para submersible vertical turbine pump sa serbisyo, inirerekomenda namin ang paggamit ng local pressure instrumentation para tumulong sa predictive na pagpapanatili at pag-troubleshoot.

Pump Operating Point

Ang mga bomba ay idinisenyo upang makamit at gumana sa isang tinukoy na daloy ng disenyo at pagkakaiba-iba ng presyon/ulo. Ang pagpapatakbo sa loob ng 10% hanggang 15% ng Best Efficiency Point (BEP) ay nagpapaliit ng vibration na nauugnay sa hindi balanseng internal forces. Tandaan na ang porsyento ng paglihis mula sa BEP ay sinusukat sa mga tuntunin ng daloy ng BEP. Kung mas pinatatakbo ang bomba mula sa BEP, hindi gaanong maaasahan ito.

Ang pump curve ay ang operasyon ng kagamitan kapag walang problema, at ang operating point ng isang mahusay na gumaganap na pump ay maaaring mahulaan ng suction pressure at discharge pressure o daloy. Kung nabigo ang kagamitan, dapat malaman ang lahat ng tatlong mga parameter sa itaas upang matukoy kung ano ang problema sa pump. Gayunpaman, nang hindi sinusukat ang mga halaga sa itaas, mahirap matukoy kung may problema sa submersible vertical turbine pump. Samakatuwid, kritikal na mag-install ng flow meter at suction at discharge pressure gauge.

Kapag nalaman na ang flow rate at differential pressure/head, i-plot ang mga ito sa isang graph. Ang naka-plot na punto ay malamang na malapit sa pump curve. Kung gayon, maaari mong agad na matukoy kung gaano kalayo mula sa BEP ang kagamitan ay gumagana. Kung ang puntong ito ay nasa ibaba ng kurba ng bomba, matutukoy na ang bomba ay hindi gumaganap ayon sa disenyo at maaaring may ilang anyo ng panloob na pinsala.

Kung ang isang bomba ay patuloy na tumatakbo sa kaliwa ng BEP nito, maaari itong ituring na sobrang laki at ang mga posibleng solusyon ay kinabibilangan ng pagputol ng impeller.

Kung ang isang submersible vertical turbine pump ay karaniwang tumatakbo sa kanan ng BEP nito, maaari itong ituring na maliit ang laki. Kabilang sa mga posibleng solusyon ang pagtaas ng diameter ng impeller, pagtaas ng bilis ng pump, pag-throttling sa discharge valve o pagpapalit ng pump ng isang dinisenyo upang makagawa ng mas mataas na rate ng daloy. Ang pagpapatakbo ng bomba malapit sa BEP nito ay isa sa mga pinakamahusay na paraan upang matiyak ang mataas na pagiging maaasahan.

Net Positibong Suction Head

Ang Net Positive Suction Head (NPSH) ay isang sukatan ng tendensya ng isang likido na manatiling likido. Kapag ang NPSH ay zero, ang likido ay nasa vapor pressure o boiling point nito. Ang Net Positive Suction Head Required (NPSHr) curve para sa isang centrifugal pump ay tumutukoy sa suction head na kinakailangan upang maiwasan ang pagsingaw ng likido kapag dumadaan sa low pressure point sa impeller suction hole.

Ang available na net positive suction head (NPSHHa) ay dapat na mas malaki kaysa o katumbas ng NPSHr upang maiwasan ang cavitation - isang phenomenon kung saan nabubuo ang mga bula sa low pressure zone sa impeller suction bore at pagkatapos ay marahas na bumagsak sa high pressure zone, na nagdudulot ng pagkalaglag ng materyal at pump vibration, na maaaring humantong sa mga pagkabigo ng bearing at mechanical seal sa isang maliit na bahagi ng kanilang karaniwang ikot ng buhay. Sa mataas na mga rate ng daloy, ang mga halaga ng NPSHr sa submersible vertical turbine pump curve ay tumataas nang husto.

Ang suction pressure gauge ay ang pinakapraktikal at tumpak na paraan upang sukatin ang NPSHa. Maraming iba't ibang dahilan para sa mababang NPSHa. Gayunpaman, ang pinakakaraniwang dahilan ay ang baradong linya ng pagsipsip, bahagyang saradong balbula ng pagsipsip, at barado na filter ng pagsipsip. Gayundin, ang pagpapatakbo ng pump sa kanan ng BEP nito ay magpapataas ng NPSHr ng pump. Maaaring mag-install ng suction pressure gauge upang matulungan ang user na matukoy ang problema.

Mga Filter ng Higop

Maraming mga bomba ang gumagamit ng mga filter ng pagsipsip upang maiwasan ang mga dayuhang bagay na makapasok at makapinsala sa impeller at volute. Ang problema ay bumabara sila sa paglipas ng panahon. Kapag barado ang mga ito, tumataas ang pressure drop sa filter, na nagpapababa sa NPSHa. Ang pangalawang suction pressure gauge ay maaaring i-set upstream ng filter upang ihambing sa suction pressure gauge ng pump upang matukoy kung ang filter ay barado. Kung ang dalawang gauge ay hindi pare-pareho ang pagbabasa, malinaw na mayroong filter plugging.

Pagsubaybay sa Presyon ng Suporta sa Seal

Bagama't ang mga mekanikal na seal ay hindi palaging ang pangunahing dahilan, ang mga ito ay malawak na itinuturing na ang pinakakaraniwang punto ng pagkabigo para sa mga submersible vertical turbine pump. Ang API seal support piping programs ay ginagamit para mapanatili ang wastong lubrication, temperatura, pressure at/o chemical compatibility. Ang pagpapanatili ng piping program ay kritikal sa pag-maximize ng pagiging maaasahan. Samakatuwid, dapat bigyang pansin ang instrumentation ng seal support system. Ang panlabas na flushing, steam quench, seal pot, circulation system at gas panel ay dapat na nilagyan ng mga pressure gauge.

Konklusyon

Ipinapakita ng mga survey na wala pang 30% ng mga centrifugal pump ang nilagyan ng mga suction pressure gauge. Gayunpaman, walang halaga ng instrumentation ang makakapigil sa pagkabigo ng kagamitan kung ang data ay hindi maayos na sinusunod at ginagamit. Kung ito ay isang bagong proyekto o isang retrofit na proyekto, ang pag-install ng naaangkop na in-situ na instrumentation ay dapat isaalang-alang upang matiyak na ang mga user ay makakagawa ng wastong pag-troubleshoot at predictive na pagpapanatili sa mga kritikal na kagamitan.