NPSH – una introduzione

NPSH, il cui termine sta per Net Positive Suction Head, è un valore fondamentale sia nel dimensionamento che nella selezione di una pompa. Esso rappresenta la differenza di pressione che si ha in aspirazione ad una pompa, e la tensione di vapore del liquido pompato nello stesso punto. NPSH può essere espresso con la seguente formula:

In cui  con  si indica la differenza di altezza geodetica tra il pelo libero del fluido da pompare e la centerline di aspirazione della pompa, con  la pressione nel punto del pelo libero del fluido,  rappresenta la tensione di vapore del liquido alla temperatura di esercizio, il prodotto tra la densità del fluido e l’accelerazione di gravità, e  la prevalenza persa dovuta alle perdite di carico del circuito idraulico. La relazione è espressa in metri.

Perchè questo valore è così importante? Per rispondere a questa domanda occorre comprendere come funziona una pompa in aspirazione, e a quali fenomeni può andare incontro il fluido pompato.

Cavitazione
Una pompa opera in modo da creare una zona a più bassa pressione in aspirazione, rispetto al fluido da pompare (il vuoto se in aspirazione la pressione di partenza è quella atmosferica o poco superiore), e che consente al fluido di essere risucchiato all’interno della pompa. Vi è però un limite al vuoto che la pompa può tollerare, ed è rappresentato da quel valore di pressione per il quale il fluido pompato inizia a bollire. Quando ciò accade, nel fluido si generano bolle di vapore, che si ritrovano trascinate insieme al resto del liquido all’interno della pompa. Quando la pompa comprime il liquido, le bolle di vapore, a causa dell’incremento di pressione fornito dalla pompa, collassano violentemente, causando urti molto violenti contro la girante della pompa, un fenomeno noto come cavitazione. Tali urti sono talmente violenti da poter, in poco tempo, arrivare a distruggere la girante stessa della pompa tramite pitting. Ma anche senza arrivare a distruggere la pompa, anche un basso valore di cavitazione è sufficiente da solo a ridurre di parecchio la capacità della pompa, in termini di portata pompata e prevalenza generata.

NPSHa e NPSHr
Per evitare la cavitazione, si ricorre quindi al confronto di due differenti valori di NPSH: NPSHa (available – ovvero disponibile), e NPSHr (required – ovvero richiesto). Il primo termine altro non è che il valore ricavato dalla formula vista prima, calcolato dall’ingegnere processista durante la progettazione, in base alle caratteristiche del fluido e del circuito idraulico che si trova a monte della pompa. Il secondo termine, l’NPSH richiesto, viene dato dal fornitore della pompa. Esso rappresenta il valore minimo indispensabile affinché nella pompa non vi sia cavitazione. Se si vuole quindi evitare il fenomeno della cavitazione, occorre che sia sempre NPSHa>NPSHr. Di solito al fornitore della pompa è richiesto di garantire il valore di NPSHr che dichiara, cosa che viene verificata con un test apposito a cui può eventualmente assistere l’acquirente della pompa. Tale test (fatto con acqua), verifica di solito l’NPSH3, ovvero il valore di NPSHr che, a causa della cavitazione, causa una riduzione della prevalenza generata dalla pompa del 3%.

Margini
È buona ingegneria che tra i due valori vi sia un buon margine, per questioni di sicurezza, per incertezza nei dati di processo passati al fornitore della pompa, ma anche perché l’NPSHr generalmente cresce al crescere della portata, sopratutto se si supera il best efficiency point della pompa (mentre invece, l’NPSHa tende a diminuire, a causa dell’incremento delle perdite di carico nella tubazione a monte della pompa).

Alcune normative stabiliscono anche dei valori minimi da rispettare. Per fare un esempio, le norme API 610 stabiliscono che tra NPSHa e NPSHr vi debba essere un margine di almeno 1 m. Tale valore è fortemente dipendente dal servizio, e non è raro a l’NPSHa sia anche più del 30% superiore all’NPSHr.

Di seguito alcuni margini tipici a seconda del servizio:

SettoreMargine tra NPSHa e NPSHr (m)
Oil&Gas, valori tipici per idrocarburiNPSHa/NPSHr>1.1 o 1 metro, quale che sia il maggiore dei due.
Industria chimica, fluido freddo e poco viscosoNPSHa/NPSHr tra 1.1 e 1.2, o 0.5 - 1.5 metri, a seconda dell'applicazione
Boiler feed water <250 kWNPSHa/NPSHr >1.5
Boiler feed water >250 kWNPSHa/NPSHr > 2

Infine, un esempio, non mio ma tratto da Youtube, che mostra gli effetti della cavitazione quando l’NPSHa della pompa viene ridotto a causa dell’incremento delle perdite di carico in aspirazione (chiusura della valvola a monte).

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