DESENVOLVIMENTO DE UMA FERRAMENTA PARA...

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DESENVOLVIMENTO DE UMA FERRAMENTA PARA SELEÇÃO DE BOMBAS

E SUA APLICAÇÃO EM UMA REFINARIA DE PETRÓLEO

Bruno Seixas Gomes de Almeida

Projeto de Graduação apresentado ao Curso de

Engenharia Mecânica da Escola Politécnica,

Universidade Federal do Rio de Janeiro, como

parte dos requisitos necessários à obtenção do

título de Engenheiro.

Orientador:

Prof. Reinaldo de Falco, Eng.

RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL

MARÇO DE 2016

ALMEIDA, Bruno Seixas Gomes de.

Desenvolvimento de uma ferramenta para seleção de

bombas e sua aplicação em uma refinaria de petróleo /

Bruno Seixas Gomes de Almeida– Rio de Janeiro: UFRJ /

Escola Politécnica, 2016.

X, 90 p.: il.; 29,7 cm

Orientador: Reinaldo De Falco

Projeto de Graduação – UFRJ / Escola Politécnica /

Curso de Engenharia Mecânica, 2016.

Referências Bibliográficas: p. 84.

1. Bombas. 2. Refino. 3. Petróleo. 4. Escoamentos

Internos. 5. Perda de Carga. I. De Falco, Reinaldo. II.

Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola Politécnica,

Engenharia Mecânica. III. Desenvolvimento de uma

ferramenta para seleção de bombas e sua aplicação em uma

refinaria de petróleo

iii

“Pra saber o que é possível

é preciso que se tente conseguir o

impossível, então tente! Sempre

alimente a esperança de vencer. Só

duvide de quem duvida de você.”

Gabriel, o pensador.

iv

AGRADECIMENTOS

Primeiramente a Deus, por ter me dado saúde durante esses anos e por ser a

maior força com a qual posso contar.

Aos meus pais Cesar e Márcia, por serem fonte eterna de sabedoria e amor, por

terem me dado todo apoio necessário para eu ter chegado até aqui e por serem

referências na minha vida.

Ao meu irmão Diego, o melhor ser humano que já conheci e o meu maior

exemplo de vida.

Aos meus avós Afonso e Janete, José e Generosa (in memoriam), minhas

grandes inspirações de vida, que nunca mediram esforços para proporcionar o melhor

aos seus filhos e netos.

A minha namorada Carolina, por estar presente na minha vida e por ser uma

grande parceira nessa jornada.

Aos meus amigos Gabriel e Marcus, por toda a ajuda que me ofereceram na

elaboração deste projeto.

Aos meus amigos de faculdade, pelo companheirismo, histórias, “resenhas no

grêmio” e por me proporcionarem momentos únicos durante estes anos de graduação.

Ao professor Reinaldo de Falco, por ter transmitido sua experiência e por todo o

auxílio durante a elaboração do trabalho.

Aos professores Silvio Carlos e Daniel Onofre, por terem aceito o convite para

comporem a banca.

A todos aqueles que, de alguma forma, contribuíram direta ou indiretamente

para a realização deste trabalho.

v

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica / UFRJ como parte

dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.

DESENVOLVIMENTO DE UMA FERRAMENTA PARA SELEÇÃO DE BOMBAS

E SUA APLICAÇÃO EM UMA REFINARIA DE PETRÓLEO


Março/2016

Orientador: Reinaldo De Falco, Eng.

Curso: Engenharia Mecânica

Para o petróleo ser convertido em um produto de aplicação prática, deve passar por um

processo de refino. Em refinarias de petróleo, as bombas são os equipamentos

destinados a ceder certa quantidade de energia a uma determinada vazão para um fluido

de trabalho de maneira que o mesmo possa atender os requisitos operacionais. O

procedimento para seleção de uma determinada bomba segue um critério lógico e

sequencial. Dessa maneira, o trabalho buscou desenvolver uma ferramenta

computacional capaz de realizar todos os cálculos necessários à seleção de uma bomba

e posteriormente validá-la, aplicando-a em três sistemas de bombeamento de uma

unidade de produção de Nafta e comparando os resultados obtidos com a ferramenta

com as do caso real.

Palavras-chave: Refino de Petróleo, Bombas Industriais, Escoamento Interno, Seleção

de Bombas.

vi

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of

the requirements for the degree of Mechanical Engineer.

DEVELOPMENT OF A TOOL FOR PUMP SELECTION AND ITS APPLICATION

IN AN OIL REFINERY


March/2016

Advisor: Reinaldo De Falco, Eng.

Course: Mechanical Engineering

In order to convert oil into a product of practical application, a refining process is

necessary. In petroleum refineries, pumps are essential equipments able to provide a

certain amount of energy for a fluid at a specific flow, so it can meet the operational

requirements. The procedure for selecting a particular pump follows logical and

sequential criteria. Thus, the present study aimed to develop a computational tool able

to perform all calculations necessary to select an oil pump. The tool was validated by

applying it to three pumping systems of a naphtha production unit and comparing the

predicted results to the real case.

Keywords: Oil Refining, Industrial Pumps, Internal Flow, Pump Selection.

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SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ............................................................................................................................... 10

2. OBJETIVO ...................................................................................................................................... 14

3. FUNDAMENTOS TEÓRICOS ..................................................................................................... 14

3.1 PROCESSO DE REFINO ....................................................................................................................... 14

3.2 FLUIDOS ........................................................................................................................................... 21

3.2.1 Definição .................................................................................................................................. 21

3.2.2 Propriedades ............................................................................................................................ 21

3.2.2.1 Massa específica (ρ) ......................................................................................................................... 21

3.2.2.2 Volume específico (𝑣) ...................................................................................................................... 21

3.2.2.3 Peso Específico (𝛾) .......................................................................................................................... 22

3.2.2.4 Densidade (𝑑) ................................................................................................................................... 22

3.2.2.5 Viscosidade (µ) ................................................................................................................................ 22

3.2.2.6 Pressão de Vapor (𝑝𝑣) ...................................................................................................................... 23

3.2.3 Escoamento Interno ................................................................................................................. 23

3.2.3.1 Características .................................................................................................................................. 23

3.2.3.2 Perdas de Carga ................................................................................................................................ 24

3.2.3.3 Curva do Sistema.............................................................................................................................. 27

3.3. BOMBAS .......................................................................................................................................... 29

3.3.1 Definição .................................................................................................................................. 29

3.3.2 Tipos ........................................................................................................................................ 30

3.3.2.1 Bomba dinâmica ou Turbobombas ................................................................................................... 30

3.3.2.2 Bomba Volumétrica ou de Deslocamento Positivo .......................................................................... 31

3.3.3 Bombas Centrífugas ................................................................................................................. 32

3.3.4 Ponto de Trabalho e Fatores Modificadores ........................................................................... 34

3.3.5 Cavitação ................................................................................................................................. 38

4. FERRAMENTA .............................................................................................................................. 39

4.1 CÁLCULO DO SISTEMA...................................................................................................................... 41

4.2 INDICAÇÃO DOS MODELOS ............................................................................................................... 46

4.4 RECOMENDAÇÕES DE MATERIAIS API ............................................................................................. 52

4.5 RESULTADOS .................................................................................................................................... 54

4.6 CONVERSÃO ..................................................................................................................................... 54

4.7 AJUDA .............................................................................................................................................. 54

5. ESTUDO DE CASO – UNIDADE DE PRODUÇÃO DE NAFTA ............................................. 55

5.1 PREMISSAS PARA OS CÁLCULOS ........................................................................................................ 56

5.2 UNIDADE DE PRÉ-TRATAMENTO ...................................................................................................... 58

5.2.1 Sistema 1 ................................................................................................................................. 58

5.2.1.1 Explicação ........................................................................................................................................ 58

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5.2.1.2 Dados de Processo ............................................................................................................................ 60

5.2.1.3 Levantamento da Curva do Sistema ................................................................................................. 63

5.2.1.4 Seleção das Bombas ......................................................................................................................... 63

5.2.1.5 Determinação do modelo .................................................................................................................. 64

5.2.1.6 Correção das Curvas ......................................................................................................................... 65

5.2.1.7 Indicação de Materiais ...................................................................................................................... 67

5.2.2 Sistema 2 .................................................................................................................................. 67

5.2.2.1 Explicação ........................................................................................................................................ 67

5.2.2.2 Dados do processo ............................................................................................................................ 68






5.3 UNIDADE DE REFORMA CATALÍTICA ................................................................................................ 74

5.3.1 Sistema 3 ................................................................................................................................. 74

5.3.1.1 Explicação ........................................................................................................................................ 74

5.3.1.2 Dados do processo ............................................................................................................................ 76






6. RESULTADOS ............................................................................................................................... 82

7. CONCLUSÃO ................................................................................................................................. 83

8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .......................................................................................... 84

ANEXO 1 –DADOS DE TIPOS DE BOMBA SULZER ® .................................................................... 85

ANEXO 2 – TABELA DE MATERIAIS API 610 ................................................................................. 87

ANEXO 3 – FOLHA DE DADOS DA BOMBA – SISTEMA 1 ........................................................... 88



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1. INTRODUÇÃO

O petróleo é considerado a principal fonte de energia no Brasil e no Mundo e

será uma fonte de energia que terá destaque durante muitos anos. Sua versatilidade tem

sido decisiva para a extensão de suas aplicações e expansão em todos os países, sendo

um dos vetores do processo de globalização.

Até o século XIX a utilização do petróleo ainda era muito reduzida, até o

momento em que foi verificada a sua aplicação para fins de iluminação, como substituto

do óleo de baleia. Essa aplicação impulsionou as primeiras tentativas de sua produção

comercial. Praticamente em épocas simultâneas ente 1850 e 1853, Abraham Pineo

Gesner, canadense, e Jan Józer Ignacy Lukasiewicz, polonês, desenvolveram o lampião

a querosene e o querosene de iluminação, dando início à indústria do petróleo no

mundo. Esses farmacêuticos verificaram que, por vaporização, o petróleo produzia um

derivado, hoje conhecido como querosene, que apresentava as características

necessárias ao combustível de iluminação. A possibilidade de obtenção deste derivado

do petróleo com aplicações de para iluminação, atraiu o interesse de muitos para a busca

de processos de produção petróleo em escala industrial.

O primeiro a ter sucesso no ramo do petróleo foi Edwin Laerence Drake, que fez

jorrar petróleo de um poço de 21 metros de profundidade à vazão de 20 barris por dia.

Como consequência, as primeiras refinarias surgiram nos Estados Unidos, Polônia e

Romênia, tendo-se como referência a data de 1856 como a de início das operações para

produzir querosene de iluminação e, a partir desse momento, o refino do petróleo teve

forte impulso, especialmente nos Estados Unidos [1]. A figura 1 mostra uma fotografia

tirada com Edwin Drake ao lado de um poço de petróleo.

Figura 1. Edwin Drake (à direita) perfurou o primeiro poço dos EUA [1].

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Todos esses acontecimentos acabaram por gerar uma corrida a essa nova

riqueza, chamada de ouro negro, sucedendo-se inúmeros poços perfurados, fazendo com

que a produção mundial de óleo e o seu refino crescessem muito. Em 1887, com o

advento dos motores a explosão, outras frações do petróleo que antes eram desprezadas,

como a gasolina e o óleo diesel, passaram a ter grande aplicação. Isso provocou um

vertiginoso crescimento da indústria do petróleo. Com o passar dos anos, surgiram

outras aplicações para os derivados, refletindo-se atualmente em uma extensa gama de

produtos. Em 2010, foram produzidos 82,1 milhões de barris por dia, segundo a British

Petroleum Review of Energy World.

A American Society for Testing and Materials (ASTM) define o petróleo como

“uma mistura de hidrocarbonetos de ocorrência natural, geralmente no estado líquido,

contendo ainda compostos de enxofre, nitrogênio, oxigênio, metais e outros elementos”.

O petróleo bruto está comumente acompanhado por quantidades variáveis de outras

substâncias, tais como água, matéria inorgânica e gases dissolvidos. Uma vez que os

constituintes do petróleo, hidrocarbonetos e os demais compostos presentes, podem

ocorrer nos estados gasoso, líquido e sólido em porções variáveis, forma-se uma

dispersão coloidal [2].

O petróleo em seu estado natural não pode ser aproveitado de forma prática para

outros fins que não o de fornecimento de energia via combustão. Entretanto, sua

composição química, baseada em hidrocarbonetos de grande heterogeneidade

molecular, permite aplicações para usos industriais especializados como o requerido

pelas modernas máquinas de combustão interna. Assim, o petróleo, também chamado de

óleo cru, é a principal matéria prima empregada para produzir os derivados utilizados

como combustíveis, lubrificantes e produtos petroquímicos. A composição elementar do

petróleo varia pouco, como demonstrado na Tabela 1. O mesmo é composto por séries

homólogas de hidrocarbonetos, que são substâncias compostas por átomos de carbono e

hidrogênio, com tamanhos de cadeia que vão desde um átomo de carbono – o metano –

até 60 ou mais.

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Tabela 1. Composição elementar do petróleo [2].

Apesar da pequena variação da composição elementar de petróleos, suas

propriedades físicas podem variar bastante de acordo com a proporção dos diferentes

tipos de compostos presentes, que podem ser divididos em duas grandes classes: os

hidrocarbonetos propriamente ditos e os não hidrocarbonetos, compostos por resinas,

asfaltenos e contaminantes orgânicos sulfurados, oxigenados, nitrogenados e

organometálicos.

Há cerca de 200 variedades de petróleo no mundo, que diferem pela qualidade,

e geram volumes diversos de derivados no processo de refino. Os petróleos leves

rendem maior volume de derivados leves, como a gasolina, o que amplia a renda dos

países que os comercializam. Nos últimos anos, a busca por novas jazidas tem resultado

em crescimento no volume mundial de petróleos pesados, com menor rendimento em

derivados leves. Isso tem resultado na instalação de processos de conversão nas

refinarias, inclusive no Brasil, para ampliar o rendimento de derivados leves a partir de

petróleos pesados e revalorizar os petróleos pesados no mercado internacional [3].

A aplicabilidade do petróleo se estende a inúmeros setores da economia, seja sob

a forma de combustíveis/energéticos ou não combustíveis, conforme pode ser visto na

figura 2, na qual é indicada a fração percentual de derivados produzidos a partir do

petróleo. Em aplicações como combustível, pode-se destacar o uso do gás liquefeito do

petróleo (GLP) e gás natural em aplicações domésticas, gasolina e óleo diesel em

aplicações automotivas, gasolina e querosene de aviação na área aeronáutica, gás e óleo

combustível em ambientes industriais e óleo diesel e óleo combustível em aplicações

marítimas. Já sob a forma de compostos não energéticos, tem-se o uso como

lubrificantes, graxas e parafinas, como matéria prima para petroquímica e fertilizantes

sob a forma de gases, nafta e gasóleo. Além disso, tem-se aplicações como solventes

para pulverização agrícola, asfalto, coque, extrato aromático e outros.

Elemento Teor em massa, %

Carbono 83,0 a 87,0

Hidrogênio 10,0 a 14,0

Enxofre 0,05 a 6,0

Nitrogênio 0,1 a 2,0

Oxigênio 0,05 a 1,5

Metais (Fe, Ni, V etc.) <0,3

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Figura 2. Fração percentual dos derivados do Petróleo [1].

Para o petróleo possa ser considerado um produto “útil” é necessário que o

mesmo seja submetido a um processo de transformação denominado de Refino. Esse

processo consiste basicamente na separação do Petróleo, através de processos físico-

químicos, dando origem a substâncias que posteriormente são processadas.

Uma refinaria de petróleo é um conjunto de instalações industriais que envolve

inúmeras operações e processos com o intuito de separar o petróleo de maneira a torna-

lo aplicável, sob a forma de um derivado. Para que seja possível realizar os processos de

refino, é necessário a presença de alguns equipamentos em cada unidade de processo,

dentre eles, fornos, reatores, torres, evaporadores, compressores, bombas, etc. As

bombas tem um destaque no processo, uma vez que irão permitir que o fluido percorra

todo o percurso de maneira adequada a atender as condições operacionais. Dessa

maneira, as bombas industriais para refino de petróleo foram objeto de estudo no

presente trabalho.

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2. OBJETIVO

O objetivo do presente trabalho é desenvolver uma ferramenta computacional

capaz de realizar todos os cálculos necessários à seleção de uma bomba e aplicá-la em

um caso prático de maneira a validá-la. Dessa forma, essa ferramenta deve ser capaz de

levantar a curva de um determinado sistema industrial, indicar os tipos de bomba mais

indicados para aquele processo, corrigir as curvas características da bomba selecionada,

além de indicar os materiais mais adequados a sua construção com base em normas

aplicáveis. De maneira a verificar a aplicabilidade e validade da ferramenta, a mesma

foi utilizada em três sistemas de uma unidade e produção de Nafta presentes em uma

refinaria de petróleo e posteriormente os resultados obtidos com a ferramenta foram

comparados com os dados reais de processo presentes nas unidades.

3. FUNDAMENTOS TEÓRICOS

3.1 Processo de Refino

O refino é o processo de separação do Petróleo, via processos físico-químicos,

em frações de derivados, que são processados em unidades de separação e conversão até

os produtos finais [4]. A tabela 2 indica alguns exemplos de processos presentes em

uma refinaria. Os diversos processos de refino que podem constituir uma refinaria de

petróleo são comumente classificados em função do tipo de transformação que agregam

à corrente de entrada, consistindo nos seguintes grupos:

Processos de separação: Esses processos tem como objetivo fracionar o

petróleo ou outra corrente intermediária da refinaria empregando algum processo físico

de separação, escolhido de acordo com as propriedades da corrente que se deseja

fracionar, tal como ponto de ebulição (destilação), solubilidade (desaromatização,

desasfaltação), ponto de fusão (desparafinação) e outros. Nesses processos não ocorre

transformação química dos constituintes de carga.

Processos de Conversão: São processos que promovem reações químicas com

o objetivo de obter misturas de hidrocarbonetos que possuam maior interesse

econômico. Ocorre quando hidrocarbonetos são transformados em outros

hidrocarbonetos por processos químicos, catalíticos ou não. Comumente, esses

processos de conversão são complementados por operações de destilação, para separar

as frações obtidas pela transformação dos constituintes da carga. São processos em

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geral de alta rentabilidade, principalmente quando transformam frações de baixo valor

comercial (gasóleo de vácuo e resíduos) em outros de maior valor (GLP, Nafta,

querosene, óleo diesel, lubrificantes ou petroquímicos básicos). Nesse caso, são

classificados como processos de “fundo de barril”, porque permitem um maior

aproveitamento do petróleo.

Processos de Tratamento: São processos utilizados para melhorar a qualidade

dos derivados, por isso também são conhecidos como processos de acabamento. Eles

são de natureza química. São empregados quando o objetivo é a remoção ou

transformação dos contaminantes empregando processos químicos ou físicos.

Tabela 2. Exemplos de Processos de Refino [4].

Uma refinaria de petróleo, ao ser planejada e construída, pode ser classificada em

três grupos, de acordo com o seu objetivo básico: produção de combustíveis, produção

de óleos básicos lubrificantes e parafinas e produção de matérias-primas para indústrias

petroquímicas. O primeiro grupo constitui a maioria dos casos, uma vez que a demanda

por combustíveis é significativamente maior do que a dos outros produtos. Para

refinarias que se enquadram nessa categoria, é fundamental a produção em larga escala,

de frações destinadas à obtenção de GLP, gasolina, querosene de aviação, óleo diesel,

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óleo combustível e cimento asfáltico de petróleo. A maior parte das refinarias brasileiras

se encontra nesse grupo.

O segundo grupo, de menor demanda que os combustíveis, visa à maximização

dos óleos básicos lubrificantes e parafinas. Esses produtos, de maior valor agregado que

os combustíveis, conferem alta rentabilidade aos refinadores, embora aumentem

também a complexidade, o capital investido e o custo operacional da refinaria. Uma vez

que os óleos básicos lubrificantes e as parafinas são produzidas a partir das frações mais

pesadas do petróleo, não é possível se ter uma refinaria dedicada exclusivamente à

produção de lubrificantes e parafinas. Estas possuem, no entanto, um conjunto de

processos que têm esse objetivo e funcionam quase como refinarias independentes.

O terceiro grupo, embora também possa produzir combustíveis, tem como

objetivos a maior geração de insumos básicos petroquímicos, tais como oelofinas (de 2

a 4 átomos de carbono) e aromáticos (benzeno, tolueno e xilenos). Esses

hidrocarbonetos são matérias-primas para a obtenção e resinas termoplásticas e

termorrígidas, elastômeros, fibras sintéticas, detergentes e outros produtos

petroquímicos de uso corrente no cotidiano moderno.

O refino do petróleo se inicia pela separação física das frações básicas por

destilação atmosférica e a vácuo, de acordo com suas faixas de temperatura de ebulição.

Essas frações são encaminhadas para tanques de armazenamento, onde irão compor os

derivados finais, misturados ou não a outras frações de outros processos. As frações

básicas podem ainda ser enviadas a tanques intermediários, de onde seguem para outros

processos de separação, conversão ou acabamento. Dessa forma, os derivados de

petróleo são compostos por misturas de frações de diversos processos de refino,

constituindo o que é chamado de “pool”, conjunto de um derivado de petróleo.

Assim, a diferença entre uma fração e um derivado de petróleo se deve ao fato de

que uma fração pode não apresentar, necessariamente, todas as características de um

derivado de petróleo, de acordo com as especificações legais vigentes. O derivado de

petróleo, por sua vez, é composto por frações, que produzem uma mistura que

apresenta, obrigatoriamente, todas as características legais vigentes para esse derivado.

Desta maneira, pode-se verificar que o processo de refino é constituído de

inúmeras etapas até que o produto final seja obtido. A seguir são apresentados os dois

processos de refino que são necessários para o entendimento do presente projeto, são

eles a destilação e a reforma catalítica.

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Destilação: A destilação é um processo físico de separação, baseado na diferença

de temperaturas e ebulição entre compostos coexistentes numa mistura líquida. Quanto

maior a massa molar de um hidrocarboneto, maior a sua temperatura de ebulição. Desta

forma, variando-se as condições de aquecimento de um petróleo, é possível vaporizar os

compostos leves, intermediários e pesados, que, ao se condensarem, podem ser

fracionados. Paralelamente, ocorre a formação de um resíduo bastante pesado,

constituído principalmente de hidrocarbonetos de elevadas massas molares, que,

sujeitos às condições de temperatura e pressão em que a destilação é realizada, não se

vaporizam. Por ser a destilação um processo físico, as propriedades físicas dos

componentes de cada fração não são modificadas [5]. A figura 3 ilustra uma

configuração típica de um processo de destilação.

A destilação pode ser do tipo integral (“flash”), onde a mistura líquida é separada

em dois produtos, um vapor e um líquido ou do tipo fracionada, onde a separação ocorre

por sucessivas vaporizações e condensações gerando produtos com alto grau de pureza.

Inicialmente o petróleo frio é bombeado através de trocadores de calor, onde é

progressivamente aquecido, enquanto que os produtos acabados que deixam a unidade

se resfriam. Antes de ir para a destilação, o petróleo passa por uma dessalgadora

(dessalizadora) para a remoção de sais, água e partículas sólidas que podem causar

danos a unidade de destilação. Após a dessalinização o petróleo passa por uma segunda

bateria de pré-aquecimento onde sua temperatura é elevada até o máximo possível.

Figura 3. Processo de Destilação [5].

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A pressão também é um fator fundamental nos processos de destilação. Sabe-se

que temperatura de ebulição é função da pressão, de forma que, quanto maior a pressão,

maior essa temperatura. Dessa maneira, reduzindo-se a pressão, a temperatura de

ebulição reduzir-se-á. Com isso, as destilações podem ser atmosféricas ou a vácuo,

sendo esta última realizada com frações pesadas do petróleo.

Após deixar a bateria de pré-aquecimento, a carga de petróleo precisa alcançar

uma temperatura ainda mais alta, sendo então aquecida em fornos tubulares. Para

vaporizar todos os compostos, é necessário que seja alcançada uma temperatura

adequada. Após isso o petróleo segue para o interior das torres que é composto por

bandejas e/ou pratos que permitem a separação do cru em cortes pelos seus pontos de

ebulição. Isso ocorre pois, quanto mais elevada esteja a bandeja, menores são suas

temperaturas. Assim, o vapor ascendente, ao entrar em contato com cada bandeja, tem

uma parte de seus componentes condensada. À medida que os vapores seguem em

direção ao topo, trocam calor e massa com o líquido existente em cada prato. Os

hidrocarbonetos cujos pontos de ebulição são maiores ou iguais à temperatura de uma

determinada bandeja, aí ficam retidos, enquanto a parte restante do vapor prossegue em

direção ao topo até encontrar outra bandeja, mais fria, onde o fenômeno repete-se.

Como o líquido existente em cada prato está em seu ponto de ebulição, a

composição irá variar entre os pratos, restando dessa maneira o líquido mais pesado à

medida que se aproxima do fundo da torre, e o vapor mais leve à medida que se

aproxima do topo. As frações mais pesadas podem ser direcionadas, posteriormente, a

um processo de destilação a vácuo.

Reforma Catalítica: O principal objetivo da Reforma catalítica é a geração de

um corrente de Nafta com elevados teores de hidrocarbonetos aromáticos a partir de

uma carga de destilação semelhante, mas pobres nesses hidrocarbonetos. A aplicação da

Nafta reformada está na formulação da gasolina, o que eleva a octanagem da mistura ou

mesmo para a produção de benzeno, tolueno e xileno através de processos de separação

e purificação.

A carga que abastece uma unidade típica de Reforma Catalítica é caracterizada

pela sua faixa de ponte de ebulição, densidade, composição química e teores de

contaminantes. Para a formação dos aromáticos, é necessário que a carga que irá chegar

na unidade esteja associada à temperatura de ebulição da fração C6, ou, em alguns casos

para atender as restrições do teor de benzeno, também a fração de C7.

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A densidade varia de acordo com a faixa de destilação, entretanto, em geral, para

uma temperatura de 20°C, se encontra na faixa de 0,71 a 0,78. Quanto a composição

química da carga, é realizada uma análise para verificar as frações em volume dos

parafínicos, naftenicos e aromáticos, conhecida como análise PONA [1]. Na tabela 3 é

apresentada a composição da carga e do produto de uma reforma catalítica.

Tabela 3. Composição das cargas e produtos de uma unidade de Reforma Catalítica [1].

As cargas que chega em uma unidade de reforma catalítica contém uma série de

contaminantes como enxofre, nitrogênio, oxigênio, cloro e metais. Esses contaminantes

podem prejudicar o funcionamento do catalisador além de acelerar a deposição do

coque. Dessa maneira, a carga deve passar por um pré-tratamento de hidrotratamento

antes de passar pelos reatores da reforma.

Figura 4. Fluxograma simplificado da seção de reação do processo de Reforma Catalítica

[1].

Inicialmente a carga é aquecida no forno até uma temperatura em torno de

500°C antes de entrar no reator. Nos reatores, as reações são altamente endotérmicas,

havendo a necessidade de reaquecer os efluentes entre a passagens dos reatores. As

Hidrocarbonetos Carga (%) Produtos (%)

Parafínicos 30-70 30-50

Olefínicos 0-2 0-2

Naftênicos 20-60 0-3

Aromáticos 5-20 45-60

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reações mais rápidas ocorrem no primeiro e segundo reator, com alta taxa de conversão.

Além disso, a queda de temperatura diminui do primeiro para o último reator, e, dessa

maneira, as cargas térmicas no reaquecimento também diminuem. A figura 4 ilustra um

fluxograma simplificado desse processo. Em geral, buscam-se três tipos de reações

desejáveis [1], conforme apresentado seguir:

Desidrociclização de Hidrocarbonetos Parafínicos a Naftênicos:

Desidrogenação de Ciclo-Hexanos e de Alquilciclo-Hexanos a hidrocarbonetos

aromáticos

Isomeração de alquilciclopentanos a ciclo-hexano ou alquilciclo-hexanos

O efluente que sai do último reator é então resfriado e encaminhado para um

vaso separador, onde o gás rico em hidrogênio é separada da Nafta reformada. Essa

Nafta é enviada para uma coluna estabilizadora, onde os hidrocarbonetos com um e dois

átomos de carbono são obtidos na corrente gasosa do vaso de topo, os hidrocarbonetos

de três ou quatro átomos de carbono são separados na corrente de GLP, do vaso de topo,

enquanto que o produto reformado estabilizado é retirado na base da coluna. A tabela 4

indica dos teores de hidrocarbonetos parafínicos, naftênicos e aromáticos ao longo dos

reatores de uma unidade com teor de parafínicos de 60%.

Tabela 4. Teores de hidrocarbonetos Parafínicos, Naftênicos e Aromáticos na saída de

cada reator [1].

Hidrocarbonetos Carga (%) Reator 1 (%) Reator 2 (%) Reator 3 (%)

Parafínicos 60 59 50 29

Naftênicos 29 8 6 5

Aromáticos 11 33 40 53

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3.2 Fluidos

3.2.1 Definição

Um fluido pode ser entendido como uma substância que se deforma

continuamente sob a aplicação de uma tensão de cisalhamento. Os fluidos que

obedecem uma relação linear entre o valor da tensão de cisalhamento aplicada e a

velocidade de deformação resultante são denominados fluidos Newtonianos, onde se

incluem a água, líquidos finos e os gases de maneira geral. Os fluidos que não

obedecem essa equação de proporcionalidade são denominados fluidos não-

newtonianos.

3.2.2 Propriedades

Algumas propriedades são fundamentais para a análise de um fluido e

representam a base para o estudo da mecânica dos fluidos. Tais propriedades são

específicas para cada tipo de substância avaliada e são muito importantes para uma

correta avaliação dos problemas comumente encontrados na indústria. A seguir são

apresentadas algumas propriedades.

3.2.2.1 Massa específica (ρ)

Representa a relação entre o volume ocupado por uma determinada substância e

sua massa. No SI a unidade é 𝑚3

𝐾𝑔⁄ .

ρ =𝑚

𝑉

(1)

3.2.2.2 Volume específico (𝑣)

Representa a relação entre o volume ocupado por uma determinada substância e

sua massa. No SI a unidade é 𝑚3

𝐾𝑔⁄ .

𝑣 =

𝑉

𝑚

(2)

22

3.2.2.3 Peso Específico (𝛾)

É a relação entre o peso de um fluido e o volume ocupado por ele. No SI a

unidade é 𝑁 𝑚3⁄ .

𝛾 =

𝑊

𝑉

(3)

3.2.2.4 Densidade (𝑑)

Representa a razão entre a massa específica de uma determinada substância e a

massa específica de uma substância de referência que é, em geral, para fluidos, a água

em condição padrão. É uma grandeza adimensional.

𝑑 =ρ𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜

ρá𝑔𝑢𝑎

(4)

3.2.2.5 Viscosidade (µ)

A viscosidade caracteriza a resistência do fluido ao escoamento. Na realidade,

ela representa o transporte microscópico de quantidade de movimento por difusão

molecular. No SI tem como unidade 𝑁. 𝑠𝑚2⁄ . Em fluidos Newtonianos, a viscosidade é

útil na seguinte relação.

𝑇 = 𝜇

∂u

∂y

(5)

Onde T é a tensão no fluido, 𝜇 é a viscosidade do fluido e a derivada representa

a taxa de cisalhamento. Há ainda a definição de viscosidade cinemática que é a razão da

viscosidade absoluta e massa específica. A unidade do SI é 𝑚2

𝑠⁄ .

𝑣 =𝜇

ρ (6)

23

3.2.2.6 Pressão de Vapor (𝑝𝑣)

É a pressão abaixo da qual, para uma determinada temperatura, o fluido começa

a vaporizar, passando da fase líquida para vapor.

3.2.3 Escoamento Interno

3.2.3.1 Características

Para seleção e bombas, em geral, volta-se a atenção para escoamentos internos.

Estes escoamentos são limitados por superfícies sólidas, incluindo-se assim

escoamentos em tubos, dutos, etc [6]. Os escoamentos internos podem ser do tipo

Laminares ou Turbulentos.

Os escoamentos laminares são aqueles em que o fluido se move em finas

camadas, conforme ilustrado na figura 5. O perfil de velocidade nesse escoamento é

uma parábola, onde a velocidade é máxima no centro do duto e nula na parede.

Figura 5. Escoamento Interno Laminar [7].

Já os escoamentos turbulentos são aqueles em que as partículas do fluido se

misturam, apresentando velocidades variáveis de um ponto para outro, ou mesmo em

um mesmo ponto, de um instante para outro, conforme ilustrado na figura 6.

Figura 6. Escoamento Interno Turbulento [7].

Para determinar se um determinado escoamento interno é do tipo laminar ou

turbulento, calcula-se o número de Reynolds para esse escoamento. O número de

Reynolds é dado pela equação 7.

𝑅𝑒 =

ρ. v. D

µ

(7)

24

Onde:

ρ : Massa Específica do Fluido [Kg/m3]

V: Velocidade do Escoamento [m/s]

D: Diâmetro da Tubulação [m]

µ: Viscosidade Absoluta do Fluido [Pa.s]

Em geral, para escoamentos internos define-se:

𝑅𝑒 < 2000 [𝐸𝑠𝑐𝑜𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝐿𝑎𝑚𝑖𝑛𝑎𝑟]

𝑅𝑒 > 4000 [𝐸𝑠𝑐𝑜𝑎𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑇𝑢𝑟𝑏𝑢𝑙𝑒𝑛𝑡𝑜]

2000 < 𝑅𝑒 < 4000 [𝐹𝑎𝑖𝑥𝑎 𝐶𝑟í𝑡𝑖𝑐𝑎]

Dessa maneira, a partir do cálculo do Número de Reynolds, pode-se determinar

o tipo de escoamento. Para valores de Reynolds entre 2000 e 4000, o escoamento pode

ser laminar ou turbulento, representando uma faixa crítica [7].

3.2.3.2 Perdas de Carga

A perda de carga total (ℎ𝑓) em um determinado trecho pode ser visualizada

como a soma de duas parcelas de perdas. Uma causada por efeitos de atrito no

escoamento completamente desenvolvido em tubos de seção constante, chamada perda

de carga normal (ℎ𝑓𝑛). Já a outra causada por acessórios, entradas, joelhos, curvas,

equipamentos na linha, etc denominada perda de carga localizada (ℎ𝑓𝑙). Logo, a perda

de carga total pode ser calculada como:

ℎ𝑓 = ℎ𝑓𝑛 + ℎ𝑓𝑙 (8)

Perda de Carga Normal (ℎ𝑓𝑛)

A perda de Carga Normal pode ser calculada pela fórmula de Darcy-Weisbach

expressa na equação 9.

ℎ𝑓𝑛 = 𝑓.

𝐿. 𝑉2

𝐷. 2. 𝑔

(9)

Onde:

𝑓: Coeficiente de Atrito

L: Comprimento do tubo [m]

D: Diâmetro da Tubulação [m]

25

V: Velocidade do Escoamento [m/s]

g: Aceleração da gravidade [m/s2]

Existem algumas maneiras para encontrar o fator de atrito. Uma delas é a partir

do Ábaco de Moody, indicado na figura 7. Para determinar esse fator, deve-se conhecer

a rugosidade relativa (ε/D), dividindo-se a rugosidade do tubo (ε), dada pelo tabela 5,

pelo seu diâmetro. Sabendo-se essa rugosidade relativa e o número de Reynolds, é

possível extrair o coeficiente de atrito a partir da leitura no ábaco.

Tabela 5 . Rugosidades de Tubos [6].

Figura 7 . Ábaco de Moody [6].

Perda de Carga Localizada (ℎ𝑓𝑙)

Para o cálculo das perdas de cargas localizadas, faz-se necessário consultar

valores tabelados, em geral obtidos experimentalmente, que expressam a perda para

cada elemento. Uma das formas de realizar o cálculo é através do método de

26

comprimento equivalente, que consiste em utilizar o valor do comprimento reto de

tubulação que reproduziria, nas mesmas condições, a mesma perda de carga que o

acessório em questão. As tabelas 6, 7 e 8 representam essas perdas de carga.

Tabela 6 . Comprimentos Equivalentes para Entradas e Saídas [7].

Tabela 7 . Comprimentos Equivalentes para Joelhos, Curvas e Tês [7].

27

Tabela 8. Comprimentos Equivalentes para Válvulas [7].

Nesse caso, a partir da soma dos comprimentos equivalentes encontrados a partir

das tabelas anteriores, o comprimento equivalente total e a perda de carga serão dadas

pelas equações 10 e 11, respectivamente. Na equação, n é o número de acidentes

presentes no trecho de tubulação.

𝐿𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = 𝐿𝑟𝑒𝑡𝑜 + ∑ 𝐿𝑒𝑖

𝑖=𝑛

𝑖=1

(10)

ℎ𝑓𝑛 = 𝑓.

𝐿𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 . 𝑉2

𝐷. 2. 𝑔

(11)

3.2.3.3 Curva do Sistema

A curva de um sistema é a curva que diz claramente a energia por unidade de

peso requerida pelo sistema em função da vazão. Essa energia é função da altura

estática de elevação do fluido, da diferença de pressões entre a sucção e descarga e das

perdas existentes no circuito. Essa energia por unidade de peso é conhecida como altura

manométrica e é a energia que o sistema solicita para transportar o fluido do

reservatório de sucção para o reservatório de descarga, com uma determinada vazão

A altura manométrica total de um sistema (𝐻) pode ser calculada pela diferença

entre a altura manométrica de sucção (ℎ𝑑), que é a energia por unidade de peso já

28

existente no flange de sucção e a altura manométrica de descarga, que é a energia por

unidade de peso que deve existir no flange de descarga (ℎ𝑠).

𝐻 = ℎ𝑑 − ℎ𝑠 (12)

A altura manométrica de sucção pode ser calculada de duas formas. A primeira é

através do teorema de Bernoulli entre um ponto tomado na superfície livre do

reservatório de sucção e o flange de sucção da bomba, dada pela equação indicada

abaixo, onde Z é a altura do nível do reservatório a linha da bomba, P é a pressão de

sucção e 𝛾 é o peso específico.

ℎ𝑠 = 𝑍𝑠 +

𝑃𝑠

𝛾− ℎ𝑓𝑠

(13)

A segunda alternativa é medir localmente a quantidade de energia por unidade

de peso existente no flange de sucção.

ℎ𝑠 =

𝑃𝑓𝑠

𝛾+

𝑉𝑓𝑠2

2𝑔

(14)

Da mesma maneira, a altura manométrica de descarga também pode ser

calculada de duas formas. A primeira é através do teorema de Bernoulli entre o flange

de descarga e o ponto final de descarga. A segunda alternativa é medir localmente a

quantidade de energia por unidade de peso existente no flange de descarga.

ℎ𝑑 = 𝑍𝑑 +

𝑃𝑑

𝛾− ℎ𝑓𝑑

(15)

ℎ𝑠 =

𝑃𝑓𝑑

𝛾+

𝑉𝑓𝑑2

2𝑔

(16)

Dessa forma, pode-se calcular a altura manométrica total e duas formas. A

primeira geralmente usada em projeto de sistemas, dada pela seguinte equação.

𝐻 = ℎ𝑑 − ℎ𝑠 = (𝑍𝑑 − 𝑍𝑠) +

(𝑃𝑑 − 𝑃𝑠)

𝛾+ (ℎ𝑓𝑠 + ℎ𝑓𝑑)

(17)

A segunda alternativa é para uma bomba já em operação, no qual a altura

manométrica total é encontrada pelos valores de pressão e velocidade nos flanges de

sucção e descarga das bombas, como demonstrado abaixo.

𝐻 =

(𝑃𝑐 − 𝑃𝑏)

𝛾+

(𝑉𝑐2 + 𝑉𝑏

2)

2𝑔

(18)

29

Dessa maneira, dá-se o nome de curva do sistema uma curva que mostra a

variação da altura manométrica total com a vazão. Pode-se portanto analisar a equação

dividindo-a em dois termos. Um essencialmente estático, que não é função da vazão e

outro de fricção, diretamente proporcional a vazão.

𝐻 = (𝑍𝑑 − 𝑍𝑠) +

(𝑃𝑑 − 𝑃𝑠)

𝛾+ (ℎ𝑓𝑠 + ℎ𝑓𝑑)

(19)

Dessa maneira, a curva do sistema terá um perfil semelhante ao apresentado na

figura 8.

Figura 8. Curva do Sistema [7].

3.3. Bombas

3.3.1 Definição

Bombas são máquinas hidráulicas que conferem energia a um fluido com a

finalidade de transportá-lo de um ponto ao outro obedecendo às condições de processo.

Elas recebem energia de uma fonte motora qualquer e cedem parte desta energia ao

fluido sob a forma de energia de pressão, cinética ou ambas. Dessa forma, elas

H Estático H fricção

30

aumentam a pressão do fluido, a velocidade ou ambas grandezas [7]. A energia que de

fato é cedida ao fluido pode ser calculada pelo Teorema de Bernoulli e a relação entre a

energia cedida pela bomba ao fluido e a que foi recebida pela fonte motora fornecerá o

rendimento da bomba.

3.3.2 Tipos

3.3.2.1 Bomba dinâmica ou Turbobombas

São máquinas nas quais a movimentação do líquido é produzida por forças que

se desenvolvem na massa líquida em consequência da rotação do impelidor. O que

difere os tipos dessa bomba é a maneira como o impelidor cede essa energia. Nesse caso

podem ser:

a) Centrífugas: São bombas nas quais a energia é fornecida ao fluido

primordialmente sob a forma de energia cinética, sendo posteriormente

convertida em grande parte para energia de pressão. A energia cinética pode ter

origem puramente centrífuga ou arrasto, ou ambas, dependendo da forma do

impelidor. Posteriormente essa energia é convertida em pressão devido ao um

aumento de área na carcaça, podendo ser em voluta ou com pás difusoras.

Podem ser do tipo radial ou francis, dependendo do tipo de palheta do impelidor.

A figura 9 mostra um exemplo de uma bomba centrífuga.

b) Axial: São bombas nas quais a energia cinética é fornecida ao fluido por forças

de arrasto. Geralmente são empregadas quando se deseja uma vazão elevada

com cargas baixas.

c) Fluxo Misto: São bombas que fornecem energia ao fluido de forma

intermediária em relação as centrífugas e axiais. Dessa maneira, parte da energia

é fornecida devido a força centrífuga e parte devido ao arrasto.

d) Periférica ou Regenerativa: São bombas em que o fluido é arrastado através de

um impelidor com palhetas para sua periferia, de forma que a energia cinética é

convertida em energia de pressão pela redução de velociidade na carcaça.

31

Figura 9. Bomba Centrífuga [8].

3.3.2.2 Bomba Volumétrica ou de Deslocamento Positivo

São bombas em que a energia é fornecida ao líquido sob a forma de pressão, não

havendo necessidade de transformação. O líquido se movimenta a partir de um

elemento mecânico que se desloca, forçando o líquido a executar um movimento.

a) Alternativas: São bombas empregadas onde são necessárias cargas elevadas e

vazões baixas. Podem ser: Alternativas de Pistão, em que o órgão mecânico que

movimenta o líquido se deslocando é um pistão alocado dentro de um cilindro.

Alternativas de Êmbulo, que funciona semelhante a de pistão só que o aspecto

construtivo do órgão mecânico é diferente e Alternativa de Diafragma, em que o

órgão que fornece energia ao líquido é uma membrana acionada por uma haste

com movimento alternativo. Essas bombas são ilustradas na figura 10.

Figura 10. Bombas Alternativas: (A) Pistão, (B) Êmbolo e (C) Diafragma [8].

32

b) Rotativas: São bombas volumétricas comandadas por um movimento de rotação.

Podem ser de quatro tipos: Rotativas de Engrenagem, que consiste de duas rodas

dentadas que aprisiona o fluido nos vazios entre o dente e a carcaça e o empurra

pelos dentes, forçando-o a sair pela tubulação. Rotativa de Lóbulos, cujo

princípio de funcionamento é semelhante ao de engrenagem só que com lóbulos.

Rotativa de Parafusos, que consiste de dois parafusos sincronizados que empurra

o fluido, devido ao movimento de rotação e aos filetes do parafuso, para a parte

central onde é descarregado. Palhetas Deslizantes, que é composta de um rotor,

que possui ranhuras onde se alojam as palhetas, sendo o mesmo excêntrico ao

eixo da carcaça e, devido a sua rotação, o fluido aprisionado que fica

aprisionado nas câmaras formadas entre as palhetas e a carcaça. Essas câmaras

apresentam uma redução de volume no sentido do escoamento, gerando um

aumento de pressão no fluido. Essas bombas são ilustradas na figura 11.

Figura 11 . Bombas Rotativas: (A) Palhetas deslizantes, (B)Engrenagens, (C)Lóbulos e

(D)Parafuso [8].

3.3.3 Bombas Centrífugas

Como visto, para que a bomba centrífuga ceda energia ao fluido é necessário que

o impelidor execute um movimento de giro no qual ira movimentar o fluido,

aumentando sua velocidade. Para caracterizar a bomba são necessárias basicamente três

curvas principais: Carga (H) X Vazão(Q), Potência absorvida (Potabs) X Vazão(Q) e

Rendimento Total (η) X Vazão(Q).

33

Carga (H) X Vazão(Q)

A carga de uma bomba pode ser entendida como a energia por unidade de peso

que a bomba tem condições de fornecer ao fluido para uma determinada vazão. O perfil

dessa curva vai variar de acordo com as características de cada bomba, em geral podem

ter perfil inclinado, ascendente/descendente, altamente descendente, plana, estável ou

instável. A figura 12 ilustra uma curva descendente típica de uma bomba.

Figura 12. Curva Carga X Vazão [9].

Potência absorvida (Potabs) X Vazão(Q)

Em geral, dá-se uma maior atenção a potência absorvida pela bomba, uma vez

que essa é a potência requerida do acionador, portanto necessária para sua seleção. A

figura 13 apresenta uma curva típica desse tipo.

Figura 13. Curva Potência X Vazão [9].

34

Rendimento Total (η) X Vazão(Q)

O rendimento total, que é dado pelo produto entre os rendimentos hidráulicos,

volumétricos e mecânicos, pode ser também definido pela razão entre a potência útil

cedida do fluido e a potência absorvida pela bomba. Uma curva típica de rendimento de

uma bomba é apresentada na figura 14.

Figura 14. Curva Rendimento X Vazão [9].

3.3.4 Ponto de Trabalho e Fatores Modificadores

A determinação do ponto de trabalho da bomba, isto é, vazão, carga, potência

consumida e rendimento da bomba, é função das características da bomba e do sistema.

As curvas características das bombas são geralmente fornecidas pelos fabricantes e

normalmente expressam o comportamento operando com água.

Como visto, a bomba deve ser capaz de compensar a altura manométrica do

sistema, ou seja, compensar a altura geométrica entre os níveis dos reservatórios e a

linha da bomba, compensar a diferença de pressões entre os reservatório de sucção e

descarga, além de compensar as perdas existentes no circuito. Dessa maneira, o ponto

de trabalho da bomba será dado pela interseção da curva Carga (H) X Vazão(Q) da

bomba com a curva do sistema, conforme ilustrado na figura 15.

35

Figura 15. Determinação do Ponto de Trabalho [9].

Ainda assim, é necessário ressaltar que existem alguns fatores que alteram a

curva do sistema e as curvas das bombas, consequentemente alterando o ponto de

trabalho. A seguir são apresentados brevemente esses fatores

Fatores que modificam a curva do sistema:

Existem basicamente cinco fatores que contribuem para modificar a curva do

sistema.

Influência da natureza do líquido bombeado

Como, eventualmente, um mesmo sistema pode ser usado para bombear vários

tipos de líquidos, uma mudança nas propriedades de peso específico e viscosidade

implicariam em uma nova curva do sistema.

Influência da temperatura do líquido bombeado

Uma mudança na temperatura alteraria as propriedades do fluido como peso

específico, sendo necessário gerar uma outra curva.

Influência do nível do líquido

Qualquer alteração nos níveis do reservatório, ou mesmo a existência de um ponto

alto no recalque ou alterações substanciais de Zd e Zs ao longo de uma operação, vão

requerer que uma nova curva do sistema seja levantada.

36

Influência das pressões dos reservatórios

Uma modificação nas pressões dos reservatório alteraria o head estático,

alterando, assim, a curva do sistema.

Influência de alterações na linha de sucção e descarga

Qualquer alteração nas linhas terá influência na perda de carga do sistema.

Inclusive a operação muito comum que é o fechamento parcial de uma válvula de

descarga o que aumentaria a perda, deslocando a curva do sistema para a esquerda.

Fatores que modificam as curvas características:

Para as curvas características faz-se necessário avaliar o efeito de cinco fatores,

a saber:

Efeito da mudança de rotação

O efeito da mudança de rotação pode ser deduzido pela análise dos grupos Pi

dimensionais. Sendo assim, considerando um dado fluido, e mantido o diâmetro do

impelidor constante, existe uma proporcionalidade entre os valores de Q, H e Potência

com a rotação. Tais relações são apresentadas abaixo.

𝑄2

𝑄1=

𝑁2

𝑁1

(20)

𝐻2

𝐻1= (

𝑁2

𝑁1)2

(21)

𝑃𝑜𝑡2

𝑃𝑜𝑡1= (

𝑁2

𝑁1)3

(22)

Efeito da mudança do diâmetro do impelidor

Para bombas cuja única variação ocorre no diâmetro do impelidor,

permanecendo-se constantes as outras grandezas físicas, as equações abaixo são

aplicáveis.

𝑄2

𝑄1=

𝐷2

𝐷1

(23)

𝐻2

𝐻1= (

𝐷2

𝐷1)2

(24)

37

𝑃𝑜𝑡2

𝑃𝑜𝑡1= (

𝐷2

𝐷1)3

(25)

Efeito da Natureza do Líquido

O líquido tem influência nas curvas da bomba através das propriedades da massa

específica e viscosidade absoluta. A massa específica altera diretamente a potência

absorvida. Já a viscosidade terá influência direta em todas as curvas. Dessa maneira, a

operação de correção das curvas operando com fluidos viscosos é realizado mediante a

utilização da carta editada pelo Hydraulic Institute, fornecida na figura 16. Em geral, os

fabricantes oferecem as curvas características da bomba operando com água, sendo

assim, faz-se necessário realizar a correção nessas curvas utilizando a carta.

Figura 16. Carta de correção das curvas para bombas operando com fluidos Viscosos [7].

38

O procedimento para realizar a correção é apresentado a seguir:

a) Localizar na curva fornecida qual a vazão para o ponto de máximo eficiência

(Qnw).

b) Calcular 0,6xQnw, 0,8xQnw, 1xQnw e 1,2xQnw e verificar na carta, olhando

nas devidas curvas de capacidade e viscosidade, quais os valores de CE, CQ e

CH’s.

c) Multiplicar os valores de vazão pelos valores de CQ, os valores de eficiência

pelos de QE e os valores de Head pelos de CH.

d) Traçar a nova curva QviscxHvisc, podendo utilizar o mesmo Head de shutoff

(vazão nula) da água. Para a curva de eficiência, basta utilizar os valores

calculados no item anterior. Já para a potência, basta-se aplicar quatro vezes a

equação:

𝑃𝑜𝑡𝑣𝑖𝑠𝑐 =

𝑄𝑣𝑖𝑠𝑐 . 𝐻𝑣𝑖𝑠𝑐 . 𝑑

3960. 𝑛𝑣𝑖𝑠𝑐

(26)

Efeito do tempo de serviço

Sabe-se que o tempo terá um efeito de desgastar os componentes, alterando

dessa maneira o desempenho da bomba. Dessa maneira, as curvas das bombas irão se

alterar, necessitando assim, quando preciso, levantar uma nova curva da bomba

mediante a realização de algum teste.

3.3.5 Cavitação

A cavitação é um fenômeno que ocorre quando, em algum ponto de um sistema

de bombeamento, a pressão absoluta atinge um valor inferior à pressão de vapor do

líquido. Isso fará com que haja a formação de bolhas no sistema que seguem pelo fluxo

do fluido bombeado. Quando essa mistura encontra um outro ponto onde a pressão é

superior a pressão de vapor, tais bolhas irão colapsar o que irá acarretar um onda de

choque que irá gerar um desgaste dos componentes da bomba, sobretudo o rotor. Umas

das principais consequências da cavitação, além do desgaste, é geração de ruído e a

indução de vibração na bomba [7].

A quantidade de energia absoluta por unidade de peso que existe no flange de

sucção da bomba, acima da pressão de vapor é chamado de NPSH (Net Positive Suction

Head) disponível, que matematicamente pode ser expresso pela equação 27.

39

𝑁𝑃𝑆𝐻𝑑𝑖𝑠𝑝 = ℎ𝑠 +

𝑃𝑎 − 𝑃𝑣

𝛾

(27)

Na equação 𝑃𝑣 é pressão de vapor do fluido na temperatura de bombeio, 𝑃𝑎 a

pressão atmosférica local, ℎ𝑠 é a altura manométrica de sucção e 𝛾 o peso específico.

Além do NPSHdisp, existe ainda a quantidade mínima de energia absoluta por unidade de

peso acima da pressão de vapor requerida que deve existir no flange de sucção para que

não ocorra cavitação. A essa quantidade dá-se o nome de NPHS requerido (NPSHreq) e é

função apenas das características da bomba e, de certo modo, do fluido bombeado.

Sendo assim, para que não ocorra cavitação, é necessário que o NPSH

disponível seja maior que o NPSH requerido. Entretanto, é comum adotar um

coeficiente de segurança de maneira a trabalhar com uma condição operacional que

garanta que tal fenômeno não ocorra. Dessa maneira, utiliza-se na prática para bombas

de pequeno porte a seguinte margem de segurança [7]:

𝑁𝑃𝑆𝐻𝑑𝑖𝑠𝑝 ≥ 𝑁𝑃𝑆𝐻𝑟𝑒𝑞 + 0,6𝑚 (28)

4. Ferramenta

Para realizar a seleção da bomba, desenvolveu-se uma ferramenta capaz de, uma

vez inseridas as condições do processo, levantar a curva do sistema e, a partir dessas

informações, auxiliar na escolha do modelo da bomba, corrigir as curvas características,

além de indicar os materiais mais indicados para construção dos componentes da bomba

com base em normas específicas. A mesma foi desenvolvida pensando em sua aplicação

a sistemas operando com petróleo e derivados em escoamentos monofásicos. Toda a

ferramenta foi desenvolvida em Microsoft Excel®, por apresentar uma interface

amigável e por fazer parte de um pacote amplamente disponível em quase todos os

sistemas de computadores. Para facilitar o uso da ferramenta, a mesma foi dividida em

sete abas principais, cada um com uma determinada funcionalidade e seguindo uma

ordem lógica de utilização. A figura 17 apresenta a página inicial da ferramenta, com

sete botões, cada um permitindo acesso a uma determinada funcionalidade da

ferramenta.

40

Figura 17. Página Inicial da ferramenta.

A seguir é apresentada a função básica de cada funcionalidade que,

posteriormente, serão discutidos em maiores detalhes.

Cálculo do Sistema: Essa aba permite inserir as condições de processo, como vazão,

altura dos reservatórios, pressões dos reservatórios, características das linhas

(comprimento, diâmetro e acidentes), características do fluido de trabalho (massa

específica, peso específico e pressão de vapor) levantando assim a curva do sistema.

Indicação de Bombas: Essa aba permite que a ferramenta indique, com base nas

condições de processo calculadas na aba anterior, os tipos de bomba mais adequadas

para satisfazê-las. Para isso, tais condições são confrontadas com uma biblioteca que

contém características de algumas bombas de um determinado fabricante (Sulzer ®).

Correção das Curvas: Nessa aba o usuário insere as curvas características da bomba

selecionada e a aba faz as devidas correções com base na viscosidade do fluido e com o

diâmetro de impelidor e rotação selecionados.

Recomendações Materiais API: Com base no tipo de serviço que a bomba irá operar,

essa aba permite verificar quais os materiais indicados para cada componente da bomba

com base na norma API 610 (American Petroleum Institute 610 - Centrifugal Pumps

For Petroleum Petrochemical and Natural Gas Industries)

41

Resultados: Essa aba contém a coletânea de todos os resultados calculados

anteriormente apresentados de maneira ordenada, permitindo ao usuário gerar um

arquivo PDF contendo todos os resultados.

Conversão: Essa aba serve de apoio permitindo realizar conversões de unidade, de

maneira que o usuário possa inserir na ferramenta os valores com as unidades

adequadas.

Ajuda: Essa aba tem com objetivo orientar o usuário acerca da utilização da ferramenta.

Além dessas funcionalidade, presentes nessas sete abas principais, a ferramenta

apresenta uma biblioteca com inúmeras informações, como tabelas de perda de carga,

dados de bombas, tabelas de conversão de diâmetros etc, que ficam ocultas para o

usuário, mas que são acessadas automaticamente pela própria ferramenta para fazer os

cálculos.

4.1 Cálculo do Sistema

Como visto anteriormente, a curva do sistema indica qual a energia por unidade

de peso que o sistema está solicitando de uma bomba em função da vazão bombeada. O

seu cálculo inclui um termo essencialmente estático e um que varia de acordo com a

vazão requerida, conforme observado na equação 17.

Dessa forma, inicialmente o usuário insere características gerais do sistema,

como pressão do reservatório de sucção e descarga, altura mínima do reservatório de

sucção, altura máxima do reservatório de descarga, massa e peso específicos do fluido

que passa pela bomba. Importante ressaltar que todos os dados inseridos devem

representar a condição mais crítica do processo, uma vez que é com base nessa condição

que a bomba é selecionada. As alturas dos reservatórios são tomadas como mínimas e

máximas para os de sucção e descarga, respectivamente, pois representa uma condição

mais crítica para a bomba, assim como as pressões. A figura 18 ilustra a tabela com os

dados que o usuário deve inserir.

Figura 18. Dados iniciais a serem inseridos pelo usuário.

Termo Valor Unidade

Vazão (Q) m3/h

Altura mínima do nível do reservatório de Sucção (Zs) m

Altura máxima do nível do reservatório de Descarga (Zd) m

Pressão mínima do Reservatório de Sucção (Ps) Kgf/cm2

Pressão máxima do Reservatório de Descarga (Pd) Kgf/cm2

Massa específica do fluido Kg/m3

Peso específico do fluido N/m3

Viscosidade Pa.s

Temperatura de Bombeio °C

Pressão de Vapor Kgf/cm2

CARACTERÍRICAS

GERAIS

42

Em sequência, descendo a barra de rolagem, o usuário irá inserir as

características das linhas de sucção e descarga necessárias ao cálculo das perdas de

carga. Não necessariamente a linha que irá ligar o reservatório de sucção a sucção da

bomba terá a mesma característica, ou seja, o diâmetro, o material da tubulação ou o

fluido que irá passar naquele determinado trecho poderá variar. O mesmo vale para

linha que liga a descarga da bomba ao reservatório de descarga. Para isso, a ferramenta

permite calcular as perdas para até cinco trechos diferentes para a sucção e cinco trechos

diferentes para descarga, cada um com características próprias. Para que a ferramenta

realize os cálculos, não necessariamente as cinco tabelas precisam estar preenchidas,

apenas uma para sucção e uma para descarga. A figura 19 mostra os dados que devem

ser inseridos pelo usuário para cada trecho.

Figura 19. Acidentes a serem inseridos pelo usuário.

Com isso o usuário deve inserir, para cada trecho, o fluido de trabalho com suas

propriedades, o material da tubulação, o comprimento total de tubulação retilínea, o

diâmetro nominal da tubulação, os acidentes existentes naquele determinado trecho e

suas quantidades, além de outras perdas de energia que possam existir expressas com

altura. Esses dados são inseridos tanto para a sucção quanto para a descarga. A curva do

Termo Valor Unidade

Fluido

Temperatura de Bombeio °C

Viscosidade Pa.s

Pressão de Vapor Pa

Massa específica Kg/m3

Peso específico N/m3

Termo Valor Unidade

Material da Tubulação

Comprimento total de tubulação da Sucção (Ls) m

Diâmetro Nominal da Tubulação in

Acidentes Quantidade

a. Joelho raio curto

b. Joelho raio longo

c. Curva pequena

d. Curva grande

e. Tê - fluxo pelo ramal

f. Tê - Fluxo direto

g. Válvula de Gaveta

h. Válvula Globo à 90ª

i. Válvula Globo à 60ª

j. Válvula Globo à 45ª

k. Válvula de Retenção (Portinhola)

l.Válvula de Retenção (Levantamento)

m. Válvula de Esfera

n. Válvula Borboleta

o. Saída

p. Entrada Reentrante

q. Entrada Borda Viva

r. Entrada Arredondada

Outras Perdas Unidade

m

PERDAS

SUCÇÃO1

43

sistema é então levantada a partir de 14 pontos, calculados para diferentes vazões,

expressas como múltiplos da vazão de projetos (Qproj). Dessa forma, adotou-se os

seguintes valores: 0xQproj, 0,1xQproj, 0,2xQproj, 0,3xQproj, 0,4xQproj, 0,5xQproj, 0,6xQproj,

0,7xQproj, 0,8xQproj, 0,9xQproj, 1,0xQproj, 1,1xQproj, 1,2xQproj e 1,3xQproj. A seguir é

apresentado o passo-a-passo executado pela ferramenta para calcular a perda de carga e

levantar da curva do sistema.

a) Cálculo do Número de Reynods

Para a determinação da perda existente em cada ponto, a planilha calcula

inicialmente as velocidades a partir das vazões. Para isso, é necessário utilizar o

diâmetro interno do trecho em questão, conforme expresso na equação 29. No

momento que o usuário clica para preencher o diâmetro do trecho, uma lista suspensa é

aberta, indicando os diâmetros nominais de tubulação normalizados, como indicado na

figura 20. No momento em que um desses diâmetros é selecionado, a planilha irá

confrontar automaticamente esse diâmetro nominal com a tabela de conversão de

diâmetro nominal para diâmetro interno que faz parte da biblioteca da ferramenta. Essa

conversão é dada pela Norma ANSI B36.10, conforme indicada na tabela 9. Sendo

assim, serão calculadas automaticamente as velocidades para os catorze pontos de vazão

utilizando-se o diâmetro interno.

𝑉 =

𝑄

𝐴=

𝑄

𝜋𝑑2

4⁄

(29)

Figura 20. Lista suspensa com os diâmetros nominais normalizados de tubulação.

44

Tabela 9. Conversão de Diâmetro Nominal para Diâmetro interno, conforme norma ANSI

B36.10 [10].

De posse das velocidades para cada vazão, a planilha realiza o cálculo do

número de Reynolds para cada vazão, conforme presente na equação 7.

b) Cálculo do fator de atrito

Como visto, o fator de atrito pode ser calculado a partir do ábaco de Moody,

sabendo-se o número de Reynolds e a rugosidade relativa. De maneira que a planilha

pudesse realizar o cálculo de maneira automática, sem a necessidade de consultar

tabelas ou ábacos, o cálculo do fator de atrito utilizado na equação da perda de carga é

calculado de forma explícita através da equação de Churchill que cobre toda a faixa de

números de Reynolds [11], conforme equações 30, 31 e 32.

𝑓 = 8[(8 𝑅𝑒⁄ )12 + 1 (𝐴 + 𝐵)1,5]⁄1 12⁄

(30)

𝐴 = [2,457𝐿𝑛 (

1

(7 𝑅𝑒⁄ )0,9 + 0,27 𝜖 𝐷⁄)]16

(31)

𝐵 = (37530 𝑅𝑒⁄ )16 (32)

45

Como pode-se verificar pelas equações 30,31 e 32, o fator de atrito é função do

número de Reynolds e da velocidade. O número de Reynolds é calculado conforme

apresentado no item anterior. Já a rugosidade é determinada a partir do material que

compõe aquele determinado trecho e o seu diâmetro. No momento que o usuário clica

na célula para inserir o material da tubulação uma lista suspensa é aberta indicando os

possíveis materiais daquele determinado trecho, conforme indicado na figura 21. Uma

vez selecionado um determinado material, a planilha irá ler automaticamente a

rugosidade, conforme dado pela tabela 5 que também faz parte da biblioteca da

ferramenta, e irá inseri-la na fórmula de Churchill para calcular o fator de atrito. É

importante ressaltar que para cada um dos catorze pontos de vazão, haverá um fator de

atrito específico.

Figura 21. Lista suspensa com os materiais de tubulação.

c) Cálculo da Perda de Carga

No momento em que o usuário seleciona o diâmetro nominal da tubulação, a

planilha indica qual o valor de cada comprimento equivalente de cada acidente para

aquele determinado diâmetro, uma vez que as tabelas 6, 7 e 8 fazem parte da biblioteca

de dados da ferramenta. Dessa maneira, sabendo-se qual o valor do comprimento

equivalente e a quantidade de cada acidente, a planilha consegue determinar qual o

comprimento equivalente total daquele determinado trecho somando os valores dos

comprimentos equivalentes de cada acidente com o comprimento do trecho retilíneo. A

figura 22 ilustra um exemplo do cálculo realizado pela ferramenta para um trecho de

tubulação de quatro polegadas.

46

Figura 22. Exemplo do cálculo realizada pela ferramenta para um diâmetro nominal de

4”.

Sendo assim, de posse dos valores de velocidade, comprimento total

equivalente, fator de atrito e diâmetro interno, a planilha realiza o cálculo da perda de

carga através da equação de Darcy-Weisbach. A esse valor é somado o valor de outras

perdas que é inserido diretamente pelo usuário expresso como altura, obtendo-se assim

o valor da perda de carga total para cada ponto.

d) Cálculo da Altura Manométrica Total

Sabendo-se as pressões dos reservatórios, suas respectivas alturas de nível em

relação a linha da bomba, as propriedades dos fluidos e as perdas de carga, a planilha é

capaz de calcular a altura manométrica total subtraindo-se o head de descarga pelo head

de sucção para cada valor de vazão.

4.2 Indicação dos Modelos

Não existe um critério único e absoluto na definição do tipo de bomba que

melhor atenda uma determinada aplicação. Os fabricantes costumam indicar faixas de

operação para cada tipo de bomba e, dentro de cada tipo, existem modelos que podem

ser escolhidos com base em critérios de projeto, como por exemplo custo. A

funcionalidade “Indicação de Modelos” da ferramenta auxilia na determinação do tipo

Acidentes - Sucção fator Quantidade Total

a. Joelho raio curto 3,2 20 64

b. Joelho raio longo 2,13 0 0

c. Curva pequena 1,68 0 0

d. Curva grande 3,05 0 0

e. Tê - fluxo pelo ramal 6,1 0 0

f. Tê - Fluxo direto 2,13 10 21,3

g. Válvula de Gaveta 1,37 25 34,25

h. Válvula Globo à 90ª 36,59 6 219,54

i. Válvula Globo à 60ª 18,29 0 0

j. Válvula Globo à 45ª 14,63 0 0

k. Válvula de Retenção (Portinhola) 13,72 1 13,72

l.Válvula de Retenção (Levantamento) 15,24 0 0

m. Válvula de Esfera 1,98 0 0

n. Válvula Borboleta 4,57 0 0

o. Saída 6,1 4 24,4

p. Entrada Reentrante 4,88 0 0

q. Entrada Borda Viva 3,05 2 6,1

r. Entrada Arredondada 1,52 3 4,56

Leq 387,87

Ltotal 627,87

47

de bomba com base nas condições de projeto calculadas na aba anterior. Para isso, essa

aba importa as seguintes informações da aba precedente: vazão de projeto, head de

projeto, temperatura de bombeio e viscosidade do fluido, conforme indicado na figura

23. Grande parte dos fabricantes utilizam tais critérios para determinar os tipos de

bomba que atendem a determinadas condições.

Para ser capaz de indicar quais os tipos mais recomendados de bombas para

atender um determinado processo, adicionou-se dados de um determinado fabricante à

biblioteca da ferramenta, conforme indicado no anexo 1. Dessa maneira, no momento

que o usuário clicar no botão “Indicar tipos”, a planilha irá confrontar essas condições

com a faixa de operação de cada tipo de bomba do fabricante que consta na

biblioteca de dados da ferramenta e irá preencher automaticamente os determinados

tipos, o fabricante e a orientação das bombas que satisfazem às condições de processo.

Figura 23. Tela para seleção dos tipos de bomba.

É válido ressaltar que, após a indicação dos possíveis tipos de bomba, caberá ao

usuário escolher qual determinado modelo é mais indicado para o projeto, conforme os

critérios próprios, como custo, facilidade de instalação, operação etc. Dessa forma, a

ferramenta atua como um instrumento para guiar na escolha da bomba e facilitar nas

decisões do usuário.

Vazão Projeto 0 m3/h

Head Projeto #DIV/0! m

Temperatura 0 °C

Viscosidade #DIV/0! cSt

Modelo Fabricante Orientação

TIPOS DE BOMBAS ADEQUADOS

Indicar tipos

MENU

48

4.3 Correção das Curvas

Uma vez escolhido o modelo da bomba, com base na indicação do tipo no item

anterior e nos critérios de projeto, o usuário deve inserir as curvas características na

ferramenta, de modo que ela possa realizar a s devidas correções. Nesse caso são

necessários seis pontos de vazão, head, eficiência, potência e NPSHreq para que a

planilha possa levantar as curvas da bomba. Além disso, é necessário que o usuário

indique os diâmetros máximo, mínimo e o referente aquela determinada curva, além da

rotação referente a curva, a vazão e o head do BEP (Ponto de maior eficiência) e o

fluido de trabalho, que em geral é água, conforme fornecido pelo fabricante. A figura 24

ilustra um exemplo de curva levantada na ferramenta.

Figura 24. Exemplo da tela para inserir os dados do modelo da bomba selecionada.

Conforme visto no item 3.3.4, existem alguns fatores que irão modificar o perfil

dessas curvas. Como a ferramenta é destinada a seleção e cálculo de sistemas de

bombas de refino de petróleo, a grande maioria dos fluidos de trabalho são viscosos.

Dessa forma, a primeira modificação realizada pela planilha é a modificação devido à

viscosidade do fluido. Os fatores de correção podem ser obtidos a partir da carta de

correção de curvas do Hydraulic Institute (Figura 16). Entretanto, como o objetivo da

ferramenta é que realizar os cálculos de maneira automática, utilizou-se equações que

descrevem tais curvas. Para os cálculo dos fatores de correção, deve-se determinar

certas variáveis intermediárias que foram determinadas por Prado (2007) [12], dadas

pelas equações 33 e 34.

Diâmetro da Curva 389 mm

Q (m3/h) Head (m) Eficiência (n) Potência (KW) NPSHreq (m) Diâmetro Máximo 405 mm

1 0 590 0 140 4 Diâmetro Mínimo 305 mm

2 40 580 36 180 4 Rotação 3570 rpm

3 60 572 48 200 4 NPSHreq/Vazão proj 4,3 m

4 80 562 54 220 4 Líquido Água

5 100 550 58 250 4,5

6 120 525 60 280 5 Hbep 510 m

Qbep 128,4 m3/h

Dados do Fabricante

DADOS DO FABRICANTE

0

10

20

30

40

50

60

70

520

530

540

550

560

570

580

590

600

0 20 40 60 80 100 120 140

Efic

iên

cia

(%)

He

ad (

m)

Vaz]ao (m3/h)

Head - Água

0

50

100

150

200

250

300

0 20 40 60 80 100 120 140

Po

tên

cia

(KW

)

Vazão (m3/h)

Potência - Água

0

1

2

3

4

5

6

0 20 40 60 80 100 120 140

NP

SHre

q (

m)

Vazão (m3/h)

NPSHreq - Água

MENU

49

𝑦 = −7,5946 + 6.6504 𝑙𝑛(𝐻𝑏𝑒𝑝) + 12,8429ln (𝑄𝑏𝑒𝑝) (33)

𝑧 = exp (

39,5276 + 26,5605 ln(𝑣) − 𝑦

51,6565)

(34)

Onde, 𝑣 é a viscosidade do fluido em centistokes (cstk). Dessa forma, os fatores de

correção podem ser calculados como descrito pelas equações 35-40.

𝐶𝑞 = 1 − 10−4. (40,327𝑧 + 1,724𝑧2) (35)

𝐶𝑛 = 1 − 10−4. (330,75𝑧 − 2,8875𝑧2) (36)

𝐶ℎ1 = 1 − 10−5. (368𝑧 + 4,36𝑧2) (37)

𝐶ℎ2 = 1 − 10−5. (447,23𝑧 + 4,18𝑧2) (38)

𝐶ℎ2 = 1 − 10−5. (700𝑧 + 1,41𝑧2) (39)

𝐶ℎ3 = 1 − 10−5. (901𝑧 + 1,31𝑧2) (40)

O procedimento para realizar a correção é feito da seguinte maneira.

Inicialmente é determinada a equação que descreve as curvas de Head e eficiência da

bomba pela vazão, através da função do Excel =ÍNDICE(PROJ.LIN(;^{1;2;3});1) que

indica as constantes da equação de 3º grau que representa cada uma das curvas,

conforme indicado nas equações 41 e 42.

𝐻 = 𝑓(𝑄) = 𝑎3𝑄3 + 𝑎2𝑄2 + 𝑎1𝑄 + 𝑎0 (41)

η = 𝑓(𝑄) = 𝑎3′𝑄3 + 𝑎2′𝑄2 + 𝑎1′𝑄 + 𝑎0′ (42)

Em seguida são calculados os valores correspondentes de Head e Eficiência para

0,6Qbep, 0,8Qbep, 1,0 Qbep, e 1,2 Qbep, com base no valor de vazão do BEP inserido pelo

usuário. De posse das equações especificadas acima, é possível encontrar o Head e

eficiência e o NPSH para esses valores de vazão. Posteriormente são calculados os

fatores de correção com base nas variáveis intermediárias e os mesmos são aplicados

aos valores encontrados anteriormente para esses quatro pontos vazão. A figura 25

ilustra um exemplo de curvas corrigidas pela ferramenta.

Sendo assim, é possível levantar as novas curvas características das bombas, a

partir dos quatro pontos determinados, além de mais um ponto referente a vazão zero no

qual são aplicados os valores para condição com fluido de trabalho água. É importante

50

ressaltar que a recomendação é não realizar modificações nas curvas de NPSHreq [7],

portanto, tal curva é mantida a mesma.

Figura 25 . Exemplo da tela com os valores corrigidos para a viscosidade do fluido.

Outros fatores podem afetar as curvas características das bombas como o

diâmetro do impelidor e a rotação de trabalho. Em geral, faz-se uso da modificação

desses parâmetros de maneira que o ponto de projeto da bomba seja o seu ponto de

trabalho. Ainda na funcionalidade de correção das curvas, o usuário pode alterar o

diâmetro e a rotação da bomba de maneira que as curvas do sistema e da bomba se

interceptem no ponto de trabalho. Para isso, são plotadas no mesmo gráfico a curva do

sistema, a curva da bomba e uma curva referência, que intercepta a curva do sistema

exatamente no ponto de trabalho, conforme ilustrado na figura 26.

Figura 26 . Exemplo da tela com os valores corrigidos para o diâmetro e rotação.

Fluido

Viscosidade 0,0004 Pa.s

Q (m3/h) Head (m) Eficiência (n) Potência (KW) NPSH(m3)

1 0,0 590,0 0,0 140 4,004140787

2 77,0 564,6 53,2 160,3829156 4,06502937

3 102,7 545,3 58,2 188,5294107 4,475740967

4 128,3 512,8 59,9 215,5506376 5,387907058

5 154,0 462,8 59,8 233,6482039 6,985275719

CURVAS CORRIGIDAS - VISCOSIDADE

Nafta Bruta

Curva Corrigida

52,0

53,0

54,0

55,0

56,0

57,0

58,0

59,0

60,0

61,0

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0 180,0

He

ad (

m)

Vazão (m3/h)

Head - Fluido de Trabalho

0

50

100

150

200

250

0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0 180,0

Po

tên

cia

(KW

)

Vazão (m3/h)

Potência- Fluido de Trabalho

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 160,0 180,0

NP

SHre

q (

m)

Vazão (m3/h)

NPSHreq - Fluido de Trabalho

OCULTAR CÁLCULOS

MOSTRAR CÁLCULOS

Diâmetro da Curva 389 mm

Diâmetro Máximo 405 mm

Diâmetro Mínimo 305 mm

Rotaçãoda curva 3570 rpm

Diâmetro final 389 mm

Rotação Final 3570 rpm

Referência

Q (m3/h) Head (m) Eficiência (n) Potência (KW) Head ref(m)

1 0,0000 590,0000 0,0000 140,0000 559,1455848

2 76,9942 564,6299 53,1637 160,3829 559,1455848

3 102,6590 545,2847 58,2361 188,5294 559,1455848

4 128,3237 512,7886 59,8753 215,5506 559,1455848

5 153,9884 462,7848 59,8213 233,6482 559,1455848

Curva Corrigida

CORREÇÃO DIÂMETRO/ROTAÇÃO

0,0

100,0

200,0

300,0

400,0

500,0

600,0

700,0

800,0

900,0

1000,0

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

He

ad (

m)

Vazão (m3/h)

Curva Características X Sistema

AMT

Referência

Curva Corrigida

51

Para isso, na célula referente ao diâmetro final, no momento que o usuário a

seleciona, é mostrada uma lista suspensa com os possíveis diâmetros de impelidor. A

planilha contém o diâmetro máximo permitido para o impelidor, inserido pelo usuário,

e, a partir dessa diâmetro, gera uma lista suspensa variando tal valor em 100mm, de 1

em 1mm, conforme ilustrado na figura 27. Dessa forma, o usuário deve ficar atento para

não preencher com um valor que seja inferior ao diâmetro mínimo do modelo inserido.

Além da lista para o diâmetro, também é mostrada uma lista suspensa com as rotação

possíveis pela bomba, na qual está contida a rotação da curva inserida pelo usuário e

outras rotações padrões, conforme ilustrado na figura 28.

Figura 27. Lista suspensa com possíveis diâmetros.

Figura 28. Lista suspensa com possíveis rotações.

Sendo assim, o usuário deve variar os valores de diâmetro e/ou rotação de

maneira que a curva característica da bomba coincida com a ponto de trabalho, que no

gráfico é indicado pela interseção da linha referência de projeto com a curva do sistema.

A figura 29 ilustra um exemplo de duas curvas, cada um com um diâmetro. Pode-se

perceber que para esse exemplo o diâmetro indicado para impelidor para estar no ponto

de projeto deve ser 268 mm.

52

Figura 29. Curvas com diferentes diâmetro de impelidor. (A) 295mm e (B) 268mm.

Ao final dessa aba são indicadas as curvas finais da bomba, já corrigidas pela

viscosidade e pelo diâmetro e rotação. Além disso, ainda nessa funcionalidade, a

ferramenta faz uma avaliação da cavitação, comparando o NPSHdisp, determinado na aba

“Cálculo do Sistema” com o valor de NPSHreq inserido pelo usuário anteriormente.

Nesse caso, a planilha utiliza o critério expresso no item 3.3.5, equação 28, e indica

automaticamente se ocorrerá ou não cavitação, conforme indicado na tabela 10. É

importante ressaltar que, apesar da equação ser adequada para bombas de pequeno

porte, ela foi adotada na ferramenta como critério para avaliar a cavitação.

Tabela 10. Exemplo de avaliação de cavitação feita pela ferramenta.

NPSHdisp NPSHreq Avaliação

22,4 4,3 Não ocorre cavitação

4.4 Recomendações de Materiais API

A norma API 610 é aplicável a bombas para indústria do petróleo (petróleo,

petroquímica e fertilizantes) [13]. As bombas que atendem a essa norma são conhecidas

como de serviço pesado, devido ao rigor da norma e consequente qualidade da bomba.

Como a ferramenta é aplicável para selecionar bombas que operam com petróleo e/ou

derivados, tal norma é de profunda relevância para o presente trabalho.

Uma das recomendações da norma é em relação ao material recomendado para a

bomba que é função do tipo de serviço, conforme indicado nas figuras 30. A partir dessa

classe de material é possível determinar os materiais para cada componente da bomba,

conforme Anexo 2.

53

Figura 30. Materiais indicados pela Norma API 610 em função do tipo de serviço.

Tais dados foram inseridos na ferramenta e fazem parte de sua biblioteca. Sendo

assim, o usuário, ao selecionar um determinado tipo de serviço, dentre os listados na

lista suspensa (figura 31), a planilha irá retornar os materiais recomendados para cada

componente, conforme exemplificado na figura 32

Figura 31. Lista suspensa com os diferentes tipos de serviços listados pela norma API 610.

54

Figura 32. Materiais recomendados pela norma API 610 para um determinado tipo de

serviço.

4.5 Resultados

Essa aba apresenta um resumo de todas as informações relevantes obtidas nas

abas anteriores, como os principais dados de projeto, a curva do sistema, o ponto de

trabalho, as curvas características da bomba e os materiais recomendados pela Norma

API 610 para cada componente da bomba. Todas as informações são apresentadas de

maneira ordenada no formato de um relatório. Adicionou-se um botão que permite que

o usuário, ao clicar, insira um nome para o relatório e gere uma versão *PDF contendo

todas essas informações.

4.6 Conversão

Essa aba serve de apoio para o usuário, caso o mesmo queria realizar alguma

conversão de unidade. Nela é possível realizar modificações de massa, comprimento,

temperatura, volume, vazão, pressão, viscosidade absoluta, viscosidade cinética, massa

específica e potência.

4.7 Ajuda

Essa aba tem como objetivo orientar o usuário em relação ao uso da ferramenta.

Sempre que houver alguma dúvida sobre uma determinada funcionalidade ou seu

preenchimento, o usuário poderá recorrer a essa aba.

Serviço

Peça Material1 Carcaça Sobre Pressão Aço-C

2 Partes Internas da Carcaça 12% Cromo

3 Impelidor 12% Cromo

4 Anéis de Desgaste da carcaça 12% Cr Endurecido

5 Anéis de Desgaste do impelidor 12% Cr Endurecido

6 Eixo Aço AISI 4140

7 Luva do eixo (se for gaxeta) Carbureto Tungstênio sobre 12% Cromo

8 Luva do eixo (se for selo) Aço Inox 18-8 ou 12% Cromo

9 Bucha de Garganta 12% Cr Endurecido

10 Luvas interestágios 12% Cr Endurecido

11 Bucha Interestágio 12% Cr Endurecido

12 Anel de Lanterna (gaxeta) Ferro Fundido

13 Sobreposta com gaxeta ou selo Aço Carbono

14 Prisioneiro ou parafusos da sobreposta Aço AISI 4140

15 Prisioneiro da carcaça Aço AISI 4140

16 Junta da Carcaça Aço Inox 18-8 amianto forrado

Nafta - 232,2°C<T<371,1°C

RECOMENDAÇÕES API DE MATERIAIS

MENU

55

5. Estudo de Caso – Unidade de Produção de Nafta

O estudo de caso do presente trabalho é uma unidade de produção de Nafta de

uma refinaria de petróleo. Para isso, fez-se a análise do processo de maneira a fazer a

seleção de três bombas utilizando a ferramenta desenvolvida de maneira a verificar se

os cálculos e a seleção estariam próximas ao caso real, com o intuito de validá-la,

comparando com as bombas presentes na unidade.

A unidade de produção como um todo é divida em dois blocos com funções

distintas, conforme ilustrado na figura 33. O primeiro é a Unidade de Pré-Tratamento

tem por objetivo remover e/ou reduzir a níveis aceitáveis os teores de contaminantes

presentes na nafta bruta a ser processada na seção de reforma catalítica, sem

comprometer a vida útil do catalisador bi-metálico de reforma. Os principais

contaminantes a serem eliminados são o enxofre, olefinas, metais, água, compostos

nitrogenados, oxigênio e cloreto orgânico

O segundo bloco é a Unidade de Reforma Catalítica propriamente cuja função é

obter uma gasolina de elevado índice de octanas, através das reações envolvendo

catalisadores. O catalisador é do tipo bi-metálico (Platina-Rênio) suportado em alumina

e bi-funcional, contendo sítios ácidos e metálicos. O sítio ácido é obtido pela injeção de

compostos organoclorados na carga da reforma, TCE (tricloroetano) ou DCE

(dicloroetano).

Figura 33. Fluxograma do Processo da Unidade.

56

De maneira a facilitar o entendimento dos cálculos realizados, dividiu-se a

planta toda em três sistemas, cada um de uma determinada bomba. Os sistemas 1 e 2

pertencem ao bloco da Unidade de Pré-Tratamento e o sistemas 3, ao bloco da Unidade

de Reforma Catalítica. Para cada sistema será dada uma breve explicação dos

equipamentos que o compõem e suas funções, além dos dados de cada processo.

Posteriormente será apresentado o passo-a-passo dos cálculos realizados na ferramenta,

o modelo de bomba escolhido, as correções nas curvas e os materiais indicados para

construção.

5.1 Premissas para os cálculos

Antes de inserir os dados de processo na ferramenta, certas premissas foram

tomadas de maneira a permitir que os cálculos pudessem ser feitos, além de estabelecer

critérios lógicos para escolha da bomba. Sendo assim, as seguintes premissas foram

tomadas:

1) As perdas de carga nos equipamentos foram consideradas como sendo

proporcionais ao quadrado da vazão, da seguinte forma:

∆𝑃 𝛼 𝑄2 → ∆𝑃 = 𝑘. 𝑄2 (43)

Seria inadequado considerar as perdas nos equipamentos como perdas estática,

independentes da vazão. Como a própria equação de Darcy-Weisbach expressa, essas

perdas são proporcionais ao quadrado da velocidade, portanto ao quadrado da vazão.

Dessa maneira, sabendo-se a diferença de pressão entre a entra e a saída do

equipamento e o peso específico do fluido que passa pelo equipamento, pode-se

determinar a perda de carga para cada equipamento, conforme equação abaixo.

ℎ =

∆𝑃

𝛾=

𝑘. 𝑄2

𝛾

(44)

Como essa modelagem é específica para o problema analisado, fez-se uso do

botão “Mostrar Cálculos” da ferramenta de maneira para introduzir manualmente as

perdas desses equipamentos no cálculo da altura manométrica total.

2) Para os trechos de tubulação, foram considerados dados do fluido em uma

condição padrão (temperatura de bombeio), uma vez que as variações causadas por

mudanças de temperatura na viscosidade e massa específica ao longo dos trechos

57

existentes nas unidades analisadas não alterariam significativamente o fator de atrito,

logo a perda de carga.

3) Para o cálculo das perdas para os equipamentos, dado que a perda de pressão

entre a entrada e saída é significativa e qualquer pequena variação no peso específico do

fluido alteraria muito a perda de carga, foi considerado o peso específico do fluido na

temperatura de operação de cada equipamento, com base nos dados fornecidos pela

equipe de operação da unidade.

4) Por mais que em alguns pontos dos trechos do processo exista a presença de

hidrogênio dissolvido no fluido, não foram considerados nesses casos escoamentos

multifásicos, uma vez que a fração de hidrogênio presente é ínfima frente à quantidade

do fluido.

5) Para determinar o modelo específico para a bomba, fez-se uso da ferramenta

disponibilizada pelo fabricante (Sulzer) em seu site. Nesse caso, fez-se uma seleção

inserindo as condições de processo e buscando-se os tipo de bomba sugeridos pela

ferramenta desenvolvida.

6) Foram tomados dois critérios para a seleção de bomba. Um diz respeito a

faixa de operação recomendada pela norma API 610. A norma afirma que a o ponto de

trabalho da bomba deve estar preferencialmente entre 80% e 110% do BEP. Também

afirma que a bomba pode operar entre 70% e 120% do BEP, de maneira a evitar

problemas como vibrações indesejadas, conforme indicado na figura 34.

Figura 34. Faixas de operação recomendadas pela norma API 610.

58

O segundo critério de seleção diz respeito ao NPSHreq pela bomba. Caso a

mesma se enquadre dentro do critério descrito no item 3.3.5, equação 28, está adequada

ao projeto.

7) Todas as bombas selecionadas utilizando a ferramenta do fabricante são

bombas de classe API 610, de maneira a atender os materiais de construção

determinados pela norma. A figura 35 mostra a tela do programa onde foi selecionada a

especificação de construção da bomba.

Figura 35. Especificação de construção selecionada.

8) Não foram considerados os custos das bombas, portanto, não há restrições

econômicas para seleção.

9) Em muitos trocadores de calor da unidade não havia a indicação de pressão de

entrada e saída, nesse caso, utilizou-se um valor padrão de 0,1 Kgf/cm2 de perda,

referente ao único trocador que tinha essa indicação. Essa estimativa se mostra bem

razoável, uma vez que o porte dos trocadores dos três sistemas é muito semelhante,

portanto as perdas são muito próximas.

5.2 Unidade de Pré-Tratamento

5.2.1 Sistema 1

5.2.1.1 Explicação

O sistema 1 é composto pela bomba de carga da Unidade de pré-tratamento.

Essa bomba é responsável por entregar toda a quantidade de Nafta Bruta que será

tratada logo em seguida, dessa forma, pode ser vista como o “coração” da unidade. Esta

nafta contendo contaminantes é bombeada e passa por uma bateria de pré-aquecimento.

Após, recebe uma injeção de H2 e segue para o aquecimento final até a temperatura

ideal para as reações. Após o forno, a mistura nafta + H2 aquecida, entra no reator de

leito fixo, onde se processam as reações de hidrotratamento. A saída do reator é

resfriada, trocando calor na bateria de pré-aquecimento e nos demais resfriadores até

59

sua condensação. O efluente do reator contém além da nafta tratada, os contaminantes

que foram convertidos. Segue, então, para um vaso onde há a primeira separação: o gás,

incondensável, rico em H2 e hidrocarbonetos de baixo peso molecular, sai pelo topo,

seguindo para tratamento e a nafta, na fase líquida, ainda contendo contaminantes

dissolvidos é novamente aquecida e direcionada para uma torre, onde há a separação

final.

Nesta torre de destilação, a nafta tratada é retirada no fundo, seguindo para a

reforma catalítica e os leves, contendo hidrocarbonetos na faixa de C1 a C4 e H2S são

retirados no topo. A corrente de topo é resfriada e segue para o tambor de topo. Neste

tambor, há a separação do gás combustível rico em H2S e da fase líquida que retorna

para a torre em refluxo total (Sistema 2). A figura 36 ilustra o sistema 1.

Figura 36. Ilustração do Sistema 1.

Cada equipamentos presente na unidade tem uma determinada função que é

apresentada brevemente a seguir:

• Tanque: Armazenar a carga que será entregue a unidade.

• Bomba 1: Entregar a carga de nafta bruta a unidade de pré-tratamento.

• Trocador 1/2: Pré-aquecer a carga, diminuindo o gasto com gás combustível no forno.

(Integração energética). A nafta, à temperatura ambiente, que necessita ser aquecida,

troca calor com a mistura efluente do reator, que necessita ser resfriada, havendo assim

um aproveitamento de energia.

60

• Forno 1: Fornecer carga térmica para a mistura de nafta e hidrogênio até que ela atinja

a temperatura de reação. A carga misturada entra em dois passos pela zona de

convecção onde adquire calor dos gases da combustão. A seguir percorre as serpentinas

pela zona de radiação. Os dois passos se unem logo após saírem do forno.

• Reator 1: Promover as reações de hidrotratamento na nafta bruta através de catalisador

Para que ocorram as reações são necessários temperatura, pressão e catalisador ativo.

• Trocador 3: Resfriar efluente do reator e aquecer afluente da torre. A mistura de

nafta+H2+contaminantes que sai do reator troca calor com a mistura de

nafta+contaminantes que necessita ser aquecida antes de entrar na torre Torre 1.

• Separador 1: Funciona como um tambor de separação. Por diferença de pressão, o gás

hidrogênio e as frações C1 e C2 saem pelo topo do vaso e a mistura nafta tratada e

contaminantes sai pelo fundo.

• Torre 1: Eliminar os contaminantes presentes na nafta tratada. Torre de destilação que

remove o H2S da nafta. Os contaminantes são eliminados pelo topo da torre juntamente

com as frações mais leves de hidrocarbonetos. A nafta tratada sai pelo fundo e segue

para as bombas de carga da seção de reforma.

5.2.1.2 Dados de Processo

A tabela 11 mostra os dados de entrada que foram inseridos na ferramenta

Tabela 11. Dados do processo do Sistema 1.

Foram levantados os acidentes presentes nos trechos ligando os equipamentos de

maneira a calcular as perdas de carga. Para facilitar o entendimento e os cálculos, o

sistema todo foi dividido em trechos. A tabela 12 apresenta o número, o diâmetro

nominal da tubulação e o comprimento retilíneo para cada trecho. Já a tabela 13 indica

61

os acidentes presentes em cada trecho de maneira a calcular as perdas de carga

localizadas.

Tabela 12. Dados de cada trecho do Sistema 1.

Tabela 13. Acidentes presentes em cada trecho do Sistema 1.

Conforme adotado como premissa, para fazer o cálculo das perdas dos

equipamentos (Trocadores, Reatores, Fornos e Separadores), considerou-se que a perda

em cada um seria proporcional ao quadrado da vazão. Nesse caso, fez-se necessário

calcular o fator k para cada equipamento, conforme explicado no item 5.1. Além disso,

foram utilizadas as propriedades médias do fluido presente em cada equipamento, sendo

esse valor informado pela equipe de operação da unidade. Essas informações, assim

como a diferença de pressão existente entre a entrada e a saída, são indicadas na tabela

14.

62

Tabela 14. Diferença de pressão e fator k para os equipamentos do Sistema 1.

De posse dos fatores K’s para cada equipamento, é possível calcular a perda de

carga para cada vazão, multiplicando-se o mesmo pelo quadrado da vazão e dividindo-

se o valor pelo peso específico do fluido que passa pelo equipamento. Os valores de

perda estão na listados na tabela 15. Após realizar esses cálculos, foi possível obter a

curva de perda de carga para os equipamentos, indicada na figura 37.

Tabela 15. Perda de Carga para os equipamentos do Sistema 1.

Figura 37. Curva de perda para os equipamentos do sistema 1.

Vazão Vazão [m3/h] Perda de Carga [m]

0,0Q 0 0,00

0,1Q 9,6 3,94

0,2Q 19,2 15,77

0,3Q 28,8 35,49

0,4Q 38,4 63,10

0,5Q 48 98,59

0,6Q 57,6 141,97

0,7Q 67,2 193,24

0,8Q 76,8 252,39

0,9Q 86,4 319,43

1Q 96 394,36

1,1Q 105,6 477,18

1,2Q 115,2 567,88

1,3Q 124,8 666,47

63

5.2.1.3 Levantamento da Curva do Sistema

Todos os dados de processo apresentados anteriormente foram colocados na

ferramenta. Os valores de perda dos equipamentos foram somados aos valores de perda

relativos às perdas causadas pelos acidentes nos trechos. Para isso, utilizou-se o botão

“Mostrar Cálculos” e adicionou-se manualmente esses valores na tabela de

VazãoXAMT. Sendo assim, foi possível encontrar a curva do sistema que é apresentada

na figura 38.

Figura 38. Curva do sistema 1

Pode-se notar que a bomba deve operar a uma vazão de 96 m3/h entregando um

head de 559,1 m para atender a condição do sistema.

5.2.1.4 Seleção das Bombas

Com base nas informações de vazão (96 m3/h), head (559,1 m), temperatura de

bombeio (50°C) e viscosidade do fluido (0.5556 cst), foram determinados os tipos de

bomba mais indicados para atender essas condições, utilizando-se a ferramenta. A

tabela 16 mostra os modelos de bombas mais indicados par esse serviço.

64

Tabela 16 . Tipo de bombas para atender o sistema 1.

5.2.1.5 Determinação do modelo

Incialmente foi testado o tipo “BBT Between Bearing Pump” modelo BBT

3x6x16A-1 com dois estágios, cuja curva é apresentada na figura abaixo. Para esse

modelo, a vazão do BEP é 132 m3/h, o que faz com que a vazão a ser atendida esteja na

faixa de operação recomendada pela norma API 610, conforme critério estabelecido

anteriormente. A figura 39 ilustra os modelos indicados para atender o sistema 1 e a

figura 40 apresenta as curvas do modelo selecionado.

Figura 39 . Modelos de bombas para atender o sistema 1.


BBT Between Bearing Pump SULZER Horizontal

BBTD Between Bearing Pump SULZER Horizontal

CP Multistage Barrel Pump - (Preliminary selections only) SULZER Horizontal

GSG Barrel Pump SULZER Horizontal

GSG Barrel Pump (Back to Back) SULZER Horizontal

GSG-BFP Barrel Pump for Feedwater Service SULZER Horizontal

HPH High Pressure Multistage Ring Section Pump SULZER Horizontal

HSB Between Bearing Pump SULZER Horizontal

HZB for Heat Transfer Fluid (HZB-HTF) SULZER Horizontal

MB High Pressure Diffuser Pumps SULZER Horizontal

MBN Multistage Ring Section Pumps SULZER Horizontal

MBN RO Multistage Ring Section Pump SULZER Horizontal

MC High Pressure Diffuser Pumps SULZER Horizontal

MC-PLB High Pressure Diffuser Pumps SULZER Horizontal

MD High Pressure Diffuser Pumps SULZER Horizontal

MSD Multistage Volute Pump SULZER Horizontal

MSD2 high pressure pumps SULZER Horizontal

MSD2-D High Pressure Pumps SULZER Horizontal

MSE Multistage Volute Pump SULZER Horizontal

SJD-API SULZER Vertical

SJD-CEP SULZER Vertical

SJT-B Series-Turbine SULZER Vertical

SJT-Vertical Turbine SULZER Vertical

TTMC-HPI Vertical Pump SULZER Vertical

65

Figura 40. Curvas da bomba selecionada.

5.2.1.6 Correção das Curvas

A primeira modificação é relativa à viscosidade. Para isso a planilha calcula

automaticamente os fatores de correção e já plota as curvas corrigidas pela viscosidade.

Pelo fato do fluido de trabalho (Nafta) não ser muito viscoso, quase não houve mudança

nas curvas. Em seguida é realizada a correção em função do diâmetro e rotação

selecionados. Nesse caso, pode-se verificar a bomba deve operar com um diâmetro de

rotor de 389 mm e rotação de 3570 rpm. A figura 41 ilustra o ponto de trabalho

encontrado para esse sistema.

Figura 41. Determinação do ponto de trabalho para um diâmetro de 389 mm e rotação de

3570 rpm.

66

As curvas características para essa bomba são apresentadas nas figuras 42 e 43.

Figura 42. Curvas de Head e Eficiência finais para a bomba selecionada.

Figura 43. Curvas de Potência e NPSHreq finais para a bomba selecionada.

Como o NPSH disponível é maior que o NPSH requerido, não haverá cavitação

da bomba, portanto a seleção desse modelo está adequada, conforme indicado na Tabela

17.

Tabela 17. Avaliação de cavitação da ferramenta.

NPSHdisp NPSHreq

33,7 4,3

Avaliação

Não ocorre cavitação

67

5.2.1.7 Indicação de Materiais

O modelo de bomba selecionado é da classe API 610, ou seja, atende os

materiais de construção requeridos pela norma. De qualquer forma, a ferramenta

permite indicar os materiais, com base no fluido de trabalho selecionado. No caso do

sistema 1, o fluido de trabalho da bomba é a Nafta, logo os materiais indicados são

aqueles apresentados na tabela 18.

Tabela 18. Materiais indicados para cada componente da bomba do sistema 1.

5.2.2 Sistema 2


O sistema 2 é composto pela bomba 2 e tem como função permitir a separação

de fases gasosas da mistura, através do separador 2, garantido o refluxo para a torre.

Basicamente a função da bomba nesse caso é compensar as perdas presentes nos

trechos, uma vez que ela succiona e descarrega na mesma torre. A figura 44 ilustra o

sistema dessa bomba.

Figura 44. Representação do sistema 2.

















68

A seguir são apresentados brevemente a função de cada componente.

Trocador 4: Resfriar a corrente promovendo a condensação. A mistura

nafta+H2+contaminantes ou frações de C1-C4+H2S troca calor com a água de

resfriamento. Parte dessas correntes muda de fase (condensa) e é separada no vaso a

jusante.

Separador 2: Separar o gás combustível não condensável com alta concentração de

H2S da nafta. Atua como acumulador de topo, garantindo nível para o refluxo total

através da bomba 2.

Bomba 2: Permitir o refluxo da nafta para a torre, após sua passagem pelo separador.

5.2.2.2 Dados do processo

Na tabela 19 são apresentados os dados do sistema 2. Como pode-se perceber,

não foram inseridos valores de alturas e pressões dos reservatórios, uma vez que, por se

tratar do mesmo reservatório, as alturas do níveis dos reservatórios e as pressões sempre

serão as mesmas, independente de serem máximas ou mínimas.

Tabela 19. Dados do processo do Sistema 2.

A tabela 20 apresenta o comprimento e o diâmetro de cada trecho de tubulação.

Já a tabela 21 apresenta os acidentes presentes em cada trecho.


69

Tabela 21. Acidentes presentes em cada trecho do Sistema 1

No sistema 2, os únicos equipamentos presentes no meio dos trechos de

tubulação são um trocador de calor e um separador. Sendo assim, foram calculados os

fatores k’s de ambos de maneira a determinar a perda de carga deles em função da

vazão, conforme indicado na tabela 22 que também apresenta os dados de diferença de

pressão e peso específico do fluido.

Tabela 22. Diferença de pressão e fator k para os equipamentos do Sistema 2

Tendo os fatores K’s para o trocador e o separador, é possível calcular a perda

de carga para cada vazão utilizando-se a equação 44. Os valores encontrados estão

contidos na tabela 23 e a curva referente as perdas é apresentado na figura 45.

Tabela 23. Perda de carga para os equipamentos do Sistema 2.


0,0Q 0 0,00

0,1Q 2,1 0,56

0,2Q 4,2 2,26

0,3Q 6,3 5,08

0,4Q 8,4 9,03

0,5Q 10,5 14,11

0,6Q 12,6 20,32

0,7Q 14,7 27,66

0,8Q 16,8 36,13

0,9Q 18,9 45,73

1Q 21 56,45

1,1Q 23,1 68,31

1,2Q 25,2 81,29

1,3Q 27,3 95,40

70



Todos os dados acima foram imputados na ferramenta de maneira a levantar a

curva do sistema. Os dados da perda nos equipamentos foram adicionados

manualmente, seguindo o procedimento descrito anteriormente. A curva encontrada é

demonstrada na figura 46.

Figura 46. Curva do Sistema 2.

Pode-se notar que para uma vazão nula (“Shutt off”) a altura manométrica é zero,

uma vez que a bomba é de circulação, ou seja, deve fornecer energia apenas para

71

compensar as perdas existentes nos trechos, não existindo head estático. Foi possível

verificar que a bomba deve atender a uma vazão de 21 m3/h entregando um head de

57,5 m para atender a condição do sistema.


A tabela 24 mostra alguns tipos de bombas indicados pela ferramenta que

atendem as condições requeridas pelo sistema: vazão de 21 m3/h, Head 57,5m,

temperatura de bombeio de 45°C e viscosidade 0,1612 cSt.

Tabela 24 . Tipo de bombas para atender o sistema 2.


O tipo de bomba analisado foi o “BBT Between Bearing Pump” que contempla

inúmeros modelos, conforme indicado na figura 47. O primeiro modelo a ser testado foi

o BBT 2x4x13B-1, cuja curva é apresentada na figura 48. A vazão do BEP dessa bomba

é 21,6 m3/h, portanto a vazão de projeto está na faixa recomendada pela API 610.

Figura 47. Modelos de bombas para atender o sistema 2.


AHLSTAR A CC, Close Coupled Single Stage Process Pump SULZER Horizontal

AHLSTAR A, Single Stage Process Pump SULZER Horizontal

AHLSTAR APP, Single Stage Process Pump SULZER Horizontal

AHLSTAR EPP, Hot Liquid Single Stage Pump SULZER Horizontal

AHLSTAR NPP, Non-Clogging Single Stage Pump SULZER Horizontal

AHLSTAR WPP, Wear Resistant Single Stage Pump SULZER Horizontal

APT Single Stage Process Pump SULZER Horizontal

BBS Between Bearing Pump SULZER Horizontal

BBS Between Bearing Pump (Single Cover) SULZER Horizontal

BBT Between Bearing Pump SULZER Horizontal


BDC Condensate Extraction Pump SULZER Vertical


72



A primeira modificação é relativa a viscosidade que é realizada automaticamente

pela planilha. Assim como a Nafta, o hidrocarboneto leve é um fluido pouco viscoso,

logo os fatores de correção são muito próximos de 1, não havendo mudança

significativa na curva. Em seguida essas curvas são corrigidas em função do diâmetro e

rotação selecionados. Foi possível verificar que a bomba deve operar com um diâmetro

de rotor de 268 mm e rotação de 1740 rpm. A figura 49 mostra o ponto de trabalho que

a bomba irá operar.


1740 rpm

73

As figuras 50 e 51 apresentam as curvas finais após as correções de viscosidade,

diâmetro e rotação.



Através da avaliação da ferramenta, pode-se perceber que não ocorrerá cavitação

na bomba, uma vez que o NPSHdisp é bem maior que o NPSHreq, conforme indicado

na tabela 25. Dessa forma a escolha da bomba foi adequada para atender os requisitos

do sistema.


NPSHdisp NPSHreq

28,8 7

Avaliação


74


O fluido de trabalho é da bomba é um hidrocarboneto leve (GLP), nesse caso, os

materiais indicados para a construção de cada componente são apresentados na tabela

26.


5.3 Unidade de Reforma Catalítica

5.3.1 Sistema 3


O sistema 3 é o principal sistema de toda a planta, uma vez que contém a

essência do processo, convertendo Nafta pré-tratada em Nafta tratada, com elevado teor

de octanas. A bomba 3 faz parte desse sistema e é a bomba mais demandada de toda a

planta. A figura 52 apresenta o esquema do sistema.

Figura 52. Esquema do Sistema 3.

Peça Material1 Carcaça Sobre Pressão Aço Carbono

2 Partes Internas da Carcaça Ferro Fundido

3 Impelidor Ferro Fundido

4 Anéis de Desgaste da carcaça Ferro Fundido

5 Anéis de Desgaste do impelidor Ferro Fundido

6 Eixo Aço Carbono

7 Luva do eixo (se for gaxeta) Aço Cromo 12% endurecido


9 Bucha de Garganta Ferro Fundido

10 Luvas interestágios Ferro Fundido

11 Bucha Interestágio Ferro Fundido





16 Junta da Carcaça Composto de Amianto

75

A seguir são apresentados brevemente a função e cada componente presente

nesse sistema.

Bomba 3: Abastecer a unidade de Reforma Catalítica com a Nafta Pré-tratada.

Trocador 5: Pré-aquecer a carga da reforma, diminuindo o gasto com gás combustível

no forno. (Integração energética). A mistura nafta tratada+gás de reciclo é pré-

aquecida, trocando calor com a corrente que sai dos reatores e necessita ser resfriada.

Esta configuração permite o aproveitamento de energia.

Bateria de Trocadores: A mistura nafta tratada+gás de reciclo é pré-aquecida antes de

entrar para o forno, trocando calor com a corrente que sai dos reatores e necessita ser

resfriada. Esta configuração permite o aproveitamento de energia.

Fornos 2/3/4: Fornecer a carga térmica necessária para que a mistura de nafta e

hidrogênio atinja a temperatura de reação. No caso dos fornos 3 e 4, recuperar a

temperatura perdida em função da passagem da carga pelo reator.

Reatores 2/3/4: Promover as reações de reforma na nafta. No primeiro reator ocorre a

maior parte das reações (em casos de cargas naftênicas), consequentemente a maior

queda de temperatura (já que a maioria delas são endotérmicas). O terceiro é o reator

com a maior quantidade de catalisador para que haja maior tempo de contato,

possibilitando a ocorrência das reações finais.

Trocador 6: Resfriar o reformado instabilizado que será separado do H2. O reformado,

após ter trocado calor com a carga que seguirá para os fornos, já chega ao resfriador

com a temperatura bem mais baixa. Ele, então, troca calor com a água de refrigeração,

condensando.

Separador 6: Separar o H2 do reformado aromático instabilizado. Funciona como um

tambor de separação. Por diferença de pressão, o gás hidrogênio sai pelo topo do vaso

sendo succionado por um compressor e o reformado condensado sai pelo fundo,

seguindo para a seção de estabilização.

Trocador 7: Resfriar a corrente promovendo a condensação e para armazenamento na

tancagem final.

76

5.3.1.2 Dados do processo

A tabela 27 apresenta os dados de entrada que foram introduzidos na ferramenta.

Tabela 27. Dados do Processo do Sistema 3.

As tabelas 28 e 29 apresentam as características dos trechos (diâmetro e

comprimento de tubulação) e os acidentes presentes em cada um deles, respectivamente.


Tabela 29. Acidentes Presentes em cada trecho do Sistema 3.

Para o cálculo da perda causada pela presença dos equipamentos, faz-se

necessário determinar o fator K para cada um deles, conforme explicado no item 5.1. A

77

tabela 30 apresente os fatores K, a diferença de pressão e o peso específico do fluido

para cada equipamento.

Tabela 30. Diferença de pressão e fator k para os equipamentos do Sistema 3

De posse dos fatores K’s e aplicando-se a equação 44, obtém-se os valores de

perda de carga dos equipamentos em função da vazão, como indicado na tabela 31. A

figura 53 ilustra a curva de perda de carga gerada pela presença dos equipamentos nos

trechos.

Tabela 31. Perda de Carga para os equipamentos do Sistema 3.



0,0Q 0 0,00

0,1Q 14 6,97

0,2Q 28 27,88

0,3Q 42 62,73

0,4Q 56 111,52

0,5Q 70 174,25

0,6Q 84 250,92

0,7Q 98 341,53

0,8Q 112 446,08

0,9Q 126 564,57

1Q 140 697,00

1,1Q 154 843,37

1,2Q 168 1003,68

1,3Q 182 1177,93

78


Os dados determinados anteriormente foram inseridos na ferramenta e a curva

do sistema foi levantada (Figura 54). Foi possível verificar que a bomba deve atender

uma vazão de 140 m3/h disponibilizando um head de 896,5 m para atender a condição

do sistema.

Figura 54. Curva do Sistema 3.


A parir das condições de processo (vazão 140 m3/h, head 896,5, temperatura de

bombeio 270°C e viscosidade 0,2 cSt), a ferramenta indicou os tipos de bombas

recomendados para atende-las, conforme indicado na tabela 32.

Tabela 32. Tipos de bombas para atender o sistema 3.

É válido notar que, por serem condições mais severas de operação (“Heavy

Duty”), a quantidade de bombas que atendem a essas condições é menor que a dos

outros sistemas.




GSG Barrel Pump SULZER Horizontal

GSG Barrel Pump (Back to Back) SULZER Horizontal

HZB for Heat Transfer Fluid (HZB-HTF) SULZER Horizontal

79


O tipo de bomba selecionado foi o “GSG Diffuser Style Barrel Pump”. O

modelo testado foi o GSG 80-260 (C). Para esse modelo, a vazão no BEP é 157,3 m3/h,

portanto a bomba irá operar dentro da faixa recomendada pela norma API 610. A figura

55 mostra outros modelos de bomba indicadas para esse processo. A curva do modelo

selecionado é apresentada na figura 56.

Figura 55. Modelos de bombas para atender o sistema 3.


80


Primeiramente a curva é corrigida em função da viscosidade. A planilha calcula

automaticamente os fatores de correção e já mostra as curvas corrigidas. Em seguida

essas mesma curva é corrigida em função do diâmetro e rotação selecionados.

Verificou-se que a bomba deve operar com um diâmetro de rotor de 265 mm e rotação

de 1740 rpm. A curva da figura 57 apresenta o ponto de trabalho no qual a bomba irá

trabalhar.


1740 rpm.

As curvas finais para a bomba são apresentadas nas figuras 58 e 59.


81


Com base no valor de NPSHdisp, pode-se perceber que não ocorrerá cavitação na

bomba, como indicado na tabela 33, portanto a mesma foi selecionada adequadamente

para a aplicação em questão.



O fluido de trabalho da bomba é nafta tratada, portanto, para um bomba

operando com nafta, segundo a norma API 610, os materiais indicados na tabela 34

devem ser utilizados em sua construção.


NPSHdisp NPSHreq

160,4 5,5

Avaliação


















82

6. Resultados

Em resumo pode-se verificar que a bomba do sistema 1 deve atender a uma

vazão de 96 m3/h entregando um head de 559,1 m para atender a condição do sistema,

enquanto que a bomba do sistema 2 deve operar com um vazão de 21 m3/h fornecendo

um head de 57,5 m. Já a bomba do sistema 3, para atender aos requisitos do sistema

deve operar a uma vazão de 140 m3/h provendo o sistema com um head de 896,5 m

para atender a condição do sistema. Além disso, todas as bombas selecionadas se

enquadraram nos critérios estabelecidos anteriormente, ou seja, todas irão operar dentro

da faixa recomendada pela norma API 610 e em nenhuma delas ocorrerá cavitação.

O objetivo de levantar a curva do sistema para cada sistema era verificar se

cálculo realizado com o auxílio da ferramenta se aproximava do caso real, ou seja, se o

ponto de trabalho encontrado com o ferramenta se aproximava do caso real. Para isso,

foram levantados os dados de projeto dos três sistemas que operam atualmente na

refinaria. Os mesmo são apresentados nas figuras 60, 61 e 62.

Figura 60. Condições de processo do Sistema 1.



83

A partir dos dados levantados, pode-se fazer uma comparação com o intuito de

mensurar a variação existente entre os resultados encontrados com a ferramenta e o caso

real, operando na refinaria. Os resultados são apresentados na tabela 34.

Tabela 34. Comparação entre os Heads.

Como pode-se perceber, os valores obtidos com a ferramenta se mostraram

satisfatoriamente próximos ao valores dos casos reais. O sistema 3 foi aquele que

apresentou um a variação maior, da ordem de 10%. Essas variação pode ser explicada

pelo fato do sistema 3 ser maior em extensão e complexidade (mais equipamentos),

portanto mais sujeito a imprecisões nos dados de planta, os quais foram obtidos com a

equipe de operação e que muita vezes foram estimados, como os comprimentos

retilíneos dos trechos de tubulação, as propriedades do fluido em alguns equipamentos,

etc.

7. Conclusão

Pode-se perceber que a ferramenta atingiu resultados satisfatoriamente próximos

ao caso real. Sendo assim, o presente projeto pode validá-la como instrumento adequado

para a seleção de bomba. Por mais que tenha sido construída para a indústria do

petróleo, sua aplicação se estende a qualquer processo industrial, seja simples ou

complexo, uma vez que com ela o usuário é capaz de levantar a curva do sistema e

verificar quais bombas são mais adequadas para aquele determinado uso.

Um ponto positivo da ferramenta é a interface simples e amigável, o que torna

muito simples o seu preenchimento e sua utilização. Além disso, uma das grandes

vantagens da ferramenta é o fato de ter sido construída em Excel®, o que torna ainda

mais fácil a sua aplicação em qualquer computador que tenha acesso a esse programa.

84

8. Referências Bibliográficas

[1] FARAH, M. A., Petróleo e seus Derivados, 1 ed, Rio de Janeiro, LTC editora, 2012.

[2] BRASIL, N. I., ARAÚJO, M. A. S., SOUSA, E. C. M., Processamento de Petróleo

e Gás, 2 ed., Rio de Janeiro, LTC Editora, 2014.

[3] MIELNIK, Otavio, O mercado do Petróleo: Oferta, Refino e Preço, Rio de Janeiro,

FGV Projetos, 2012.

[4] SZKLO, A., ULLER, V.C., Fundamentos do Refino do Petróleo: Tecnologia e

Economia, 2 ed. Rio de Janeiro, Interciência, 2008.

[5] ABADIE, E. Processos de Refino, Curitiba, Petrobras 2002

[6] FOX, R.W., PRITCHARD, P.J., MCDONALD, A.T, Introdução à Mecânica dos

Fluidos, 7 ed., Rio de Janeiro, LTC Editora, 2010.

[7] DE MATTOS, E.E., DE FALCO, R., Bombas Industriais, 2 ed., Rio de Janeiro,

Interciência, 1998.

[8] Bombas Guia Básico, Procel Indústria, 2009.

[9] LENGSFELD, F. L., DUARTE, R., ALTIERI, C., Manual de Treinamento KSB, 3

ed, Setembro, 1991.

[10] CRANE COMPANY, Flow of Fluids through Valves, Fittings, and Pipe –

Techincal Paper N° 410M, New York, Crane Co., 1981.

[11] CHURCHILL, S. W., Friction-factor equations spans and fluid flow regime,

Chemical Engineering, Novembro, 1977.

[12] PRADO, M. G., Electrical Submersible Pumping, 2007.

[13] API 610 Centrifugal Pumps For Petroleum Petrochemical and Natural Gas

Industries, 11 ed, Setembro, 2010.

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ANEXO 1 –DADOS DE TIPOS DE BOMBA SULZER ®

Modelos FabricanteVazão

Máxima (m3/h)

Head

Máximo (m)

Temperatura

Mínima (ºC)

Temperatura

Máxima (ºC)

Viscosidade

Máxima (cSt)Orientação

AHLSTAR A CC, Close Coupled Single Stage Process Pump SULZER 830,00 133 -29 130 1000 Horizontal

AHLSTAR A, Single Stage Process Pump SULZER 10800,00 254 -29 180 1000 Horizontal

AHLSTAR APP, Single Stage Process Pump SULZER 7200,00 160 -29 180 1000 Horizontal

AHLSTAR EPP, Hot Liquid Single Stage Pump SULZER 6120,00 160 -30 210 1000 Horizontal

AHLSTAR NPP, Non-Clogging Single Stage Pump SULZER 1980,00 90 -30 180 1000 Horizontal

AHLSTAR WPP, Wear Resistant Single Stage Pump SULZER 7200,00 110 -30 180 1000 Horizontal

APT Single Stage Process Pump SULZER 6813,70 213,4 -29 180 300 Horizontal

BBS Betw een Bearing Pump SULZER 2300,00 500 -45 427 500 Horizontal

BBS Betw een Bearing Pump (Single Cover) SULZER 3400,00 450 -45 427 500 Horizontal

BBT Betw een Bearing Pump SULZER 1000,00 800 -29 427 600 Horizontal

BBTD Betw een Bearing Pump SULZER 2000,00 900 -45 425 500 Horizontal

BDC Condensate Extraction Pump SULZER 2500,00 550 5 80 150 Vertical

CP Multistage Barrel Pump - (Preliminary selections only) SULZER 800,00 3000 -45 430 500,9 Horizontal

CPT Single Stage Process Pump SULZER 1500,00 300 -29 260 300 Horizontal

CS-Submersible Turbine SULZER 908,50 502,9 -45,56 135 2196,3 Vertical

CST-Vertical Turbine SULZER 908,50 502,9 -45,56 135 2196,3 Vertical

CVT Vertical Sump Pump SULZER 1500,00 300 -29 260 300 Vertical

GSG Barrel Pump SULZER 1300,00 3200 -35 427 300 Horizontal

GSG Barrel Pump (Back to Back) SULZER 1350,00 3300 -35 427 600 Horizontal

GSG-BFP Barrel Pump for Feedw ater Service SULZER 750,00 1800 -10 210 150 Horizontal

HPH High Pressure Multistage Ring Section Pump SULZER 1000,00 1900 5 65 50 Horizontal

HPL Low Pressure Multistage Ring Section Pump SULZER 1200,00 500 5 65 50 Horizontal

HSA Betw een Bearing Pump SULZER 8200,00 250 -45 205 500,9 Horizontal

HSB Betw een Bearing Pump SULZER 10000,00 900 -45 205 500 Horizontal

HZB Betw een Bearing Pump SULZER 7000,00 360 -10 220 150 Horizontal

HZB for Heat Transfer Fluid (HZB-HTF) SULZER 2600,00 2600 -10 400 150 Horizontal

JBS-Barge Stripper SULZER 6813,70 243,8 -45,56 135 2196,3 Vertical

JOHV Vertical In-Line Overhung Process Pump SULZER 1250,00 340 -84 232 500,7 Vertical

JS-Submersible Turbine SULZER 1703,40 231,6 -45,56 135 2196,3 Vertical

JTS-Standard Vertical Turbine SULZER 1817,00 304,8 -45,56 135 2196,3 Vertical

MB High Pressure Diffuser Pumps SULZER 700,00 750 -29 180 150 Horizontal

MBN Multistage Ring Section Pumps SULZER 720,00 1000 -29 180 150 Horizontal

MBN RO Multistage Ring Section Pump SULZER 1689,80 912,8 -10 70 10 Horizontal

MC High Pressure Diffuser Pumps SULZER 1000,00 1600 -10 180 150 Horizontal

MC-PLB High Pressure Diffuser Pumps SULZER 400,00 1850 -10 180 150 Horizontal

MD High Pressure Diffuser Pumps SULZER 1300,00 2800 -10 210 150 Horizontal

MSD Multistage Volute Pump SULZER 3300,00 3240 -45 205 500 Horizontal

MSD2 high pressure pumps SULZER 700,00 2000 -45 205 500 Horizontal

MSD2-D High Pressure Pumps SULZER 750,00 2000 -45 205 500 Horizontal

MSE Multistage Volute Pump SULZER 100,00 1100 -45 204,5 500,9 Horizontal

OHH Single Stage Overhung Process Pump SULZER 3600,00 400 -45 426 500 Horizontal

OHHL Single Stage Overhung Process Pump SULZER 1000,00 500 -45 426 400 Horizontal

OHV Vertical In-Line Overhung Process Pump SULZER 1250,00 340 -45 343 500 Vertical

OHVL Vertical In-Line Overhung Process Pump SULZER 1000,00 500 -45 232 400 Vertical

SJD-API SULZER 1249,20 914,4 -170,56 204,4 2195,7 Vertical

SJD-CEP SULZER 6813,70 914,4 -28,89 204,4 2195,7 Vertical

SJM-B Series-Mixed Flow SULZER 59052,40 48,77 -45,56 135 2196,3 Vertical

SJM-Vertical Mixed Flow SULZER 62459,30 48,77 -45,56 135 2196,3 Vertical

SJP-Vertical Propeller SULZER 49967,40 40,23 -45,56 135 2196,3 Vertical

SJT-B Series-Turbine SULZER 47696,20 914,4 -45,56 204,4 2196,3 Vertical

SJT-Vertical Turbine SULZER 40882,40 914,4 -45,56 204,4 2196,3 Vertical

SMD Double Suction Axially Split Pump SULZER 18500,00 285 -1 140 50 Horizontal

SMDV Vertical Double Suction Axially Split Pump SULZER 18500,00 285 -1 140 50 Vertical

SMH Double Suction Axially Split Pump SULZER 15000,00 240 -10 150 50 Horizontal

SMHV Vertical Double Suction Pump SULZER 15000,00 240 -10 150 50 Vertical

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Modelos FabricanteVazão

Máxima (m3/h)

Head

Máximo (m)

Temperatura

Mínima (ºC)

Temperatura

Máxima (ºC)

Viscosidade

Máxima (cSt)Orientação

SMN Double Suction Axially Split Pump SULZER 15000,00 240 -10 150 50 Horizontal

SMNV Vertical Double Suction Pump SULZER 15000,00 240 -10 150 50 Vertical

SNS Process Pump SULZER 1050,00 160 -20 120 1000 Horizontal

TTMC-HPI Vertical Pump SULZER 1000,00 1200 -55 180 300 Vertical

Z22 Double Suction Pump SULZER 16000,00 180 -20 140 1000 Both

ZE Single Stage Overhung Pump SULZER 4500,00 350 -45 450 600 Horizontal

ZF Single Stage Overhung Pump SULZER 3200,00 350 -35 427 600 Horizontal

ZPP Double Suction Pump SULZER 38466,00 157,8 -10 120 1000 Horizontal

STR-Vertical Turbine SULZER 23000,00 160 0 80 50 Vertical

SZM-Double Suction Axially Split Pump SULZER 5000,00 250 0 80 500 Horizontal

SZM-Double Suction Axially Split Pump SULZER 5000 250 0 500 49 Horizontal

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ANEXO 2 – TABELA DE MATERIAIS API 610

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ANEXO 3 – FOLHA DE DADOS DA BOMBA – SISTEMA 1

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DESENVOLVIMENTO DE UMA FERRAMENTA PARA...

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