Корпус; 2- тарелка; 3- седло; 4- обойма; 5- защитный кожух; 6- огнепреградитель; 7- шток; 8- направляющая труба; 9- покрытие тарелки (пленка из фторопласта 4).

Принцип действия огневого предохранителя основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара через отверстие малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода.

Рис.2.9. Огнепреградитель:

1- фланец; 2- прижимные болты; 3- корпус; 4- крепежные болты; 5- фольговая гофрированная спираль (кассета); 6- кожух спирали; 7- уплотняющая прокладка

Предохранительные клапаны (гидравлические), устанавливаемые в комплекте с дыхательными и огневыми преградителями (рис. 2.11.) на резервуарах со светлыми нефтепродуктами, рассчитываются не большее давление, чем дыхательные (механические), и вступают в работу в случаях, когда последние по тем или иным причинам не срабатывают. Во избежание одновременной работы двух клапанов, дыхательного и гидравлического, последний устанавливают на повышенное давление и более глубокое разрежение (на 5 - 10 %).

Подогреватели (рис. 2.10.)служат для подогрева темных нефтепродуктов и масел некоторых сортов, вязкость которых при хранении в резервуарах по разным причинам увеличивается настолько, что перекачка их по трубопроводам без подогрева не представляется возможным.

Конструкции подогревателей различают следующих типов: стационарные и переносные, общие и местные, трубчатые, циркуляционного подогрева, паровые, электрические и др.

Рис.2.10. Схема установки трубчатого подогревателя (вид в плане).

Для замера уровня продукта резервуары оснащены дистанционными уровнемерами, типа УДУ -5 различных модификаций, сниженным пробоотборником ПСР. Пробоотборник состоит из верхнего люка, пробоотборной колонны и панели управления отбором и сливом пробы.

В первом нижнем поясе резервуара на высоте 700 мм от днища предусмотрен люк-лаз, предназначенный для доступа внутрь резервуара рабочих, производящих ремонт и зачистку дна резервуара от грязи. Люк-лаз используется также для вентиляции резервуаров при производстве огневых работ, поэтому расположен диаметрально противоположно световому люку.

Все выше перечисленное оборудование ставится на резервуарах хранения маловязких нефтепродуктов и нефтей.

Рис.2.11. Предохранительный (гидравлический) клапан конструкции Гипронефтемаша:

1- штуцер клапана; 2- стакан для жидкости; 3- подвесная перегородка; 4- каплеуловитель; 5- вентиляционный патрубок с сеткой; 6- воронка для залива жидкости; 7- указатель уровня со спускным клапаном; 8- предохранительная трубка

С целью снижения потерь легкоиспаряющейся нефти и нефтепродуктов применяют резервуары с плавающим понтоном. Понтон, плавающий на поверхности нефти, уменьшает площадь испарения, благодаря чему резко снижаются (в 4-5 раз) потери от испарения. Такие резервуары получили широкое распространение и эксплуатацию на нефтебазах.

Понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара остается зазор шириной 100-300 мм, перекрываемый уплотняющими герметизирующими затворами обычно из прорезиненной ткани, профили которой имеют форму петли с внутренним заполнением затвора упругим материалом. При заполнении резервуара понтон поднимается до верхнего предела, а при опорожнении опускается на опоры. Для избежания поворота понтона при его вертикальном перемещении используют две диаметрально расположенные трубы, служащие одновременно для пропуска резервуарного оборудования.

Неметаллические резервуары, - такие резервуары, у которых несущие конструкции выполнены из неметаллических материалов. К неметаллическим резервуарам относятся железобетонные и резервуары из резинотканевых или синтетических материалов, применяемых преимущественно в качестве передвижных емкостей.

Железобетонные резервуары по виду, хранимого нефтепродукта подразделяются на резервуары для мазута, нефти, масел и светлых нефтепродуктов. Нефть и мазут практически не оказывают химического воздействия на бетон и обладают способностью за счет тяжелых фракций и смол тампонировать мелкопористые материалы, уменьшая со временем их просачиваемость и проницаемость. При хранении этих продуктов в железобетонных резервуарах не требуется специальной защиты стенок. покрытия резервуаров. При хранении смазочных масел во избежания их загрязнения, внутренние поверхности резервуаров защищают различными покрытиями и облицовками. То же относится и к резервуарам для светлых легкоиспаряющихся нефтепродуктов, которые, обладая незначительной вязкостью, легко фильтруются через бетон. Кроме того, покрытие должно обладать повышенной герметичностью (газонепроницаемостью) с целью уменьшения потерь от испарения.

Железобетонные резервуары, кроме экономии металла, обладают еще рядом технологических преимуществ. При хранении в них подогретой вязкой нефти и нефтепродуктов медленнее происходит их остывание за счет малых потерь, а при хранении легкоиспаряющихся светлых нефтепродуктов уменьшаются потери от испарения, так как резервуары при подземной установке менее подвержены солнечному облучению.

Обслуживание и эксплуатация резервуаров.

На каждый резервуар, находящийся в эксплуатации, должен быть составлен технический паспорт с исполнительной документацией в соответствии с требованиями СНиП 111-В.5-2002. Вновь сооруженный или отремонтированный резервуар может быть введен в эксплуатацию только после его испытаний и приемки специальной комиссией в соответствии с действующими правилами.

Надежность резервуаров – свойство его конструкции выполнять функции приема, хранения и отбора из него нефти и нефтепродуктов при заданных параметрах (уровень, наполнения, плотность и вязкость, температура, скорость закачки и отбора продукта, оборачиваемость резервуара, а также масса снегового покрова, сила ветра, расчетная температура, величина сейсмического воздействия и т. д.).

Оценка уровня надежности резервуара и его элементов должна проводиться по установленным параметрам конструкции, которые определяются технической документацией с пределами, установленными СНиП 111-18-75. Порядок и методы контроля показателей надежности определяются ГОСТ 27.401-84

Критериями, характеризующими эксплутационную надежность резервуаров, являются:

_* работоспособность резервуара – это состояние, при котором резервуар способен выполнять свои функции без отклонений от параметров, установленных требованиями технической документации. Для поддержания работоспособности резервуара необходимо выполнять в установленные сроком текущие и капитальные ремонты, а также осуществлять профилактику и раннюю диагностику дефектов;

_* безотказность работы резервуара – свойство резервуара и его элементов сохранять работоспособность без вынужденных перерывов в работе. Вероятность безотказной работы служит количественным показателем надежности (критерий прочности, устойчивости и выносливости);

_* долговечность резервуара и его надежность – свойство конструкции сохранять работоспособность до предельного состояния с необходимыми перерывами для технического обслуживания и ремонтов. Показателем долговечности может служить ресурс или срок службы;

_* ремонтопригодность элементов резервуаров заключается в приспособленности элементов к предупреждению и обнаружению неисправности, а также и их ремонта в период обслуживания до наступления отказа. Затраты труда, времени и средств на ремонтные работы определяют ремонтопригодность резервуаров.

Своевременная и качественная оценка технического состояния резервуаров и устранение выявленных дефектов повышает их надежность при эксплуатации. Такую оценку можно получить только на основании комплексной проверки, включающей в себя дефектоскопию сварных соединений, проверку качества металла, контроль толщины стенок отдельных элементов, геометрической формы и др.

Операторы, обслуживающие резервуары и резервуарные парки, обязаны хорошо знать устройство и назначение каждого резервуара, схему расположения трубопроводов и назначение всех задвижек, чтобы безошибочно делать необходимые переключения при эксплуатации резервуаров.

Наиболее ответственными операциями являются –наполнение и опорожнение резервуаров. Расход нефти при наполнении или опорожнении резервуара не должен превышать суммарной пропускной способности установленных на резервуаре дыхательных, а также предохранительных или вентиляционных патрубков. Скорость наполнения или опорожнения резервуаров с понтонами или плавающими крышами должна быть такой, чтобы скорость подъема понтона не превышала 3,5 м/ч. Если по измерениям уровня нефти в резервуаре или по другим данным обнаружено, что нормальное наполнение или опорожнение нарушено, то немедленно должны быть приняты меры к выявлению причины нарушения и к ее устранению.

Открытие и закрытие резервуарных задвижек должно быть плавное.

При наполнении резервуара необходимо строго следить за высотой уровня нефти, чтобы не допустить перелив нефти или подъем понтона выше верхнего крайнего положения. Уровень нефти должен быть установлен с учетом ее расширения от нагревания. Обычно нефтяные резервуары не заполняют до верха на 3-5%. При опорожнении резервуаров, оборудованных подогревателями, необходимо следить, чтобы уровень жидкости над подогревателем был не менее 0,5 м, так4 как действующий оголенный подогреватель создает пожарную опасность.

В резервуарах могут наблюдаться течи в корпусе или днище, вызванные деформацией металла, некачественной сваркой или другими причинами. Поэтому при вступлении на дежурство старший по смене должен обеспечить обход резервуаров. При осмотре сварных резервуаров особое внимание должно быть уделено вертикальным швам нижних поясов корпуса, швам приварки нижнего пояса к днищу, швам окраин днища к прилегающим участкам основного металла.

При появлении трещин в швах или в основном металле стенки или днищ, резервуар должен быть немедленно опорожнен полностью или частично, в зависимости от способа ремонта.

Визуальный осмотр поверхности понтона необходимо проверять ежемесячно, а плавающие крыши – ежедневно с верхней площадки резервуара. При обнаружении на ковре понтона нефти ее необходимо удалит, выяснить причину неисправности. При нарушении герметичности ковра понтона или коробок резервуар должен быть опорожнении выведен на ремонт.

Резервуары необходимо периодически очищать от осадков парафина и механических примесей специально обученным и подготовленным персоналом. Сроки зачистки определяются в зависимости от вида нефти, но не реже одного раза в два года.

При зачистке резервуаров рекомендуется применять гидромониторы и пароэжекторы. Гидромонитор-моечная машина, в которую подают моечную жидкость под давлением 0,8-1,2 МПа.В качестве моечной жидкости используется горячий (45-70оС) водный раствор моющего средства, представляющего собой композицию концентрацией 0,15-3,% синтетических поверхносно-активных веществ с добавками электролитов. Под действием раствора осадок размягчается, уменьшается его сила поверхностного натяжения, он распределяется в моечной жидкости, образуя неустойчивую эмульсию, которую откачивают из резервуара.

При использовании пароэжектора в эжектор подают пар под давлением 0,6-0,7 МПа. Осадок, засасываемый в эжектор, разогревают струей пара, превращают в легко перекачиваемую массу и удаляют из резервуара.

Особое внимание при зачистке резервуаров, в которых хранилась сернистая нефть, должно быть уделено пирофорным отложениям, которые образуются вследствие воздействия на железо и его окислы сероводорода и состоят в основном из сернистого железа. Пирофорные отложения при контакте с кислородом воздуха быстро окисляются, что сопровождается их разогревом и способностью к самовозгаранию при невысоких температурах и это является причиной взрывов и пожаров.

При зачистке резервуара, в котором хранилась сернистая нефть, необходимо пропаривать резервуар в течение 24 часов водяным паром с такой интенсивностью, чтобы внутри резервуара все время поддерживалось давление несколько выше атмосферного. По окончании пропарки резервуар необходимо заполнить водой, а затем уровень воды постепенно снижать со скоростью 0,5-1,0 м/ч чтобы обеспечить медленное окисление пирофорных отложений по мере их высыхания.

Чтобы избежать самовозгорание извлекаемые из резервуаров пирофорные отложения должны поддерживаться во влажном состоянии по удаления их из зоны хранения нефти, в специально отведенное место.

Ремонт резервуаров.

При подготовке резервуаров к ремонтным работам производятся операции по их дегазации, основанные на вытеснении паров горючих жидкостей в атмосферу. Пары нефтепродуктов тяжелее воздуха, они способны накапливаться на территории резервуарного парка в различных углублениях и в смеси с воздухом образовывать взрывоопасные концентрации, особенно в пасмурные дни и при малой скорости ветра.

Взрывоопасные концентрации паров в смеси с воздухом создаются при дегазации и во внутреннем объеме резервуаров, что при наличии источников зажигания (разряды статического электричества, самовозгорания пирофорных отложений, искры вентиляторов и др.) может привести к воспламенению паровоздушных смесей внутри резервуаров или снаружи, которые сопровождаются разрушением аппаратов, возникновением пожара, а иногда поражением людей.

Перспективным методом дегазации является принудительная вентиляция. Подбирается вентилятор, обеспечивающий требуемую кратность воздухообмена. При вместимости резервуара 3000 м³ и более устанавливают несколько вентиляторов.

Дегазацию резервуаров инертными газами (азотом, углекислым газом, продуктами сгорания) применяют при проведении ремонтных работ снаружи резервуаров, без их полной очистки. Безопасное содержание кислорода в объеме резервуара с парами нефтепродуктов зависит от вида применяемого разбавителя паров и составляет от6,5 до 10%. Такой уровень достигается при подаче в резервуар на продувку 4 – 5 объемов инертного газа.

При подготовке к ремонту резервуаров небольшой вместимости вытеснения паров горючих жидкостей достигают заполнением водой.

Представляет интерес дегазация путем заполнения резервуаров воздушно-механической пеной средней или высокой кратности. В некоторых случаях заполнение резервуаров производят легко разрушающей пеной, газифицированной инертным газом. После заполнения резервуара пена быстро разрушается, и резервуар остается заполненным инертным газом. Такие способы дегазации позволяют производить ремонтные работы без полной очистки резервуаров.

Для отмывки отложений в емкостях и резервуарах при подготовке их к ремонту в ряде случаев применяют растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Дефекты и повреждения и их причины.

При монтаже и эксплуатации резервуаров наиболее часто встречаются следующие дефекты и повреждения:

- трещины в окрайках (окраинной части) днища по сварным соединениям и основному металлу (иногда трещины с окраек переходят на основной металл первого пояса стенки);

- трещины в нижнем уторном уголке по сварным соединениям и основному металлу (в ряде случаев трещины с уголка переходят на основной металл первого пояса стенки);

- трещины в сварных швах полотнища днища с выходом или без выхода на основной металл;

- выпучины, впадины и складки на днище;

- трещины в поясах по сварным соединениям и основному металлу. Наиболее часто трещины в стенке резервуара возникают в вертикальных стыках вдоль сварных соединений с выходом или без выхода на основной металл, в крестообразных стыковых соединениях, вблизи горизонтальных и вертикальных сварных соединений. Трещины образуются также в основном металле вблизи люков-лазов, патрубков и штуцеров присоединения, трубопроводов и резервуарного оборудования и т. д.;

- непровары, подрезы основного металла, шлаковые включения и другие дефекты сварных соединений;

- коррозионные повреждения днища, стенки, кровли резервуара;

- деформация днища по периметру резервуара и др.

Перечисленные дефекты обуславливаются рядом причин, важнейшие из которых – амортизационный износ конструкций; хрупкость металла при низких температурах, наличие дефектов в сварных соединениях (непровары, подрезы и др.), являющиеся концентратами напряжений, скопление большого числа сварных швов в отдельных узлах резервуара, нарушения технологии монтажа и сварки; неравномерные осадки (просадки) песчаных оснований; коррозия металла, возникающая вследствие хранения в резервуарах сернистой нефти или нефтепродуктов с повышенным содержанием серы; нарушение правил технической эксплуатации резервуаров из-за превышения уровня заполнения, избыточного давления или недопустимого вакуума резервуара, а также частичной вибрации стенки при закачке нефтепродуктов.

Устранение дефектов и ремонт резервуаров – ответственные операции, определяющие во многом дальнейшую безопасность и бесперебойную эксплуатацию резервуаров.

Устранение дефектов резервуара без применения сварочных работ.

Некоторые дефекты резервуаров (небольшие коррозионные повреждения и мелкие трещины сварных швов кровли, верхних поясов стенки, днища) могут быть устранены без применения сварочных работ. Для этого используются эпоксидные клеевые составы холодного отверждения, полимеризующиеся при температуре окружающей среды от 278 К и выше. Обычно время отверждения составляет 24 ч. Для ускорения отверждения отремонтированный участок подогревают до 60 – 100 ^оС, за счет чего сокращается время отверждения до 2 – 4 ч.

Рекомендуемый состав эпоксидного клея (вес. частей):

1) эпоксидная смола ЭЛ – 1б 100

2) пластификатор (дибутилфталат) 18 – 20

3) отвердитель (полиэтиленполиамин) 12 - 15

4) наполнитель (алюминиевая пудра) 30 – 40

Подлежащий ремонту участок очищают с перекрытием дефекта на 40 – 80 мм в каждую сторону металлической щеткой, напильником или наждачной бумагой и обрабатывают бензином. Перед нанесением состава участок обезжиривают ацетоном. Мелкие трещины и отверстия могут быть ликвидированы без армирующего материала путем покрытия дефектного участка слоем клея толщиной 0,15 мм.

На крупный дефектный участок наносят слой клея, на который накладывают армирующий материал (стеклоткань, бязь и т.д.), который в свою очередь, покрывают слоем клея. Армирующих слоев наносят не менее двух, причем каждый верхний слой должен перекрывать нижний на 20 -30 мм. На верхний армирующий слой наносят слой клея, затем лакокрасочное покрытие. Каждый слой уплотняют металлическим роликом для удаления воздуха. По окончании работ отремонтированный участок выдерживают при температуре 15 – 25 ^оС в течение 48 ч.

Если днище или первый пояс резервуара подвержены сплошной коррозии или имеют групповые каверны, на пораженные участки наносят сплошное армирующее покрытие по специальной технологии.

Если известными технологиями покрытия поверхностей различными красками и клеевыми композициями необходимого эффекта достичь не удается, предлагается метод металлизации (покрытие цинком) внутренних поверхностей резервуаров. Новый способ предусматривает покрытие слоем цинка поверхностей толщиной 0,2 мм. Покрытие производится методом напыления расплавленного металла с предварительной обработкой поверхности кварцевым песком.

Опыт эксплуатации резервуаров для хранения нефти показывает, что наиболее интенсивно наблюдается коррозия на границах вода-углеводороды, углеводороды-воздух. Днище и нижние пояса резервуаров разрушаются в результате разделения эмульсии и накопления воды. Отстоявшаяся вода содержит соли, что способствует усилению язвенной коррозии. Коррозия днища бывает настолько значительной, что его приходится заменять новым.

Замена днища осуществляется следующим образом. Резервуар освобождается от продукта, очищается от механических осадков, пропаривается, затем отсоединяются подводящие трубопроводы. В первом поясе корпуса вырезаются монтажные «окна» размером 2000 х 1500 мм. Резервуар поднимается от основания на высоту 150 – 200 мм с помощью гидравлических домкратов. Для этого в местах установки домкратов привариваются к корпусу резервуара вертикальные ребра на расстоянии 0,4 м от основания. Расстояние между ребрами 2,0 - 2,5, число их зависит от размеров поднимаемого резервуара (обычно используется 8 – 10 домкратов). Днище разрезается на отдельные участки, которые отрезаются от корпуса по периметру снаружи и внутри резервуара. Отрезанный металл удаляется из резервуара. Нивелируется и исправляется основание с последующим покрытием гидрофобным изолирующим слоем. Через монтажное окно подаются заготовленные листы днища и окрайки. Днище и окрайки собираются и свариваются в два слоя. Корпус резервуара опускается на окрайки и завариваются круговые шва, прикрепляющие первый пояс корпуса к днищу. Затем завариваются швы, прикрепляющие окрайки к полотну днища.

Если нет необходимости заменять днище целиком, его ремонтируют. Ремонт заключается в устранении трещин и выпучен. Концы трещины засверливаются сверлом диаметром 6 – 8 мм, затем осуществляется разделка трещины обычным способом, устанавливается накладка и трещина заваривается (см. рис.5.2).

Над выпучиной вырезается отверстие диаметров 20 – 25 см и в полость между основанием и днищем нагнетается и трамбуется вибраторами гидрофобная смесь, состоящая из песка и вяжущего вещества - малосернистого мазута. После прекращения усадки трамбуемой массы на вырезанное отверстие укладывается накладка диаметром 30 - 35 см и обваривается. Таким способом исправляются, выпучены высотой до 200 мм.

Если высота выпучены более 200 мм, то сварные швы в районе выпучены, распускаются и удаляются деформированные листы. Удаленные листы заменяются новыми, которые подгоняются к листам полотна днища в нахлестку по коротким и длинным кромкам, а затем привариваются.

Все сварные соединения, выполненные в период ремонтных работ, подвергаются 100%-ному контролю на герметичность вакуум методом или керосиновой пробой.

Отремонтированные участки сварных стыковых соединений окраек днища и вертикальных стыковых соединений первого пояса и 50% соединений второго, третьего и четвертого поясов (преимущественно в местах пересечений этих соединений с горизонтальными) подвергаются контролю просвечиванием (ренгена - или радиографированием).

После окончания гидравлического испытания резервуара и спуска воды для проверки качества отремонтированного основания (равномерность осадки) проводится нивелирная съемка по периметру резервуара не менее чем в восьми точках и не реже чем через 6 м.

После выполнения комплекса окончательных испытаний и при отсутствии дефектов в виде свищей, трещин, вмятин или значительных деформаций, превышающих допустимые согласно СНиП 111-18-75, испытание считается законченным и в установленном порядке составляется акт о сдаче резервуара в эксплуатацию.

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).

Рис.6.10. Оросительный теплообменник:

1- трубы; 2- колено; 3- желоб; 4- рама; 5- поддон

В химической промышленности оросительные теплообменники из-за своей конструктивной простоты используется для охлаждения кислот, так как для этого процесса теплообменник приходится изготовлять из кислотоупорного ферросилида, который непригоден для изготовления аппаратов сложной конструкции.

Спиральные теплообменники (рис.6.11) состоят из двух спиралей 1 и 2, входящих одна в другую и образующих таким образом два канала четырехугольного сечения. Оба канала начинаются в центре и заканчиваются на периферии. В центре каналы разделены перегородкой 3. Боковые стенки каналов образуют торцовые крышки 4 и 5, скрепленные болтами с наружным витком спирали через фланец 6. Жидкости, между которыми происходит теплообмен, поступают в каналы противотоком друг другу раздельно через штуцера 10 и 11, а выходят - через штуцера 8 и 9. Спиральные теплообменники рассчитаны на рабочее давление до 0,6 МН/м², они весьма эффективны и компактны, но сложны в изготовлении и мало приспособлены для чистки.

Подогреватели с паровым пространством применяют в качестве испарителей нефтепродуктов, например остатка низа ректификационных колонн или нагревателей жидких нефтепродуктов. Подогреватели (рис. 6.12) состоят из цилиндрического корпуса, в днище которого вмонтированы один или два трубных пучка. Теплоноситель, обычно пар, подается в трубный пучок, а нагреваемый нефтепродукт в нижнюю часть аппарата.

Рис.6.11. Спиральный теплообменник

Рис.6.12. Теплообменник с паровым обогревом:

1- кожух; 2- муфты для мерных стекол; 3- люк; 4- трубный пучок; 5- штуцер для входа обогревающего пара; 6- штуцер для выхода пара; 7- распределительная коробка; 8- штуцер для выхода конденсата; 9- штуцер для входа нагреваемой жидкости; 10- штуцер для выхода нагретой жидкости; 11- штуцер для спуска остатков жидкости (дренаж); 12- перегородка

При подогреве испаряются легкие нефтепродукты, пары которых возвращаются в ректификационную колонну, а тяжелый остаток непрерывно выводится из подогревателя. Корпус подогревателя заполнен жидкостью частично. Расстояние от уровня жидкости до верха корпуса аппарата - не менее 0,35 D_в. Это пространство необходимо для лучшего испарения жидкости. Уровень жидкости в подогревателе за перегородкой поддерживается автоматически посредством регулятора уровня.

Аппараты воздушного охлаждения состоят из ряда трубчатых секций, расположенных горизонтально, вертикально, наклонно в виде шатра или зигзагообразно (рис. 6.13). Охлаждающий агент - воздух засасывается и продувается через трубчатые секции вентилятором. По трубам секций пропускают охлаждаемую или конденсируемую среду. Для повышения эффективности аппарата при сравнительно высокой температуре окружающего воздуха (в жаркое летнее время) на выходе воздуха из вентилятора предусмотрен кольцевой коллектор для увлажнения воздуха с целью снижения его температуры.

Рис.6.13. Теплообменник воздушного охлаждения:

1. редуктор; 2- коллектор вентилятора; 3- трубчатая ферма; 4- диффузор; 5- сварная рама; 6- отводящий трубопровод; 7- подводящий трубопровод; 8- осевой вентилятор; 9- колесо вентилятора; 10- трубный пучок; 11- электродвигатель

Секция аппаратов воздушного охлаждения состоит обычно из четырех, шести или восьми рядов труб, которые расположены по вершинам равносторонних треугольников и закреплены развальцовкой в двух трубных решетках, имеющих крышки. Применяют трубы длиной от 1,5 до 12 м с внутренним диаметром 21 или 22 мм. Для предотвращения взаимного смещения труб в пучке между ними предусмотрены дистанционные прокладки из алюминиевой ленты шириной 15 мм. Трубы в аппаратах воздушного охлаждения имеют поперечные ребра, которые могут быть закреплены запрессовкой, сваркой или пайкой в специальных канавках в теле трубы; запрессованы непосредственно на теле трубы; навиты на нее с натягом или выдавлены за одно целое с трубой. Благодаря оребрения труб в теплообменнике создается большая теплообменная поверхность.

Осевой вентилятор состоит из составного корпуса и рабочего колеса с восемью лопастями диаметром 2,8 м. Производительность такого вентилятора - до 270 000 м³/ч.

В аппаратах воздушного охлаждения возможно охлаждение жидкости до температуры на 10 - 15 ^оС выше температуры окружающего воздуха, что ограничивает область их применения.

Аппараты воздушного охлаждения нормализованы, они выпускаются на давление 0,6 - 6,4 МН/ м² с поверхностью теплообмена от 30 до 3350 м².