Как выбрать правильный насос для нефтехимического процесса?

Выбор насоса на нефтеперерабатывающем или нефтехимическом заводе не является процедурой по каталогу. А нефтехимический технологический насос работает в условиях, сочетающих высокую температуру, высокое давление, воспламеняющуюся или токсичную жидкость и непрерывные рабочие циклы. Неправильный выбор приводит к незапланированным остановкам, повреждениям уплотнений и нарушениям безопасности. В этом руководстве рассматриваются типы насосов, требования АPI 610, выбор материалов, системы механических уплотнений и методы обеспечения надежности на уровне спецификаций, требуемом инженерами-технологами и оптовыми покупателями оборудования.

Что такое нефтехимический технологический насос?

A нефтехимический технологический насос представляет собой машину для перекачивания жидкостей, разработанную специально для использования в нефтеперерабатывающей, химической и смежных отраслях углеводородной промышленности. Он перекачивает жидкости, которые могут быть горячими, холодными, вязкими, абразивными, летучими или химически агрессивными. Насос должен содержать жидкость без утечек, надежно работать в течение длительного времени между плановыми интервалами технического обслуживания и отвечать требованиям безопасности установки.

Условия эксплуатации и характеристики жидкости

• К технологическим жидкостям относятся сырая нефть, нафта, бензол, толуол, ксилол, серная кислота, каустическая сода, сжиженные газы и высокотемпературные масла-теплоносители.
• Диапазон рабочих температур варьируется от криогенной эксплуатации ниже -100 градусов Цельсия до температуры заправки нагревателя выше 400 градусов Цельсия.
• Рабочее давление в системе питания реактора высокого давления в некоторых конфигурациях может превышать 300 бар.
• Многие технологические жидкости классифицируются как опасные, легковоспламеняющиеся или токсичные в соответствии с правилами OSHA по управлению безопасностью процессов (PSM), что делает герметизацию с нулевой утечкой непреложным критерием проектирования.
• Изменения удельного веса и вязкости в разных технологических потоках требуют тщательного подбора гидравлических параметров, чтобы избежать работы далеко от точки наилучшей эффективности (BEP).

Типы насосов, используемых в нефтехимической сфере

Ни один тип насоса не охватывает весь диапазон условий эксплуатации в нефтехимической промышленности. Инженеры-технологи выбирают технологию насосов на основе скорости потока, перепада давления, свойств жидкости и целевых показателей надежности. В таблице ниже сравниваются основные категории насосов, используемых на нефтехимических предприятиях.

Центробежный насос для нефтехимической промышленности

центробежный насос для нефтехимической промышленности На обслуживание приходится большая часть установленных насосных агрегатов на типичном нефтеперерабатывающем заводе. Центробежные насосы обеспечивают непрерывный поток, плавную нагрузку крутящего момента, простоту управления с помощью частотно-регулируемого привода (ЧРП) и относительно низкую частоту технического обслуживания при правильном размере. Их ключевым ограничением является чувствительность к чистой положительной высоте всасывания (NPSH), особенно при наличии летучих углеводородов вблизи точки кипения. Запас NPSH по крайней мере на 1,0 метра выше требуемого NPSH является стандартным минимумом, при этом многие лицензиары указывают коэффициенты запаса NPSH в 3 дБ для критически важных услуг.

Варианты положительного смещения

Насосы объемного действия используются, когда жидкость слишком вязкая для центробежной технологии, когда требуется точное дозирование или когда очень высокий перепад давления превышает практический диапазон центробежных конструкций. Шестеренчатые насосы работают с вязкостями от 20 сСт до более 100 000 сСт. Поршневые плунжерные насосы являются стандартным выбором для впрыска под высоким давлением в реакторы, работающие при давлении выше 100 бар.

API 610 Нефтехимический технологический насос — стандартные требования

American Petroleum Institute standard API 610 is the governing specification for centrifugal pumps in the petroleum, petrochemical, and natural gas industries. Compliance with this standard is required on most EPC projects worldwide. An API 610 нефтехимический технологический насос должны соответствовать размерным, гидравлическим, механическим требованиям и требованиям к испытаниям, которые выходят далеко за рамки обычной практики промышленных насосов.

Ключевые критерии проектирования и строительства API 610

• Минимальный постоянный стабильный расход (MCSF) должен быть определен производителем и отмечен на кривой производительности насоса.
• Предпочтительная рабочая область (POR) определяется как расход от 70% до 120% BEP — при выборе насоса номинальная точка должна находиться в этом диапазоне.
• Двойной спиральный корпус необходим для диаметров рабочего колеса, превышающих порог размера, указанный в стандарте, чтобы снизить радиальные нагрузки на подшипники при работе без BEP.
• Корпус подшипника должен обеспечивать смазку масляных колец, чистый масляный туман или подачу масла под давлением, как указано. Подшипники с консистентной смазкой не допускаются для большинства технологических применений.
• Минимальный срок службы подшипника L10 составляет 25 000 часов при номинальных условиях, рассчитанный по ISO 281.
• Перед отправкой необходимо провести гидростатическое испытание давлением, превышающим максимально допустимое рабочее давление (MAWP) в 1,5 раза.

Коды типов насосов по API 610

API 610 определяет стандартизированные коды типов, описывающие механическую конфигурацию насоса. В таблице ниже приведены наиболее часто используемые типы.

Материалы для высокотемпературных нефтехимических насосов

Материалы для высокотемпературных нефтехимических насосов должен сохранять механическую прочность, противостоять окислению и оставаться стабильными по размерам в диапазонах рабочих температур, которые часто охватывают несколько сотен градусов Цельсия. Выбор материала также учитывает коррозию, вызываемую технологической жидкостью и любыми вовлеченными загрязнителями.

Выбор сплава корпуса и рабочего колеса

table below maps common process service conditions to the appropriate casing and wetted parts material. These selections follow industry practice aligned with API 610 and NACE MR0103 corrosion-resistant materials requirements.

Выбор уплотнения нефтехимического насоса и механического уплотнения

shaft seal system is the most failure-prone component in any нефтехимический технологический насос . Правильно Выбор уплотнения нефтехимического насоса и механического уплотнения регулируется API 682, который определяет типы уплотнений, их расположение и планы промывки для опасных и неопасных условий эксплуатации.

Обзор планов уплотнений API 682

API 682 определяет схемы трубопроводов, которые контролируют окружающую среду на поверхностях уплотнения. В таблице ниже приведены наиболее широко используемые планы и логика их применения.

Техническое обслуживание и надежность нефтехимических технологических насосов

Структурированная программа обеспечения надежности сокращает среднее время наработки на отказ (MTBF) и снижает стоимость жизненного цикла. Техническое обслуживание и надежность нефтехимических технологических насосов программы сосредоточены на прогнозирующем мониторинге, анализе первопричин и строгих стандартах ремонта.

Стратегии мониторинга состояния

• Анализ вибрации: Онлайн-мониторинг вибрации с помощью датчиков скорости и ускорения выявляет дисбаланс рабочего колеса, дефекты подшипников и гидравлическую нестабильность еще до выхода из строя. API 670 определяет требования к приборам для непрерывного мониторинга вибрации критически важных насосов.
• Контроль температуры подшипников: Датчики температуры сопротивления (RTD), установленные в корпусе подшипника, предупреждают операторов о разрушении смазки или перегрузке до того, как произойдет заклинивание подшипника.
• Обнаружение утечки через уплотнение: Двойные механические уплотнения, оснащенные системами Plan 52 или 53A, позволяют операторам контролировать уровень и давление буферной или затворной жидкости как косвенные индикаторы состояния внутреннего уплотнения.
• Тенденции производительности: Регулярное сравнение фактических данных о напоре и мощности с исходной кривой насоса позволяет выявить внутренний износ компенсационных колец и каналов рабочего колеса до того, как потеря эффективности станет серьезной.
• Анализ масла: Периодический спектрометрический анализ масла в корпусах подшипников обнаруживает частицы износа металлических колец и шеек подшипников, обеспечивая раннее предупреждение о неизбежном выходе подшипника из строя.

Соответствие и отраслевые стандарты

• API 610 (ISO 13709): Центробежные насосы для нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности. Основная спецификация на конструкцию насоса, материалы, испытания и документацию.
• API 682 (ISO 21049): Насосы — Системы уплотнения вала центробежных и роторных насосов. Управляет типом механического уплотнения, его расположением и выбором схемы промывки.
• API 670: Системы защиты машин. Определяет приборы для мониторинга вибрации, температуры и скорости для критически важного вращающегося оборудования.
• NACE MR0103/ISO 17945: Металлические материалы, устойчивые к сульфидному растрескиванию под напряжением в агрессивных средах нефтепереработки. Обязательно для компонентов насоса, работающего в кислой среде.
• АСМЭ Б73.1: Горизонтальные центробежные насосы с торцевым всасыванием для химических процессов — предназначены для общих химических услуг, не соответствующих требованиям API, на нефтехимических предприятиях.

Часто задаваемые вопросы

Вопрос 1: В чем разница между конфигурациями насосов API 610 OH1 и OH2?

И OH1, и OH2 представляют собой консольные одноступенчатые центробежные насосы. Разница заключается в том, как поддерживается корпус. Насос OH1 монтируется на ножках — корпус установлен на ножках, прикрепленных болтами к опорной плите. Насос OH2 монтируется по центральной линии — корпус поддерживается по центральной линии кронштейнами, что позволяет насосу одинаково термически расширяться вверх и вниз от центральной линии вала. Это предотвращает смещение вала из-за теплового расширения. Монтаж OH2 требуется в соответствии со стандартом API 610 для применений, в которых температура перекачиваемой жидкости превышает примерно 200 градусов Цельсия, поскольку корпуса, установленные на лапах, при высокой температуре создают неприемлемое несоосность вала и муфты.

Вопрос 2. Как рассчитать запас NPSH для насоса для летучих углеводородов?

Доступная чистая положительная высота всасывания (NPSHa) рассчитывается на основе давления всасывающего резервуара, статического напора жидкости над всасывающим патрубком насоса, потерь на трение в линии всасывания и давления паров жидкости при температуре всасывания. Результат должен превышать требуемый NPSH насоса (NPSHr), взятый из кривой производительности производителя, на указанный предел. API 610 требует, чтобы NPSHa превышало NPSHr как минимум на 0 метров в номинальной точке, но в большинстве инженерных практик применяется запас в 3 дБ (NPSHa равен или превышает 1,3 раза NPSHr) для легких углеводородов и летучих веществ, чтобы предотвратить кавитационные повреждения и нестабильность рециркуляции всасывания.

Вопрос 3: Когда вместо одинарного уплотнения требуется двойное механическое уплотнение?

API 682 классифицирует жидкости по уровню опасности и физическим свойствам. Двойное уплотнение — без давления (схема 52) или под давлением (схема 53А) — требуется, когда перекачиваемая жидкость классифицируется как токсичная, канцерогенная или легковоспламеняющаяся с нормальной температурой кипения ниже 0 градусов Цельсия, или когда местные экологические нормы запрещают любые выбросы технологической жидкости в атмосферу. Одиночные уплотнения с адекватными планами промывки допускаются для операций с меньшей опасностью. Окончательный выбор должен быть подтвержден исследованием HAZOP на объекте, местными нормами по выбросам и требованиями лицензиара технологического процесса.

Вопрос 4. Что вызывает преждевременный выход из строя механического уплотнения в нефтехимических насосах?

most common root causes of premature seal failure in petrochemical service are dry running during startup or process upset, incorrect flush plan selection leading to fluid vaporization or contamination at the seal faces, excessive shaft vibration from hydraulic instability when the pump operates far from BEP, and thermal shock from rapid temperature cycling. Each of these failure modes produces distinct face wear patterns that can be identified during post-failure teardown. A properly executed root cause failure analysis (RCFA) on each seal failure event is the most effective tool for reducing the site's overall seal mean time between failures.

Ссылки

• Американский нефтяной институт. Стандарт API 610/ISO 13709: Центробежные насосы для нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности. , 12-е изд. Вашингтон, округ Колумбия: API, 2021.
• Американский нефтяной институт. Стандарт API 682 / ISO 21049: Насосы. Системы уплотнения вала центробежных и ротационных насосов. , 4-е изд. Вашингтон, округ Колумбия: API, 2014.
• Американский нефтяной институт. Стандарт API 670: Системы защиты оборудования , 5-е изд. Вашингтон, округ Колумбия: API, 2014.
• НАСЕ Интернэшнл. NACE MR0103/ISO 17945: Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries — Metallic Materials Resistant to Sulfide Stress Cracking in Corrosive Petroleum Refining Environments . Хьюстон, Техас: NACE, 2015.
• Карасик, И.Дж. и др. Справочник по насосам , 4-е изд. Нью-Йорк: МакГроу-Хилл, 2008.
• Блох, Х.П. и Гайтнер, Ф.К. Практическое управление оборудованием перерабатывающих предприятий, Том 2: Анализ отказов оборудования и устранение неисправностей , 4-е изд. Оксфорд: Эльзевир, 2012.