Cabeza de Succión Positiva Neta (N.P.S.H) y Cavitación
Este artículo aborda la Cabeza de Succión Positiva Neta (NPSH) y la Cavitación. Si desea aprender sobre bombas centrífugas, consulte nuestro artículo principal sobre Bombas Centrífugas.
Cabeza de Succión Positiva Neta Disponible (NPSHA)
Cabeza de succión positiva neta o NPSH es un método para determinar si una bomba puede operar adecuadamente con baja presión en el ojo de succión de la bomba. Imagine que una bomba está conectada a un tanque de succión con un nivel de líquido en descenso (Figura 1). El nivel desciende hasta que el líquido apenas cubre la tubería de succión y la bomba sigue operando con normalidad (B). Imagine que el nivel podría descender aún más, como si estuviera por debajo de la línea central de la bomba, como ocurre cuando una bomba sobre el suelo está conectada a un sumidero (C). Si el nivel desciende más, la presión en la succión sería menor que la atmosférica. En algún momento, si el nivel continúa descendiendo, la bomba ya no podrá operar correctamente y habrá una reducción en el flujo y la presión de descarga (D). En algún nivel del sumidero, la bomba comenzará a cavitar.
Figura 1 Condiciones de Succión de la Bomba
Nota: una bomba que opera en una configuración de sumidero requerirá una válvula de pie (válvula de retención) para mantener el líquido en la tubería de succión y evitar tener que volver a cebar la bomba cuando se detenga.
Presión Relativa y Absoluta
La cantidad de presión en la succión de la bomba está relacionada con el NPSHA. Es común usar la escala de presión absoluta (Figura 2). La cabeza se convierte en presión absoluta usando la siguiente relación:
Donde h: cabeza en pies o metros
SG: gravedad específica, densidad del líquido relativa al agua;
p: presión en kPa o psi;
h: cabeza estática en pies o metros.
Las escalas de presión relativa y absoluta son esencialmente la misma escala pero están desplazadas por 14.7 psi (1 bar). En la escala imperial, cero psi en la escala relativa corresponde a 14.7 psi en la escala de presión absoluta (Figura 2). Debido a que los problemas con el NPSH están en la región o presiones por debajo de la atmosférica, es útil usar la escala de presión absoluta.
Figura 2 Escalas de Presión Relativa y Absoluta
Cabeza de Succión Positiva Neta Disponible (NPSHA)
NPSHA es un término que muchas personas encuentran difícil de relacionar en parte porque en ciertas industrias el NPSHA rara vez es un problema y, por lo tanto, la gente no tiene idea de qué valor debería tener. Antes de discutir los valores y la definición exacta de NPSHA, obtengamos una comprensión intuitiva de NPSHA. NPSHA es una medida de la energía específica de presión presente en la succión de la bomba. Cuanto mayor sea la presión, mayor será el NPSHA y mejor operará la bomba.
Cabeza
Cabeza se mide en pies en América del Norte y en metros en casi todas partes. Un valor muy bajo de NPSHA sería de 3-4 pies (1 m). Un valor típico sería alrededor de 36 pies (11 m). Comenzamos a preocuparnos alrededor de 20 pies (6 m). Al preocuparnos, me refiero a que necesitamos verificar la recomendación de NPSHR (NPSH Requerido) del fabricante para esa bomba a nuestro caudal específico para asegurarnos de que estamos por encima de su recomendación. La fórmula para NPSHA es una definición estipulada por aquellas organizaciones que publican estándares de bombas, como el Instituto Hidráulico en los EE. UU. (http://www.pumps.org/). En cuanto a los estándares europeos u otros estándares de países, cada país tiene sus propios estándares y remito al lector a:
https://www.pumpsandsystems.com/understand-european-pump-standards-organizations-processes Los fabricantes que son miembros del Instituto Hidráulico han acordado seguir esta definición:
NPSHA = h - hf + ha - hva (1.2)
Donde:
h : la cabeza estática de succión en pies o metros;
Ha: la presión atmosférica en pies o metros;
Hf: : la pérdida de cabeza por fricción en pies o metros;
Hva : la presión de vapor en pies o metros.
Es una definición muy lógica que incluye todos los términos que afectan la presión en la boquilla de succión de la bomba:
- La cabeza estática (h) - positiva o negativa.
- La pérdida por fricción (hf) en la tubería de succión (negativa).
- La presión atmosférica (ha), que es aditiva.
- La presión de vapor (hva) (negativa), que depende de la naturaleza del fluido y la temperatura (la presión de vapor se discutirá más adelante en el artículo).
Si el tanque de succión está presurizado, es decir, opera por encima de la presión atmosférica, entonces la cabeza de presión adicional deberá agregarse a la cabeza estática de succión.
NPSHA = hpr + h - hf + ha - hva (1.3)
(si el tanque de succión está presurizado)
Donde hpr es la cabeza de presión adicional en la superficie del líquido en el tanque de succión.
Figura 3 Componentes de NPSHA en Sistemas de Bombas
¿Por qué se incluye la cabeza de presión atmosférica o barométrica en la definición de NPSH?
Los sistemas de bombas están funcionando en todo el planeta. La presión atmosférica está presionando sobre la superficie del líquido del tanque de succión proporcionando energía a la succión de la bomba. Sin embargo, dado que la presión atmosférica no es la misma en todas partes, debemos considerarla en nuestros cálculos de NPSHA. La presión atmosférica varía con la elevación. Por ejemplo, Johannesburgo está a 5,200 pies (1,585 m) de elevación con una presión atmosférica de 12 psia (83 kPaa), y la Ciudad de México está a 8,500 pies (2,590 m) con 10.8 psig (74.5 kPaa) de presión atmosférica. Estas pequeñas diferencias pueden ser significativas en algunas aplicaciones críticas (ver el apéndice para datos sobre presión barométrica vs. elevación).
¿Por qué se incluye la presión atmosférica en la definición de un sistema de bomba con un tanque de succión presurizado?
Cuando el tanque se presuriza por primera vez, comenzará a cero presión o a la presión atmosférica local. Por lo tanto, todavía necesitamos incluir la presión atmosférica local para tener en cuenta la elevación de la bomba.
La Figura 4 muestra el tamaño relativo de los valores de los componentes de NPSHA en una situación típica donde la presión de vapor es pequeña.
Figura 4 NPSHA – El Tamaño Relativo de los Diversos Parámetros de NPSHA
En muchas aplicaciones, la cabeza de presión de vapor (hva) es pequeña en relación con otros términos de NPSHA, pero eso no siempre es el caso. La pérdida por fricción (hf) suele ser pequeña porque la línea de succión es normalmente corta y generosamente dimensionada. El componente más grande es típicamente la presión atmosférica (ha) (34 pies o 10.4 metros), que se suma a la cabeza estática de succión, el otro componente más grande.
La combinación de cabeza estática y pérdida por fricción es uno de los componentes principales de NPSHA. Podemos calcular estos términos, o podemos medir la presión en la succión de la bomba, lo que combinará los efectos de ambos valores. Pero primero una digresión para explicar qué significará la medición de presión que tomamos.
¿Qué sucede con el flujo y la presión dentro de la bomba después del punto de medición?
La Figura 5 muestra que la presión cae considerablemente a medida que el fluido entra en el ojo del impulsor de la bomba. Esto sucede por varias razones:
- Velocidad a medida que el fluido se acerca al ojo aumenta, ya que el área de flujo aumenta, lo que provoca una disminución en la presión (principio de Bernoulli),
- Fricción disminuye la presión.
- Turbulencia del flujo disminuye aún más la presión.
Figura 5 Variación de Presión en Varios Puntos a lo Largo del Camino del Líquido
Es posible que la presión local sea lo suficientemente baja como para que el líquido hierva, o destelle, en el “Punto de Baja Presión” (D).
¿El líquido hervirá a baja presión?
Hay dos formas de hervir un líquido. Una forma es aumentar la temperatura mientras se mantiene la presión constante hasta que la temperatura sea lo suficientemente alta como para producir burbujas de vapor. En la Figura 6, esto es lo que sucede si toma un punto en la fase líquida y se mueve horizontalmente (es decir, a presión constante) aumentando la temperatura. Eventualmente alcanza la línea de vaporización del fluido particular y el fluido comienza a hervir, o producir burbujas de vapor. Hacemos lo mismo todos los días cuando hervimos agua en una olla. Para obtener más información sobre la relación de volumen y temperatura a presión constante, consulte la Ley de Charles.
Figura 6 Presión de Vapor vs Temperatura
La otra forma de hervir un líquido es bajar la presión. Si mantiene la temperatura constante y baja la presión, el líquido hervirá como se muestra en la línea de trazos vertical en la Figura 6. En la Figura 6, esto es lo que sucede si toma un punto en la fase líquida y se mueve verticalmente (es decir, a temperatura constante) disminuyendo la presión. Nuevamente, a medida que alcanza la línea de vaporización del fluido particular, el fluido comienza a hervir o producir burbujas de vapor. Y, por supuesto, puede cruzar la línea de presión de vapor disminuyendo la presión y aumentando la temperatura simultáneamente. Para obtener más información sobre la relación de volumen y presión a temperatura constante, consulte la Ley de Boyle.
Si la olla estuviera cubierta y tuviera una fuente de vacío (ver Figura 7), entonces al bajar la presión en la olla podría hacer que el agua hierva a una temperatura más baja. Cuando la presión es de 7.5 psia (52 kPaa) o (14.7 – 7.5 = 7.2) o 7.2 psi (50 kPa) menos que la presión atmosférica, el agua hervirá a una temperatura de 180 °F (82 °C) y cuando la presión es de 1.5 psia (10.3 kPaa) el agua hervirá a 120 °F (49 °C). Esto es lo que sucede en la succión de la bomba cuando la presión es lo suficientemente baja como para hacer que el líquido se vaporice.
No es inusual que los procesos industriales operen a temperaturas que están cerca o por encima de 120 oF. Por lo tanto, si la temperatura es alta y la presión se reduce a medida que el fluido entra en la bomba, aumentará la probabilidad de que ocurra cavitación debido a la reducción de presión producida dentro de la bomba. Si la cavitación está ocurriendo o se sospecha, dos posibles soluciones son:
- Aumentar la presión en la entrada de la bomba (lado de succión).
- Disminuir la temperatura del fluido.
Figura 7 Líquidos Hirviendo a Baja Temperatura
La presión a la que un líquido se vaporiza se conoce como presión de vapor y siempre se especifica para una temperatura dada y para un líquido específico (ver un gráfico de presiones de vapor para varios líquidos en el apéndice). Si la temperatura cambia, la presión de vapor cambia.
¿Por qué es importante la presión de vapor?
Si la presión en el ojo del impulsor de la bomba cae por debajo de la presión de vapor del líquido, ocurrirá cavitación. La cavitación comienza cuando se forman burbujas de vapor en el ojo del impulsor debido a una caída de presión. Las burbujas se forman en la posición de menor presión en la entrada de la bomba (ver Figura 5), que es justo antes de que el fluido sea actuado por las palas del impulsor. Luego, cuando las palas del impulsor comienzan a actuar sobre las burbujas con presión, estas implosionan rápidamente. La implosión de las innumerables burbujas de vapor produce pequeñas ondas de choque que impactan en la superficie del impulsor y erosionan el metal. Con el tiempo, la acumulación de erosión crea áreas erosionadas que eventualmente pueden llevar a una falla del impulsor.
Figura 8 Implosión de Burbujas de Vapor
El sonido de la cavitación es muy característico y se asemeja al sonido de grava en una mezcladora de concreto. Puede escuchar este sonido haciendo clic en este enlace.
La Figura 9 muestra el daño que puede ocurrir a un propulsor durante un período de tiempo durante la cavitación; el propulsor mostrado ha sufrido una leve erosión debido a la cavitación.
Figura 9 Impulsor Dañado por Cavitación
Debido a que el nivel del tanque de succión puede estar en cualquier lugar con respecto a la succión de la bomba, es útil usar un plano de referencia que esté por debajo de la succión de la bomba e incluso por debajo del nivel de un sumidero. De esta manera, podemos usar la misma definición para cabeza estática (h1 – hs) y aún obtener el valor positivo o negativo apropiado para la cabeza estática en la succión de la bomba.
NPSHA = h1-hs - hf + ha - hva (1.4)
Figura 10 Los componentes de NPSHA para Tanques de Succión Sobre y Bajo Tierra
Esta es la fórmula general para NPSHA basada en una medición de presión en la succión de la bomba:
Donde:
g : la aceleración debida a la gravedad, 32.17 ft/s2 en unidades imperiales o 9.81 m/s2 en unidades métricas;
ps : la presión de succión en psia o kPaa;
vs : la velocidad en la succión de la bomba en ft/s o m/s;
pa : la presión atmosférica en psia o kPaa;
pva : la presión de vapor en psia o kPaa.
En la parte 2, consideraremos cómo los fabricantes de bombas determinan el requisito de NPSH (NPSHR).
Importancia del NPSH
NPSH es una situación que muchos diseñadores nunca tendrán que considerar porque muchos líquidos como el agua o similares tienen una baja presión de vapor y la temperatura es baja, por ejemplo, por debajo de 110 oF. Sin embargo, en el caso de un tanque de succión bajo tierra en conjunto con una bomba sobre el suelo, la cabeza estática es baja y el NPSHA debe considerarse cuidadosamente. Cualquiera en las industrias de procesamiento de hidrocarburos o químicas necesitará considerar cuidadosamente el NPSH disponible, ya que las propiedades de los productos químicos y líquidos de hidrocarburos varían considerablemente en comparación con el agua.
Los fabricantes de bombas siempre solicitarán el NPSHA de su sistema de bombas sin importar el caso (a menos que esté solicitando una bomba sumergida) como un medio de protegerse de posibles problemas de cabeza de succión en su planta. El NPSHA es lo último que verificará después de diseñar su sistema de bombas y seleccionar su bomba.
Figura A1 Presión Barométrica vs Elevación
Figura A2 Presión de Vapor para Varios Líquidos
Recursos Adicionales
https://www.pumpsandsystems.com/topics/understanding-npsh-npsh-definitions
https://en.wikipedia.org/wiki/Net_positive_suction_head
https://www.sciencedirect.com/topics/agricultural-and-biological-sciences/centrifugal-pump