Чуркин Ю.Г., Нефёдов С.В.
ТОЧКА РОСЫ ДЫМОВЫХ ГАЗОВ ПРИ СЖИГАНИИ ПРИРОДНОГО ГАЗА *
Аннотация:
в работе проведено исследование зависимости температуры точки росы дымовых газов в паровом котле от компонентного состава природного газа. Особое внимание уделено влиянию сероводорода, содержащегося в газах некоторых месторождений, на повышение температуры начала конденсации. Представлены расчеты температуры точки росы с учетом и без учета сернистых соединений, а также выполнен анализ состава природного газа для ряда месторождений России и ближнего зарубежья. Полученные результаты позволяют сделать вывод о необходимости корректного учета содержания серы пари расчетах тепловых схем котельных агрегатов с целью предупреждения низкотемпературной коррозии.
Ключевые слова:
точка росы, сероводород, паровой котел, дымовые газы, природный газ, коррозия, температура конденсации
Сравнительный анализ компонентного состава природного газа, добываемого на различных месторождениях, показывает значительные различия в компонентном составе. Компонентный состав топлива представлен в таблице 1.Таблица 1. Компонентный состав различных месторождений.Наибольшую чистоту демонстрируют газы из Мессояхского (99 % CH4, H2S отсутствует), Уренгойского Медвежьего и Шатлыкского месторождений. У них крайне низкое содержание примесей, в том числе практически полное отсутствие серосодержащих соединений.Астраханское месторождение выделяется экстремально высоким содержанием сероводорода – 22,5 %, что делает его газ «кислым» в прямом смысле. Карачаганское месторождение (3,62 % H2S) и Оренбургское (1,7 % H2S) также относятся к группе месторождений с высоким содержание серы, требующих особого подхода к проектированию котельных установок.Некоторые месторождения, такие как Покровское, отличаются высоким содержанием азота (22,94 %), что значительно влияет на процессы горения и образования пара. При этом сероводород в составе почти отсутствует (0,2 %), что снижает коррозионную опасность при сжигании данного топлива. Для наглядности максимальное содержание компонентов среди всех исследуемых месторождений представлено на рисунке 1.Рисунок 1. Максимальное содержание компонентов газа.Для всех представленных составов природного газа были рассчитаны температуры начала конденсации водяных паров, образующихся при сгорании, без учета содержания сероводорода. Эти значения зависят в первую очередь от количества водяных паров в составе, полученных в результате расчета процесса горения [1-2].Чем больше в составе углеводородов (особенно пропана, бутана, пентана) тем выше образование водяного пара, следовательно выше температура точки конденсации. Также существенный прирост количества водяных паров дает процентное содержание сероводорода в газе. Результаты расчета представлены графически на рисунке 2.Рисунок 2. Графическая зависимость температурыконденсации в зависимости от месторождения.Полученные результаты показывают, что наибольшая температура точки конденсации наблюдается у Вуктыльского и Астраханского газов. Диапазон полученных температур составляет от 99 до 102 ℃. Такой диапазон обоснован конструкцией котла, в том числе установленным дымососом, который дает существенное разрежение в дымоходе котлоагрегата [3].Второй расчетный этап включает учет сероводорода, присутствующего в составе некоторых газов. При сгорании H2S образуется диоксид серы (SO2), который в присутствии влаги превращается в серную кислоту (H2SO4). Эта реакция повышает температуру точки росы, делая возможным начало коррозии при температуре от 110 до 150 ℃. Расчет температуры точки росы с учетом дельты прироста от сжигания сероводорода представлен на рисунке 3 [4].Рисунок 3. Графическая зависимость температуры точки росы.Наибольшее значение температуры точки росы зафиксировано для Астраханского газа – более чем на 100 ℃ по сравнению с расчетом без учета сероводорода. Карачаганское и Оренбургское месторождения также демонстрируют заметное смещение температуры в сторону более высоких значений. Таким образом, высокий процент H2S существенно повышает температуру точки росы, создавая опасность скрытой коррозии даже при, казалось бы, безопасной температуре уходящих газов [5].Выводы:В результате расчетов установлено следующее:Температура водяной точки росы дымовых газов варьируется в зависимости от компонентного состава природного газа и, в первую очередь, определяется концентрацией водяного пара, образующегося при сгорании. Повышенное содержание метана и более тяжелых углеводородов способствует увеличению объема водяного пара в продуктах сгорания, что приводит к росту температуры конденсации и потенциальному риску возникновения влагообразования в хвостовых поверхностях теплообмена.Учет содержания сероводорода в составе природного газа показал существенное увеличение кислотной точки росы по сравнению с расчетом без его учета. Наибольшее значение температуры кислотной точки росы отмечено для Астраханского месторождения (более 220 ℃), что обусловлено высоким содержанием H2S (22,5 %). Аналогичная тенденция наблюдается и для Карачаганского и Оренбургского месторождений. Это указывает на необходимость реализации мер по защите металлоконструкций от низкотемпературной коррозии.Рост конденсации серосодержащих компонентов приводит к увеличению температуры начала конденсации кислотообразующего конденсата, что значительно сужает допустимый температурный диапазон эксплуатации хвостовых поверхностей парового котла. В условиях сжигания сернистого природного газа требуется либо обеспечение повышения температуры уходящих газов, либо применение иных конструктивных решений.
Номер журнала Вестник науки №6 (87) том 1
Ссылка для цитирования:
Чуркин Ю.Г., Нефёдов С.В. ТОЧКА РОСЫ ДЫМОВЫХ ГАЗОВ ПРИ СЖИГАНИИ ПРИРОДНОГО ГАЗА // Вестник науки №6 (87) том 1. С. 2180 - 2187. 2025 г. ISSN 2712-8849 // Электронный ресурс: https://www.вестник-науки.рф/article/23843 (дата обращения: 12.07.2025 г.)
Вестник науки © 2025. 16+