由于天然气供给和需求的不统一，各种非常规天然气和天然气代用品已进入大规模开发阶段以弥补天然气的供需缺口[1-4]。煤制合成天然气代用品(以下简称煤制气)、煤层气、页岩气等作为天然气的重要补充，已经加快了开发的步伐。天然气生产、贸易交接呈现气质复杂化特点，所以进入长输管道的天然气既有不同国家的进口管输天然气、液化天然气，又有国产的气田气、油田伴生气、煤层气、页岩气和煤制气等。这些气体均通过长输管道进行输送，急需统一的标准，以规定其质量，确保长输管道的安全运行[5-8]。
不同来源的天然气和天然气代用品气质不同，其密度、压缩因子等可能对管输和计量产生影响的指标以及某些可能会对管输产生影响的重要组分也不同[9-10]。《进入天然气长输管道气体质量要求》国家标准的制订较为充分地结合了各种气源的气质特性，综合考虑其可能对管输产生影响的指标，并对此类关系管输气质量和管道安全运行的指标进行规定，可以有效地保障管道的安全运行，并且在保证气体质量指标的同时，有利于长输管道中天然气计量所需物性的准确计算，保证顺利交接[11-12]。本文只在讨论该标准中规定的较为重要技术指标的制订原因及使用要点。
《进入天然气长输管道气体质量要求》国家标准界定的使用范围为进入天然气长输管道的“常规天然气、煤层气、页岩气、致密砂岩气及煤制气”的气体质量要求、试验方法和检验规则。从现阶段天然气长输管道的入口来说，本标准基本实现了对有可能进入长输管道输送的气体的全覆盖。在将来，如有新的天然气种类或天然气代用品进入管道时，本标准也将进行相应的修订。
长久以来，天然气长输管道通常是一个定性的习惯性称谓，并无具体确定的指标或定义来明确其内涵。在标准制订初期，标准并未定义天然气长输管道。随着制订过程的深入，标准各相关方均要求对其进行定义以使得标准的使用范围更为明确。本标准借用长输管道的习惯用法对其进行了定性的定义。此次的定性定义，在具体如管输长度、管输压力等方面均未涉及。在未来，国家对管输企业的定位进一步明确后，本标准修订过程中，该定义应根据国家政策法规的变化来重新确定。
表 1给出了本标准中的具体质量指标要求。相对于GB 17820-2012《天然气》[13]，本标准规定的指标更多，包括了CO、H2、O2等指标要求，这些都是影响管输效率和安全的指标。
表 1所列为《进入天然气长输管道气体质量要求》国家标准对发热量、总硫、H2S、CO2的指标要求，这些指标均与GB 17820-2018中的一类气指标相一致，即满足GB 17820-2018一类气的指标，才能进入天然气长输管道。这样的要求，进一步保证了长输管道下游用户的利益。
表 1中还列出了CO含量要求。CO主要在煤制气中存在，原因在于煤制气最终使用CO和H2作为原料合成。在正常工艺产出的煤制气中，CO含量通常在0.01%(y)数量级[5, 14-15]，为避免非正常工艺产出的煤制气进入长输管道，最终确定CO的指标要求为不高于0.1%(y)。
H2的存在同样是基于规范煤制气气质需要制定的。煤制气由于在最终合成的步骤中，H2与CO的比例通常超过3:1，通入过量H2以保证CO尽可能反应完全，但使得最终煤制气产品中通常含常量的H2。为规范进入长输管道的煤制气质量，本文讨论的标准沿用NB/T 12003-2016《煤制天然气》的规定[16]，H2含量不高于3%(y)。对于部分管道来说，其管道建设所用的钢材可能对于H2有特殊要求[17-18]，对于这部分管道来说，应根据管道的要求来确定H2含量。
O2为常规天然气中不含有的组分，为保证在管输过程中无空气等杂质混入而影响天然气质量，本标准对O2含量进行了规定。我国天然气的气质情况以及分析方法的检测限，同时结合与国际先进水平的规定，最终确定O2含量的规定指标为摩尔分数不大于0.1%(1000×10-6)。这样的规定，既可以保证管输安全，也能够较为准确地使用离线方法测试，确保在天然气中无O2(空气)的混入。
水露点是确保管道输送能力的重要指标。在本标准制订前，水露点的指标规定通常为在交接压力下，水露点应比输送条件下最低环境温度低5 ℃。但实际运行中，管道的实际设计和输送最高压力可能高于交接压力，使得几乎没有天然气处理能力的长输管道中可能由于输送压力的升高而出现液态水的凝结。所以，本标准确定的水露点压力为管道设计最高输送压力。
另外，本标准对于天然气中的液烃和液态水也进行了定性规定以避免其对管输能力的影响。固体颗粒物等由于测试方法及影响评估还不够成熟，本标准规定了贸易交接处应按GB/T 27893-2011《天然气中颗粒物含量的测定称量法》要求对颗粒物分离效果进行评估，以丰富颗粒物测试数据进而评估颗粒物对管输的影响。在积累的数据成熟后，进一步对该指标进行细化。
本标准相对以往执行的天然气标准，其总硫等关键指标的规定极为严苛，几乎需要对整个天然气处理工艺进行较大改进才能实现，并且由于此指标几乎使得处理工艺在接近极限的状态下运行，总硫含量等对于工艺的轻微影响均反应灵敏(如装置冷启动，或处理单元参数调整时)。所以，本标准引入瞬时值控制概念。在短期以内，部分指标的实际值可以超过表 1中的规定而不超过规定的瞬时值，24 h内的平均值不应超过表 1中的规定。表 2给出了不同参数的瞬时值要求和平均值要求对比情况。
除提出瞬时值外，为提高指标的检测效率，标准还规定对于特定的气体，有明确证据证明不含有或不会高于表 1指标要求的，可以不予检测。具体特点在标准的资料性附录A中进行了归纳。比如，常规天然气中H2不可能高于3%，煤制气中总硫含量几乎为零。由于这些指标几乎没有超出表 1规定的可能，再单独对这些指标进行测试，是对分析测试仪器和人力资源的浪费，所以标准给出了相应的规定。
对于天然气的上游勘探开发处理工艺来说，整个开发过程的实施都是建立在一定的硬件条件下的。要实现新标准的要求，需要对原有的处理装置及工艺等进行调整。而装置和工艺的升级是需要相应时间的。本标准规定2020年12月31日之前为过渡期，过渡期内，以原有GB 17820-2012为依据建设天然气处理装置，其出厂天然气仍然执行GB 17820-2012中二类气标准；新建装置或原有GB 17820-2012标准不涉及的指标直接执行本标准。过渡期的天然气指标见表 3。
天然气中总硫的技术要求由GB 17820-2012规定的200 mg/m3提升至不大于20 mg/m3，提高了一个数量级。这样的改变，在执行后，会大幅降低由于天然气中含硫而造成燃烧后的SO2排放。另外，此总硫含量要求也达到国际先进水平，与欧洲标准EN 16726-2016《燃气基础设施气体质量H组》对总硫含量规定一致，高于美国标准AGA 4A-2009《天然气合同计量和质量条款》总硫质量浓度不大于11.5~460.0 mg/m3和俄罗斯标准GOST 5524-2014《工业和公共生活用可燃天然气》硫醇加H2S质量浓度不大于56 mg/m3的技术要求。与国际上其他国家标准水平的一致性，使我国天然气质量标准与国际接轨，将有效减小我国在国际天然气贸易中遇到技术壁垒的风险，并进一步规范我国的天然气国际贸易，同时提高我国进口天然气品质。
新标准极大地提高了总硫含量指标，同时还提高了天然气的发热量、H2S等关键技术指标。这样的提高有利于拉开天然气质量区分度，从而促进天然气优质优价的改革，也对我国天然气上游产业提出了巨大的挑战。新标准的顺利实施，需要在天然气质量控制和在线检测新技术、有机硫深度脱出技术、羰基硫水解技术及现场试验、发热量不合格天然气气质达标技术研究等多个方面实现突破才能保证。这些技术突破和新技术的使用将较大程度地提高天然气净化成本，促进净化装置和工艺进行改造，推动天然气分析检测技术革新。
本标准的制订，将同时出版中文版、英文版和俄文版。这些外文版本标准的同步出版，将有利于我国标准“走出去”战略，也促进我国在天然气国际贸易中提高信息沟通效率，推进我国的天然气进口。
(1) 《进入天然气长输管道的气体质量要求》国家标准将进一步推进天然气工业的技术进步，并突出天然气清洁能源的洁净优势。
(2) 本标准调和了天然气上游开发和中游管输之间的冲突，具有可操作性。但部分指标对于上游开发较为苛刻，将对开发成本产生影响。
(3) 本标准与GB 17820《天然气》协调一致，两个标准的协同将规范整个天然气及相关产品的质量，对于天然气行业的有序发展起到标准保障作用。
2019, Vol. 48 Issue (2): 95-98
2019, Vol. 48 Issue (2): 95-98