Сепарация, назначение, классификация и конструкция сепараторов.

⇐ ПредыдущаяСтр 8 из 18Следующая ⇒

Процесс сепарации начинается уже сразу же на первых этапах движения нефти, когда из нефти отбираются выделившиеся газообразные углеводороды (с падением давления), находящиеся в пластовых условиях в жидком состоянии.

Первым узлом отбора легких фракций оказываются трапно-сепарационные установки, на которых от нефти отделяется свободный газ, подаваемый далее по газосборным коллекторам на промысловую компрессорную станцию либо на газобензиновый завод.

Нефтегазовые сепараторы служат для отделения газа от жидкой продукции скважин. Процесс сепарации осуществляется для:

1) получения нефтяного газа, используемого как химическое сырье или топливо;

2) разложения образовавшейся пены;

3) отделения воды от нефти при добыче нестойких эмульсий;

4) уменьшения пульсации при транспортировании нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти;

5) уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения тем самым гидравлических сопротивлений.

От проведения процессов сепарации зависят потери легких фракций нефти при последующем ее транспорте и хранении. Установлено, что при моментальной сепарации нефти (с резким снижением давления) существенно увеличивается уносимое количество тяжелых углеводородов быстро движущейся струей свободного газа.

При ступенчатой сепарации подбором давлений на ступенях можно достигнуть выделения в основном только свободного газа, при минимальном уносе нефтью легких углеводородов, которые затем теряются на последующих этапах ее движения.

Затруднительно дать однозначный ответ на вопрос оптимального выбора числа ступеней сепарации. Например, при многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (4-8 МПа), на устьях скважин в результате незначительного понижения давления и температур на каждой ступени происходит постепенное выделение газовой фазы (вначале легких фракций – метана, этана, затем частичное выделение тяжелых углеводородов – пропана, бутана, пентана) и в нефти остается большое количество невыделившихся тяжелых углеводородов.

Если при том же высоком устьевом давлении применить трех-или двухступенчатую сепарацию, то в результате резкого снижения давления в сепараторах будет интенсивно выделяться газовая фаза, и вместе с легкими углеводородами в газовую фазу из нефти перейдет большое количество тяжелых углеводородов, представляющих собой ценное сырье для получения из этих газов жидких углеводородов и, в частности, пропан-бутанов и газового бензина.

Из сказанного следует, что при сборе и транспортировке нефти на площадях месторождений можно применять как многоступенчатую, так и двухступенчатую сепарацию. С точки зрения экономии металла, удобства обслуживания и наличия поблизости от месторождения газоперерабатывающего завода всегда целесообразно применять трехступенчатую сепарацию. Выделившийся на первой ступени сепарации газ под собственным давлением направляется на местные нужды: для отопления жилых и производственных зданий, в котельные и т.д. Газ, получаемый на второй и третьей ступенях сепарации, где предусматривается резкое снижение давления, будет жирным, т.е. содержащим большое количество тяжелых углеводородов и может направляться на ГФУ или ГПЗ.

В сепараторах любого типа, используемых на нефтяных месторождениях, различают следующие четыре секции (рис.11.4).

Рис. 11.4 Нефтегазовый сепаратор типа НГС

1. Основная сепарационная секция, служащая для выделения из нефти газа, на работу которой большое влияние оказывает конструктивное оформление ввода продукции скважин (радиальное, тангенциальное, использование различных насадок-диспергаторов, турбулизирующих ввод газожидкостной смеси).

2. Осадительная секция, в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из сепарационной секции. Для более интенсивного выделения газа из нефти последнюю направляют тонким слоем по наклонной плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти, т.е. эффективность ее сепарации. Наклонные плоскости рекомендуется изготовлять с небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти.

3. Секция сбора нефти, занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная как для сбора, так и для вывода нефти из сепаратора. В зависимости от эффективной работы предыдущих секций сепаратора, нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии, или в смеси с газом.

4. Каплеуловительная секция, расположенная в верхней части сепаратора и служащая для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа.

Работа сепараторов любого типа, устанавливаемого на нефтяном месторождении, характеризуется двумя основными показателями: количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции, и количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти. Чем меньше эти показатели, тем лучше работает сепаратор.

К показателям эффективности работы нефтяного сепаратора относятся также удельный унос капельной жидкости К_ж потоком газа и удельный унос свободного газа К_г потоком нефти.

Для полной оценки эффективности работы сепаратора наряду с с показателями К_ж и К_г необходимо учитывать и степень технического совершенства, которая характеризуется: 1) минимальным диаметром капель жидкости, задерживаемых в сепараторе; 2) минимально допустимой средней скоростью газового потока в свободном сечении сепаратора, а также в каплеуловительной секции; 3) временем пребывания жидкости (нефти или нефти и воды) в сепараторе, за которое происходит максимальное отделение свободного газа от жидкости. Допустимое значение К_ж не должно превышать 50 см³ на 1000 м³ газа, в то время как К_г при условиях сепараторе рекомендуется принимать равным К_г =20∙ 103 см³ на 1 м³ жидкости.

На нефтяных месторождениях наиболее широко используются горизонтальные сепараторы, обладающие рядом преимуществ по сравнению с вертикальными сепараторами. В горизонтальных сепараторах достигается лучшее качество сепарации, они обладают повышенной пропускной способностью, отличаются доступностью внутреннего осмотра, простотой обслуживания и ремонта.

Сепарационные установки НГС широко применяются при обустройстве нефтяных месторождений и предназначаются для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующих ступенях сепарации, включая горячую сепарацию на последней ступени под вакуумом.

В настоявшее время промышленностью выпускается нормальный рад сепарационных установок на проектную пропускную способность по нефти от 2000 до 30000 т/сутки.

Рис. 11.4 Нефтегазовый сепаратор типа НГС

Сепарационная установка (НГС) (рис.11.4 или 3.10) состоит из стальной горизонтальной цилиндрической емкости 1, оснащенной штуцерами для входа продукции 2, выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости на входе нефтегазовой смеси установлено распределительное устройство 3 и наклонные желоба 4 и 5. Возле штуцера выхода газа установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6 сетчатые отбойники. Аппарат также снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы.

Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 2, изменяет свое направление на 90^о, и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные желоба 4, а затем в нижние 5. Отделившийся от нефти газ сначала проходит вертикальный каплеотбойник 6, а затем горизонтальный 8. Каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффективность свыше 99%), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа.

Отсепарированная нефть через выходной патрубок 10 снизу сепаратора направляется на следующую ступень сепарации или же в резервуар.

Сепараторы НГС поставляются в комплекте со средствами местной автоматики, а средства управления автоматического регулирования предусматриваются в проектах по привязке установок с конкретным объектом.

Основные технические данные сепарационных установок типа НГС приведены ниже

Технические данные Таблица 3.1

Внутренний диаметр аппарата Dв, мм
Объемная призводительность м³/ч: по нефтегазовой смеси, по газу	20-100 20700-74900	45-225 12800-	86-430 62200-	160-800 82900-	300-1500 124000-	450-2500 165000-
Вместимость, м³	6, 3	12, 5
Условное давление, МПа	0, 6; 1, 0; 1, 6; 2, 5; 4, 0; 6, 3.	0, 6; 1, 0; 1, 6; 2, 5; 4, 0
Рабочее давление, МПа	0, 4; 0, 8; 1, 4; 2, 2; 3, 6; 5, 7	0, 4; 0, 8; 1, 4; 2, 2; 3, 6
Температура среды, ^оС	от 0 до 100
Унос жидкости газом, г/м³	до 0, 1
Унос свободного газа жидкостью, %	до 1
Средняя температура самой холодной пятидневки, ^оС	до минус 60
Минимальная допустимая температура стенки, оС	до минус 60
Материал основных деталей аппарата	16ГС ГОСТ 5520-79 09Г2С ГОСТ 5520-79

Сепарационные установки с предварительным отбором газа УБС

Широкое внедрение однотрубных герметизированных систем сбора и подготовки нефти и газа обусловило создание блочных сепарационных установок высокой пропускной способности, обеспечивающих высокое качество разделение нефти и газа в условиях пульсирующих потоков нефтегазовой смеси в сборных коллекторах.

Для удовлетворения этих требований созданы сепарационные установки с предварительным отбором газа следующих типоразмеров: УБС-1500/6, УБС-1500/16, УБС-3000/6, УБС-3000/16, УБС-6300/6, УБС-6300/16, УБС-10000/6, УБС-10000/16, УБС-16000/6 и УБС-16000/16. В шифре установок приняты следующие обозначения: УБС- установка блочная сепарационная, первое число – пропускная (в м³/с); второе – допустимое рабочее давление.

Установки предназначены для отделения нефти от газа на первой ступени сепарации. Процесс сепарации на установке УБС (рис.11.5) разделяется на следующие стадии:

- предварительное разделение и расслоение газожидкостной смеси в конечном участке системы сбора и в депульсаторе 6;

- окончательное разделение жидкости и газа в сепарационной емкости 7;

- очистка газа от капельной жидкости в сепарационной емкости или в отдельном выносном аппарате – каплеотбойнике 2.

Рис. 11.5. Сепарационная установка с предварительным отбором газа типа УБС

Продукция скважин по нефтегазосборному коллектору поступает перед сепаратором на конечный участок трубопровода, диаметр которого выбирается из расчета разрушения пробковой структуры, сглаживания пульсаций расхода и давления.

Из конечного участка трубопровода 1 нефтегазовый поток поступает в депульсатор 6, который состоит из восходящего участка 5 и наклонного 4 в сторону ввода жидкости1 в сепарационную емкость. На этом участке наклонного трубопровода монтируется газоотводящий коллектор 3 для отбора отделившегося газа и подачи его в каплеотбойник 2 или в газовое пространство сепарационной емкости.

В депульсаторе происходит предварительное отделение газа от жидкости. Жидкость с остаточным газом поступает в сепарационную емкость, где четко выделяются три секции:

- ввода жидкости и газа, служащая для гашения кинетической энергии и распределения по сечению емкости входящих потоков жидкости и газа;

- осаждения и сбор, где происходит завершающий процесс гравитационного разделения как газовой, так и в жидкостной зоне;

- отвода жидкости и газа, служащая для отвода продуктов разделения из сепарационной емкости, а также размещения поплавков регулятора уровня и датчиков предельных уровней.

Каплеотбойник 2 монтируется над сепарационной емкостью, что обеспечивает подачу самотеком уловленной в каплеотбойнике жидкости в секцию осаждения и сбора сепарационной емкости.

Техническая характеристика блочных сепарационных установок типа УБС приведена в табл.11.3

Таблица 11.3

Показатели	УБС-16000/6	УБС-10000/6	УБС-6300/6	УБС-3000/6	УБС-1500/6
Пропускная способность по сырью, м³/сутки Рабочее давление, МПа Газовый фактор, м³/т Габаритные размеры, мм: длина ширина высота Условные диаметры штуцеров, мм Вход продукции А Выход нефти В Выход газа Масса, кг	6 000 0, 6; 1, 6 20 500 35 200	10 000 0, 6; 1, 6 21 000	0, 6; 1, 6 21 000	0, 6; 1, 6 21 000	0, 6; 1, 6 10 500

Сепарационные установки с предварительным сбросом воды УПС предназначены для отделения газа от обводненной нефти и сброса свободной пластовой воды с одновременным учетом количества обезвоженной нефти и воды, выходящих из аппарата. Установки типа УПС различной модификации выпускаются на рабочее давление 0, 6 и 1, 6 МПа. Выпускаемые на рабочее давление 0, 6 МПа установки типаУПС-3000/6М, УПС-А-3000/6, УПС-6300/6М, можно использовать в качестве сепараторов первой ступени, когда предварительное отделение газа от жидкости осуществляется в депульсаторе перед поступлением продукции в аппарат. Установка типа УПС-10000/6М обычно устанавливается после сепаратора первой ступени, которая может одновременно разделять жидкость на несколько потоков равного расхода.

Автоматизированные установки УПС-3000 и УПС-6300 (рис.11.6) выполнены в моноблоке в виде стального горизонтального цилиндрического аппарата с эллиптическими днищами и состоят из блока сепарации и сброса воды, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управлении.

Рис.11.6. Принципиальная схема установок типа УПС-3000 и УПС-6300

Блок сепарации и сброса воды глухой сферической перегородкой разделен на два отсека – сепарационный А и отстойный Б. Каждый отсек имеет люк-лаз, предохранительный клапан и дренажные штуцеры.

В сепарационном отсеке для более полной сепарации и предотвращения пенообразования предусмотрена нефтеразливная полка 2. Для равномерного распределения потока в параллельно работающих установках в сепарационных и отстойных отсеках имеются штуцеры для сообщения их по жидкости (в нижней части) и газу (в верхней части).

В отстойном отсеке имеется распределитель 3 жидкости на входе, перфорированная труба для вывода воды 8 и два штуцера 5 и 6 для вывода нефти, позволяющие осуществлять работу установки в режимах полного и неполного заполнения. На установках УПС-6300 применяется выносной каплеотбойник 4, устанавливаемый над отстойной секцией.

Продукция скважин поступает в сепарационный отсек А по штуцеру 1 и нефтеразливной полке 2, где происходит первичное отделение газа от жидкой фазы. Отделившийся нефтяной газ через регулятор уровня отводится в отсек Б, откуда через каплеотбойник 4 и регулятор давления - газовый коллектор.

Водонефтяная эмульсия из отсека А передавливается в отсек Б под действием давления газа, допустимый перепад давления между отсеками А и Б не более 0, 2 МПа. Водонефтяная эмульсия поступает в отстойный отсек Б через входной распределитель 3. Отстоявшаяся вода отводится через перфорированный трубопровод 8. Предварительно обезвоженная нефть выводится через штуцеры 5 и 6, связанные с перфорированной трубой 7, расположенной в верхней части емкости.

Сепарационные установки с предварительным сбросом воды типа УПС-10 000/6М (16М) используется для сброса свободной пластовой воды из продукции скважин с одновременной сепарацией газа.

Установка УПС-10 000/6М (16М ) (рис.11.7) выполнена в виде моноблока из стального горизонтального цилиндрического аппарата с эллиптическими днищами. Аппарат состоит из технологической емкости А с перегородками и каплеотбойниками, площадками для обслуживания, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управления.

Технологическая емкость А разделена перегородками на девять отсеков: два приемных И, два отстойных Б, водосборный Ж и четыре нефтесборных В, Г, Д и Е. Ввод эмульсии осуществляется через устройство, состоящее из штуцера с вертикальной перегородкой 2 и расширяющихся сопел с направляющими ребрами 3. Для увеличения зеркала жидкости с целью дополнительной сепарации и предотвращения пенообразования предусмотрены две нефтеразливные полки 4, имеющие уклон в сторону днищ аппарата. Для вывода газа в газовый коллектор наверху аппарата имеется люк, в крышку которого вмонтирован сетчатый каплеотбойник 1. В водосборном отсеке Ж имеется штуцер для регулятора уровней «нефть-газ» и «нефть-вода». Там же, в нижней части аппарата, смонтирован штуцер 6 для отбора воды. В нефтесборных отсеках имеются штуцеры для вывода нефти 7.

При работе установки на 11 ступени сепарации продукция поступает в технологическую емкость по стабилизатору потока. Отделившийся газ по вертикальному стояку подается под каплеотбойник. При работе установки на 1 ступени сепарации предусматривается узел предварительного отбора газа (депульсатор), рис.3.14.

После стабилизатора потока или в депульсаторе нефтяная эмульсия поступает в штуцер 2 для ввода жидкости в аппарат, который делит поток не две приблизительно равные части.

Раздельные потоки через распределители с направляющими ребрами 3 поступают на нефтеразливные полки, где происходит дополнительная сепарация газа и нефти.

Далее продукция стекает в приемные отсеки И. Свободная вода, оседая через низ перегородки, поступает в отстойные отсеки Б. Эмульсия через окна в перегородках 5 так же попадает в отсеки Б, где происходит гравитационный отстой.

Отстоявшаяся эмульсия через V- образные щели переливается в четыре нефтесборных отсека В, Г, Д и Е, откуда при помощи регуляторов уровня поступает на установку подготовки нефти. Отделившаяся свободная вода направляется в водосборный отсек Ж, откуда посредством регулятора межфазного уровня «вода-нефть» сбрасывается на установку по подготовке воды.

Техническая характеристика установки УПС-10 000/6М приведена ниже

Пропускная способность по сырью, м³/сутки 10 000

Давление рабочее, МПа 0, 6

Газовый фактор, м³/т 20 – 120

Массовое содержание воды в сырье, % до 90

Массовое содержание воды в выходящей из установки нефти, % до 30

Среда (нефтегазовая эмульсия) коррозионная

Температура рабочей среды, ^оС до 50

Габаритные размеры, мм 18 400 х 6 550 х 6 135

Сухая масса, кг 42 000

Сепарационные установки с насосной откачкой типа БН предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти от газа, дальнейшего раздельного транспортирования нефти центробежными насосами и выделившегося газа давлением сепарации.

Разработаны 12 типоразмеров блоков: от БН-500-9 до БН-500 21; от БН-1000-12 до БН-1000-31; от БН-2000-13 до БН-2000-26, отличающиеся между собой подачей и давлением нагнетания насосных агрегатов.

В шифре установок приняты следующие обозначения: БН – блочная насосная; первая цифра – подача насоса по жидкости (м³/сут); вторая цифра – давление нагнетания.

Из перечисленных блоков компонуются дожимные насосные станции подачей 500; 1000; 2000 м3/сутки. В случае необходимости дожимные насосные станции комплектуются из нескольких технологических блоков, которые работают, параллельно обеспечивая необходимую подачу жидкости.

Рис.11.8 Принципиальная схема установки БН

Насосная станция типа БН (рис.11.8) состоит из технологического, щитового, канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа.

Технологический блок состоит из двухточного гидроциклона 2, технологической емкости 3, регулятора подачи насосов 4, автомата откачки 5, регулятора уровня 6, центробежных насосов 8 с электродвигателями 9, отсекающих клапанов 1 и 7, счетчика 10, а также технологической обвязки арматуры и гидравлической системы управления.

Технологический блок имеет два двухточных гидроциклона, с подачей по жидкости до 1500 м³/ч с газовым фактором до 120 м³/м³.

Емкость технологического блока, вместимостью 20 м³ выполняет функции дополнительного сепаратора, буфера перед насосами и отстойниками. Емкость вертикальными перегородками разделена на две части. Первый, малый отсек А служит для задержания механических примесей, пены. Большой отсек Б емкости служит основным буфером перед насосами и дополнительным сепаратором.

Нефтегазовый поток по сборному коллектору 1 поступает в два двухточных гидроциклона, где происходит отделение газообразной фракции от жидкости под действием центробежной силы, которую приобретает тангенциально вводимый поток газонефтяной смеси. Жидкость, имеющая большую плотность, под действием этой силы, прижимается к стенке и стекает по ней в малый отсек А.

Далее нефть из емкости через приемные патрубки откачивается насосами в напорный нефтепровод.

Газ, отделившийся в гидроциклонном сепараторе, через верхний патрубок поступает в большой отсек Б технологической емкости, где происходит отделение капель жидкости от газа, а затем поступает в газосборный коллектор и под давлением сепарации транспортируется потребителю.

На технологической емкости смонтирован предохранительный клапан, который срабатывает при повышении давления в емкости более 0, 9 МПа. При срабатывании предохранительного клапана газ отводится на факел.

Техническая характеристика технологических блоков типа БН

таблица 11.6.

Показатели	БН- 500	БН-1000	БН-2000
Номинальная подача, м³/сутки Давление сепарации, МПа Давление нагнетания насосов, МПа Газовый фактор, м³/м³ Рабочая среда Температура среды, ^оС Марка насосов Масса, кг: открытого исполнения; закрытогоисполнение	до 0, 6 0, 9-2, 1 до 120 сырая нефть, растворенный газ от +5 до +50 3МС-10 13 200 15 200	до 0, 6 1, 2 – 3, 1 до 120 сырая нефть, растворенный газ от +5 до +50 4МС-10 14 020 16 020	до 0, 6 1, 3 – 2, 6 до 120 сырая нефть, растворенный газ от +5 до +50 5МС-10 16 000 18 000

Теплообменная аппаратура, используемая на объектах сбора и подготовки нефти и газа

Теплообменный аппарат предназначен для передачи теплоты от более нагретых тел к менее нагретым. Теплообменивающиеся среды принято называть теплоносителями. Среда, отдающая тепло, называется теплоносителем, а среда, воспринимающая тепло, называется хладагентом.

На технологических объектах по обезвоживанию, обессоливанию и стабилизации нефти находят применение значительное количество теплообменных аппаратов. В зависимости от технологического назначения теплообменные аппараты имеют различные названия: теплообменники, холодильники, испарители, подогреватели, регенераторы, огневые нагреватели. Огневые нагреватели – это печи, в которых греющим теплоносителем являются продукты сгорания топлива. Разработаны и находят применение различные типы печей, отличающиеся между собой по ряду признаков.

По способу передачи тепла теплообменники относят к одной из следующих групп:

1) поверхностные, в которых участвующие среды отделены одна от другой стенкой, являющейся поверхностью теплообмена; 2) смесительные, в которых теплообмен осуществляется при непосредственном соприкосновении сред.

К первой группе теплообменников относятся аппараты, где поверхностью нагрева является поверхность труб:

1. К о ж у х о т р у б н ы е т е п л о о б м е н н и к и состоят из пучка труб, закрепленных в трубных решетках, которые заключены в общий кожух. Один из теплоносителей циркулирует по трубкам, а другой в межтрубном пространстве. Конструктивно эти теплообменники (рис. 6.1) разделяются на: на одноходовые, в которых теплоноситель проходит параллельно по всем трубам пучка; многоходовые, в которых пучок труб разделен на несколько секций (ходов), а теплоноситель проходит последовательно через все ходы; теплообменники с U- образными трубами, с двойными трубами и перекрестным током теплоносителя.

2. Т е п л о о б е н н и к и “т р у б а в т р у б е”, состоят из двух концентрически расположенных труб, в которых один теплоноситель циркулирует по внутренней трубе, а другой по кольцевому пространству между трубами.

3. П о д о г р е в а т е л и с п а р о в ы м п р о с т р а н с т в о м -обычно горизонтальные сосуды, в нижней части которых расположены один или два съемных трубных пучка. В трубные пучки подается теплоноситель, за счет его тепла в корпусе происходит испарение более легких продуктов, которые из верхней части удаляются, тяжелый остаток непрерывно выводится через нижний штуцер, расположенный за сливной перегородкой.

Рис.6.1. Теплообменники: а- одноходовые по корпусу; б- с плавающей головой; в- с U образными трубами; г- с двойными трубами; д- с перекрестным током

Рис. 6.1. Теплообменные аппараты: а – одноходовые; б – многоходовые; в - с U- образными трубами; г – с двойными трубами; д – с перекрестным током теплоносителя.

Теплообменники кожухотрубные жесткого типа (типа ТН и ТК) изготовляют с поверхностью теплообмена (наружной поверхностью всех труб пучка) от 1 до 2000 м², на давление 0, 6; 1, 0; 1, 6; 2, 5 МПа (рис. 6.2) и применяются при сравнительно малой разности температур теплообменивающихся сред (не более 50 ^оС). При более высокой разности температур напряжения, возникающие в корпусе и трубках, могут нарушить плотность соединения в местах развальцовки труб, и теплоноситель из межтрубного пространства будет проникать в трубный пучок (или наоборот). Одним из способов компенсации температурных напряжений является установка линзового компенсатора на корпусе (рис. 6.3) Линза компенсатора сваривается из двух торовых полулинз, изготовленных штамповкой. Наружный диаметр линзы обычно больше наружного диаметра корпуса на 250 мм. Линзы можно сваривать в группы по 2 - 6 линз подряд. Одна линза допускает растяжение или сжатие до 8 мм.

Вторая опора условно не показана

Рис.6.2. Теплообменник жесткого типа

Теплообменники с линзовым компенсатором типа ТК применяются при давлениях не выше 1, 6 МПа. При более высоком давлении приходится применять линзу с большей толщиной стенки, что в свою очередь увеличивает ее жесткость и резко снижает компенсирующую способность.

Теплообменники типов ТН и ТК изготавливаются диаметром корпуса от 159 мм (минимальный наружный) до 1200 мм (максимальный внутренний), с числом ходов от 1 до 6, диаметром трубок 20´ 2; 25´ 2, 5; 38´ 3 мм, длиной трубок 1; 1, 5; 2; 3; 4; 6; 9 м.

Рис.6.3. Гибкие компенсаторы:

а- линзовый, сваренный из двух тарелок; б- линзовый цельноштампованный; в- плоский; г- компенсатор из трубы; д- компенсатор в виде утолщения на корпусе; 1- направляющая втулка

Теплообменники жесткого типа в сравнении с другими конструкциями проще, легче в изготовлении и дешевле.

Основной их недостаток - невозможность механической чистки наружной поверхности трубок, поэтому их применяют в тех случаях, когда в межтрубное пространство вводится теплоноситель, не дающий отложений на стенках, не вызывающий коррозии.

Теплообменники кожухотрубные с плавающей головкой (типа ТП). Эти теплообменники (рис. 6.4), получившие наибольшее распространение на нефтезаводах, применяются для нагрева или охлаждения чаще всего жидких нефтепродуктов. Плавающая головка вследствие независимого крепления ее в корпусе имеет возможность перемещаться в осевом направлении, не передавая тем самым на корпус возникающих в трубном пучке напряжений.

Количество ходов по трубкам при диаметре корпуса менее 500 мм равно двум, более 500 мм - четырем или более. В межтрубном пространстве обычно применяют один поток.

В качестве промежуточных опор для трубного пучка используются поперечные перегородки (рис. 6.5), в которых устраивают вырезы различной формы для изменения тока теплоносителя в межтрубном пространстве.

Методы крепления труб в трубных решетках теплообменников всех типов показаны на рис. 6.6. Наиболее надежным способом, обеспечивающим плотность соединения и легкость смены дефектных трубок, является развальцовка, проверенная на стальных, медных, латунных и алюминиевых трубках.

Теплообменники с плавающей головкой (типа ТП), выпускаются на давление 1, 6; 2, 5; 4 и 6, 4 МН/м² и диаметром корпуса от 300 до 1400 мм. Поверхность теплообмена у них колеблется от 12, 5 до 1250 м². Длина труб - 3; 6 и 9 м.

Преимущество рассматриваемых теплообменников заключается в возможности легкой замены пучка или извлечения его из корпуса с целью чистки, ремонта или установки дополнительных перегородок.

Недостатками считаются сложность конструкции (недоступность подвижной головки), трудность контроля во время эксплуатации, более значительный вес и стоимость единицы поверхности нагрева в сравнении с теплообменниками жесткой конструкции.

Теплообменники U - образными трубками (типа ТУ) применяют только тогда, когда теплоноситель не вызывает загрязнения трубок, чистка которых механическими средствами затруднена.

Конструкция теплообменника типа ТУ представлена на рис. 6.7, из которого видно, что этот теплообменник всегда делается двухходовым по трубному пространству - в этом его конструктивная особенность. При ремонтах трубный пучок вместе с трубной решеткой может быть извлечен из корпуса.

Рис.6.4. Теплообменник с плавающей головкой:

1- кожух теплообменника; 2- перегородки; 3- подвижная трубная решетка; 4- кольцо из двух половин; 5- свободный фланец; 6- опорные ролики; 7- трубки; 8- неподвижная трубная решетка

Рис.6.5. Типы поперечных перегородок: I- для прямолинейного тока; II- для спирального тока жидкости; III- для переменного тока (сверху вниз); IV –для переменного тока (вправо-влево); V- для переменного тока (от периферии к центру)

Применение U- образных трубок позволяет при тех же габаритах значительно увеличить поверхность теплообмена благодаря увеличению поверхности гнутых участков пучка и уменьшению зазоров между корпусом и трубным пучком.

Конструкция теплообменника отличается простотой, легкостью изготовления и ремонта в сравнении с теплообменниками с плавающей головкой и обладает такой же свободой перемещения трубного пучка в осевом направлении.

Рис.6.6. Способы крепления труб в трубных решетках:

а- развальцовка в отверстиях с канавками; б- то же с отбортовкой; г, д, е, - закрепление при помощи электросварки; ж, з- заливка оловом

Промышленность выпускает теплообменники типа ТУ для тех же условий эксплуатации и имеет те же конструктивные характеристики, что и теплообменники с плавающей головкой.

Теплообменник типа “труба в трубе” состоит из двух труб разного диаметра (рис. 6.8), вставленных одна в другую. Одна из сред течет по внутренней трубе, а другая - по кольцевому пространству между трубами. Противоток и высокие скорости турбулентного потока уменьшают возможность отложений на стенках труб. Если нет необходимости чистить теплообменник, то его делают цельносварным, для чего наружная труба по концам обжимается и приваривается к внутренней трубе. Цельносварную конструкцию теплообменника применяют при разности температур стенок труб не более 70 ^оС. При большей разности температур используют разборные теплообменники.

Для интенсификации процесса конвективного теплообмена в теплообменниках новейших конструкций используют оребренные трубы.

Конструкции продольных ребер и способы их крепления к трубам приведены на рис.6.9.

К недостаткам теплообменников типа “труба в трубе” относят: громоздкость конструкции и большой расход металла на 1 м² поверхности нагрева по сравнению с другими видами теплообменников. Их выпускают на давления до 2, 5 МН/м² и температуры до 500 ^оС.

Рис.6.7. Теплообменник с U- образным трубным пучком

Рис.6.8.Однотрубный теплообменник типа “труба

в трубе”: а- из гладких труб; б- с оребренными трубами,

в- крепление ребер закаткой

Рис.6.9. Способы оребрения труб

Оросительные теплообменники служат в основном для охлаждения жидкостей и газов. Конструктивно оросительный теплообменник состоит из вертикального ряда расположенных друг над другом прямых труб, соединенных последовательно с помощью колен (калачей). Над верхней трубой расположен желоб. Охлаждающая жидкость (преимущественно используется вода) равномерно переливается через боковые стенки желоба, омывает верхнюю трубу, с нее стекает на нижележащую трубу и т. д. Внизу смонтирован поддон для сбора воды (рис. 6.10).

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 789 10 11 12 Следующая ⇒