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陈赓良 的个人博客

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对GB17820-2018的意见与建议

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强制性国家标准GB17820-2018发布至今已经一年半了,很快要就要修订。笔者特提出以下管见供各位有关人士作参考,不当之处敬请批评指正。

一.关于水露点/水含量指标

1.GB17820-2012所规定的5项气质指标涵盖了ISO13686建议的最重要的、不可或缺的基本技术要求;在进口天然气过程中是唯一代表我国向外方提出气质诉求的官方文件。近年来笔者查阅了美国、欧盟诸国与俄罗斯等气质很多国家的商品天然气气质国家标准,迄今尚未查到有哪个国家的气质标准中不设置水露/水含量指标的。在强制性国家标准中取消水露点指标的依据是什么?

   2.虽然在GB/T37124中设置了水露点指标,但此标准是推荐性国家标准,其功能与强制性国家标准有所不同。就本质而言,硫化氢含量和水露点/水含量是构成强制性标准的两个主要指标,对保障长输管道安全运行极为关键。

   3从实事求是地学习国外先进经验角度看,笔者建议不仅应恢复水露点指标,且宜进一步考虑与之密切有关的烃露点指标,从而更好地保障管道安全运行。

二.关于总硫含量指标

1.我国SO2排放控制卓有成效;

2.必须仔细权衡硫减排与碳减排之间的关系;

3.我国现有脱硫醇技术无法达到总硫含量20 mg/m3的限值;

4.制定商品天然气质量指标国家标准必须结合国情;

5.应正确理解国标准汽柴油总硫排放限值的内涵;

6.大力发展天然气工业是有效改善环境质量的重要举措。

三.对国家气质标准规定仲裁方法的讨论

   2018年发布的国家标准天然气GB17820规定的所有技术内容均为强制性的,故在规定仲裁试验方法时必须非常慎重。

1GB178204.1节规定天然气组成分析以GB/T13610规定的分析方法为仲裁方法;对此条规定宜仔细斟酌以下技术问题。

1GB/T13610是以外标法定量的气相色谱测量方法,其中4.2节规定“分析需用的标准气可采用国家二级标准物质”,这是一条极其笼统的规定,没有说明要求的RGM组成及其不确定度,故不能(也不可能)应用于天然气发热量间接测定测量结果的不确定度评定。

2)按ISO/TC193的规定,由ISO14111ISO107232012ISO6974(系列标准)和ISO6976ISO标准构成天然气发热量(气相色谱)间接法测量结果不确定度评定的基础。在ISO107232012中明确规定“应以ISO6974-2规定方法测定天然气组成后,以ISO6976提供的方法计算高位发热量”。而ISO6974-2GB/T27894.2)中5.5.1节中则规定“使用认证级参比气体混合物(CRM)测定检测器响应函数”,从而保证A级计量站天然气发热量测定的准确度优于0.5%

3)虽然GB/T13610GB/T27894.2都是标准方法,但后者对测量过程的描述更为具体且详尽;同时还规定了测量系统特性测定和数据处理的数理统计方法,以及测量误差的计算方法。因此,至少可以认为GB/T27894规定的方法比GB/T13610规定的方法更具备作为仲裁方法的技术条件。

   2GB178204.4节规定天然气中CO2含量分析以GB/T13610规定方法为仲裁方法是不恰当的;根据化学分析溯源链的规定,气相色谱法是标准方法,而滴定法则是公认的、较成熟的、较准确的基准方法

3GB178204.2节规定天然气中总硫含量分析采用GB/T11060.8规定的紫外荧光光度法为仲裁方法,此规定违反化学分析溯源准则;因为分光光度法是标准(比较)方法,而GB/T11060.4规定的氧化微库仑法是基准方法

4.国家标准“进入长输管道的气体质量要求”(GB/T371245.6节规定天然气水露点测定采用GB/T17283规定的冷却镜面凝析湿度法(冷镜法)为仲裁方法,对此条规定宜仔细斟酌以下技术问题。

1)中国实验室认可委员会(CNAS)发布的“量值溯源要求”明确规定,量值溯源应视为测量结果可信性的基础。冷镜法是物性测定方法,属物理化学计量范畴,不存在溯源链,故从溯源性角度考虑不具备作为仲裁方法的基本条件。

2 建议采用GB/T18619规定的卡尔-费休法为仲裁方法,后者是一种直接溯源至SI制单位的基准方法。此法经天然气研究院验证是一种灵敏度高、操作简便、分析速度快,且有很高准确度和精密度的气体水含量测定方法。

   3)由仲裁方法测定的水含量数据可按国家标准“天然气水含量与水露点之间的换算”(GB/T22634)规定的方法换算为水露点以资比较。

四.对指导性国家标准GB/Z33440的讨论

GB178205.1节规定,作为燃气的天然气应符合GB/Z33440对于燃气互换

性的要求。我国2016年发布了指导性国家标准“进入长输管网天然气互换性一般要求”(GB/Z33440);此标准本身存在以下一系列问题宜进一步探讨。

1.互换性是区域性气质指标,进入长输管网的天然气是否存在互换性?

2.在燃气组成复杂的情况下,单独以沃泊指数能否判别燃气互换性?

3.该标准表1所示的判别准则与GB/T13611-2006的规定是否一致?

4.该标准判别煤层气及煤质代用天然气与现有气源互换性的依据何在?

5.以该标准图A.1所示“进入长输管网天然气性盒子”如何判别互换性?

五.关于硫化氢和总硫的瞬时值测定

   GB17820-20184.6节中,有关硫化氢和总硫瞬时值测定问题宜仔细斟酌。

我国目前尚未解决天然气中总硫含量在线测定问题,如何测定瞬时值?

六.关于控制总硫含量的中长期目标

   GB17820-2018附录A中表A.1(参见表2)中列出了欧洲标准EN16726-2013、德国燃气和水工业协会标准DVWG G260-2013、美国燃气协会标准AGA 4A-2009和俄罗斯国家标准GOST工资5525-2014等国外标准给出的商品天然气中总硫含量指标。分析表2所示数据可以看出,不同国家(地区)之间对总硫含量规定差别极大,最低只有6mg/m3(不包括加臭剂),最高可达到460mg/m3究竟采用何种限值是由本国国情所决定。由于德国目前使用的第2族燃气中硫醇含量很低,或者硫醇与H2S+COS)两者之和不超过6 mg/m3。因此,不需要任何控制总量和关键组分的技术思路,即可以将总硫含量30 mg/m3降至6 mg/m3同样,如果将目前我国总硫含量超过20 mg/m3的那部分商品天然气归入二类气,再适当调整二类气的总硫指标,当前不经任何技术改造即有可能实现将一类气总硫含量降至20 mg/m3。至于控制总硫为8 mg/m3的中长期目标,则必须将原料气中有机硫化合物的总量降至2 mg/m3以下,即使采用分子筛脱水脱硫醇等复杂且特殊的工艺也无法保证净化气达标。因此,此目标是不可能实现的!


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