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1蒋洪西南石油大学2内容提要•天然气专业标准体系及机构•制定气质指标的目标与要求•ISO13686-1998《天然气质量指标》•GB17820-1999《天然气》•国外天然气气质指标分析•国内天然气气质标准分析与修订•天然气气质分析测试•天然气物性计算及测定3一、天然气专业标准体系及机构•国际标准化组织（ISO）于1988年成立了天然气技术委员会（ISO/TC193），从事天然气及天然气替代品（气体燃料）从生产到输配至最终用户的各个侧面的术语、质量规范、测量方法、取样、试验和分析的标准化；•ISO/TC193自成立以来共制定、修订40多项ISO标准、技术规范和技术报告。4一、天然气专业标准体系及机构•为加快天然气工业标准化技术与国际接轨的步伐，1998年在石油工业标准化技术委员会（CPSC）内成立了天然气标准化委员会（NGSC）。1999年3月为促进天然气工业的发展，满足天然气工业快速发展对标准化日益增长的要求，国家批准成立了全国天然气标准化委员会（SAC/TC2444）。•该委员会是一个全国性的标准化组织，其主要职责是根据国家标准化法律、法规和有关政策，在天然气专业领域内，从事天然气及天然气代用品从生产（井口）到用户全过程的术语、质量、测量方法、取样、试验和分析方法的标准化。5一、天然气专业标准体系及机构通用基础标准井口天然气类标准管输天然气类标准压缩天然气类标准液化天然气类标准天然气代用品类标准煤层气类标准6二、制定气质指标的目标与要求•充分发挥环境效益天然气中硫化氢、总硫、二氧化碳及其它组分如汞、放射性气体都会对环境造成不利影响。•保证生产和输配系统的长期稳定运行天然气中硫化氢及其它硫化物、二氧化碳等杂质组分均为金属材料的腐蚀性介质。•在经营上达到最佳的成本与效益满足用户的需要和期望，企业获得最大效益。7三、ISO13686-1998《天然气质量指标》•国际标准化组织天然气技术委员会（ISO/TC193）于1998年发布了国际标准ISO13686《天然气质量指标》，对管输天然气所涉及的控制参数（组分与性质）做出了原则规定，列出了描述管输天然气质量应予考虑的典型指标和相应的试验方法，但未规定这些参数的具体数值或范围。•ISO13686:1998是世界各国制定天然气质量指标的指导性准则。8三、ISO13686-1998《天然气质量指标》ISO国际标准主要指标天然气组成大量组分甲烷、乙烷、丙烷、总丁烷、总戊烷、C6+、氮气、二氧化碳少量组分氢气、不饱和烃、氧、一氧化碳、氦微量组分硫化氢、硫醇、羰基硫、总硫、水分物理性质发热量、沃泊指标、相对密度、压缩因子、露点其它性质在交接点不存在液相烃类；固体颗粒含量、其它气体不影响输送和利用9三、ISO13686-1998《天然气质量指标》•ISO13686所规定的控制指标分三类：一类是与经济利益密切相关指标如组成和发热量；一类是与安全、环境、卫生密切相关指标如硫化氢、总硫等；一类是涉及管道安全运行指标如水、液态烃和固体颗粒等。此国际标准反映了从经济利益、安全卫生和环境保护三个方面的因素来综合考虑天然气质量指标的基本原则。•由于各国所产天然气的组成相差甚大，即使同一国家不同地区所产天然气组成的差异也较大，而且天然气的用途不同对气质的要求也不同，因此，各国应根据本国的实际情况都制定自已的天然气标准。10四、GB17820-1999《天然气》•我国于1999年在修订SY7514-88的基础上发布了GB17820-1999《天然气》。•该标准在行业标准SY7514-1988《天然气》基础上，总结了近10年的实践经验，参考ISO13686-1998《天然气质量指标》和国外有关天然气的管输规范，按总硫和硫化氢含量对天然气进行分类，提出了天然气的技术要求，以保证输气管道的安全运行和天然气的安全使用，有利于提高环境质量，适应我国天然气工业的发展需要。11项目一类二类三类高热值(MJ/m3)＞31.4总硫(以硫）(mg/m3)≤100≤200≤460硫化氢(mg/m3)≤6≤20≤460二氧化碳(V/V%)≤3.0-水露点(℃)在交接点处，比最低环境温度低5℃。在天然气交换点的压力和温度条件下，天然气中应不存液态烃；天然气中固体颗粒含量应不影响天然气的输送和利用。四、GB17820-1999《天然气》12四、GB17820-1999《天然气》中石油Q/Y30-2002规定的长输管道气质技术指标13四、GB17820-1999《天然气》•天然气高位发热量的计算应按GB/T11062执行，其所依据的天然气组成的测定应按GB/T13610执行；•天然气中总硫含量的测定应按GB/T11061执行；•天然气中硫化氢含量的测定应按GB/T11060.1执行；•天然气中二氧化碳含量的测定应按GB/T13610执行；•天然气水露点的测定应按GB/T17283执行；•天然气的取样按GB/T13609执行，取样点应在合同规定的天然气交接点。14五、国外天然气气质指标分析•国外主要发达国家（如美国、俄罗斯、德国、英国、法国等）的天然气质量指标与国际标准ISO13686的总体技术是一致，制定天然气质量指标遵循的原则及其相应的试验方法基本相同，主要不同点是部分指标的具体数值有差别。•ISO13686在其附录中比较详细地介绍美国、德国、英国、法国等国家制定天然气质量指标时所遵循的原则、具体数值及其相应的试验方法。15五、国外天然气气质指标分析若干发达国家的管输天然气气质指标16五、国外天然气气质指标分析欧洲气体能量交换合理化协会（EASEE-gas）气质指标17五、国外天然气气质指标分析俄罗斯国家天然气的气质标准（ГOCT5542-87）18五、国外天然气气质指标分析全苏（部颁）气质标准OCT51.40-1993规定的技术要求19六、国内气质标准分析与建议•比较GB17820-1999与俄罗斯和欧洲气体能量交换合理化协会（EASEE-gas）提出的气质指标，GB17820-1999缺乏对硫醇、烃露点、粉尘、机械杂质、氧、沃泊指数和臭味强度的定量控制要求，虽然提出要对天然气中液烃和粉尘含量进行控制，但只是定性的要求，没有可操作性。•对加臭的界面也规定得较为含糊，易引发纠纷。对水露点，由于没有对环境温度做出明确的定义和规定，在标准应用中很难对水露点是否合格做出令人信服的判定。20六、国内气质标准分析与建议•在GB17820-1999《天然气》规定的五项技术指标中，只有高位发热量是与经济利益直接相关的，标准规定天然气的发热量应大于31.4MJ/m3。我国目前尚未采用能量计量，此项指标的重要性难以体现，规定也比较宽松，在天然气商贸中未能充分反映出按质论价的基本原则；•随着天然气燃烧利用的数量和比例急剧增加，对天然气互换性的研究及其标准化也应尽快提上议事日程，作为燃气互换性的关键指标－沃泊指数的值，是基于安全因素考虑的。不遵守该指标的燃气设备可能存在安全隐患。发热量21六、国内气质标准分析与建议•改变燃气分类和沃泊指数的范围，可能会对效率、设备及传输和分配网络的容量产生影响，从而带来家用和工业用电气设备分类管理、维修习惯和频率、气体镇流或者混合的改变。•GB/T13611-1992《城市燃气分类》中已经明确对燃气（包括作为燃料的天然气）按沃泊指数进行了分类，提出了互换性的要求。由于GB17820是商品天然气的产品标准，不仅作为燃料使用，也作为化工原料，故建议仅在资料附录中列出该规范中的燃气分类表和互换性要求，方便GB17820使用，不在正文中给出要求，以保证标准的广泛适用性。发热量22六、国内气质标准分析与建议•总硫概念包括了一系列有机硫化合物，天然气中可能存在的有硫氧碳(COS）、低级硫醇、甲硫醚和二硫化碳等。当天然气作为工业或民用燃料使用时，此指标是由所含有机硫化合物燃烧后生成的二氧化硫量对环境与人体的危害程度确定的。•近期研究表明，硫醇对金属腐蚀有一定影响，这也是俄罗斯和欧洲等对天然气中硫醇含量做出规定的原因之一。总硫含量指标23六、国内气质标准分析与建议•俄罗斯国家标准规定天然气中硫醇含量超过36mg/m3时应由单独的管道供气。加拿大阿尔伯达省的商品天然气允许总硫含量不超过115mg/m3，输往美国天然气总硫含量则必须降至23mg/m3。欧洲气体能量交换合理化协会（EASEE-gas）规定总硫含量应低于30mg/m3。•GB17820-1999没有对硫醇含量进行规定，对其的控制主要通过规定总硫含量来实现。从近几年的检测数据来看，商品天然气中的总硫含量已经大大低于标准中一类气、二类气和三类气规定的指标，建议结合国外的指标要求和检验数据的统计情况，适当降低该项指标。总硫含量指标24六、国内气质标准分析与建议•规定天然气中硫化氢含量在于控制对人体的危害以及对输配系统的腐蚀。大量研究表明，湿天然气中硫化氢含量不大于6mg/m3时，对金属材料无腐蚀作用；含量不大于20mg/m3时，则对钢材无明显腐蚀或其腐蚀程度在工程所能接受的范围内。•但从目前发达国家通过长输管道输送的天然气中硫化氢含量指标看，几乎都采用不大于6mg/m3～7mg/m3的指标。硫化氢含量指标25六、国内气质标准分析与建议•对内腐蚀相当严重的我国输配系统而言GB17820规定的三类商品气硫化氢含量指标中，只有一类气的指标适合输配系统；二类气的指标作为民用和工业用气是适合的，但对输配系统而言则硫化氢含量偏高；至于三类气的硫化氢含量指标则大大偏高。•随着天然气气质管理的加强和从满足HSE管理的需要出发，目前在各油气田已经不允许三类气进入输配系统作为商品天然气销售，因此取消三类气指标可以使我国标准进一步与国际先进水平接轨。硫化氢含量指标26六、国内气质标准分析与建议•作为杂质组分，天然气中的二氧化碳对大气的温室效应和管道腐蚀都有影响，故在大多数国家的气质标准中均有规定。发达国家一般定为不大于2%（摩尔分数）。但在GB17820-1999中天然气中二氧化碳含量定为不大于3%（摩尔分数）。•目前我国商品天然气均采用体积计量，二氧化碳含量与净化厂的商品率（经济效益）直接挂钩。但实施能量计量后，二氧化碳含量过高只会徒然降低管道的输送能力，并增加输气的动力消耗，提高输配系统的操作成本，故其含量不宜定得太高，建议规定天然气中二氧化碳含量为不大于2%。二氧化碳含量指标27六、国内气质标准分析与建议•国外对天然气中水分含量指标的规定一般采用两种不同的方式：即水分含量的绝对值或管输条件下的水露点。GB17820-1999采用后者，此方式比较直观，目前国外普遍采用，且指标也比较先进。•GB17820对水露点指标的规定较为模糊，没有明确指出环境温度的准确定义和指标，增加了执行的难度。俄罗斯供国内使用的行业标准（OCT54.04）中，按不同地区和季节规定了4种不同的指标，且指标间的差别达到23℃，合理地解决了气质要求与生产成本之间的矛盾。但是我国各地区地理、气候等条件差别悬殊，要明确划分出不同的寒带和温带地区界限是非常困难的，因此建议在标准中明确环境温度的定义，保证在管输中不析出水水含量与水露点指标28六、国内气质标准分析与建议•天然气烃露点和烃含量是天然气管输操作中的重要指标，管输气中冷凝物的出现会使过滤器及测量和控制仪器出现故障，形成安全操作方面的隐患。•GB17820-1999中明确规定：“在天然气交接点的压力和温度下条件下，天然气中应不存在液态烃”。该规定是定性的，缺乏可操作性，而俄罗斯和欧洲气体能量交换合理化协会（EASEE-gas）均对此做出了具体的指标规定。烃含量和烃露点指标29六、国内气质标准分析与建议•目前还缺乏烃露点测定的相关方法标准，同时尚未对全国范围内的烃露点数据进行普查，要提出具体的指标要求是非常困难的。•我国已经开始进行烃露点测定方法的研究工作，但要实现标准化，还需要一定的时间。因此，建议参照国外标准提出一个明确的指标要求，但是不作为贸易交接的强制性要求，只供企业在气质控制中参考使用，待条件成熟时，再转为强制性要求。烃含量和烃露点指标30六、国内气质标准分析