beliit.com
Форумы Проектант
Размещение
рекламы
ПОИСК ПО ФОРУМАМ
перед созданием новых тем используйте поиск,
возможно ответ на Ваш вопрос уже есть на форумах

Расширенный поиск
 
  • Всего пользователей - 19981
  • Всего тем - 29303
  • Всего сообщений - 276776
Страниц: [1] 2 3  Все   Вниз
ВЕРСИЯ ДЛЯ ПЕЧАТИ

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

Количество просмотров - 517
(ссылка на эту тему)
Ixion
**
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #1 : 22 Октября 2021 года, 23:23
(ссылка на это сообщение)

1. Интересует вопрос: проводите ли вы пересчет кавитационного запаса центробежного насоса с воды на рабочую жидкость? Например, на нефть, на нефтепродукты, на близкие по свойствам к нефтепродуктам жидкости? Если да, то в каких случаях? По каким формулам? Вопрос в первую очередь по невязким жидкостям, т.е. вопрос не связан с пересчетом из-за влияния вязкости.
2. Но если вы проводите пересчет кавитационного запаса (и, вероятно, других характеристик центробежного насоса) с воды на вязкую жидкость, то напишите, в каких случаях проводите такой расчет? Расчет проводите по ГОСТ 33967-2016? Начиная с какой вязкости? Или для каких-то определенных продуктов?
ГОСТ 33967-2016 можно применять для жидкостей с вязкостью, начиная с 1 сСт (см. п. 1 ГОСТа), но я сомневаюсь в том, что такой пересчет проводят на относительно маловязких жидкостях с вязкостью 1...50 сСт.
Shvet
****
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #2 : 23 Октября 2021 года, 10:48
(ссылка на это сообщение)

1/ Проводим в случае недостаточной величины NPSHA/NPSHR или для вязких жидкостей чтобы понимать фактический NPSHR. Расчёт по ANSI/HI 9.6.7 или ISO/TR 17766 (ГОСТ 33967). Для советских насосов семейства Н пользуемся методикой ГИПРОнефтемаш 1980 года, в гугле есть скан с печатями Гипрокаучук.
2/ В случае вязких жидкостей или когда падение напора сопоставимо с перепадом давления по регклапану. Начальная вязкость жидкости ситуативная и в т.ч. зависит от личности и спешки.

Инженер (Полоцк, Беларусь)
Ixion
**
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #3 : 23 Октября 2021 года, 11:53
(ссылка на это сообщение)

Проводим в случае недостаточной величины NPSHA/NPSHR

Для невязких жидкостей? Учитывается ли влияние температуры и характеристики жидкости (не вязкость/кроме вязкости)?

Foxson
****
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #4 : 23 Октября 2021 года, 16:41
(ссылка на это сообщение)

Проводим в случае недостаточной величины NPSHA/NPSHR

Очень странно, по моему в любых случаях нужно проводить. Даже если рабочая среда вода, но её температура отличаются от параметров при которых изготовитель указывает NPSHR.

Монтажник (Челябинск, Россия)
Shvet
****
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #5 : 23 Октября 2021 года, 19:48
(ссылка на это сообщение)

Для невязких жидкостей? Учитывается ли влияние температуры и характеристики жидкости (не вязкость/кроме вязкости)?

Речь немного не об этом.
Увеличение вязкости немного увеличивает NPSHR. Мы руководствуемся рекомендациями ANSI/HI 9.6.1 в части соотношения NPSHA/NPSHR, согласно которого применительно к углеводородам это соотношение должно быть не менее 1,1 или 1 метр (NPSHA-NPSHR) что будет больше в конкретном случае. Следовательно если у проектируемого насоса запасы близки к 1,1 NPSHA/NPSHR или к 1 метру NPSHA-NPSHR и при этом вязкость заметно отличается от вязкости воды, то имеет смысл проверить увеличение NPSHR, вызванное вязкостью. Если у проектируемого насоса большой запас NPSHA, то тратить время на проверку не целесообразно, т.к. увеличение будет не критичное. Конкретные цифры ситуативны и зависят от комбинации факторов.
Вообще в подавляющем большинстве случаев работали с импортными насосами и производители сразу давали все характеристики для конкретной жидкости. Редко приходилось работать с характеристиками для воды, в основном это были совковые насосы.

К слову - обратите внимание, что иностранные стандарты запрещают снижать NPSHR. По их логике если расчёт показывает снижение NPSHR, то необходимо использовать цифры для воды. По памяти эти говорки встречал в API 610.

Инженер (Полоцк, Беларусь)
Ixion
**
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #6 : 23 Октября 2021 года, 21:36
(ссылка на это сообщение)

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). Не сочтите за рекламу, но в своей практике лет так 10 время от времени использую эту книгу как практический справочник по гидравлике. Так вот на стр. 96 есть интересная и несложная формула (3.29) пересчета NPSHR с воды на нефть или нефтепродукты:

Что вы о думаете об этой формуле? Может быть, применяете? Может ее встречали в других источниках? В другой вариации. Буду признателен, если дадите ссылки.
Мы этой формулой пользуемся часто. 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)?
Если вас удивляет факт, что пересчет NPSHR с воды на более вязкую нефть/нефтепродукты "играет" на понижение NPSHR, то смогу привести пример из другого (более сложного) пересчета на нефть для подпорного насоса, в котором благодаря пересчету NPSHR удается снизить почти в 2 (!) раза -- и это нормативная методика в РД Транснефти.
Таким образом, невыполнение пересчета NPSHR с воды на нефть/нефтепродукты ведет к избыточно завышенным требованиям по обеспечению NPSHA.
Также имеется опыт длительной и стабильной работы насосов на значениях NPSHA, существенно ниже NPSHR по воде -- в те времена проектировщик (не мы) не задумывался об обеспечении кавитационного запаса, либо это проектировщика не было вовсе. Это наталкивает на мысли о том, что для нефтепродуктов действительно NPSHR ниже эдак на 10...40 %, чем по воде.
Foxson
****
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #7 : 24 Октября 2021 года, 08:08
(ссылка на это сообщение)

Это наталкивает на мысли о том, что для нефтепродуктов действительно NPSHR ниже эдак на 10...40 %, чем по воде.

Обобщить все виды нефтепродуктов вряд ли получится. Если перекачивают готовый продукт - масло с минимальным обводнением и технологически разумной температурой, отсутствием "светлых нефтепродуктов", растворённых не конденсирующихся газов и паров воды, то NPSHR вообще должен стремиться к нулю. Но в противном случае NPSHR может оказаться выше чем на воде.

Монтажник (Челябинск, Россия)
Shvet
****
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #8 : 25 Октября 2021 года, 07:14
(ссылка на это сообщение)

Также имеется опыт длительной и стабильной работы насосов на значениях NPSHA, существенно ниже NPSHR по воде -- в те времена проектировщик (не мы) не задумывался об обеспечении кавитационного запаса, либо это проектировщика не было вовсе. Это наталкивает на мысли о том, что для нефтепродуктов действительно NPSHR ниже эдак на 10...40 %, чем по воде.

Конкретики ноль. Как сделан вывод о стабильной работе?
По отсутствию вибрации? Кто и чем её измерил? Какое было состояние подшипников?
По напору? Кто и как проверил колебание напора?
По эрозии лопаток? Кто-то заглянул в колесо?
По КПД? Кто-то заморачивался измерением тока, подачи и напора и расчётом КПД? Кто и по какой программе проводил опытный пробег?
А из чего изготовлено колесо?


это моё личное мнение ситуация на самом деле выглядит так: "Василий, слыш, как насос [позиция]?" "Да зае...ь". Что зае...ь? Почему зае...ь? Что по мнению многоуважаемого Василия не зае...ь? хз. И так с 99,9999% подобных случаев.

Для информации
Существует тип центробежных насосов - вихревые. Не знаю как правильно переводится на русский, поэтому см. картинку.

Работают при низких NPSH без эрозии лопаток, перекачивают пузырьки, песок. В общем всем хороши, кроме КПД. КПД ниже центробежных примерно в 2 раза. Отличаются от центробежных только большим зазором между колесом и уплотнительным кольцом.
Если данный насос работал действительно стабильно, то чаще всего это означает, что был износ уплотнительного кольца и фактически насос работал в режиме вихревого со значительной циркуляцией жидкости из периферии колеса обратно к центру.

Вообще различия кавитации насосов между буржуями и совками очень большое. Хочу напомнить, что даже базовую величину наступления кавитации - падение напора на стенде - совки и буржуи выбрали разную. У совков это NPSH5 (5%), у буржуев NPSH3 (3%).  Соответственно весь матаппарат будет различаться.

Если вас удивляет факт, что пересчет NPSHR с воды на более вязкую нефть/нефтепродукты "играет" на понижение NPSHR, то смогу привести пример из другого (более сложного) пересчета на нефть для подпорного насоса, в котором благодаря пересчету NPSHR удается снизить почти в 2 (!) раза -- и это нормативная методика в РД Транснефти.

Что удивительного... Физика везде одинаковая.

Правило, которое не всегда работает:
- вязкая жидкость - кавитационные полости образуются тяжелее (молекулам газа "труднее" переместиться из слоя жидкости в полость) и меньше размеров
- невязкая жидкость - кавитационные полости образуются легче и они больше размеров, а значит и последствия от их "схлопывания" более масштабные и заметнее.

Касательно методик Транснефти, то это вообще свой мир, живущий отдельно от остального. Чем руководствовались и что считали приемлемым специалисты Транснефти сейчас возможно уже не получится узнать. Вот обнаружит ремонтная служба эрозию лопаток и вопрос - пойдёт менеджер Транснефти писать рекламацию производителю? Если рекламация дойдёт до производителя, то как производитель отреагирует? Пошлёт менеджера вежливо с просьбой обеспечить общепринятые (в смысле принятые обоими сторонами - покупателем и продавцом) условия эксплуатации. От лукавого эти самоделки. И не работают они в суровой действительности.

Кавитационный запас и формулы в умных книжках это же не только про избежать вибрации и эрозии. Кавитация это про что в промышленности считают приемлемым. Это же ещё и про рекламации и суды. Это про одинаковое понимание ситуации всеми участниками (эксплуатация, заказчик, проектировщик, поставщик).

это моё личное мнение в проекте должно быть так чтобы чуть что сразу в суд. И чтобы в суде ни одна сторона не смогла включить политическую проституацию. Ни на миллиметр.

Инженер (Полоцк, Беларусь)
Dinosaur
****
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #9 : 25 Октября 2021 года, 07:55
(ссылка на это сообщение)

А точно в книге Тугунова идёт речь про требуемый кавитационный запас насоса? NPSHr - это требованию к наличию превышения давления жидкости на входе в насос над давлением насыщенных паров этой жидкости, выраженное в метрах столба этой же жидкости. Почему конструктивное требование может меняться? Короче, мы не пересчитываем.
Методику Транснефти любопытно было бы посмотреть, только методику, а не пример.

? (Уфа, Россия)
Ixion
**
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #10 : 25 Октября 2021 года, 19:28
(ссылка на это сообщение)

Shvet, спасибо за объемный, но малоинформативный пост. Постараюсь дать комментарии.
Конкретики ноль. Как сделан вывод о стабильной работе? По отсутствию вибрации? Кто и чем её измерил? Какое было состояние подшипников? По напору? Кто и как проверил колебание напора? По эрозии лопаток? Кто-то заглянул в колесо? По КПД? Кто-то заморачивался измерением тока, подачи и напора и расчётом КПД? Кто и по какой программе проводил опытный пробег? А из чего изготовлено колесо?

Вывод сделан из условия обеспечения требуемых подачи и напора в течение длительного времени, более 10 лет, без необходимости замены деталей. Состояние подшипников хорошее. За вибрацией насосов ведется контроль, она не превышает допустимых значений.
Возможно, причина несколько в другом. Мы как проектировщики все рассматриваем, оцениваем через призму наихудших условий. Для нас важно, чтобы оборудование работало при наихудшей комбинации условий рабочего режима, а все остальные комбинации -- и так пройдут. Так вот для насосов, которые я имею ввиду, возможно поддерживается (специально или нет) высокий уровень жидкости в расходной емкости (выше минимального), имеется более низкое ДНП, чем максимальное и пр. Т.е. благоприятные условия работы, далекие от тех, которые ведут к низкому расчетному значению NPSHA. Но все же за счет этого я не могу объяснить работу насосов и считаю, что NPSHR на рабочих жидкостях ниже, чем на воде. Жаль, что испытания характеристик насосов не проводятся на рабочих жидкостях [улыбка] Подтвердить нечем.
У совков это NPSH5 (5%), у буржуев NPSH3 (3%)

Так по актуальному ГОСТ 33967-2016 3 %. Другого значения я не встречал. Те "совковые" нормы, которые вы упоминаете, давно канули в лету.
Правило, которое не всегда работает:
- вязкая жидкость - кавитационные полости образуются тяжелее (молекулам газа "труднее" переместиться из слоя жидкости в полость) и меньше размеров
- невязкая жидкость - кавитационные полости образуются легче и они больше размеров, а значит и последствия от их "схлопывания" более масштабные и заметнее.

По вашей логике вязкая жидкость должна труднее испаряться, т.к. "молекулам газа "труднее" переместиться из слоя жидкости в полость", а это должно вести к снижению NPSHR. Но по разным формулам, в том числе приведенных в ГОСТ 33967-2016 -- все наоборот: повышение вязкости увеличение требование по NPSHR.
Хорошо об этом написано в приложении Б.3 ГОСТ 33967-2016:
Цитата

Перекачивание вязкой жидкости влияет на NPSHR двояко. С увеличением вязкости трение повышается, что приводит к увеличению значения NPSHR. В то же время повышенная вязкость приводит к снижению диффузии частиц воздуха и пара в жидкости. Это замедляет скорость роста пузырьков и создает термодинамический эффект, который приводит к определенному снижению значения NPSHR.
Влияние вязкости на кавитационный запас насоса описывают, главным образом, изменением числа Рейнольдса. Однако это влияние не может быть выражено только одной зависимостью для всех конструкций и типовых размеров насосов. Как правило, чем больше размер насоса и плавнее очертания его подвода и входных участков рабочих колес, тем меньше они восприимчивы к изменениям, возникающим при перекачивании вязкой жидкости.
...
В предлагаемом обобщенном методе оценки значений NPSHR применен аналитической подход, не подкрепленный экспериментальными данными. Метод нельзя применять к углеводородам без учета теплового воздействия на свойства жидкостей.

В формуле из Тугунова даны как раз две поправки: температурная и вязкостная. Температурная "играет" на понижение NPSHR, а вязкостная -- на повышение. Т.е., делаю вывод, формула из Тугунова учитывает то, что не смогли учесть формулы из ГОСТ 33967-2016 для углеводородов -- тепловое воздействие на свойства жидкостей. И смогли учесть более простым способом, чем сложные для вычисления формулы ГОСТ 33967-2016.
Я бы не стал лезть в дебри этих формул, если бы не выгода по снижению NPSHR, которые дает, например, применение формулы из Тугунова.
Касательно методик Транснефти, то это вообще свой мир, живущий отдельно от остального. Чем руководствовались и что считали приемлемым специалисты Транснефти сейчас возможно уже не получится узнать. Вот обнаружит ремонтная служба эрозию лопаток и вопрос - пойдёт менеджер Транснефти писать рекламацию производителю? Если рекламация дойдёт до производителя, то как производитель отреагирует? Пошлёт менеджера вежливо с просьбой обеспечить общепринятые (в смысле принятые обоими сторонами - покупателем и продавцом) условия эксплуатации. От лукавого эти самоделки. И не работают они в суровой действительности.

Тем не менее на этот "свой мир" распространяются те же законы физики и принципы техники. Не стоит считать специалистов Транснефти за инопланетян. На минуточку: это самая крупная в мире компания по длине магистральных нефтепроводов, с наибольшим количеством НПС. Уж им-то не знать, как выбирать насосы для перекачки углеводородов?! Я не думаю, что методика, возведенная в статус РД, не проверялась на адекватность. Кроме того, каждые 5 лет вся нормативка Транснефти обновляется -- в отличие от "совковых" норм и даже современных ГОСТов. В последние годы Транснефть заимела собственные заводы по изготовлению магистральных и подпорных насосов -- теперь и изготовитель и ваш "менеджер" в "одной лодке".
Поймите, я не пытаюсь спорить или что-то доказывать, я в своей практике встречал эту методику (правда не пришлось пользоваться) и привел как второй пример того, что пересчет кавитационного запаса с воды на нефть может давать существенное снижение значения NPSHR. Больше примеров и методик я не знаю, поэтому пришел на информацией на этот форум. Может вы знаете?
Как-то я спрашивал у специалиста KSB по этой теме. Уж кому как не им знать, как считать их насосы. Ничего дельного, кроме выдержек из ГОСТ 33967-2016, он не предоставил.
Кавитационный запас и формулы в умных книжках это же не только про избежать вибрации и эрозии. Кавитация это про что в промышленности считают приемлемым.

Согласен. Как это не странно, но нормативно кавитация не запрещена, по крайней российскими нормами. Везде пишут о запрете работы насоса при отсутствии жидкости в корпусе насоса, о защите от "сухого хода". А вот о защите от кавитации -- ни разу. Конечно, при нехватке жидкости во всасывающем трубопроводе и корпусе насоса разовьется кавитация, но кавитация может быть и при других условиях. Так что защита насоса от кавитации -- исключительно решение проектировщика, подкрепленное благими намерениями и здравой логикой, но не нормативными требованиями.
Ixion
**
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #11 : 25 Октября 2021 года, 20:03
(ссылка на это сообщение)

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!
Foxson
****
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #12 : 26 Октября 2021 года, 08:53
(ссылка на это сообщение)

См. вложение.

Перерасчёт грамотно выполнен для очищенной нефти (после установки подготовки нефти к транспорту), поэтому в нём ни как не учитывают обводнение и наличие растворённых газов. Расчёт применим только для 4 указанных типов насосов. Нет повода применять методику Транснефти на все насосы и все среды, как ГОСТ 33967. А в расчёте по ГОСТ 33967 я не увидел учёт всех термодинамических свойств среды (в методике Транснефти есть).
Так что "Для получения точной рабочей характеристики насоса при его работе на вязкой жидкости следует провести испытания насоса непосредственно на данной жидкости" п 5.1 ГОСТ 33967 [улыбка]     

Монтажник (Челябинск, Россия)
Ixion
**
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #13 : 26 Октября 2021 года, 21:16
(ссылка на это сообщение)

Перерасчёт грамотно выполнен для очищенной нефти (после установки подготовки нефти к транспорту), поэтому в нём ни как не учитывают обводнение и наличие растворённых газов.

Ну да. В систему магистральных трубопроводов Транснефти поступает подготовленная товарная нефть. Но что за вопрос? Тут единицы, кто пересчет вообще проводит, да и то на вязкость. Температурную (термодинамическую) поправку никто не учитывает. А вы еще хотите, что в методике был учет обводненности и наличия растворенных газов.
Расчёт применим только для 4 указанных типов насосов. Нет повода применять методику Транснефти на все насосы и все среды, как ГОСТ 33967.

Это просто коэффициенты приведены для 4 типоразмеров магистральных насосов. Это не значит, что методику нельзя применять для других центробежных насосов. Хотя первая методика "заточена" под магистральные насосы -- ну или подобные им высокопроизводительные центробежные насосы. Меня больше заинтересовала вторая методика. Формула

из второй методики очень похожа на формулу из Тугунова. Да и работает она для не только нефти (как первая), но и для нефтепродуктов.
Нет повода применять методику Транснефти на все насосы и все среды, как ГОСТ 33967.

Согласен. Я не применяю. Привел эти методики из РД Транснефти всего лишь в качестве примера, что умные люди в больших компаниях такие пересчеты проводят. И самое главное: получают снижение NPSHR.
А в расчёте по ГОСТ 33967 я не увидел учёт всех термодинамических свойств среды (в методике Транснефти есть).

В этом-то и проблема. В этом суть вообще данной темы форума. ГОСТ 33967 "работает" однобоко -- только на повышение NPSHR за счет учета вязкости. Все остальные (зачастую большие по значению) поправки -- не учитываются. Почему? Потому  что ГОСТ называется "...для перекачивания вязких жидкостей"?
Так что "Для получения точной рабочей характеристики насоса при его работе на вязкой жидкости следует провести испытания насоса непосредственно на данной жидкости" п 5.1 ГОСТ 33967

Мда... А как жить-то и работать проектировщику? Эх, неблагодарная работа... [грусть]
Foxson
****
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #14 : 27 Октября 2021 года, 08:44
(ссылка на это сообщение)

Это не значит, что методику нельзя применять для других центробежных насосов.

Можно, но после проведения натурных исследований. В методике указаны поправочные коэффициенты только для 4 типов насосов (интересных для транснефти). Ну и вообще у меня сложилось мнение, что методику писали на основании результатов натурных испытаний, а затем по полученным характеристикам "оцифровывали" в формулы с поправочными коэф. Правильное решение, тк полноценной теории для решения такой задачи нет (мне не известно)
А как жить-то и работать проектировщику?

Не так уж много жидкостей при технологических параметрах, которые могут вызывать кавитацию. По растворённым конденсирующимся газам в жидкостях тоже можно прикинуть по термодинамическим свойствам, не забывая, про парциальное давление (если растворена смесь газов). Мне кажется не такое большое количество насосов+сред, склонно к кавитации. Ещё меньше тех, которые будут "перекачивать гравий" с падением подачи на 3-5%. Для них пытаться найти насос с NPSHR для нужной среды.

Монтажник (Челябинск, Россия)
Shvet
****
Активный участник форумов


Сейчас отсутствует Сейчас отсутствует
 
Сообщение #15 : 27 Октября 2021 года, 10:16
(ссылка на это сообщение)

Предлагаю притормозить коней и копнуть немного поглубже. Заранее извиняюсь за малое количество ссылок - сказывается хроническая нехватка времени и фактический уход из проектирования.
Те "совковые" нормы, которые вы упоминаете, давно канули в лету.

Мой опыт говорит об обратном.
Были советские насосы, для примера рассмотрим нефтяные консольные (номенклатура Н и НК). Их конструкцию в бородатые советские годы разработал профильный институт, например ВНИИнефтемаш, провёл стендовые испытания, снял характеристики, назначил ресурс, КД передал ведомственным заводам, например Волгограднефтемаш, а каталоги передал в профильные проектные институты.  

Заметьте, что стендовые испытания ВНИИнефтемаш проводил по совковым ГОСТам, например по ГОСТ 6134-87, которые никто не отменял. В советских ГОСТах ВНИИнефтемаш принял критерий кавитации ка 5% (можете убедиться сами) и исходя из 5% разработал методику пересчёта вязкости, которую навязал всем участникам процесса: проектировщикам, производителю, эксплуатации.
Профильный проектный институт, например ВНИПИнефть, объединил эти документы в "Указаниях по проектированию...", например см. ВНП СРКВ 07-3005-01.033.

С тех пор Волгограднефтемаш сотнями тысяч и тысячами тысяч выпускает эти насосы и рисует кривые NPSHR в паспортах, каталогах и руководствах по эксплуатации. И так 40-50-60 лет подряд. Множество поколений инженеров сменилось во всех структурах, а графики перепечатывают из документа в документ, меняется только качество картинки из-за пересканирования одного и того же исходного документа.

ВНИИнефтемаш фактически умер, новые конструкции не разрабатывает, насосы не совершенствуются, нормативка не обновляется, а только продляется действие советских документов, новые только переводы иностранных стандартов (ГОСТ 33967).
Волгограднефтемаш бьётся в конвульсиях агонии. Конструкторов ликвидировали, литейка закрыта, отливки покупают в Индии, остался токарно-фрезерный, эксплуатация научилась точить запчасти сама, качество падает, номенклатура не обновляется, проектировщики всё больше закладывают в проекты иностранные насосы.

Вы хотите сказать, что кто-то - ВНИИнефтемаш, Волгограднефтемаш или ВНИПИнефть - провёл стендовые испытания старых насосов на новую нормативку? Я встречал не так много советских машиностроительных заводов, но кого встречал - дела у них обстояли плохо. Какие испытания? Кто-то озадачился обновлением паспортов, каталогов, руководств и т.п.? Зачем? Какой стимул? Нет. Даже картинку не в состоянии обновить. Вы встречали такие заводы? Я нет. Наоборот.

Прочитав Ваши посты, складывается впечатление, что есть прогресс, что-то развивается, меняется, актуализируется, гармонизируется. Нет. Наоборот. Современный проектировщик живёт в реалиях 2х параллельных систем, которые конфликтуют между собой. Старой умирающей советской системой, которой делают живительные административные инъекции, и современной иностранной системой, которая старается заместить советскую. Каждый день сталкиваешься с ситуацией, когда на один тендер заявляются 2 производителя: советский и иностранный. Каждый тестировал свои насосы по своей нормативке, гарантирует показатели и трактует термины по своей нормативке и т.д. И единственное что у них общее это цена, срок поставки и хорошо если срок службы. И все участники процесса "включают дурака" типа это нормально и ничего такого нет, а рядовой проектировщик проявляется чудеса герменевтики в попытках свести их на одном поле, чтобы сравнить и аргументировать чем один лучше другого. Хронические, непрекращающееся, болезненное выдавание желаемого за действительное.

Совковая нормативка на оборудование набирает актуальность усилиями Минпромторга. Ничто не кануло в лету.

Не стоит считать специалистов Транснефти за инопланетян. На минуточку: это самая крупная в мире компания по длине магистральных нефтепроводов, с наибольшим количеством НПС. Уж им-то не знать, как выбирать насосы для перекачки углеводородов?! Я не думаю, что методика, возведенная в статус РД, не проверялась на адекватность.

Привел эти методики из РД Транснефти всего лишь в качестве примера, что умные люди в больших компаниях такие пересчеты проводят. И самое главное: получают снижение NPSHR.

Большой не значит эффективный, старый не значит мудрый. Мне это говорит, что у Транснефти большие яйца и хорошие юристы. Ну или они не предъявляют претензии производителям.

Повторно - 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?

Транснефть большая и они знают как выбирать насосы. Бесспорно и без сарказма, не мне учить Транснефть. И я уверен, что матаппарат в руководстве взялся не на пустом месте.

Транснефть настолько крутая, что может внутри себя заставить действовать внутреннюю нормативку. Транснефть может навязать эту нормативку проектировщику (это не трудно). Транснефть "засовывает" эту нормативку в контракт на поставку насоса? Нет. Как Транснефть заставит учитывать эту нормативку поставщиков? Зачем поставщикам соглашаться с Транснефть, если поставщики уже много-много поколений используют совсем другую нормативку? И главное, что им всем делать, когда наступят гарантийные события? Идти к третейскому судье? И тот будет изучать источники, по которым разработан матаппарат в руководстве Транснефти? Наркомания какая-то. В реальном мире ответ: никто про руководства Транснефти, кроме Транснефти и некоторых проектировщиков не знает, и учитывать не собирается, а на самонадеянные письма Транснефти ответит вежливым отказом.

В этом-то и проблема. В этом суть вообще данной темы форума. ГОСТ 33967 "работает" однобоко -- только на повышение NPSHR за счет учета вязкости. Все остальные (зачастую большие по значению) поправки -- не учитываются. Почему?

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.

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.

Инженер (Полоцк, Беларусь)
Страниц: [1] 2 3  Все   Вверх
ВЕРСИЯ ДЛЯ ПЕЧАТИ



Сейчас Вы - Гость на форумах «Проектант». Гости не могут писать сообщения и создавать новые темы.
Преодолейте несложную формальность - зарегистрируйтесь! И у Вас появится много больше возможностей на форумах «Проектант».


Здравствуйте, Гость
Сейчас Вы присутствуете на форумах в статусе Гостя.
Для начала общения надо зарегистрироваться или пройти авторизацию:
Вам не пришло письмо с кодом активации?
 
 
  (забыли пароль?)  
   

если Вы не зарегистрированы, то
пройдите регистрацию
Создать тему
Последние сообщения на Технологическом форуме
Вчера в 16:55

Вчера в 09:55

автор: Foxson
04 Декабря 2021 года, 15:28

03 Декабря 2021 года, 09:21

03 Декабря 2021 года, 03:51

автор: Foxson
01 Декабря 2021 года, 12:35

24 Ноября 2021 года, 21:02

автор: Foxson
24 Ноября 2021 года, 07:13

22 Ноября 2021 года, 12:34

15 Ноября 2021 года, 13:04

автор: Ded 911
14 Ноября 2021 года, 18:47

автор: Foxson
10 Ноября 2021 года, 18:05

10 Ноября 2021 года, 16:30

автор: Foxson
10 Ноября 2021 года, 06:16

08 Ноября 2021 года, 15:35

Последние 10 cообщений чата:
25 Ноября 2021 года, 08:54
прикинул, по нашей организации, получается порядка 300-350 руб. В "среднем  по больнице"
23 Ноября 2021 года, 09:34
Подскажите стоимость чел/дня проектировщика на сейчас.
20 Ноября 2021 года, 19:05
Да, стало гораздо быстрее. Практически в норме.
20 Ноября 2021 года, 18:32
Исправлена медленная работа форумов.
18 Ноября 2021 года, 17:49
Добрый день, подскажите . Директор где-то услышал по поводу обязательной нумерации листов проекта. Помогите, где посмотреть эти нововведение? Украина.
28 Октября 2021 года, 22:31
Сегодня с 1.00 по МСК будет выполняться перенос на другой сервер провайдера (2-3 часа). Прошу прощения за неудобства. Пробуем разные варианты.
28 Октября 2021 года, 09:09
скорость работы сайта удручает...
26 Октября 2021 года, 13:18
Здравствуйте. Периодически ищу решение по ускорению. Сегдня были очередные правки. Возможно почувствовали ускорение?
22 Октября 2021 года, 20:16
Вопрос медленной загрузки ресурса спустя месяцы, актуален.
Никак починить нельзя? Мож через прокси или впны ходить сюда.
Почините?
14 Сентября 2021 года, 00:05
Возможно в оранжевом блоке Личной информации нажать "Показать блок «Поиск»"

Сейчас на форуме:
Сейчас на форумах: гостей - 204, пользователей - 1
Имя присутствующего пользователя: Sunsvetic
Контактные данные | Рекламно-информационные услуги | Баннерная реклама | Партнёрская программа | Подробная статистика
Настройка форумов © «Проектант» | Конфиденциальность данных
Powered by SMF 1.1.23 | SMF © 2017, Simple Machines