Параметры сепараторов

Тип установки	Пропускная способность, м3/сут	Давление, МПа	Высота, мм	Длина, мм	Масса, т
СУ1-750-10	750	1	3470	3367	4,9
СУ2-750-16	750	1,6	3328	5005	6,0
СУ2-1500-16	1500	1,6	3800	5352
СУ2-1500-40	1500	4	3800	5352	9,8
СУ2-5000-40	5000	4	3600	6308	13,7

Сепараторы (табл. 8.5) первой ступени могут применяться как вертикальные, так и горизонтальные с одной или двумя емкостями. Вертикальные сепараторы обычно имеют меньшую пропускную способность, чем горизонтальные.

Применяются также двухъемкостные горизонтальные гид­роциклонные сепараторы. Их пропускная способность по не­фти составляет обычно 400 м³/сут. Сепараторы этого типа при­меняют в сепарационных установках и с большей подачей.

Сепаратор представляет собой горизонтальный аппарат с отбойником грубого разделения нефтегазового потока, верти­кальной перегородкой из просечно-вытяжных листов для вы­равнивания скоростей потоков по сечению аппарата, пеногасящей насадкой, струнным каплеотбойником для очистки газа, штуцерами для входа и выхода продуктов разделения. Выпус­каемые ДАО ЦКБН (г. Подольск) газосепараторы имеют сле­дующие технические характеристики:

Производительность, м³/ч:

по нефти.......................................20—2250

по газу....................................20700-440000

Давление расчетное, МПа.................0,6—16

Диаметр, мм...................................1000-3400

Масса, т......................................... 2,64-100,0

В последние годы широко применяются блочные двухъемкостные сепарационные установки (УБС) с устройством пред­варительного отбора газа (УПО), в частности в схеме нефтега­зосбора в Западной Сибири на Западно-Сургутском и Самотлорском месторождениях. Разработан нормальный ряд уста­новок УБС на пропускную способность по жидкости от 2 до 16 тыс. м³/сут и давление от 0,4 до 1,6 МПа. Технологические характеристики установки УБС-16000/16 приведены ниже.

Пропускная способность установки по жидкости, м³/сут… 16 000

Рабочее давление, МПа........................................................... 1,6

Газовый фактор, м³/м^э ............................................................. 120

Температура сырья, °С............................................................ 50

Рабочая среда............................................................................ Сырая нефть

Содержание сероводорода в нефти,% не более.................... 0,2

Питание..................................................................................... Переменный ток

Напряжение, В.......................................................................... 220/380

Частота, Гц................................................................................ 50

Потребляемая мощность, Вт................................................... 1500

Габариты установки, мм:

длина....................................................................................... 28 000

ширина.................................................................................... 4 500

высота..................................................................................... 5 880

Объем сепаратора, м³ .............................................................. 80

Масса, т..................................................................................... 36

Установка блочная, сепарационная, с устройством предва­рительного отбора газа (УПО) УБС-16000/16 выполнена в мо­ноблоке (рис. 8.11) и состоит из устройства предварительного отбора газа, технологической емкости, каплеотбойника, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управления. Устройство предварительного отбора газа расположено на нис­ходящем участке трубы. Такая компоновка обеспечивает наи­лучшее качество разделения нефти и газа. Устройство для от­бора газа представляет собой трубу диаметром 700 мм, длиной 15 м, установленную под углом 3°. Технологическая емкость — цилиндрический сосуд диаметром 3000 мм и длиной 11,4 м. С наружной части емкость имеет патрубки для ввода нефтегазовой смеси, газа, вывода нефти, газа, для пропарки, дренажа и системы контроля и управления. Для профилактического ос­мотра и ремонта имеются по торцам два люка-лаза. Внутри технологической емкости находятся лоток для распределения поступающей продукции, полки и система, перегородок для более полной сепарации нефти от нефтяного газа.

Рис. 8.11. Схема блочной сепарационной установки с предварительным отбором газа

1 — устройство предварительного отбора газа; 2 — технологическая ем­кость; 3 — задвижка; 4 — лоток; 5 — предохранительный клапан; 6 — труба для установки датчиков и регулятора уровня; 7 — каплеотбойник; 8 — перегородка; 9 — полка

Для предотвращения недопустимого повышения давления в емкости установлены четыре предохранительных клапана. Для исследования эффективности работы сепаратора в различных режимах предусмотрены пробоотборники и штуцеры для уста­новки контрольно-измерительных приборов.

На сепараторе с помощью опор установлен каплеотбойник, представляющий собой емкость с внутренним диаметром 1600 мм и длиной 3100 мм, в котором установлены два сетчатых отбойника. Для слива отделившейся нефти и для ввода газа, выделившегося в технологической емкости, в нижней части каплеотбойника имеются два патрубка диаметром 100 мм и один патрубок диаметром 450 мм. На емкости оборудуют площадку для обслуживания. Сам аппарат устанавливают горизонтально на двух опорах на высоте 800 мм от земли.

Работает установка следующим образом. Газожидкостная смесь от скважин поступает в устройство предварительного от­бора газа, в котором происходит разделение жидкости и газа. Отделившийся газ отводится по вертикальному стояку в каплеотбойник, где он очищается от капельной жидкости и направ­ляется в газопровод. Нефть из устройства предварительного отбора газа поступает в технологическую емкость и по лотку и полке, где происходит дополнительная сепарация нефти и газа, стекает в ее нижнюю часть. Наличие лотка с направляющими пластинами и заслонкой способствует гашению пульсации, а полки — увеличению свободной поверхности жидкости. Газ, выделившийся в емкости, через каплеотбойник направляется в газопровод, разгазированная нефть — в нефтепровод. На газо­вой линии между каплеотбойником и устройством предвари­тельного отбора газа имеются две задвижки для направления газа из устройства предварительного отбора газа в каплеотбой­ник или в нефтегазовый сепаратор.

Для деэмульсации и обезвоживания нефти применяется не­сколько технологических методов — внутритрубная деэмульса-ция при подаче в трубы реагентов и соблюдении в трубах опре­деленного режима течения; деэмульсация за счет барботажа газа или холодного отстоя (также при подаче реагентов); разруше­ние эмульсий в центрифугах; разрушение эмульсий при про­хождении эмульсии через фильтрующий слой (гравий, поли­мерные шарики, древесная и металлическая стружка); термо­химическое обезвоживание и использование электродегидраторов.

Для уменьшения общего объема перекачиваемой пластовой жидкости на большие расстояния (от добывающих скважин до установок по подготовки нефти) в настоящее время широко применяются установки для предварительного сброса воды типа УПС. Такие установки в три — пять раз уменьшают объем пе­рекачиваемой жидкости за счет отделения пластовой воды от нефти. Установки типа УПС-3000-6м и УПС-6300-6м (рис. 8.12) отличаются друг от друга объемом технологических емкостей и диаметрами проходов запорно-регулирующей арматуры. У пер­вой установки объем технологической емкости 100 м³, у второй —200 м³. Пропускная способность установок 3000 и 6300 т/ч, масса 29,5 и 43,5 т соответственно. Обводненность поступаю­щей нефти должна быть не более 90 %, а выходящей из установ­ки — не более 20 %. Газовый фактор поступающей нефти — не более 120 м³/м³, рабочее давление в установке — не более 0,6 МПа.

Рис. 8.12. Технологическая схема установок УПС

Продукция скважин поступает в левый отсек по соплу 1 и нефтеразливной полке 2. На этой полке отделяется основной объем газа. Газ отводится в верхнюю полость правого отсека и далее через каплеотбойник 3 и регулятор давления 4 в газовый коллектор. Водонефтяная эмульсия из левого отсека поступает в правый через каплеобразователь 8 и входной распределитель 7. Движение эмульсии обеспечивается перепадом давления меж­ду левым и правым отсеками до 0,2 МПа. Уровень жидкости в левом отсеке регулируется прибором 9. Продукция скважин смешивается с горячей водой, поступающей из установок тер­мохимической подготовки нефти и содержащей остаточный деэмульгатор. При этом каплеобразователь 8 должен иметь боль­шую длину для достаточно длительного контакта эмульсии и горячей дренажной воды. При работе без каплеобразователя горячая вода подается за 200—300 м до входа в технологичес­кую емкость. Отстоявшаяся вода отводится через перфориро­ванный трубопровод 6. Нефть отбирается через перфорированную трубу, расположенную в верхней части емкости (на рисун­ке не показана) и связанную со штуцерами 5. При работе уста­новки осуществляются контроль и регулировка уровней нефть — газ и нефть — вода, давления в емкости. Измеряются давление и температура в емкости. При предельных значениях давления и уровня нефти включается сигнализация, затем установка от­ключается.

ДАО ЦКБН выпускает аналогичные установки типа УПСВ, технические характеристики которых представлены ниже [53]:

Производительность, м³/ч:

по нефтеводяной смеси..........................................................................20÷560

по газу..........................................................................................6 190÷10 9200

Давление расчетное, МПа, не более................................................................6,3

Температура рабочей среды, °С...............................................................0—100

Массовая концентрация нефти в воде на выходе, г/м³, не более.............1 000

Массовая концентрация воды в нефти на выходе, г/м³, не более..........86 000

Обрабатываемая среда........................Нефть, попутный газ, пластовая вода

Габаритные размеры, мм:

диаметр..........................................................................................2 000—3 400

длина.............................................................................................10 000-23 500

Масса, т...................................................................................................6,6—57,6

При добыче, подготовке, транспортировке и хранении газа широко используют различного рода и назначения сепараторы — оборудование для разделения газовых, жидкостных и твердых фаз.

В одних случаях сепараторы применяют для грубого раз­деления жидкости и газа, например, при сепарации нефти от нефтяного газа или сжатого воздуха от компрессорного мас­ла. При этом сепараторы называют трапами или гравитаци­онными сепараторами. Разделение жидкости и газа в трапах происходит в основном в результате действия гравитацион­ных сил. Иногда в конструкцию трапов включают отбойные козырьки и коагулирующие устройства. При этом эффектив­ность трапов несколько возрастает, так как к гравитационным силам, действующим на сепарируемые частицы, добав­ляются инерционные силы. Тем не менее, эффективность сепарации в трапах редко превышает 80—85%. При необхо­димости обеспечения более высокой эффективности сепара­ции газа от жидкости (до 90—99%), предотвращения нежела­тельных явлений уноса реагентов, абсорбента, промывочной жидкости из технологических установок используют газожид­костные сепараторы. Процесс осаждения капель жидкости из газового потока в газожидкостных сепараторах осуществ­ляется в результате действия на сепарируемые капли центро­бежных и инерционных сил в сочетании с гравитационны­ми. Отличие газожидкостных сепараторов от трапов заклю­чается в следующем: в газожидкостных сепараторах обраба­тывается газожидкостная система с высоким газосодержани­ем или газовым фактором, а в трапах — газожидкостная сис­тема с малым газосодержанием или газовым фактором. Сле­дующую группу сепараторов можно классифицировать как пылеуловители или скрубберы, подразделив их на «мокрые» и «сухие». Особую группу сепараторов можно выделить для раз­деления систем «газ — жидкость». Это так называемые трех­фазные сепараторы или разделители жидкости. Наконец, к классу сепараторов могут быть отнесены технологические ем­кости, используемые для хранения, слива, налива и смешива­ния различных жидкостей и реагентов в установках подготовки газа [52].

Газосепараторы должны изготавливаться по техническим условиям и в соответствии с требованиями отраслевых стан­дартов, по технической документации, утвержденной в уста­новленном порядке. На газосепараторы распространяются «Пра­вила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работаю­щих под давлением».

Газосепараторы центробежные регулируемые предназначе­ны для предварительной очистки газа от жидкости в промыс­ловых установках подготовки газа, а также в качестве замерно­го сепаратора в установках замера газа и жидкости. Выпускают газосепараторы на рабочее давление от 6,4 до 16 МПа. Газосе­параторы обеспечивают степень очистки газа от жидкости не менее 98% при начальном предельном содержании жидкости, поступающей с газом в аппарат, до 200 м³/м³.

Газосепараторы можно эксплуатировать в районах с жарким умеренным и холодным климатом (по ГОСТ 16350—80) при температуре рабочей среды от -30 до +100 ºС.

Предусмотрены два типа газосепараторов центробежных ре­гулируемых:

тип I (рис. 8.13, а) с цилиндрическим сборником жидкости на рабочее давление от 6,4 до 10 МПа и производительностью по газу от 0,15 до 1 млн м³/сут.; тип II (рис. 8.13, б) с шаровым сборни­ком жидкости на рабочее давление от 6,4 до 16 МПа и произво­дительности по газу от 1 до 5 млн м³/сут.

В конструкции газосепараторов предусмотрено размещение подогревателя во внутренней полости сборников жидкости Производительность газосепараторов по газу в зависимости от рабочего давления для обеспечения паспортной степени очистки газа от жидкости регулируется специальным устрой­ством, состоящим из подвижного и неподвижного конусов завихрителя. Подвижный конус завихрителя перемещается вра­щением штурвала. Средний срок службы сепаратора — 10 лет Наработка на отказ - 11 000 ч. Ресурс до капитального ремон­та - 60 000 ч. Коэффициент технического использования – 0,97 Производительность по газу газосепараторов центробежных регулируемых в зависимости от рабочих условий сепарации газожидкостного потока может быть установлена по графи­кам, опубликованным ЦКБН [53].

Газожидкостная смесь в центробежном газосепараторе регу­лируемом разделяется благодаря закрутке потока в вертикаль­ном цилиндрическом патрубке. Закрутка потока обеспечивает­ся использованием в конструкции сепаратора специального завихрителя. При прохождении газожидкостного потока через завихритель жидкость под действием инерционных и центро­бежных сил отбрасывается на стенку вертикального цилиндри­ческого патрубка и стекает вниз по его стенке в сборник, отку­да непрерывно или периодически дренируется. Отсепарированный газ отводится из вертикального цилиндрического патруб­ка через осевой патрубок, в конструкции которого предусмот­рена розетка, обеспечивающая стабилизацию потока для пре­дотвращения излишних потерь давления потока.

Центробежные сепараторы выпускаются с внутренним диа­метром от 179 до 550 мм на рабочее давление 6,4—10 МПа и имеют массу от 1,6 до 10 т. Максимальная производительность центробежных сепараторов зависит от внутреннего диаметра и рабочего давления и меняется от 0,4 до 5,7 млн м³/сут.

Рис. 8.13. Газосепараторы центробежные регулируемые типов 1(а) и II (6):

1 — корпус сепарирующего устройства; 2 — сборник жидкости; 3 — завихритель. 4 — выпрями­тель потока; 5 — подогреватель; 6 — регулирующее устройство

Рис. 8.14. Сепаратор жалюзийный:

1 — днище; 2 — корпус; 3 — насадка; 4 — лист защитный; 5 — подогрева­тель; 6 — опоры

Газосепараторы жалюзийные, изготовленные в соответствии с ОСТ 26-02-2059-79, предназначены для тонкой очистки газа от жидкости в промысловых установках подготовки газа, а так­же в технологических процессах нефтяной, газовой и газоперерабатывающей отраслях промышленности, где необходимо добиться минимального уноса жидкости с газовым потоком. Выпускают газосепараторы на рабочее давление от 6,4 до 10 МПа диаметром 800, 1000, 1200, 1600 мм, производительностью по газу от 0,7 до 7,5 млн м³/сут. Масса сепараторов колеблется от 2,2 до 17,5 т. Газосепараторы обеспечивают степень очистки газа от жидкости не менее 99% при предельном содержании жид­кости в газовом потоке, поступающем в сепаратор, до 200 м/м³. Газосепараторы могут эксплуатироваться в районах с жарким, умеренным и холодным климатом, при температуре рабочей среды от -30 до +100 "С. Потери давления рабочей среды в газосепараторе не превышают 0,025 МПа, в том числе на жа-люзийной насадке — не более 0,005 МПа (рис. 8.14).

В конструкции газосепаратора жалюзийного предусмотрено размещение подогревателя в нижней части корпуса, являющейся сборником жидкости. Средний срок службы газосепаратора —10 лет.

Производительность по газу жалюзийных газосепараторов в зависимости от рабочих условий сепарации газожидкостного потока может быть установлена по графикам (рис. 8.15).

Рис. 8.15. Зависимость производительности газосепаратора жалюзийного Q по газу от рабочего давления р

Газожидкостная смесь в газосепараторе жалюзийном разде­ляется на два потока — газ и жидкость благодаря воздействию гравитационных и инерционных сил на капли жидкости. Ос­новная масса жидкости сепарируется из газового потока в сред­ней части корпуса сепаратора и осаждается вниз в сборник жидкости. Туманообразная масса жидкости (тонкодисперсные капли) сепарируется из газового потока в пакетах вертикаль­ных жалюзийных скрубберных насадок, размещаемых в верхней части корпуса сепаратора, откуда отсепарированная жид­кость дренируется под уровень жидкости в сборнике Из сбор­ника жидкость непрерывно или периодически сбрасывается в дренаж или в жидкостную технологическую линию.

Газосепараторы сетчатые, изготовленные по ОСТ 26-02-2058-79 предназначены для тонкой очистки газа от жидкости в про­мысловых установках подготовки газа, а также в технологичес­ких процессах газо- и нефтеперерабатывающих заводов в каче­стве аппаратов промежуточной и окончательной ступеней очистки газа. Выпускают газосепараторы на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа. Газосепараторы обеспечивают степень очистки газа от жидкости не менее 99% при предельном содержании 200 м³/м³. Газосепараторы сетчатые могут эксплуатироваться в районах с жарким, умеренным и холодным климатом при температуре рабочей среды от – 30 до +100 градусов. Потери давления потока рабочей среды в газосепараторе до 0,05 МПа, в том числе на сетчатом отбойнике до 0,02 МПа

Предусмотрены три типа газосепараторов сетчатых: тип I - (рис. 8.16) - цилиндрические вертикальные с корпусным фланцевым разъемом диаметром 600, 800 мм. на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа и производительностью по газу от 0 08 до 0,8 млн. м³/сут.; тип 2 – цилиндрические вертикальные диа­метром 1200, 1600 мм на рабочее давление от 0,6 до 8 МПа и производительностью по газу от 0,8 до 2 млн. м³/сут., тип 3-шаровые с цилиндрическим сборником жидкости диаметром сферы 2200, 2600 мм на рабочее давление от 1 до 8 МПа и производительностью по газу от 2 до 5 млн. м³/сут. Масса сепараторов от 0,7 до 13 т.

В конструкции сепараторов предусмотрено размещение по­догревателя в нижней части корпуса - сборнике жидкости Средний срок службы - 10 лет. Наработка на отказ - 11 000 ч Ресурс до капитального ремонта - 60 000 ч. Коэффициент тех­нического использования — 0,98.

Производительность по газу газосепараторов сетчатых в за­висимости от рабочих условий сепарации газожидкостного по­тока может быть установлена по расчетным графикам [541

Газожидкостная смесь в сетчатом газосепараторе разделяет­ся на газ и жидкость благодаря воздействию гравитационных и инерционных сил на капли жидкости.

Рис. 8.16. Газосепаратор сетчатый типа I

1 — корпус; 2 — днище; 3 — насадка; 4 — коагулятор; 5 — подогреватель; 6 — опора; 7— лист защитный

Основная масса жидко­сти сепарируется из газового потока в средней части корпуса и осаждается вниз в сборник жидкости. Тонкодисперсные капли коагулируются в сетчатом каплеотбойнике, размещенном в сред­ней части корпуса, и частично стекают вниз в сборник жидко­сти. Окончательная очистка газа от жидкости осуществляется в сетчатой скрубберной секции, размещаемой в верхней части корпуса сепаратора, откуда отсепарированная жидкость дрени­руется подуровень жидкости в сборнике. Из сборника жидкость непрерывно или периодически сбрасывается.

В системах сбора и подготовки продукции скважин широко используются реагенты для деэмульсации, обессоливания, борь­бы с коррозией оборудования и для снижения вязкости транс­портируемых жидкостей. Реагенты подаются обычно в растворе малыми порциями. Малые подачи обусловили применение объем­ных регулируемых одноплунжерных насосов. Разработано не­сколько дозировочных установок. Рассмотрим некоторые из них. Установка НДУ-50/150 разработана в АО «Татнефть». Она состоит из насоса, редуктора, электродвигателя, емкости для реагента. Число ходов плунжера в минуту 50 и 150, соответ­ственно подача насоса 0,006—0,12 и 0,03—2,16 л/ч. Давление нагнетания до 12,5 МПа. Объем емкости для реагента 0,215 м³. Плунжер насоса в одну сторону продвигается пружиной, а в другую — эксцентриком, который вращается от редуктора, вал редуктора приводится во вращение электродвигателем. Частота ходов плунжера регулируется сменой кулачков. При кулачке с одним выступом плунжер делает 50 ходов в минуту, при кулач­ке с тремя выступами — 150.

Дозировочные установки с большей вместимостью резерву­ара и со стандартными дозировочными насосами разработаны в ТатНИИнефтемаше. Это установки БР-2,5, БР-10, БР-25. Установка БР-2,5 состоит из установленной на сани теплоизо­лированной будки, в которой размещены емкость, плунжер­ный дозировочный насос НД-0,5Р2,5/400, шестеренный насос Р3-4,5а, электронагреватель, вентилятор, арматура и конт­рольно-измерительная аппаратура.

Дозировочный насос НД-0,5Р2,5/400 имеет подачу до 2,5 л/ч при давлении до 10 МПа. Подача насоса регулируется меха­низмом, смонтированным на редукторе насоса. Шестеренный насос служит для загрузки емкости реагентом. Емкость имеет объем 0,9 м³. В ней установлен электронагреватель мощностью 3,75 кВт. Нагреватель позволяет поддерживать температуру ре­агента 60 "С.

Также разработан блок реагентного хозяйства для климати­ческих условий Западной Сибири. Блок рассчитан на обслужи­вание группы скважин. Блок размещен на санях в теплоизоли­рованной будке. Будка разделена на два отсека. В одном уста­новлена пусковая и контрольная аппаратура, а в другом — до­зировочные насосы, нагревательное устройство и две бочки с реагентом.

Дозировочные насосы типа НД-10/100 имеют подачу до 10 л/ч при давлении до 10 МПа. Реагент подается из бочек вместимостью по 200 л. Пока одна бочка разгружается дозиро­вочным насосом, другая, вновь загруженная в блок, успевает прогреться. Бочки обогреваются паром, циркулирующим по тру­бам. Пар получают, нагревая воду. Мощность нагревателя око­ло 3,75 кВт.

За последние годы объем парафинистых и высоковязких нефтей в общей добыче нефти возрастает, что связано с широ­ким вводом в разработку месторождений Республики Коми и в других нефтяных районах.

С понижением температуры нефти растворенный в ней па­рафин начинает кристаллизоваться. При этом резко возрастает вязкость нефти, особенно после кратковременного прекраще­ния перекачки. Поэтому возникает необходимость при пере­качке таких нефтей увеличивать мощность насосных станций, строить специальные установки для подогрева нефти, увеличи­вать диаметр трубопроводов, добавлять к нефти различные при­садки, разбавлять ее нефтепродуктами и т.д.

При транспорте газированной нефти уменьшаются возмож­ности образования и отложения парафина.

Практика эксплуатации показывает, что при совместном сборе нефти и газа одним из основных направлений борьбы с парафином являются снижение до минимума потерь тепла и поддержание оптимальной температуры при добыче и транс­порте продукции скважин. На это влияют глубина заложения трубопровода, его теплоизоляция, режим перекачки и подо­грев продукции.

Рассмотрим элементы путевого подогрева продукции сква­жин. В выкидных линиях продукция подогревается устьевыми (типа ПП) и трубопроводными типа ПТ подогревателями.

Блочная газовая печь УН-0,2 и подогреватель нефти ПТТ-0,2 работают на газе. Пропускная способность подогревателя по жидкости при ее нагреве до 70 "С составляет 100 т/сут, рабочее давление — до 1,6 МПа, расход газа — 25 м³/ч.

Пропускная способность путевых подогревателей ПП-0,4, ПП-0,63 и ПП-1,6 по жидкости при ее нагреве на 25 "С состав­ляет соответственно 750, 1150 и 2350 т/сут при расходе газа соответственно 45, 75 и 180 м³/ч.

Пропускная способность трубопроводного подогревателя ПТ-160/100 по жидкости при ее нагреве до 70 °С составляет 500 м³/сут, расход газа — 300 м³/ч.

Различными фирмами постоянно ведутся работы по совер­шенствованию конструкций вертикально-цилиндрических пе­чей, которые могут использоваться в качестве путевых подо­гревателей. Проводятся работы по внедрению пружинообразных трубных змеевиков нагрева, обеспечивающих самослив жидкого продукта.

Вертикально-цилиндрические трубчатые печи (разработка ДАО ЦКБН, г. Подольск) предназначены для нагрева различ­ных продуктов (природного газа, дизельного топлива, углеводо­родного конденсата, нефти, мазута, азота и др.) в газовой, не­фтяной, нефтехимической и других отраслях промышленности. Они могут быть спроектированы и поставлены для эксплуа­тации в районы с умеренным и холодным климатом, устанав­ливаются на открытой площадке или в помещении.

В радиантно-конвективных печах камера конвекции распо­ложена над камерой радиации. Змеевик в камере конвекции выполнен горизонтальным с наружным оребрением. Змеевик может быть выполнен без оребрения (например, в случае при­менения жидкого топлива в горелке). Радиантный змеевик — подвесной, в виде настенного экрана. Трубы змеевика прикреп­лены сверху на кронштейнах к каркасу. В поду печей установ­лены одна или несколько симметрично расположенных горе­лок. В зависимости от вида топлива устанавливают комбини­рованные горелки типов ГГМ и ГП (разработки ВНИИнефтемаша).

Большое внимание уделяется горелочным устройствам и специальным вставкам, обеспечивающим минимальный выб­рос с дымовыми газами окиси азота и угарного газа. Для удоб­ства обслуживания горелок цилиндрическая камера радиации печей установлена на столбчатом фундаменте высотой не ме­нее 2 м, радиантные змеевики собраны из вертикальных труб на приварных опорах.

Материальное исполнение продуктового змеевика принима­ется в зависимости от состава среды, давления и температуры ее нагрева в каждом конкретном случае. Для обслуживания печей предусмотрены лестницы и площадки. Для наблюдения за фа­келом и трубами радиантного змеевика в камере радиации рас­положены смотровые окна; в верхней части — выхлопные окна. Для проведения монтажно-ремонтных работ радиантного змее­вика в переходнике от камеры радиации к конвекции имеются люки-лазы.

Вертикально-цилиндрические трубчатые печи ЦС по срав­нению с коробчатыми или шатровыми имеют следующие пре­имущества:

— цилиндрическая форма корпуса (каркаса) позволяет сде­лать более компактным топочный объем печи;

— дает возможность почти по всей поверхности, ограничи­вающей радиационную камеру, разместить продуктовый змее­вик нагрева;

— в связи с тем, что трубы радиантного змеевика имеют практически одинаковые условия для нагрева, улучшается ре­гулирование температуры нагрева и создается возможность для более эффективного нагрева стенок труб.

Разработаны пять типов конструкции печей:

1 — печь с 1-поточным радиантным змеевиком;

2 — печь с 1-конвективным и радиантным змеевиками;

3 — печь с 2-поточным конвективным и 1-поточным

радиантным змеевиками;

4 — печь с 2-поточным конвективным и 2-поточным

радиантным змеевиками;

5 — печь с 4-поточным конвективным и 2-поточным

радиантным змеевиками.

Технические характеристики нескольких типов печей при­ведены в табл. 8.6.

Таблица 8.6