蔡黎 周代兵 謝羽 周理 唐蒙

1.中國石油西南油氣田公司天然氣研究院2.中國石油天然氣質量控制和能量計量重點實驗室

由于天然氣供給和需求的不統(tǒng)一，各種非常規(guī)天然氣和天然氣代用品已進入大規(guī)模開發(fā)階段以彌補天然氣的供需缺口[1-4]。煤制合成天然氣代用品(以下簡稱煤制氣)、煤層氣、頁巖氣等作為天然氣的重要補充，已經(jīng)加快了開發(fā)的步伐。天然氣生產(chǎn)、貿易交接呈現(xiàn)氣質復雜化特點，所以進入長輸管道的天然氣既有不同國家的進口管輸天然氣、液化天然氣，又有國產(chǎn)的氣田氣、油田伴生氣、煤層氣、頁巖氣和煤制氣等。這些氣體均通過長輸管道進行輸送，急需統(tǒng)一的標準，以規(guī)定其質量，確保長輸管道的安全運行[5-8]。

不同來源的天然氣和天然氣代用品氣質不同，其密度、壓縮因子等可能對管輸和計量產(chǎn)生影響的指標以及某些可能會對管輸產(chǎn)生影響的重要組分也不同[9-10]?！哆M入天然氣長輸管道氣體質量要求》國家標準的制訂較為充分地結合了各種氣源的氣質特性，綜合考慮其可能對管輸產(chǎn)生影響的指標，并對此類關系管輸氣質量和管道安全運行的指標進行規(guī)定，可以有效地保障管道的安全運行，并且在保證氣體質量指標的同時，有利于長輸管道中天然氣計量所需物性的準確計算，保證順利交接[11-12]。本文只在討論該標準中規(guī)定的較為重要技術指標的制訂原因及使用要點。

1 標準重要內容探討

1.1 范圍

《進入天然氣長輸管道氣體質量要求》國家標準界定的使用范圍為進入天然氣長輸管道的“常規(guī)天然氣、煤層氣、頁巖氣、致密砂巖氣及煤制氣”的氣體質量要求、試驗方法和檢驗規(guī)則。從現(xiàn)階段天然氣長輸管道的入口來說，本標準基本實現(xiàn)了對有可能進入長輸管道輸送的氣體的全覆蓋。在將來，如有新的天然氣種類或天然氣代用品進入管道時，本標準也將進行相應的修訂。

1.2 天然氣長輸管道定義

長久以來，天然氣長輸管道通常是一個定性的習慣性稱謂，并無具體確定的指標或定義來明確其內涵。在標準制訂初期，標準并未定義天然氣長輸管道。隨著制訂過程的深入，標準各相關方均要求對其進行定義以使得標準的使用范圍更為明確。本標準借用長輸管道的習慣用法對其進行了定性的定義。此次的定性定義，在具體如管輸長度、管輸壓力等方面均未涉及。在未來，國家對管輸企業(yè)的定位進一步明確后，本標準修訂過程中，該定義應根據(jù)國家政策法規(guī)的變化來重新確定。

1.3 氣體質量要求

1.3.1概述

表1給出了本標準中的具體質量指標要求。相對于GB 17820-2012《天然氣》[13]，本標準規(guī)定的指標更多，包括了CO、H2、O2等指標要求，這些都是影響管輸效率和安全的指標。

表1 《進入天然氣長輸管道氣體質量要求》國家標準技術指標Table 1 Technical requirement in Quality Requirements for Gases Entering Long-distance Transportation Gas Pipeline項目指標高位發(fā)熱量①② /(MJ·m-3)≥34.0ρ(總硫),以硫計①/(mg·m-3)≤20ρ(H2S)①/(mg·m-3)≤6y(CO2)/%≤3.0y(CO)/%≤0.1y(H2)/%≤3.0y(O2)/%≤0.1水露點③④/℃≤水露點應比輸送條件下最低環(huán)境溫度低5 ℃ 注:①本標準中氣體體積的標準參比條件為101.325 kPa,20 ℃;② 高位發(fā)熱量以干基計;③在輸送條件下,當管道管頂埋地溫度為0 ℃時,水露點應不高于-5 ℃;④進入天然氣長輸管道的氣體,水露點的壓力應是進氣處的管道設計最高輸送壓力。

表1所列為《進入天然氣長輸管道氣體質量要求》國家標準對發(fā)熱量、總硫、H2S、CO2的指標要求，這些指標均與GB 17820-2018中的一類氣指標相一致，即滿足GB 17820-2018一類氣的指標，才能進入天然氣長輸管道。這樣的要求，進一步保證了長輸管道下游用戶的利益。

1.3.2CO要求

表1中還列出了CO含量要求。CO主要在煤制氣中存在，原因在于煤制氣最終使用CO和H2作為原料合成。在正常工藝產(chǎn)出的煤制氣中，CO含量通常在0.01%(y)數(shù)量級[5,14-15]，為避免非正常工藝產(chǎn)出的煤制氣進入長輸管道，最終確定CO的指標要求為不高于0.1%(y)。

1.3.3H2要求

H2的存在同樣是基于規(guī)范煤制氣氣質需要制定的。煤制氣由于在最終合成的步驟中，H2與CO的比例通常超過3∶1，通入過量H2以保證CO盡可能反應完全，但使得最終煤制氣產(chǎn)品中通常含常量的H2。為規(guī)范進入長輸管道的煤制氣質量，本文討論的標準沿用NB/T 12003-2016《煤制天然氣》的規(guī)定[16]，H2含量不高于3%(y)。對于部分管道來說，其管道建設所用的鋼材可能對于H2有特殊要求[17-18]，對于這部分管道來說，應根據(jù)管道的要求來確定H2含量。

1.3.4O2要求

顯然，第二種教學設計效果更好。但第二種教學設計中到底是哪個教學環(huán)節(jié)起到了關鍵性作用？我認為課后作業(yè)有很大的功勞。這個環(huán)節(jié)幫助孩子們積累了更多可用這個詞的語境，孩子們在生活中、學習中常常用到這個詞，他們遺忘這個詞的概率就變小了。我想這樣的理解才是真正的深層次的理解。

O2為常規(guī)天然氣中不含有的組分，為保證在管輸過程中無空氣等雜質混入而影響天然氣質量，本標準對O2含量進行了規(guī)定。我國天然氣的氣質情況以及分析方法的檢測限，同時結合與國際先進水平的規(guī)定，最終確定O2含量的規(guī)定指標為摩爾分數(shù)不大于0.1%(1000×10-6)。這樣的規(guī)定，既可以保證管輸安全，也能夠較為準確地使用離線方法測試，確保在天然氣中無O2(空氣)的混入。

1.3.5水露點要求

水露點是確保管道輸送能力的重要指標。在本標準制訂前，水露點的指標規(guī)定通常為在交接壓力下，水露點應比輸送條件下最低環(huán)境溫度低5 ℃。但實際運行中，管道的實際設計和輸送最高壓力可能高于交接壓力，使得幾乎沒有天然氣處理能力的長輸管道中可能由于輸送壓力的升高而出現(xiàn)液態(tài)水的凝結。所以，本標準確定的水露點壓力為管道設計最高輸送壓力。

1.3.6其他要求

另外，本標準對于天然氣中的液烴和液態(tài)水也進行了定性規(guī)定以避免其對管輸能力的影響。固體顆粒物等由于測試方法及影響評估還不夠成熟，本標準規(guī)定了貿易交接處應按GB/T 27893-2011《天然氣中顆粒物含量的測定 稱量法》要求對顆粒物分離效果進行評估，以豐富顆粒物測試數(shù)據(jù)進而評估顆粒物對管輸?shù)挠绊?。在積累的數(shù)據(jù)成熟后，進一步對該指標進行細化。

1.4 檢驗規(guī)則

本標準相對以往執(zhí)行的天然氣標準，其總硫等關鍵指標的規(guī)定極為嚴苛，幾乎需要對整個天然氣處理工藝進行較大改進才能實現(xiàn)，并且由于此指標幾乎使得處理工藝在接近極限的狀態(tài)下運行，總硫含量等對于工藝的輕微影響均反應靈敏(如裝置冷啟動，或處理單元參數(shù)調整時)。所以，本標準引入瞬時值控制概念。在短期以內，部分指標的實際值可以超過表1中的規(guī)定而不超過規(guī)定的瞬時值，24 h內的平均值不應超過表1中的規(guī)定。表2給出了不同參數(shù)的瞬時值要求和平均值要求對比情況。

表2 不同指標的瞬時值和平均值要求對比Table 2 Comparison between average and instantaneous requirement項目平均值要求瞬時值要求ρ(總硫),以硫計①/(mg·m-3)≤2030ρ(H2S)①/(mg·m-3)≤610y(H2)/%≤3.05.0 注:① 本標準中氣體體積的標準參比條件為101.325 kPa,20 ℃。

除提出瞬時值外，為提高指標的檢測效率，標準還規(guī)定對于特定的氣體，有明確證據(jù)證明不含有或不會高于表1指標要求的，可以不予檢測。具體特點在標準的資料性附錄A中進行了歸納。比如，常規(guī)天然氣中H2不可能高于3%，煤制氣中總硫含量幾乎為零。由于這些指標幾乎沒有超出表1規(guī)定的可能，再單獨對這些指標進行測試，是對分析測試儀器和人力資源的浪費，所以標準給出了相應的規(guī)定。

1.5 標準的實施過渡期

表3 過渡期的天然氣質量要求Table 3 Technical requirement of natural gas during the transitional period 項目指標高位發(fā)熱量①/(MJ·m-3) ≥31.4ρ(總硫),以硫計①/(mg·m-3)≤200ρ(H2S)①/(mg·m-3)≤20y(CO2)/%≤3.0水露點②③/℃≤在交接點壓力下,水露點應比輸送條件下最低環(huán)境溫度低5 ℃ 注:①本標準中氣體體積的標準參比條件為101.325 kPa,20 ℃;② 在輸送條件下,當管道管頂埋地溫度為0 ℃時,水露點應不高于-5 ℃;③ 進入天然氣長輸管道的天然氣,水露點的壓力應是最高輸送壓力。

2 標準制訂和執(zhí)行過程中的影響

2.1 推進指標與國際接軌

天然氣中總硫的技術要求由GB 17820-2012規(guī)定的200 mg/m3提升至不大于20 mg/m3，提高了一個數(shù)量級。這樣的改變，在執(zhí)行后，會大幅降低由于天然氣中含硫而造成燃燒后的SO2排放。另外，此總硫含量要求也達到國際先進水平，與歐洲標準EN 16726-2016《燃氣基礎設施 氣體質量 H組》對總硫含量規(guī)定一致，高于美國標準AGA 4A-2009《天然氣合同 計量和質量條款》總硫質量濃度不大于11.5～460.0 mg/m3和俄羅斯標準GOST 5524-2014《工業(yè)和公共生活用可燃天然氣》硫醇加H2S質量濃度不大于56 mg/m3的技術要求。與國際上其他國家標準水平的一致性，使我國天然氣質量標準與國際接軌，將有效減小我國在國際天然氣貿易中遇到技術壁壘的風險，并進一步規(guī)范我國的天然氣國際貿易，同時提高我國進口天然氣品質。

2.2 推進天然氣勘探開發(fā)技術深度變革

新標準極大地提高了總硫含量指標，同時還提高了天然氣的發(fā)熱量、H2S等關鍵技術指標。這樣的提高有利于拉開天然氣質量區(qū)分度，從而促進天然氣優(yōu)質優(yōu)價的改革，也對我國天然氣上游產(chǎn)業(yè)提出了巨大的挑戰(zhàn)。新標準的順利實施，需要在天然氣質量控制和在線檢測新技術、有機硫深度脫出技術、羰基硫水解技術及現(xiàn)場試驗、發(fā)熱量不合格天然氣氣質達標技術研究等多個方面實現(xiàn)突破才能保證。這些技術突破和新技術的使用將較大程度地提高天然氣凈化成本，促進凈化裝置和工藝進行改造，推動天然氣分析檢測技術革新。

2.3 多外語版本出版推進標準國際化進程

本標準的制訂，將同時出版中文版、英文版和俄文版。這些外文版本標準的同步出版，將有利于我國標準“走出去”戰(zhàn)略，也促進我國在天然氣國際貿易中提高信息溝通效率，推進我國的天然氣進口。

3 結論

(1) 《進入天然氣長輸管道的氣體質量要求》國家標準將進一步推進天然氣工業(yè)的技術進步，并突出天然氣清潔能源的潔凈優(yōu)勢。

(2) 本標準調和了天然氣上游開發(fā)和中游管輸之間的沖突，具有可操作性。但部分指標對于上游開發(fā)較為苛刻，將對開發(fā)成本產(chǎn)生影響。

(3) 本標準與GB 17820《天然氣》協(xié)調一致，兩個標準的協(xié)同將規(guī)范整個天然氣及相關產(chǎn)品的質量，對于天然氣行業(yè)的有序發(fā)展起到標準保障作用。