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陈赓良 的个人博客

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刍议商品天然气气质标准(一) 学习GB17820第三版报批稿的体会

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强制性国家标准“天然气”(GB17820)首次发布于1999年,2012年进行了第一次修订。为适应天然气工业发展迅速的大好形势,全国天然气标准化技术委员会决定对该标准再次修订,并于2017年12月发布了报批稿及其编制说明。本文拟对这2个文件涉及的内容提些看法,不当之处请广大读者批评指正。

此次修订的主要内容是将一类气的总硫含量由60mg/m3降到20mg/m3;二类气的总硫含量由200 mg/m3降到100 mg/m3。对于实现总硫含量降到20mg/m3这项指标,笔者认为修订此项指标既无必要,也无可能。

一.我国SO2排放控制卓有成效

目前我国是全球煤炭生产与消费量最多的国家,2016年煤炭消费量27.9亿t,在整个能源消费结构中占比为64%。又由于我国煤炭资源中含硫量低于0.5%的特低硫煤资源极其有限,生产的大部分煤炭含硫量为(质量分数)0.5~3.0%,平均含硫量为1.72%。因此,排入大气的SO2总量中有90%来自燃煤过程,故燃煤锅炉是主要污染源。但从2013年6月国务院发布大气污染防治十条措施以来,SO2减排取得显著成果。尤其火电行业,通过FGD脱硫系统大规模技术改造,SO2排放量从2010年的1013.9万t降至2015年的528.1万t,这5年间SO2年均减排量达到97万t以上(参见表1)。


由于火电行业SO2排放量大幅度下降,大气中SO2年均浓度也不断下降。如图1所示,2016年全国30省市中,除山西省SO2年均浓度稍有超标外,其它省市全部达标[1]。特别在北京、上海这样的国际性大都市,SO2年均浓度都达到低于20μg/m3的水平,远优于日本东京(57.2μg/m3)[2]。


图1   30省市2013~2016年大气中SO2年均浓度变化

二.必须仔细权衡硫减排与碳减排之间的关系

尽管降低商品天然气中的总硫含量是世界各国的发展趋势;但要求达到的具体技术指标必须结合国情进行技术经济综合分析。我国有机硫化合物含量较高的原料天然气主要产自川渝地区的高含硫气田,如普光气田、罗家寨气田等(参见表2),估计目前年产量约为200亿m3。若执行总硫含量从60 mg/m3降到20 mg/m3的技术指标,硫的年减排量为1790t,折算为SO2减排量3580t,后者不及当前我国SO2年均减排量的0.4%!

另一个必须注意的是硫减排与碳减排之间的关系问题。同等规模的高含硫天然气净化厂与中、低含硫天然气净化厂相比,前者的综合能耗远高于后者[3]。表3所示数据表明,罗家寨天然气净化厂处理1×104m3原料天然气的综合能耗约为重庆天然气净化总厂忠县分厂的10倍!如果实施净化气总硫含量降至20 mg/m3的技术指标,势必还要进一步加大脱硫装置的贫液循环量和重沸器蒸汽用量;并有可能将能耗较低的TEG脱水工艺改为投资与能耗均甚高的分子筛脱水工艺;报批稿编制说明的风险分析篇没有考虑上述诸多影响因素,难以令人信服!


三.我国现有脱硫技术无法达到总硫含量20 mg/m3的技术指标

众所周知,火电行业能实现SO2大幅度减排是得益于科技含量甚高的FGD排烟脱硫系统,后者在MBCR工况下运行时,烟气(一次)脱硫效率可达≥95%。

经半个多世纪的不懈努力,我国天然气净化工业的技术水平已基本接近国际先进水平。就天然气脱有机硫的工艺而言,我国自主开发的物理化学混合溶剂工艺的有机硫除脱效率(在优化工况下)可以达到≥90%的国际先进水平。当原料气中有机硫含量400 mg/m3时,净化气中有机硫含量可降至40 mg/m3左右,再加上硫化氢及加臭剂中的硫含量,总硫含量不会超过60 mg/m3,这就是GB17820-2012确定净化气总硫含量≤60 mg/m3的技术依据。

如果将净化气总硫含量的技术指标降低至20 mg/m3,即使不考虑其中加臭剂的硫含量,有机硫化合物的含量必须也降至≤14mg/m3。对砜胺溶剂而言,由于受到吸收塔最后一块塔上气/液传质过程平衡常数的限制,迄今为止文献报导过的净化气中硫醇最低含量为16 mg/m3。如果采用目前正在开发中的(醇胺法+分子筛法)“1+1”组合工艺,则宜慎重考虑以下技术问题。

(1)图2示出了天然气脱水脱硫醇塔内分子筛床层中的气固传质过程,表明水与硫醇两种杂质在脱除过程中相互影响及干扰的状况相当复杂。因此,不同原料气组成和净化气要求均与分子筛品种选择及相应操作参数的确定密切有关。

(2)迄今为止我国尚未掌握国此类工艺的关键设计参数, 文献中也鲜有报导,故此类装置的关键设计参数需经试验才能确定,两年的过渡期未是否能完成试验任务?宜仔细斟酌。

(3)天然气脱水脱硫醇工艺使用的两种分子筛皆为美国UOP公司独家生产的专利产品(参见表4)[4]。进行装置设计时必须掌握它们的特性参数;若要自主开发则必须假以时日。


图2   脱水脱硫醇塔分子筛床层中的气固传质状况

表4    天然气脱水脱硫醇用的两种分子筛


综上所述可以认为,采用20 mg/m3技术指标的最大风险是“我国现有天然气脱硫技术无法达到”。鉴此,建议有关部门再仔细斟酌采用60 mg/m3技术指标到底会有多大的环境风险?!

四.制定商品天然气质量指标国家标准必须结合国情

国际标准化组织天然气技术委员会(ISO/TC193)发布的标题为“天然气质量指标”的国际标准(ISO13686)中,提出了管输商品天然气必须控制的若干个气质指标。但商品天然气不同于石油炼制产品,不可能通过加工工艺严格地定量规定产品质量指标。作为天然气工业中游领域主要环节的气体净化工业,其目的仅是脱除对环境和生产有害的组分(如水分、H2S、CO2和有机硫化合物),。同时,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生产的天然气也可能如此,且天然气用途不同对气质的要求也不同,故不可能以一个国际标准来统一。鉴此,ISO 13686只列出了制定商品天然气质量标准必须予以考虑的典型指标,以及定量确定指标量值的基本原则。简而言之,原则根据其重要性可以依次归纳为以下3项;在保证满足前两项指标要求的前提下才考虑第(3)项:

(1)充分发挥环境效益(环境保护);

(2)保证输配系统稳定运行(安全卫生);

(3)达到最佳成本与效益(经济效益)。

世界各国(地区)在以上原则的基础上根据本国国情确定气质指标具体量值,因而“根据本国国情”实际上就成为制定气质指标必须遵循的第4项基本原则。例如,俄罗斯生产的天然气中基本上不含CO2,故其国家标准中没有CO2含量指标;但其生产的部分天然气中硫醇含量较高,故1990年代规定的硫醇含量上限值为36mg/m3,但目前输往欧洲的天然气中已经降至16mg/m3。又如我国生产的天然气中基本不含O2,故GB17820中没有此项指标;但德国生产的部分天然气中含有较多的氧气,故德国燃气与水工协会制定的DVGW标准中,对干气输气管网将此项指标放宽至3%(质量分数),但并不影响安全生产,故不能说这是个“落后指标”。另一方面,德国自产的和进口的商品天然气中均基本不含有机硫化合物,确定20 mg/m3的总硫指标是考虑其中硫化氢的含量,并为使用含硫加臭剂留有一定余地。如果不考虑使用含硫加臭剂,目前德国就可以实现8 mg/m3的总硫含量指标,故也不能说这是个“国际领先水平”指标。

   法国拉克(Lacq)气田生产的天然气中H2S含量21%(质量分数),有机硫含量高达1400 mg/m3(参见表2)。法国石油研究院(IFP)从上世纪50年代起就开展对天然气脱硫技术的开发,形成了很多专利,也掌握了分子筛脱硫醇的技术。但结合法国国情,商品天然气中总硫含量仍规定为150mg/m3(参见表5)。

实际除德国外,没有其它欧洲国家采用欧洲标准(CEN)推荐的20 mg/m3限值。

五.应正确理解国Ⅴ标准汽柴油总硫排放限值的内涵

报批稿编制说明中特别强调国Ⅴ标准已经要求汽柴油中总硫含量降至10mg/kg。据此,按发热量进行折算而得出商品天然气总硫含量应降至8.3mg/m3才能与之相对应的结论。笔者认为从以下各方面来分析,此结论不能成立!

(1)国Ⅴ标准是强制性国家标准“轻型汽车污染物排放限值及测量方法(中国第五阶段)”(GB18352.5-2013)的简称,它大致相当于目前欧洲正在实施的第五阶段(汽车尾气污染物)排放法规。从标题即可看出,国Ⅴ标准是一项(适用于使用点燃式发动机)轻型汽车的尾气排放限值标准;为了达到该标准规定的污染物排放限值,同时还发布了强制性国家标准“车用汽油”(GB17930-2016)和“车用柴油” (GB19147-2016)。由此可见,国Ⅴ标准是涉及汽车制造与石油炼制两大工业的强制性国家标准;就本质而言国Ⅴ标准是上述3个标准组成的族标准,其内涵是符合国Ⅴ标准的轻型汽车只有在使用符合国Ⅴ标准油品的前提下,才能全面达到汽车尾气排放的国Ⅴ标准。

表5    部分欧洲国家商品天然气的总硫限值


(2)表6所示数据说明,虽然GB17820规定的总硫限值比国Ⅴ标准高得多,但因其产量有限,故产生的环境影响远低于国Ⅴ柴油,与国Ⅴ汽油大致相当。


(3)中石化高桥分公司的工业试验证明,在加氢脱硫过程中当汽油的硫含量降到小于10mg/kg时,绝大部分汽油中硫醇含量都降到2.6mg/kg以下;因此,在国Ⅳ油品升级至的过程中并未采用特殊的工艺来脱除其中的硫醇。同时,国Ⅳ标准油品升级至国Ⅴ标准时,要求将硫含量从50mg/kg降到10mg/kg,但今后再向国Ⅵ标准发展时,硫含量的限值不再进一步降低,因为从加氢脱硫工艺角度此限值已接近极限。综上所述可以看出,国Ⅴ油品硫含量限值的确定首先是取决于现有(先进)脱硫工艺能达到的极限值,然后再结合考虑可能产生的环境影响。

六.大力发展天然气工业是有效改善环境质量的重要举措

今年6月在美国华盛顿闭幕的第27届世界天然气大会(WGC)上,与会各国一致肯定了天然气是低碳、清洁、绿色、多元的“三可”(可靠的、可承受的、可持续的) 能源,也是未来发展的主要能源[5]。今年8月国务院发布“促进天然气协调稳定发展的若干意见”,再次明确了“天然气是优质高效、绿色清洁的低碳能源”;并力争到2020年底前天然气产量达到2000亿立方米以上。因此,编制说明的风险篇中提出“如果技术不能满足要求或处理成本过高,有些含硫气藏可暂不开发”的建议明显与国务院文件精神不符。

图3    天然气三大优势示意图

我国当前的国情是能源结构中煤炭的占比达约64%,故大力发展天然气工业以提高清洁、低碳的天然气在能源结构中的占比,实际上就能获得很大的环境效益。从1998年以来,北京市随着“以气代煤”能源政策的实施,2015年天然气用量已经达到145亿立方米,而煤炭年用量则降至1000万吨以下。在此期间,SO2年均浓度从120μg/m3降至10μg/m3,下降了97.5%;NO2年均浓度虽尚未达标,但也了31.5%。


图4   北京市1988-2016年间NO2和SO2年均浓度及天然气用量变化

参考文献

[1] 中国清洁空气联盟,中国质空气质量评估报告(2016年8月),P.17

[2] 松下明男,东京大气污染的改善,日中大气污染研讨会,

东京都环境局,2013年4月8日

[3] 刘家洪等,高含硫天然气净化厂设计特点,天然气与石油,

2006,24(3):52

[4] 陈赓良,天然气脱硫醇工艺评述,石油与天然气化工,2017,46(5):1

[5] 李鹭光等,天然气助力未来世界发展,天然气工业,2018,38(9):1