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陳赓良 的個人博客

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對GB17820-2018的意見與建議

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強制性國家標准GB17820-2018發布至今已經一年半了,很快要就要修訂。筆者特提出以下管見供各位有關人士作參考,不當之處敬請批評指正。

一.關于水露點/水含量指標

1.GB17820-2012所規定的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;在进口天然氣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氣气质国家标准,迄今尚未查到有哪个国家的气质标准中不设置水露/水含量指標的。在強制性國家標准中取消水露点指标的依据是什么?

   2.雖然在GB/T37124中設置了水露點指標,但此標准是推薦性国家标准,其功能与強制性國家標准有所不同。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從實事求是地學習國外先進經驗角度看,筆者建議不僅應恢複水露點指標,且宜進一步考慮與之密切有關的烴露點指標,從而更好地保障管道安全運行。

二.關于總硫含量指標

1.我國SO2排放控制卓有成效;

2.必須仔細權衡硫減排與碳減排之間的關系;

3.我國现有脱硫醇技术无法达到总硫含量20 mg/m3的限值;

4.制定商品天然氣質量指標國家標准必須結合國情;

5.應正確理解國標准汽柴油總硫排放限值的內涵;

6.大力發展顺金棋牌是有效改善環境質量的重要舉措。

三.對國家氣質標准規定仲裁方法的討論

   2018年發布的國家標准天然氣GB17820規定的所有技术内容均为强制性的,故在規定仲裁试验方法时必须非常慎重。

1GB178204.1节規定天然氣组成分析以GB/T13610規定的分析方法为仲裁方法;对此条規定宜仔细斟酌以下技术問題。

1GB/T13610是以外標法定量的氣相色譜測量方法,其中4.2节規定“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規定,没有说明要求的RGM组成及其不确定度,故不能(也不可能)应用于天然氣发热量间接测定测量结果的不确定度评定。

2)按ISO/TC193的規定,由ISO14111ISO107232012ISO6974(系列標准)和ISO6976ISO标准构成天然氣发热量(气相色谱)间接法测量结果不确定度评定的基础。在ISO107232012中明确規定“应以ISO6974-2規定方法测定天然氣组成后,以ISO6976提供的方法計算高位發熱量”。而ISO6974-2GB/T27894.2)中5.5.1节中则規定“使用认证级参比气体混合物(CRM)測定檢測器響應函數”,從而保證A级计量站天然氣发热量测定的准确度优于0.5%

3)雖然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;同时还規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規定的方法比GB/T13610規定的方法更具备作为仲裁方法的技术条件。

   2GB178204.4节規定天然氣中CO2含量分析以GB/T13610規定方法为仲裁方法是不恰当的;根据化学分析溯源链的規定,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节規定天然氣中总硫含量分析采用GB/T11060.8規定的紫外荧光光度法为仲裁方法,此規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規定的氧化微库仑法是基准方法

4.國家標准“進入長輸管道的氣體質量要求”(GB/T371245.6节規定天然氣水露点测定采用GB/T17283規定的冷却镜面凝析湿度法(冷镜法)为仲裁方法,对此条規定宜仔细斟酌以下技术問題。

1)中國實驗室認可委員會(CNAS)发布的“量值溯源要求”明确規定,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 建議采用GB/T18619規定的卡尔-費休法爲仲裁方法,後者是一種直接溯源至SI制单位的基准方法。此法经天然氣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“天然氣水含量与水露点之间的换算”(GB/T22634)規定的方法换算为水露点以资比较。

四.對指導性國家標准GB/Z33440的討論

GB178205.1节規定,作为燃气的天然氣应符合GB/Z33440對于燃氣互換

性的要求。我國2016年发布了指导性国家标准“进入长输管网天然氣互换性一般要求”(GB/Z33440);此標准本身存在以下一系列問題宜進一步探討。

1.互换性是区域性气质指标,进入长输管网的天然氣是否存在互换性?

2.在燃氣組成複雜的情況下,單獨以沃泊指數能否判別燃氣互換性?

3.該標准表1所示的判別准則與GB/T13611-2006的規定是否一致?

4.该标准判别煤层气及煤质代用天然氣与现有气源互换性的依据何在?

5.以該標准圖A.1所示“进入长输管网天然氣性盒子”如何判别互换性?

五.關于硫化氫和總硫的瞬時值測定

   GB17820-20184.6节中,有关硫化氢和总硫瞬时值测定問題宜仔细斟酌。

我國目前尚未解决天然氣中总硫含量在线测定問題,如何測定瞬時值?

六.關于控制總硫含量的中長期目標

   GB17820-2018附錄A中表A.1(參見表2)中列出了歐洲標准EN16726-2013、德國燃氣和水工業協會標准DVWG G260-2013、美國燃氣協會標准AGA 4A-2009和俄羅斯國家標准GOST工資5525-2014等国外标准给出的商品天然氣中总硫含量指标。分析表2所示数据可以看出,不同国家(地区)之间对总硫含量規定差别极大,最低只有6mg/m3(不包括加臭劑),最高可達到460mg/m3究竟采用何種限值是由本國國情所決定。由于德國目前使用的第2族燃氣中硫醇含量很低,或者硫醇與H2S+COS)兩者之和不超過6 mg/m3。因此,不需要任何控制總量和關鍵組分的技術思路,即可以將總硫含量30 mg/m3降至6 mg/m3同樣,如果將目前我國總硫含量超過20 mg/m3的那部分商品天然氣归入二类气,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。至于控制總硫爲8 mg/m3的中長期目標,則必須將原料氣中有機硫化合物的總量降至2 mg/m3以下,即使采用分子篩脫水脫硫醇等複雜且特殊的工藝也無法保證淨化氣達標。因此,此目標是不可能實現的!


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