Wie wählen Sie die richtige petrochemische Prozesspumpe aus?

Die Pumpenauswahl in einer Raffinerie oder petrochemischen Anlage ist keine Katalogaufgabe. A petrochemische Prozesspumpe arbeitet unter Bedingungen, die hohe Temperaturen, hohen Druck, brennbare oder giftige Flüssigkeiten und kontinuierliche Betriebszyklen kombinieren. Eine falsche Auswahl führt zu ungeplanten Abschaltungen, Dichtungsausfällen und Sicherheitsvorfällen. Dieser Leitfaden behandelt Pumpentypen, API 610-Anforderungen, Materialauswahl, mechanische Dichtungssysteme und Zuverlässigkeitspraktiken auf der Spezifikationsebene, die von Prozessingenieuren und Großhandelskäufern von Geräten gefordert wird.

Was ist eine petrochemische Prozesspumpe?

A petrochemische Prozesspumpe ist eine Flüssigkeitshandhabungsmaschine, die speziell für den Einsatz in der Raffinerie, der chemischen Verarbeitung und verwandten Kohlenwasserstoffindustrien entwickelt wurde. Es transportiert Flüssigkeiten, die heiß, kalt, viskos, abrasiv, flüchtig oder chemisch aggressiv sein können. Die Pumpe muss die Flüssigkeit ohne Leckage aufnehmen, über längere Zeiträume zwischen den geplanten Wartungsintervallen zuverlässig arbeiten und die Sicherheitsanforderungen der Anlage erfüllen.

Betriebsumgebung und Flüssigkeitseigenschaften

• Zu den Prozessflüssigkeiten gehören Rohöl, Naphtha, Benzol, Toluol, Xylol, Schwefelsäure, Natronlauge, Flüssiggase und Hochtemperatur-Wärmeübertragungsöle.
• Die Betriebstemperaturen reichen vom kryogenen Betrieb unter -100 Grad Celsius bis zum Betrieb mit befeuerter Heizladung über 400 Grad Celsius.
• In manchen Konfigurationen kann der Betriebsdruck bei der Hochdruckreaktorbeschickung 300 bar überschreiten.
• Viele Prozessflüssigkeiten werden gemäß den OSHA Process Safety Management (PSM)-Vorschriften als gefährlich, brennbar oder giftig eingestuft, was die leckagefreie Eindämmung zu einem nicht verhandelbaren Designkriterium macht.
• Spezifische Gewichts- und Viskositätsschwankungen zwischen Prozessströmen erfordern eine sorgfältige hydraulische Dimensionierung, um einen Betrieb weit vom besten Effizienzpunkt (BEP) zu vermeiden.

Pumpentypen, die in der Petrochemie eingesetzt werden

Kein einzelner Pumpentyp deckt den gesamten Bereich der petrochemischen Betriebsbedingungen ab. Prozessingenieure wählen die Pumpentechnologie basierend auf Durchflussrate, Differenzdruck, Flüssigkeitseigenschaften und Zuverlässigkeitszielen aus. Die folgende Tabelle vergleicht die wichtigsten Pumpenkategorien, die in petrochemischen Anlagen verwendet werden.

Kreiselpumpe für die petrochemische Industrie

Die Kreiselpumpe für die petrochemische Industrie Der Großteil der in einer typischen Raffinerie installierten Pumpeneinheiten ist auf Wartung ausgelegt. Kreiselpumpen bieten einen kontinuierlichen Durchfluss, eine gleichmäßige Drehmomentbelastung, eine einfache Steuerung über einen Frequenzumrichter (VFD) und eine relativ geringe Wartungshäufigkeit bei richtiger Dimensionierung. Ihre größte Einschränkung ist die Empfindlichkeit gegenüber dem Netto-Positiv-Saugdruck (NPSH) – insbesondere bei flüchtigen Kohlenwasserstoffen nahe ihrem Blasenpunkt. Eine NPSH-Marge von mindestens 1,0 Metern über der erforderlichen NPSH ist das Standardminimum, wobei viele Lizenzgeber NPSH-Margenverhältnisse von 3 dB für kritische Dienste angeben.

Optionen für positive Verdrängung

Verdrängerpumpen werden eingesetzt, wenn die Flüssigkeit für die Zentrifugaltechnik zu viskos ist, eine präzise Dosierung erforderlich ist oder wenn sehr hohe Differenzdrücke den praktischen Bereich der Zentrifugalkonstruktionen überschreiten. Zahnradpumpen verarbeiten Viskositäten von 20 cSt bis über 100.000 cSt. Für die Hochdruckeinspritzung in Reaktoren, die über 100 bar arbeiten, sind Kolbenpumpen die Standardwahl.

Petrochemische Prozesspumpe API 610 – Standardanforderungen

Die American Petroleum Institute standard API 610 is the governing specification for centrifugal pumps in the petroleum, petrochemical, and natural gas industries. Compliance with this standard is required on most EPC projects worldwide. An Petrochemische Prozesspumpe API 610 müssen maßliche, hydraulische, mechanische und Prüfanforderungen erfüllen, die weit über die allgemeine Industriepumpenpraxis hinausgehen.

Wichtige API 610-Design- und Konstruktionskriterien

• Der minimale kontinuierliche stabile Durchfluss (MCSF) muss vom Hersteller definiert und auf der Pumpenleistungskurve vermerkt werden.
• Der bevorzugte Betriebsbereich (POR) ist als 70 % bis 120 % des BEP-Durchflusses definiert – bei der Pumpenauswahl muss der Nennpunkt innerhalb dieses Bereichs liegen.
• Für Laufraddurchmesser über einem in der Norm festgelegten Größengrenzwert ist ein Doppelspiralgehäuse erforderlich, um die radialen Lagerbelastungen bei Betrieb außerhalb des BEP zu reduzieren.
• Das Lagergehäuse muss je nach Spezifikation für Ölringschmierung, reinen Ölnebel oder Druckölversorgung geeignet sein. Fettgeschmierte Lager sind für die meisten Prozessanwendungen nicht zulässig.
• Bei Nennbedingungen ist eine Mindestlebensdauer des L10-Lagers von 25.000 Stunden erforderlich – berechnet nach ISO 281.
• Vor dem Versand ist eine hydrostatische Druckprüfung mit dem 1,5-fachen des maximal zulässigen Arbeitsdrucks (MAWP) obligatorisch.

Pumpentypcodes gemäß API 610

API 610 definiert standardisierte Typencodes, die die mechanische Konfiguration der Pumpe beschreiben. Die folgende Tabelle fasst die am häufigsten angegebenen Typen zusammen.

Materialien für petrochemische Hochtemperaturpumpen

Petrochemische Pumpenmaterialien für hohe Temperaturen Sie müssen ihre mechanische Festigkeit behalten, Oxidation widerstehen und über Betriebstemperaturbereiche hinweg, die oft mehrere hundert Grad Celsius umfassen, formstabil bleiben. Durch die Materialauswahl wird auch Korrosion durch die Prozessflüssigkeit und eventuell mitgeführte Verunreinigungen berücksichtigt.

Auswahl der Gehäuse- und Laufradlegierung

Die table below maps common process service conditions to the appropriate casing and wetted parts material. These selections follow industry practice aligned with API 610 and NACE MR0103 corrosion-resistant materials requirements.

Auswahl der Dichtungen und Gleitringdichtungen für petrochemische Pumpen

Die shaft seal system is the most failure-prone component in any petrochemische Prozesspumpe . Richtig Auswahl von petrochemischen Pumpendichtungen und Gleitringdichtungen wird durch API 682 geregelt, das Dichtungstypen, Anordnungen und Spülpläne für gefährliche und ungefährliche Dienste definiert.

Übersicht über API 682-Siegelpläne

API 682 spezifiziert Rohrleitungspläne, die die Umgebung an den Dichtungsflächen steuern. Die folgende Tabelle fasst die am häufigsten verwendeten Pläne und ihre Anwendungslogik zusammen.

Wartung und Zuverlässigkeit von petrochemischen Prozesspumpen

Ein strukturiertes Zuverlässigkeitsprogramm reduziert die mittlere Zeit zwischen Ausfällen (MTBF) und senkt die Lebenszykluskosten. Wartung und Zuverlässigkeit von petrochemischen Prozesspumpen Die Programme konzentrieren sich auf vorausschauende Überwachung, Ursachenanalyse und disziplinierte Reparaturstandards.

Zustandsüberwachungsstrategien

• Schwingungsanalyse: Die Online-Schwingungsüberwachung mit Geschwindigkeits- und Beschleunigungssensoren erkennt Laufradunwucht, Lagerdefekte und hydraulische Instabilität vor einem Ausfall. API 670 spezifiziert die Instrumentierungsanforderungen für die kontinuierliche Vibrationsüberwachung kritischer Pumpen.
• Überwachung der Lagertemperatur: Im Lagergehäuse installierte Widerstandstemperaturdetektoren (RTDs) warnen den Bediener vor einem Ausfall oder einer Überlastung der Schmierung, bevor es zum Festfressen des Lagers kommt.
• Erkennung von Dichtungslecks: Doppelte Gleitringdichtungen, die mit Plan 52- oder 53A-Systemen ausgestattet sind, ermöglichen es dem Bediener, den Füllstand und Druck der Puffer- oder Sperrflüssigkeit als indirekte Indikatoren für den Zustand der inneren Dichtung zu überwachen.
• Leistungstrend: Durch den regelmäßigen Vergleich der tatsächlichen Förderhöhen-Leistungsdaten mit der ursprünglichen Pumpenkurve wird interner Verschleiß an Verschleißringen und Laufraddurchgängen erkannt, bevor es zu schwerwiegenden Effizienzverlusten kommt.
• Ölanalyse: Durch die regelmäßige spektrometrische Analyse des Lagergehäuseöls werden Verschleißmetallpartikel an den Laufringen und Zapfen der Lager erkannt und so frühzeitig vor einem drohenden Lagerausfall gewarnt.

Compliance und Industriestandards

• API 610 (ISO 13709): Kreiselpumpen für die Erdöl-, Petrochemie- und Erdgasindustrie. Die primäre Spezifikation für Pumpendesign, Materialien, Tests und Dokumentation.
• API 682 (ISO 21049): Pumpen – Wellendichtungssysteme für Kreisel- und Rotationspumpen. Bestimmt den Typ, die Anordnung und die Auswahl des Spülplans der Gleitringdichtung.
• API 670: Maschinenschutzsysteme. Spezifiziert Vibrations-, Temperatur- und Geschwindigkeitsüberwachungsinstrumente für kritische rotierende Geräte.
• NACE MR0103 / ISO 17945: Metallische Materialien, die in korrosiven Erdölraffinierungsumgebungen gegen Sulfidspannungsrisse beständig sind. Obligatorisch für Pumpenkomponenten für den Sauerbetrieb.
• ASME B73.1: Horizontale Kreiselpumpen mit Endansaugung für chemische Prozesse – empfohlen für den allgemeinen Nicht-API-Chemieservice in petrochemischen Anlagen.

Häufig gestellte Fragen

F1: Was ist der Unterschied zwischen den API 610 OH1- und OH2-Pumpenkonfigurationen?

Sowohl OH1 als auch OH2 sind fliegende, einstufige Kreiselpumpen. Der Unterschied liegt in der Art und Weise, wie das Gehäuse gestützt wird. Eine OH1-Pumpe ist fußmontiert – das Gehäuse steht auf Füßen, die mit der Grundplatte verschraubt sind. Eine OH2-Pumpe ist mittig montiert – das Gehäuse wird in der Mittellinie durch Halterungen gestützt, wodurch sich die Pumpe von der Mittellinie der Welle aus thermisch gleichmäßig nach oben und unten ausdehnen kann. Dies verhindert eine Fehlausrichtung der Welle aufgrund thermischer Ausdehnung. Die OH2-Montage ist gemäß API 610 für Anwendungen erforderlich, bei denen die Temperatur der gepumpten Flüssigkeit etwa 200 Grad Celsius übersteigt, da fußmontierte Gehäuse bei hohen Temperaturen zu inakzeptablen Wellen-Kupplungs-Fehlausrichtungen führen.

F2: Wie berechnet man die NPSH-Marge für eine Pumpe für flüchtige Kohlenwasserstoffe?

Die verfügbare positive Nettosaughöhe (NPSHa) wird aus dem Saugbehälterdruck, der statischen Flüssigkeitshöhe über der Pumpensaugdüse, den Reibungsverlusten der Saugleitung und dem Flüssigkeitsdampfdruck bei der Saugtemperatur berechnet. Das Ergebnis muss den erforderlichen NPSH-Wert (NPSHr) der Pumpe – entnommen aus der Leistungskurve des Herstellers – um die angegebene Spanne überschreiten. API 610 verlangt, dass NPSHa NPSHr am Nennpunkt um mindestens 0 Meter übersteigt, aber die meisten Ingenieurspraktiken wenden für leichte Kohlenwasserstoffe und flüchtige Dienste einen Spielraum von 3 dB an (NPSHa gleich oder größer als das 1,3-fache von NPSHr), um Kavitationsschäden und Instabilität der Saugrezirkulation zu verhindern.

F3: Wann ist eine doppelte Gleitringdichtung anstelle einer Einzeldichtung erforderlich?

API 682 kategorisiert Flüssigkeiten nach ihrem Gefahrengrad und ihren physikalischen Eigenschaften. Eine Doppeldichtungsanordnung – entweder drucklos (Plan 52) oder unter Druck (Plan 53A) – ist erforderlich, wenn die gepumpte Flüssigkeit als giftig, krebserregend oder leicht entflammbar mit einem normalen Siedepunkt unter 0 Grad Celsius eingestuft ist oder wenn örtliche Umweltvorschriften jegliche atmosphärische Emission der Prozessflüssigkeit verbieten. Für Anwendungen mit geringerem Risiko sind Einzelabdichtungen mit ausreichenden Spülplänen zulässig. Die endgültige Auswahl muss anhand der HAZOP-Studie des Standorts, der örtlichen Emissionsvorschriften und der Anforderungen des Prozesslizenzgebers bestätigt werden.

F4: Was verursacht einen vorzeitigen Ausfall der Gleitringdichtung in petrochemischen Pumpen?

Die most common root causes of premature seal failure in petrochemical service are dry running during startup or process upset, incorrect flush plan selection leading to fluid vaporization or contamination at the seal faces, excessive shaft vibration from hydraulic instability when the pump operates far from BEP, and thermal shock from rapid temperature cycling. Each of these failure modes produces distinct face wear patterns that can be identified during post-failure teardown. A properly executed root cause failure analysis (RCFA) on each seal failure event is the most effective tool for reducing the site's overall seal mean time between failures.

Referenzen

• Amerikanisches Erdölinstitut. API-Standard 610 / ISO 13709: Kreiselpumpen für die Erdöl-, Petrochemie- und Erdgasindustrie , 12. Aufl. Washington, D.C.: API, 2021.
• Amerikanisches Erdölinstitut. API-Standard 682 / ISO 21049: Pumpen – Wellendichtungssysteme für Kreisel- und Rotationspumpen , 4. Aufl. Washington, D.C.: API, 2014.
• Amerikanisches Erdölinstitut. API-Standard 670: Maschinenschutzsysteme , 5. Aufl. Washington, D.C.: API, 2014.
• NACE International. NACE MR0103 / ISO 17945: Erdöl-, Petrochemie- und Erdgasindustrie – Metallische Materialien, die gegen Sulfidspannungsrisse in korrosiven Erdölraffinierungsumgebungen beständig sind . Houston, TX: NACE, 2015.
• Karassik, I.J., et al. Pumpenhandbuch , 4. Aufl. New York: McGraw-Hill, 2008.
• Bloch, H. P. und Geitner, F. K. Praktisches Maschinenmanagement für Prozessanlagen, Band 2: Maschinenfehleranalyse und Fehlerbehebung , 4. Aufl. Oxford: Elsevier, 2012.