基于煤制气质量指标的GB 17820—2018解读

覃 军

（内蒙古北控京泰能源发展有限公司，内蒙古 鄂尔多斯 010321）

随着大气污染防治力度的持续加大及“煤改气”工程的大面积推进，2018年我国天然气市场保持高速增长，天然气消费量为3 080×108m3，其中进口量约1 395×108m3，对外依存度达45.3%[1]，中国成为全球第一大天然气进口国。新形势下，与国际接轨、多气源混输供气及发展国内非常规气源，已成为我国天然气产业发展的必然趋势。煤制气是非常规气的新生代表，历经10年发展已初具规模，2018年产量达23×108m3，显示出良好的发展潜力。随着煤制气的发展，对气质标准探索也在不断深入。2012年前，煤制气气质指标基本参考GB 17820—1999《天然气》中的相关指标[2]，2012年 9月 GB 17820—2012《天然气》[3]颁布，该标准对一类气高位发热量进行了大幅度提升，但未考虑煤制气特性[4]。2017 年 7 月，GB/T 33445—2016《煤制合成天然气》[5]作为第一个煤制气国家质量标准颁布实施，基于此标准与GB 17820—2012存在的偏离及煤制气弱势的市场地位，此标准并未真正发挥预期的规范引领作用，天然气供销仍主要受GB 17820—2012的约束。为适应国外多气源引入及国内非常规气并网的发展趋势，GB 17820—2018《天然气》[6]于2018年11月发布，并将于2019年6月1日正式实施。该标准适应了多气源、跨区域供气格局，兼顾了煤制合成气特性，响应了高效清洁、绿色发展的时代要求，对于煤制气产业的发展将起到积极的引领支撑作用。

本文采用煤制气典型的质量指标，结合GB 17820—2018主要修订内容，从燃烧性能、清洁程度及输送应用等方面展开比较分析，旨在研究煤制气与GB 17820—2018的匹配性，为煤制气的推广应用提供一定的分析依据。

1 煤制气主要技术指标及不同标准中的要求

煤制气主要技术指标及不同标准中各项指标要求（按一类气考虑）见表1。

表1中气体体积的标准参比条件是101.325 kPa、20℃，各组分高位发热量：H211.88 MJ/m3，CO 11.75 MJ/m3，CH437.05 MJ/m3。

2 GB 17820—2018中煤制气质量指标的修订

2.1 燃烧性能指标

高位发热量是天然气的关键技术指标，体现其使用价值。GB 17820—2012《天然气》根据中国三大石油公司常规气调查统计数据，规定一、二类气高位发热量分别不低于36.0 MJ/m3、31.4 MJ/m3，且在2020年12月31日前的过渡期内仍沿用此标准。GB 17820—2018参照国外标准，适应多气源混输的新格局，将一、二类气高位发热量分别定为不低于34.0 MJ/m3、31.4 MJ/m3，并明确规定，进入长输管道的天然气应符合一类气的质量要求。除了内蒙汇能煤制气转产LNG外，国内其余煤制气均需长输管道外销，煤制气技术指标需按一类气考虑（如表1所示）。不同于含有C2及以上发热量较高烃类的气田气及油田伴生气，甲烷是煤制气中发热量最高的组分，不同温度、压力条件下，分级反应达到的平衡甲烷含量决定了煤制气的高位发热量。

此次修订充分借鉴了GB/T 33445—2016《煤制合成天然气》及NB/T 12003—2016《煤制天然气》的高位放热量指标，GB 17820—2018《天然气》将一类气的高位发热量低限值定为34 MJ/m3，对应煤制气φ（CH4）达到94%即可，既考虑了煤制气作为合成气的特性，又兼顾了GB/T 37124—2018《进入天然气长输管道的气体质量要求》，顺应了多气源混输供气的发展趋势。

表1 煤制气主要技术指标及不同标准中各项指标要求

2.2 清洁性能指标

2.2.1 伴随组分

GB 17820—2018《天然气》以常规气为主，伴随组分中仅对CO2含量进行了限定。煤制气是城市煤气通过高温完全甲烷化向高发热量、高清洁性升级的替代性天然气。合成气通过多级绝热固定床反应器在反应温度递减的情况下，达到甲烷化反应平衡，同时将CO含量降至最低，在甲烷合成过程中，难免会残留少量的H2、CO、CO2及上游气化带来的惰性组分Ar和N2[9]。为最大限度降低CO含量、微调氢碳比、促进甲烷化反应彻底，并兼顾脱碳净化的难度，尽量选择高压和H2微过量并保留一定CO2含量的合成气工况，由此造成氢含量最高、CO含量最低并残留一定CO2含量的煤制气伴随组分[10]。在保证高位发热量情况下，充分参考了美国大平原的多年运行数据[11]，国内煤制气典型设计指标定为 φ（H2）不大于 4%、φ（CO）不大于 0.01%及φ（CO2）不大于 1%。GB/T 33445—2016 中一类气、NB/T 12003—2016 及 GB/T 37124—2018 分别将 φ（H2）上限值定为 3.5%、3%及 2%，将 φ（CO）上限值定为 0.15%、0.1%及 0.1%。

以上3个标准均是在参考煤制气典型设计指标的基础上，对H2含量进行不同程度的优化，且在已投运的煤制气项目中，φ（H2）在线监测值均不高于2%，说明标准中H2含量规定来自生产实践，科学合理。经调查研究，煤制气中这样百分比级别的H2含量对下游的管输、贸易交接及终端应用会有不同程度的影响。H2含量对长输管道的潜在影响主要是氢气鼓泡及氢脆等氢致失效现象。根据美国大平原多年煤制气管输的实践及相关文献[12]，总压 12 MPa、φ（H2）6%的常温环境下，长输管道（以X-70为例）及城镇燃气管网（以20#钢为例）在煤制气中长期服役具有高的抗氢损伤和氢致开裂安全系数，而管输煤制气中的H2经多气源汇入稀释后，分压更低，不会降低长输管道服役寿命，GB/T 37124—2018中H2含量的上限值也间接证明了此点。但随着输送管道高钢级、大口径、高压力的发展趋势，氢脆敏感性越来越成为煤制气长输管道重点关注的问题[13]。同时，此H2含量是天然气工况状态下的压缩因子计算不可忽略的影响因素，为了天然气贸易交接公平起见，天然气定价机制中针对煤制气需考虑纳入H2含量对压缩因子的影响。另外，如煤制气用于发电，H2对燃气轮机的燃烧性能造成一定的影响，据国外燃气轮机公司调查数据，其燃烧性能对氢的耐受能力最低为1%（φ）[14]，并网混输后，经大量不含氢常规气的稀释，至终端用户时，φ（H2）仅为10-4级别，其影响可忽略不计，但随着煤制气体量不断增大，H2含量将成为燃气轮机技术选型中重点考虑的问题。

除煤制气外的非合成气均是长期高温高压地质条件下形成的，均不含CO，因此进入长输管道含有CO的主要是煤制气，煤制气的CO含量设计指标远低于以上3标准的上限值，从清洁安全的长远角度考虑，此指标仍有较大的提升空间。

GB 17820—2018一类气、GB/T 33445—2016一类气、NB/T 12003—2016一类气及 GB/T37124—2018分别将 φ（CO2）上限值定为 3%、2%、2%及 3%，均高于煤制气φ（CO2）的设计指标。CO2的危害在于溶于凝析水，形成碳酸而引起电化学腐蚀。实践证明，保证天然气交接点的压力和温度条件不出现液态水的情况下，φ（CO2）上限值定为3%安全可靠。这与欧盟标准EN 16726—2016 Group H（φ（CO2）上限值为 2.5%或 4%）及EASEE-gas（φ（CO2）上限值 2.5%）接轨，煤制气在 CO2含量上清洁优势明显。

煤制气中的惰性气体Ar和N2来自气化装置，随气化方式的不同，其体积分数差异较大。因磨煤过程需充入一定的热氮烘干，以粉煤气化为气头的煤制气中累积的惰性气体体积分数达2.9%～3.5%，而以碎煤固定床气化或水煤浆气化为气头的煤制气中累积的惰性气体体积分数达0.5%～1.1%。天然气中惰性组分挤占了热值组分空间，对发热量造成一定的影响，在满足发热量的情况下，对输送及使用无任何影响，因此表1中标准未对此限定。在煤制气设计指标中，Ar和N2含量高限值的情况下，煤制气的高位发热量仍可达到GB 17820—2018一类气的要求，此高限值优于美国气体协会报告AGA Report No.4A—2009中的指标（φ（N2）限于 1%～4%）及美国长滩油气部数据（φ（N2）低于 4%）。

为了提高长输天然气管道的安全性，GB 17820—2018对2012版的氧含量进行了修订，将 φ（O2）上限值从0.5%提升至0.01%（允许检测的最小值），这与EASEE-gas氧含量要求相同。煤制气是甲烷化合成气，上游残留微量的氧也会在高温甲烷化过程中转化成水，因此煤制气中不含氧。从煤制气在线监测数据中也未发现氧，煤制气在O2含量上同样具有清洁性。

2.2.2 总硫及硫化氢

GB 17820—2018参考 EN 16726—2016，按照控制总量和关键组分的技术思路，对2012版的总硫及硫化氢含量进行了修订，将总硫一类气指标由60 mg/m3修订为20 mg/m3，高于NB/T 12003—2016一类气及GB/T 37124—2018一类气的总硫指标，优于EASEE-gas总硫质量浓度是30 mg/m3（以S计）要求；一类气中ρ（H2S）不大于6 mg/m3维持不变，高于GB/T 37124—2018一类气指标，等于NB/T 12003—2016一类气指标，低于GB/T 33445—2016一类气指标，与国外管输天然气和我国进口天然气的要求（5 mg/m3～7 mg/m3）接近。

硫是甲烷化催化剂中毒的主要成分，合成气经净化脱硫后，总硫体积分数降至0.1×10-6，再经深度脱硫后降至10×10-9～20×10-9，残余痕量的硫也会累积吸收到催化剂中，正常情况下煤制气中不含硫[15]。NB/T 12003—2016及GB/T 33445—2016均充分考虑了非正常工况波动，GB/T 33445—2016准确反映了煤制气无硫特性。GB/T 37124—2018在借鉴GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》[16]及GB 50028—2006《城镇燃气设计规范》[17]硫指标（ρ（H2S）不大于20 mg/m3）的基础上，将一类气 ρ（H2S）提高到 10 mg/m3，从更高程度上保证了多气源进入长输管道的安全性。GB 17820—2018作为强制性标准，一类气ρ（H2S）提高到6 mg/m3，极大改善了长输管道及城镇燃气管网的服役环境，大幅度提高了其耐硫腐蚀裕度。从长输管道及城镇燃气管网硫化应力开裂安全系数上分析，煤制气不含硫，最具优势。

3 GB 17820—2018中天然气输送及使用要求

3.1 互换性匹配

沃泊指数W是我国燃气主要的互换性指标。GB 17820—2012依据GB/T 13611—2006《城镇燃气分类与基本特性》中W的不同要求，明确了适用于以上两标准的燃气类别10 T及12 T，10 T及12 T在101.325 kPa、20℃（干）的条件下，W的标准及范围分别为40.79MJ/m3、38.27 MJ/m3～44.05 MJ/m3及 49.83 MJ/m3、46.83 MJ/m3～53.81 MJ/m3。GB 17820—2018 借鉴 GB/Z 33440—2016《进入长输管网天然气互换性一般要求》[18]，对2012版进行了深化提高，明确规定作为燃气的天然气，应符合GB/Z 33440—2016对燃气互换性的要求，主要有W42.34 MJ/m3～53.81 MJ/m3，相对密度 0.55～0.70及W波动范围宜±5%等。

根据煤制气的典型技术指标（见表1），采用GB/T 11602—2014《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》计算公式[19]，煤制气互换性指标计算结果为高位发热量范围35.3 MJ/m3～36.5 MJ/m3，相对密度 0.55～0.56，W47.05 MJ/m3～49.33 MJ/m3。煤制气与进入长输管道天然气互换性盒子分布图见图1。如图1所示，煤制气互换指标数据区间在长输管道天然气互换性盒子分布相对较窄，但完全符合GB/Z 33440—2016的建议变化范围，即符合GB 17820—2018的燃气互换性要求，在进入长输管网天然气互换性盒子中所占区域，从混输并网及下游互换性应用的角度分析，煤制气是清洁高效的替代燃气。

图1 煤制气与进入长输管道天然气互换性盒子分布

3.2 露点处理

为了保证全国各地长输管道的安全服役，GB 17820—2018在2012版的基础上，对烃和水的露点进行了调整修订（参见5.1节的规定），在天然气交接点的压力和温度条件下，天然气中应不存在液态水和液态烃。考虑到天然气存在反凝析现象，在输送过程中，对烃露点问题不作规定，并取消关于烃露点的附录。同时，取消了水露点指标，明确了交接条件下无液态水的基本要求，即明确了管输过程中应无凝析水出现。为了落实这一要求，就需从严执行GB/T 37124—2018相关水露点的规定，即水露点应比输送条件下最低环境温度低5℃，且水露点的压力应是进气处的管道设计最高输送压力，从严修订了GB 17820—2012及GB 50251—2015中“进入输气管道的天然气，水露点的压力应是最高输送压力”的规定。对于埋地管道，GB 17820—2018未予单独说明，仍沿用了2012版“在输送条件下，当管顶埋地温度为0℃时，水露点应不高于-5℃”的规定。

煤制气是高温甲烷化合成气，C2及以上组分得到完全转化，煤制气中不含烃类，无需考虑烃露点问题，只需考虑管输水露点的问题。水露点要求与管输常规气相同，均需遵守GB 17820—2018中5.1的规定，即遵守GB/T 37124—2018中相关水露点的规定。在此基础上，按进气处的管道设计最高输送压力，结合目前的脱水干燥技术，经济合理设置干气水露点。

4 结 语

4.1 为了适应多气源、跨地区供气的新格局，GB 17820历时4年再次修订，各指标清洁性提升显著，与欧洲标准一致，与国际先进水平接轨；响应了国家绿色发展的要求，凸显了天然气作为清洁能源的优势，满足了人民群众对改善生态环境的诉求，保障了我国进口天然气气质和长输管道安全，对提升自主创新能力，推动天然气工业技术进步具有重要意义。

4.2 煤制气是缓解我国天然气生产和消耗不平衡的重要手段，是常规气源的有益的必要的补充，具有高甲烷、少量氢、低量CO2、痕量CO及无硫无烃无氧的组分特点，在高位发热量、硫含量及伴随组分等技术指标上完全达到GB 17820—2018一类气要求，符合GB 17820—2018中5.1规定要求作为长输天然气，实现跨地区供气。

4.3 水露点及伴随组分是煤制气输送及应用的主要影响因素，在保证进气处的管道设计最高输送压力水露点的情况下，可避免CO2凝析腐蚀问题。同时，经多年实践及调查数据证明，煤制气中的H2含量不会降低长输管网服役的安全性，不会影响下游终端用户的使用，只需在贸易交接时纳入对压缩因子影响即可。随着煤制气的发展，应进一步展开H2含量对长输管道、终端应用及贸易交接等方面影响的研究工作。从互换性分析，煤制气可完全实现与其他气源并网混输及终端使用，是一种清洁高效的替代燃气。