавитация это вскипание перекачиваемой жидкости. В зависимости от количества выделяемой при этом энергии, с одной стороны, и конструкции и материала насоса, с другой стороны, кавитация вызывает:
- снижение КПД, т.к. часть энергии привода тратится на трение при образовании пузырька и его схлопывании
- повреждение лопастей, что ухудшает гидродинамику движения жидкости внутри рабочего колеса и снижает КПД
- вибрацию, что приводит к сверхнормативному износу подшипников, муфты и уплотнения вала

Кавитационный пузырёк невозможно измерить штангенциркулем, а результаты кавитации субъективны:
- "дрожание" (осцилляция) манометра на нагнетании насоса или падение напора при сильной кавитации
- уменьшение пробега подшипников и пальцев муфты, нехарактерный износ уплотнения вала
- каверны на лопатках рабочего колеса или их эрозия при сильной кавитации

Источкин: гугл
 
Чем больше разница давления жидкости на входе в насос и давления насыщенных паров жидкости, тем больше проявляются эти явления. Чтобы полностью подавить кавитацию требуется очень большое превышение давления.


Источник: Bloch Pump User's Handbook стр. 119

На практике инвестиции в настолько высокие значения повышения давление экономически не оправданы. Гипотетически если потратить несколько тысяч кубометров песка и поднять резервуар на 7 метров ещё выше условно-обычной отметки насосной, то это увеличит пробег подшипников с 6 до 8 тыс. мото-часов. Но насколько оправданы капитальные затраты? Технически польза налицо - счастливы механик и машинисты, ГИП хвалит за находчивость, владелец карьера подсчитывает прибыль. Но подшипники стоят недорого и окупаемость таких инвестиций в десятки и сотни раз превысит срок службы насоса, а значит экономически это закапывание денег в прямом смысле.

Как понять когда кавитация терпима, а когда недопустима? Где граница? Где красная черта? Как её заспецифицировать? Как её измерить? Как её доказать в споре? Как её предъявить на арбитраже? Как доказать постороннему человеку (особисту, безопаснику), что принятое решение оправданное?

В теории в каждом конкретном случае можно высчитать окупаемость, стоить график "capex vs opex" и найти точку оптимума возврата инвестиций. На практике производитель насоса не выполняет ходовые испытания даже на холодной воде, не говоря про Вашу конкретную жидкость, и не знает статистику пробегов деталей, а нормативные пробеги назначает исходя из опыта и наглости.

Суть кавитации, что никто не знает что такое кавитация. Это субъективное явление, как споры о природе Солнца и Любви между древнегреческими философами. И это создаёт основание для спекуляций. Каждый оперирует своим пониманием: Тигунов, Роснефть, НТД на испытание насосов, НТД на спецификацию насосов, API, механик, проектировщик, эксперт ГГЭ, поставщик, производитель, особист. И у каждого в голове это не объективный (т.е. независящий от наблюдателя) и доказуемый факт или число на микрометре, а собственное расплывчатое понятие, которое даже при желании он внятно изложить не сможет.

"Подождите," - скажет подкованный форумчанин - "но ведь NPSHR измеряют на стендах, существует методика как измерить NPSH". Так, да не так. Действительно, в виду отсутствия инженерных инструментов нормотворцы приняли в качестве критерия (красной черты) дрожание стрелки манометра на нагнетании насоса. Буржуи приняли критерием NPSH падение давления в 3% (в пересчёте в напор), а совки в 5%. Да вот только как цифра 3 или 5% связана с пробегом подшипников или эрозией колеса? Если падение давления на стенде на холодной воде составляет 2%, то на нефтебазе на керосине пробег подшипника составит 8 тыс. мото-часов, а если 3%, то 6 тыс. мото-часов? Нет. Это так не работает. Никто не измеряет кавитацию, кроме как на холодной воде и на стенде, да и то не все и не всегда.

Практика показывает, что даже если падение давления в пределах условно-нормальных 3/5%, то всё равно гипотетические последствия кавитациимогут быть неприемлемыми. И как результат в отрасли появились и используются повышающие коэффициенты (NPSH margin):
- у буржуев в ANSI/HI 9.6.1
- у совков в паспорте на насос (для нефтяных консольных насосов см. п. 1.4.2 руководства ), ГОСТе (см. п. 5.4 ГОСТ 6134-87) или указаниях на проектирование (см. п. 3.3 ВНП СРКВ 07-3005-01.033 )

Задумайтесь - зачем в отрасли появились и действуют повышающие коэффициенты? Как получилось, что какие-то компании их строго соблюдают, а какие-то игнорируют их существование? Почему повышение NPSH активно обсуждается во множестве документов, а понижение в единичных разрозненных? Почему буржуины в API 610 / ISO 13709 запретили понижать NPSH? Это важные для обсуждения вопросы. Если NPSHR можно манипулировать, то почему NPSH margin для горячей воды у ExxonMobil составляет 5 psi (см. стр. 4 здесь )? Что толкнуло ExxonMobil настолько увеличивать NPSH margin для горячей воды выше типовых значений в ANSIHI 9.6.1 если при уменьшении вязкости NPSHR наоборот уменьшается?

Спросить Тигунова или Роснефть мы сейчас не сможем, но могу спорить - спроси сейчас любого участника этого обсуждения этого форума "а что значат цифры NPSH в формулах выше?" и каждый ответит по-своему и в духе "Сатурн в созвездии Стрельца".

Это ключевой момент, это критично для озвученного вопроса и этого обсуждения в целом. Вся эта ветка по своей сути находится от инженерии также далеко, как и средневековые споры об Аристотеле с Платоне. Не обманывайтесь формулами и цифрами в коэффициентах - эти формулы не ведут к доказуемому измеримому объективному результату (т.е. независящему от наблюдателя), а значит инженерией не являются. Это классическая герменевтика. Герменевтический спор возможен и это дело достойное мужа, также как война и философия, древние греки и средневековые схоласты безусловно бы одобрили подобный диспут. Но стоит ли философия внимания пост-советского инженера?

Можно уменьшить NPSHR, нельзя уменьшить NPSHR? Можно пересчитать цифры из паспорта, нельзя? Можно, нельзя [подставьте свой вопрос про NPSH]? Ответ всегда один - всё можно и всё нельзя. Разница чем Вы это подкрепите и какие ответственность и риски понесёте.

Хотите уменьшить NPSH для маловязкой жидкости? Вот пожалуйста пыльная книжка 40-летней давности, в которой мёртвый старик манипулирует цифрами 60-летней давности безотносительно к источнику данных, критериям и обоснованности.
Не хотите уменьшить NPSH? Вот пожалуйста API 610 и его переводной ГОСТ 32601, в котором чёрном-по-белому написано, что так делать нельзя.

Можно сделать как угодно и разницы не будет. Разницы не будет!
Да, если Вы уменьшили NPSH и съэкономили пару тысяч кубометров ПГС есть риск, что механик будет тыкать в Вас обломками подшипника и разбитыми пальцами из полумуфты, а ГИП будет белый сползать по стене в обмороке. Ничего страшного, катастрофы нет. Откроете указания Роснефти, сдуете пыль с Тигунова и ткнёте их в формулы, сравните механика с Сечиными (не в пользу первого), обвините комплектовщика в покупке самого дешёвого "Китая" и отправите механика проверять качество подшипников.
Да, если Вы увеличили NPSH и закопали пару тысяч кубометров ПГС есть риск, что Заказчик будет показывать фотографии десятка объектов-аналогов, которые уже 30 лет работают без признаков кавитации, а ГИП будет белый считать смету на покрытие ущерба. Ничего страшного, катастрофы нет. Откроете ГОСТы и многочисленные "Указания ..." и ткнёте в запрет понижать NPSH, в NPSH margin, в повышающие коэффициенты, расскажете страшные сказки про кавитацию из опыта своих пенсионеров и предложите замерить фактические NPSHR и пробег деталей насоса.

_{----- добавлено 02 Августа 2022 года, 22:41 -----}
Я хочу сказать, что изначально вопрос поставлен не технический. Вопрос политический, поэтому предлагаю отделить муху от котлеты:

пересчет NPSHR с воды на рабочую жидкость снизит ли значение, если да, то насколько?

По какой-то из методик может снизит и возможно в 2 раза.

То, что значение NPSHR для маловязких нефти и нефтепродуктов ниже в большинстве случаев значения NPSHR для воды

Минуточку. Который NPSHR? Это 3% падение давление? Или это пробег подшипников? Или эрозия рабочего колеса? Кто и чем измерил эту кавитацию? Это какой-то гипотетический условный формальный NPSHR, нарисованный линией на графике, который никто никому никак ни объяснить, ни доказать не в состоянии?

подтверждается определенными формулами и методиками, а также опытом эксплуатации.

1/ "Формулами и методиками" в 2 с половиной неавторитетных источниках очень узкого применения.
2/ Опытом эксплуатации вообще не подтверждается, т.к. нигде нет свидетельств, что кто-то собирал и анализировал статистику проявлений кавитации и это уменьшение NPSHR где-то кем-то тестировалось.
3/ Отраслевая мировая практика прямо обратная - повышать, а не понижать NPSHR. Это подтверждается как нормативкой, так и множественными указаниями буржуйских и совковых компаний.

Но насколько точны эти формулы

Никто не знает, т.к. их создатели не вводили в публичное обсуждение результаты экспериментов и исследований. Если обсуждения и были, то они проходили в закрытых группах между "своими".

Но насколько ... правомерно применение этих формул и методик для тех или иных рабочих жидкостей

1/ Абсолютно правомерно. Нет никаких ни юридических, ни технических препятствий принятым проектным решениям. И попробуй докажи обратное без административного рычага - на любой аргумент можно будет ответить десятком контраргументов.
2/ Очевидно неправомерно. Существуют действующие и общеупотребительные указания поступать обратным образом. И попробуй докажи обратное без административного рычага - см. выше.

Резюме

А что Вы сам? Как Вы лично считаете - вероятность кавитации, чем бы Вы её для себя лично не мерили, будет пренебрежимо мала если Вы по указаниям Роснефти снизите NPSHR в 2 раза? В два раза! Сам для себя, как инженер? По честному, по гамбургскому счёту?

Вы лично будете считать себя виновным, если Вы снизили NPSHR и после запуска станут поступать сообщения о кавитации? Вы сами к себе какие-то наказания примените? Вы согласитесь с обвинениями в проектной ошибке или будете оправдываться?

Напоминаю, что инвестиционный цикл в России длинный и последствия Вашего риска проявятся (если вообще будут выявлены или квалифицированы как проектная ошибка) не скоро - через 5-10 лет и только лишь для части из объектов, автором которых будете является единолично Вы. По моему опыту до "проверки жизнью" добирается 10-20% объектов, т.к.:
- проекты не достраиваются
- проекты подвергаются серьёзным изменениям в ходе реализации
- несколько раз меняется проектировщик, каждый вносит серьёзные изменения
- проектировщик успевает сменить работодателя, часто несколько раз
- проектировщик успевает сделать карьеру и стать недосягаемым для обвинений в некомпетентности

[Ixion]

написано много текста, потому что по-другому предметно не ответишь

Да, текста много, но предметно вы не ответили. При всем уважении...
Раз в конце заданы вопросы, то теперь я попробую тезисно прокомментировать.
1. Теория о вреде кавитации -- это, конечно, хорошо, но на этом форуме мы для того, чтобы делиться практическим опытом.
2. Дабы прекратить инсинуации тов. Shvet с кавитационным запасом, давайте будем считать кавитацию как падение напора (давления нагнетания) больше 3 %. Именно так нам говорит действующий в РФ ГОСТ 33967-2016. Таким образом мы переведем кавитацию из загадочного и неизмеримого процесса, темы философских диспутов в четко, быстро и просто устанавливаемое явление. И не будем выяснять, что там происходит с рабочими колесами, подшипниками, пальцами муфт и уплотнениями вала насоса, дрожаниями и вибрациями чего-то там, и уж тем более не будем предаваться спорам о "природе Солнца и Любви". Все эти рассуждения о снижении ресурса узлов насосного оборудования -- в пользу бедных. Чтобы именно кавитация привела к износу узлов насоса, нужно хорошо постараться -- даже при желании это сделать непросто. А дело в том, что кавитация -- это обычно кратковременное состояние насоса между "работает нормально" и "не работает". Насосы, установленные в системах, имеющих возможность работать в кавитационном режиме (допустим, из-за ошибки проектировщика), в 99 % времени будут работать не в режиме кавитации. Дело в том, что явление кавитации развивается при определенных условиях, в которых система может находится только часть (обычно небольшую) времени, а благодаря действиям оператора это время можно свести к минимуму. Два примера из практики:
а) Насосы налива в цистерны стоят выше по отметкам, чем резервуары. В итоге резервуары "раскачиваются" до 30 % уровня, дальше насосы "сбрасывают". Оператор, видя, что упал напор (а вместе с ним и расход), т.е. насос закавитировал, считает налив завершенным и отключает насос. Т.е. насос по несколько десятков раз в день кавитирует, но кавитирет недолго (до минуты). За 10 лет с насосами ничего не случилось.
б) Линия от буферной емкости до насоса. Из-за недостаточной ее пропускной способности, насос "сбрасывает" давление при уровне в емкости 40 % и ниже. Что делают операторы: повышают уставку регулирования с 50 на 60 %, уставки сигнализаций также поднимают на 10...15 %, тем самым все уставки выше 40 %.
Как видим, из-за неправильно подобранного/принято кавитационного запаса страдает не насос, а смежное оборудование (снижение полезного объема резервуара, емкости). Износ узлов насоса из-за кавитации возможен только в том очень редком случае, когда создадутся условия для длительной работы насоса именно при малой кавитации -- в пределах или около тех 3 %, когда она не заметна или, точнее, не напрягает оператора и механика. А это очень узкая область.
Кроме того, причина износа узлов именно из кавитации сложно устанавливаемая и доказуемая. На практике имеет малый интерес.
3. Поэтому практический интерес, связанный с кавитацией, как для проектировщика, так и эксплуатанционщика имеют только два вопроса:
а) До какого уровня откачает насос?
б) При каких условиях создастся кавитация?
Ответы на эти вопросы должны быть вне рабочей области системы. Притом второй вопрос не является частным случаем первого. Третий пример из практики: насосы перекачивают нефтепродукт, при пуске установки происходит "сбрасывание" насосов, при выходе на режим -- работают нормально. Почему "сбрасывают" давление? Оказывается, из-за воды. Всасывающая линия насосов имеет Y-образные фильтры, повернутые выемной частью книзу. В ней скапливается вода, которая остается после гидроиспытаний. Как бы не старались операторы ее сдренировать до и даже во время пуска, волу все равно заносит и она скапливается в нижней точке. И вот, когда во время горячей циркуляции температура перекачиваемого нефтепродукта пересекает диапазон 120...150 С, эта вода, лежащая нижним слоем в фильтре и слегка поджатая давлением системы, начинает кипеть... Понятно, что образующуюся водяные пары летят по потоку в насос, вызывая кавитацию. Притом, бОльшую проблему создают пары воды из фильтра резервного насоса, всасывающая линия которого находится на прогреве и соединена с линией работающего. Какое решение? Выбрать/сориентировать фильтр так, чтобы он не имел нижней точки (т.е. для Y-образного фильтра расположить его горизонтально), а диаметр всасывающей линии принять таким, чтобы скорость потока была достаточной для проноса воды через насос, в том числе через стоящий эксцентриком книзу переход на всасе насоса. Оказывается, может быть ограничение по скорости во всасывающей линии по минимальному значению! Вот вам пример решения проблемы кавитации насоса нетипичным способом.

Задумайтесь - зачем в отрасли появились и действуют повышающие коэффициенты? Как получилось, что какие-то компании их строго соблюдают, а какие-то игнорируют их существование? Почему повышение NPSH активно обсуждается во множестве документов, а понижение в единичных разрозненных? Почему буржуины в API 610 / ISO 13709 запретили понижать NPSH?

Во всех формулах, которые я видел, есть множитель - коэффициент запаса. Вот только его повышающим называть ошибочно. Ранее в сообщениях я показывал, что он может в ряде случаев "играть на понижение" NPSHR. И вообще вы все сводите к повышению/понижению. Я же спрашиваю о пересчете NPSHR с воды на рабочую среду. К чему приведет этот пересчет -- вопрос второй. Вы же не отрицаете обоснованность пересчета NPSHR с воды на рабочую жидкость?

Можно сделать как угодно и разницы не будет. Разницы не будет!

Хотя может и отрицаете...

Можно уменьшить NPSHR, нельзя уменьшить NPSHR? Можно пересчитать цифры из паспорта, нельзя? Можно, нельзя [подставьте свой вопрос про NPSH]? Ответ всегда один - всё можно и всё нельзя.

Здесь и далее текст уже с трудом поддается моему осмыслению...

Отраслевая мировая практика прямо обратная - повышать, а не понижать NPSHR. Это подтверждается как нормативкой, так и множественными указаниями буржуйских и совковых компаний.

Целью этой "мировой практики" я вижу необоснованный уход от границы возможной кавитации в зону запасов. Возможно, для снижения опасной жизнедеятельности неискушённых в проблематике пользователей.
Никто не будет ставить под сомнение рекомендацию автора, нормативного документа или другого источника, если она ведет в сторону больших запасов. А вот обратное -- предмет пристального внимания, граничащего с подозрением в ереси.

Напоминаю, что инвестиционный цикл в России длинный и последствия Вашего риска проявятся (если вообще будут выявлены или квалифицированы как проектная ошибка) не скоро - через 5-10 лет и только лишь для части из объектов, автором которых будете является единолично Вы. По моему опыту до "проверки жизнью" добирается 10-20% объектов

В работе в большинстве случаев приходится сталкиваться с тех. перевооружением действующих объектов. Т.е. я тот, кто исправляет и дорабатывает проектные решения несвоих проектов. Объекты действующие, что позволяет учиться на чужих ошибках проектах. Но указанное вами не отрицаю.

[Малевич]

А точно в книге Тугунова идёт речь про требуемый кавитационный запас насоса?

Да, точно. См. скриншот-цитату выше в моем посте.

Почему конструктивное требование может меняться?

Потому что кавитационный запас насоса зависит не только от конструкции насоса, частоты вращения рабочего колеса, но и свойств жидкости (вязкости, термодинамических характеристик).

Короче, мы не пересчитываем.

Спасибо за информацию.

Методику Транснефти любопытно было бы посмотреть, только методику, а не пример.

См. вложение. Примеры я оставил. Во втором примере удалось снизить NPSHR с 2,7 до 1,2 м! Т.е. более чем в 2 раза!

А точно в книге Тугунова идёт речь про требуемый кавитационный запас насоса?

Да, точно. См. скриншот-цитату выше в моем посте.

Почему конструктивное требование может меняться?

Потому что кавитационный запас насоса зависит не только от конструкции насоса, частоты вращения рабочего колеса, но и свойств жидкости (вязкости, термодинамических характеристик).

Короче, мы не пересчитываем.

Спасибо за информацию.

Методику Транснефти любопытно было бы посмотреть, только методику, а не пример.

См. вложение. Примеры я оставил. Во втором примере удалось снизить NPSHR с 2,7 до 1,2 м! Т.е. более чем в 2 раза!

Добрый день! сбросьте, пожалуйста, еще раз Ваш файл "Пересчет кавитационных характеристик насосных агрегатов с воды на нефть.docx". Сейчас он недоступен для скачивания

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

[525]

Сейчас на форумах: гостей - 525, пользователей - 2 Имена присутствующих пользователей: Андрей11, Земский