ОБСЛЕДВАНЕ РАБОТАТА НА ТОПЛООБМЕННИЦИТЕ НА СОИ БЛОК 7 И 8 В ТЕЦ "МАРИЦА ИЗТОК-2" доц. д-р ииж. Илия Илиев, ст.н.с. 1 ст. д-р инж. Христо Христов INVESTIGATION INTO WORKING REGIMES OF HEAT EXCHANGERS FOR SOI BLOCK 7 & 8 IN TPP"MARITZA EAST-2" Assoc.Prof.Dr. Iliya Iliev, Prof.Dr. Hristo Marinov «ticaiion into working characteristics of heat exchangers with heat pipes mounted behind the absorption plant has carried out. Calculations of its thermal characteristics have been made: surface tube temperature as well as fouling It is established that the heat exchangers work in corrosion active environment and their characteristics have worsened in course time. Alternative variants connected with the replacement of the existing heat exchangers been ftctor been lave been made. Един от най-важните елементи на системата за пречистване на димните газове (СОИ) в ТЕЦ "Марица Изток-2" е монтираният след абсорбера топлообменник с топлинни тръби. Неговото предназначение е да подгрява напускащите абсорбера пречистени газове с топлина, отведена от постъпващите в него сурови газове. Този принцип на подгряване на газовете 5адължително се прилага там, където относителната им влажност е близка до максималната, а температурата на сухите газове се доближава до точката на оросяване. На фиг. 1 е представен процесът на нагряване на влажните димни газове в "H-d" диаграма. За начални и крайни температури са приети проектните стойности за топлообменника с топлинни тръби, реализиран от германската компания KLOKNER GmbH. d,=d 2 =const d. g/kq dry Фиг.1 Процес на нагряване на влажните димни газове в топлообменник с топлинни тръби. 231
постъпят в комина, водните пари от димните газове ще се охладят бързо до точката на Проведени са топлинни и аеродинамични изчисления на топлообменник с топлинни тръби в съответствие с известни в литературата методики [1,2]. Направени са подробни изчисления за температурите на повърхността на стената за топлообменника с топлинни тръби. Определена е средната (за снопа) температура на повърхността на тръбата (t av w ), както Анализът на графичната зависимост показва, че полезната температурна разлика Дь Се увеличава в процеса (1-2) на нагряване на пречистените газове в топлообменника с топлинни тръби. При липса на подгряване температурите на сухите димни газове се доближават д 0 точката на оросяване и At има минимални стойности. Лко при тези условия влажните газове оросяване и ще настъпи процес на кондензация. При наличие, макар и на минимални количества SO2 или SO3 в състава на пречистените газове, вътрешността на комина ще бъде подложена на киселинна атака. При подгряване на изходящите газове (процес 1-2), както е показано на фиг. 1, полезната температурна разлика между температурата на сухия термометър на газовете и точката на оросяване значително нараства и отпада проблемът с кондензацията на водните пари. Ето защо надеждността на работа 0 топлообменниците на блок 7 и 8 е от първостепенно значение за недопускане па киселинна корозия в комина. Настоящата работа е посветена на изследване на работата на съществуващите топлообменници с фитилни тръби. Цели на изследването са: 1. Провеждане на проверочни изчисления на съществуващите топлообменници с фитилни топлинни тръби; 2. Определяне на температурните условия на работа; 3. Изчисляване температурите на повърхността на топлинните тръби в зоната на изпарение и сравняването им с киселинната точка на оросяване; 4. Изчисляване на коефициентите на замърсяване на повъхноста на тръбите; 5. Анализ на резултатите. и минимално възможната температура на повърхността на стената t mm w (касаеща последния ред по хода на газовете). Температурите са изчислсни според известни в литературата формули [1,2]: С; l 'fgi +t fg B^'Q t av 1 w =- Ц + e (1) gas Ч«1 B^'O f I ) оч tfg.- + e (2) H gas V a l J където: t"f g i и t"f g i са съответно температурите на суровия газ на входа и изхода от топлобменника, В сас - изчислителен разход на гориво, kg/h: Q- топлинно възприятие на нагревните повърхности. kj/kg; H gas - топлообменна повърхност от страната на суровия газ, т"; ар коефициент на топлопредаване от газа към тръбите, \V/(m 2 K) с- коефициент на замърсяване на стената на тръбите. Изчисляването на кофециента на топлопреминаване k се извършва по следната формула: к= 7 ч, \ 7, W/(m : K) (3) I I Hf + Е H 1 + gl Hfg! a. H fg2 232
където: е коефициент, вземащ под внимание влошаването на работата на нагревните рхности, вследствие наличието на некондензиращи газове в тръбите и понижаването на инния поток; l f и Hf^ - са съответно нагревните повърхности откъм суровия и чистия газ, irt; и «2 - коефициенти на топлопредаване, съответно от суровия и чистия газ към тръбите, Граф ИЧНа интерпретация на резултатите от изчисленията е показана на фиг. 1,2,3 и 4. Фиг.1 Влошаване коефициента на замърсяване на тръбите с във времето за TA-7 0.016 0.014 0.012 0,010 0,008 0.006 0,004 0,002 0,000 -О.ООМ 01 002 Д-02- - М-03 Време на измерването 1 Я-04 Фиг.2 Понижаване на повърхностната температура на топлинните тръби ТА-7 във времето 130 120 I s хsгого G Р i 1 о но * и s CL й С1 Я > ч «Э о- Q. О) " I 100 90 Н-01 Ф-02 С-02 Д-02 М-03 Ю-03 време на измерването О-ОЗ Я-04 Нарастването на коефициентите на замърсяване на топлинните тръби е закономерно явление и за двата топлообменни апарата. От една страна то е свързано с наслояването на крехки варовикови отложения върху тръбите в зонатата на кондензация и се променя скокообразно при периодичните измивания на тръбните повърхности с предвиденото за целта устройство. Това наслояване ясно се вижда от приложения снимков' материал (виж снимка I). От друга страна, в зоната на изпарение, която се обмива от суровите газове, текат корозионни процеси, въпреки наличието на емайлно защитно покритие (снимка 2). В понятието коефициент на топлопренасяне (к) е "акумулиран" ефекта (виж формула 3) от отделянето във вътрешността на тръбите на некондензиращи газови компоненти (най-често водород), които дифундират върху повърхността на тръбите и създават т.нар. "парни възглавници". 233 I /
Фиг.З Влошаване коефициента на замърсявано на тръбите с във времето за ТА 8 Ф X CD К 0.012 О 0,010 OL fi <0 «0 w X 0.008 0.006 1 0.004 X 3' X 0,002 e- О 0,000 Н-01 Ф-02 М-02 С-02 Д-02 М-03 Ю-03 О-ОЗ Я-04 Време на измерването А-04 Фиг.4 Понижаване на повърхностната температура на топлинните тръби TA-8 във времето С-0? П-0? м-оз ю-оз време на измерването Наличието на такива участъци намаляват зоната на кондензация и понижават общата ефективност на топлообменниците [4]. Тези обстоятелства се потвърждават и от експертната оценка на д-р Loos и д-р Weirich. представили доклад за текущото състояние на топлообменниците [3]. Проведените измервания за установяване на киселинната точка на оросяване на димните газове показа, че нейната стойност се колебае в границите В същото време изчислителните стойности за средните температури ни повърхността на топлинните тръби в зоните на изпарение (в потока на суровия газ) за двата топ, бменника показват стойности, значително по-ниски от точката на оросяване (7"' -109+122 С). Още по-ниски са тези стойности изчислени за последния ред на снопа от топлинни тръби (l m ' n w=99-h09 n C). За топлообменници пълно изключване на нискотемпературна корозия се осигурява, ако температурата на стената в най-студения участък е поне с 5-И0 п С по-висока от температурата на точката на росата [1,2]. Това условие далеч не е изпълнено и резултатите от нискотемпсрат урната корозия са илюстрирани ясно на снимка 2. 234
Снимка 2. Състояние на повърхността на топлиннните тръби в зоната на изпарение. Следва да отбележим, че за резултатите в таблици 1 и 2 са използвани данни от измерванията в периода 2001-2003 г., когато корозията все още не е довела тръбите до излизане от строя, а само е понижила тяхната ефективност. Последните измервания, обаче, показват, че температурната разлика на чистия газ е спаднала под критичния си минимум, п назовете, постъпващи в комина се подгряват до 68+71 С, вместо проектните Следва да се обърне внимание и на обстоятелството, че проектната мощност на изфадения топлообменник (за всеки от блоковете) е 15.5 MW (проектирането е направено за дебити значително по-високи от действителните V,ipceiCT fg= 1600000 Nm 3 /h). Ако топлобооменниците се експлоатираха при дебити, близки до проектните, топлообменната повърхност на апаратите нямаше да е достатъчна за подгряване на чистите газове до 80 С. Визуалните наблюдения след по-продължителна експлоатация (6000 часа) на топлообменниците показва, че някои от емайлираните тръби дават течове главно в долната част при запушващите капачки и над тях. Вследствие на развиващата се корозия, топлообменните тръби в долния си край са кородирали до такава степен, че се е появило пропукване на стената на тръбата. От страната на чистия газ (зоната на кондензация) се наблюдава леко увреждане под формата на загрубяване и обезцветяване [3]. При по-продължителна експлоатация корозионните процеси са доразвити, което в настоящия момент е довело до загуба на функционалност на топлообменните тръби с около 20% [3]. В доклада на специалистите на AG RWE Industrie GmbD са набелязани редица мерки по отстраняване на текущите недостатъци на топлообменниците на блокове 7 и 8 и оптимизирането им, например: > Избор на друг работен флуид за топлинната тръба: > Оптимизиране количеството на работния флуид; > Инхибиране на корозията откъм вътрешната страна на топлинната тръба; У Преминаване към друго външно покритие/друг материал на стената; 235
У Инсталиране на устройство за отстраняване на водорода от топлинната тръба по в на работа; У Усилване на качествения контрол по време на производството и инсталиранетх) топлинните тръби. Всички тези мерки са правилни, но чрез тях няма да се отстрани причинител- нискотемпературната корозия. Освен това прилагането на изброените мс ще повиши значително себестойността на топлообменника. За решаването на гореизложените проблеми съществуват две възможности: ИЗВОДИ: 1. Необходим е качествено нов подход - инсталиране на топлообменник, който не^л влияе от корозионната среда и чието внедряване е икономически целесъобразно 1 2. Монтиране на дебелостенни топлинни тръби (термосифони), ако скоростта* а?! корозия е по-ниска от 0,2 mm/год. Това би гарантирало експлоатационен периода! новия топлообменник от 13-И4 години при значително по-ниска себестойност. 1. Топлообменникът с топлинни тръби работи в корозионно активна среда Температурите на повърхността на топлинните тръби в зоната на изпарение са значително по-ниски от киселинната точка на оросяване; 2. Топлообменникът с топлинни тръби работи с влошаващи се във времето I показатели - коефициент на замърсяване, което рефлектира отрицателно и върху g температурата на повърхността на тръбите; 3. Топлообменникът с топлинни тръби не може да реализира проектните си параметри и следователно не може да изпълни своето предназначение; 4. Съществуващият топлобменник с успех може да бъде заменен със стъклен топлообменник, който нс се влияе от корозионната среда и технологично е no- ^ опростен. Предварителната оценка на нагревните повърхности на стъкления ; топлообменник показват, че в стойностно отношение той превъзхожда съществуващи* i топлообменник с топлинни тръби. Единствен недостатък на стъкления топлообменник ~ в сравнение с топлообменника с топлинни тръби е по-високото му аеродинамично съпротивление, което би могло да се оптимизира. ЛИТЕРАТУРА 1. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод), издание третье, переработанное и дополненное, Санкт-Петербург, 1998. 2. Тепловой расчет котлов (Нормативный метод), издание втор^. переработанное и дополненное, Ленинград, 1973. 3. Резюме на изпитателна програма, Предложения за подобрения в топлинните тръби (ТЕЦ»Марица Изток-2» ЕАД -СОИ блокове 7 и 8, RWE Solutions AG RWE Industrie GmbD, 2003. 4. Топлинни тръби, П.Д.Дан, Д.А.Рей, Техника, София. 1987 н- 236