基于GB 17820-2018的天然气净化厂在线分析仪配置及应用

高进 周军 温涛 傅适

中国石油西南油气田公司天然气净化总厂

GB 17820《天然气》规定了天然气的质量要求、实验方法和检验规则，适用于经过处理的、通过管道输送的商品天然气，是天然气生产、管输、贸易的重要文件。随着天然气作为清洁能源被大力开发和使用，其应用也越来越广泛，该标准也将发挥越来越重要的作用。

天然气净化是含硫天然气开采中不可缺少的一个生产环节，天然气净化厂的产品天然气也须遵守GB 17820中规定的天然气质量要求、实验方法和检验规则[1-2]。新修订的标准GB 17820-2018《天然气》已于2018年11月19日发布，于2019年6月1日实施，替代原标准GB 17820-2012《天然气》。GB 17820-2018规定：“进入长输管道的天然气应符合一类气的质量要求”[3]。

中国石油西南油田公司天然气净化总厂(以下简称净化总厂)下辖各分厂(目前有7个分厂在运)生产的产品天然气就近经集输站输入中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田公司)天然气区域管网[1]。根据GB/T 37124-2018《进入天然气长输管道的气体质量要求》对天然气长输管道的定义：“产地、储气库、使用单位之间用于输送经过处理商品天然气的长距离管道”[4-5]，西南油气田公司所属的区域管网属于天然气长输管道，因此净化总厂也必须执行GB 17820-2018规定的一类气气质指标。

1 新旧标准主要变化

与GB 17820-2012相比，GB 17820-2018的变化主要有3个方面：①气质指标的变化；②水露点要求的变化；③增加了在线监测要求。

1.1 气质指标的变化

天然气按高位发热量、总硫含量、H2S含量和CO2含量分为一类气和二类气。GB 17820-2018修改了一类气和二类气发热量、总硫含量、H2S含量和CO2含量的质量指标，并规定了进入长输管道的天然气应符合一类气的质量要求，其高位发热量由31.4 MJ/m3修改为34.0 MJ/m3，总硫质量浓度由200 mg/m3修改为20 mg/m3，H2S质量浓度由20 mg/m3修改为6 mg/m3。总硫和H2S含量指标的大幅降低对天然气净化装置和检测技术提出了新要求。

1.2 水露点要求的变化

GB 17820-2018准删除了对水露点的定量指标，并在“输送和使用”中增加了“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”的表述。与GB 17820-2012相比，新标准不需要参考环境温度，也不需要考虑环境温度的变化对水露点的影响(见表1)[3，6]。

表1 GB 17820-2018与GB 17820-2012对水露点要求对比表

1.3 在线监测要求

GB 17820-2018在 “试验方法和检验规则”中增加了“对于一类气，如果总硫含量或H2S含量的瞬时值不符合质量指标的规定，应对总硫含量和H2S含量进行连续监测，总硫和H2S质量浓度的瞬时值应分别不大于30 mg/m3和10 mg/m3，并且总硫和H2S质量浓度任意连续24 h测定平均值应分别不大于20 mg/m3和6 mg/m3”的描述[6]，提出了对总硫含量和H2S含量进行在线监测的要求。

2 标准变化对生产工艺的影响

在净化总厂现有装置中，除新建的分厂二所属的2套装置为2019年建成投产外，其余分厂的工艺装置均是在GB 17820-2018发布之前建立的。目前，包括分厂二，已有4个分厂执行GB 17820-2018一类气气质指标，而另外3个分厂因还未进行气质达标改造，则仍在执行GB 17820-2012二类气气质指标。其新旧标准指标对比情况见表2。

表2 GB 17820-2018一类气气质指标与总硫在线分析仪除用于监测产品天然气中GB 17820-2012二类气气质指标对比表[3，6]

净化总厂各分厂原料天然气中均含有不同程度的有机硫，现使用的醇胺法和砜胺法脱硫溶剂无法一次性脱除达到新标准一类气气质指标，致使现有净化厂产品气无法满足新标准一类气气质指标[7-9]，各分厂2017年-2018年原料气中有机硫含量、产品气中H2S及总硫含量如表3所列。因此,有必要对净化总厂除分厂二外的各分厂工艺装置开展产品气气质达标改造工作。虽然,新建分厂的产品天然气按新标准一类气设计，但由于为首座投运执行一类气气质指标的天然气净化厂，故存在有机硫脱除效果差、溶液损耗大等缺点，经过更换脱硫溶液和调整吸收塔、再生塔塔盘等整改后,产品天然气达到一类气的输出要求。

表3 净化总厂各分厂2017年-2018年原料气、产品气气质指标统计表

3 在线分析仪的配置及使用现状

目前,净化总厂所属各分厂均对产品天然气中H2S含量、水含量进行了在线监测。除此之外，分厂二还配置有总硫、CO2在线分析仪，分厂一与分厂五也于2019年各配置1台总硫在线分析仪进行试用和配合净化厂气质达标整改新脱硫溶剂测试，分厂六则设置有CO2在线分析仪(见表4)。

表4 净化总厂各分厂在线分析仪配置及应用统计表

虽然净化总厂各分厂均设置有H2S在线分析仪和水含量在线分析仪，少数分厂还设置有总硫和CO2在线分析仪，但大部分分厂仅将其测量值用于报警和指导操作人员对天然气净化厂生产装置进行实时操作调整。仅有极少数天然气净化厂(如分厂四)将产品天然气H2S在线分析仪、水含量在线分析仪测量值作为联锁条件，参与装置联锁，以实现不合格产品天然气自动放空至火炬系统燃烧，避免将不合格的产品天然气外输。

4 在线分析仪配置及应用管理建议

4.1 气质指标

4.1.1高位发热量

从净化总厂各分厂原料天然气的全组分分析报告来看，其高位发热量均高于34.0 MJ/m3(见表3)。因此,其产品天然气高位发热量标准也必然高于34.0 MJ/m3，满足标准规定的高位发热量要求。发热量的变化对净化总厂的生产操作管理不产生影响，也无需配置在线分析仪进行在线监测，采取原有季度人工分析的方式即可满足生产要求。

鉴于净化总厂各分厂产品天然气的高位发热量高于34.0 MJ/m3，且受现有工艺装置的影响小，建议暂不考虑发热量在线分析仪的配置。若原料天然气气质发生变化而导致产品天然气的高位发热量临近指标时再考虑配置。

4.1.2CO2含量

新旧标准对CO2含量的指标没做修改，指标均为CO2摩尔分数小于等于3.0 %。目前,各分厂的脱硫装置均能对原料天然气中的CO2部分脱除，只要原料天然气中CO2摩尔分数≤3.0%，则产品天然气中的CO2摩尔分数必然<3.0%。在净化总厂各分厂中，只有分厂二和分厂六原料天然气中CO2摩尔分数>3.0%，因此这两个分厂配置有产品天然气CO2在线分析仪(见表4)。

建议净化总厂各分厂对产品天然气CO2在线分析仪的配置保持现状；当原料天然气气质发生变化导致CO2摩尔分数大于3.0%时，产品天然气有可能会出现CO2含量超指标的情况，建议配置CO2在线分析仪在线监测产品天然气中CO2的含量[10]。从分厂二和分厂六的CO2在线分析仪自投用以来的使用情况来看，能满足产品天然气CO2含量指标的在线监测要求。

4.1.3总硫含量

各分厂处理的含硫天然气中，含硫化合物主要为H2S，同时还可能含有氧硫化碳、二硫化碳、甲硫醇、乙硫醇、噻吩等其他有机硫硫化合物，其含量相对较低,现有工艺装置仅能部分脱除有机硫。GB 17820-2018将产品天然气中总硫质量浓度指标由200 mg/m3降至20 mg/m3。指标的大幅降低，导致产品天然气总硫含量是否满足指标不再单一受H2S含量决定，而是由H2S含量和有机硫含量共同决定。从分厂二2020年的运行情况来看，在生产过程中产品天然气中总硫质量浓度达到或超过20 mg/m3的指标是大概率事件(见表5)。结合GB 17820-2018总硫含量在线监测要求，有必要设置总硫在线分析仪实时指导天然气脱硫装置的操作调整。建议未配置总硫在线分析仪的分厂配置总硫在线分析仪，同时对已有的总硫在线分析仪应用情况进行评估。

表5 分厂二2020年原料气、产品气气质指标统计表

4.1.4H2S含量

在各分厂原料天然气中，H2S是含硫化合物的主要组分，占99.9%以上，脱除原料天然气中的H2S是脱硫装置的首要任务，产品天然气中H2S质量浓度满足20 mg/m3指标是脱硫装置操作调整的核心工作。新标准执行后，将产品天然气中H2S质量浓度指标由20 mg/m3降至6 mg/m3，指标的大幅降低导致工艺装置运行的操作空间也大幅缩小。鉴于各分厂现均已配置有H2S在线分析仪，建议对除分厂二外的六个分厂的H2S在线分析仪进行适应性评估。若不满足新标准的测量要求，则建议重新选型整体更换。

4.1.5 水露点

目前，各分厂均设置有产品天然气水含量在线分析仪。净化总厂每年年初会结合各分厂每年不同时段区域温度变化趋势及各生产装置系统压力的变化情况，根据各分厂所在地气象局提供的上一年度温度(按埋地80 cm气象温度)和系统最高操作压力信息，对不同时段产品气水露点质量要求进行核算，折算出不同时段产品天然气水含量指标。2020年分厂一与分厂五在不同时段的产品气水露点质量要求及水含量对应表见表6。各分厂依据水含量在线分析仪的测量值，并结合下达的水含量指标进行产品天然气水含量的操作调整，从而实现产品天然气水露点指标的控制。

表6 2020年2个分厂不同时段产品气水露点质量要求及水含量对应表

在相同的水含量条件下，天然气压力越高，其对应的水露点越高。由于净化总厂各分厂外输产品天然气依靠系统压力进入集输站后直接进入西南油气田公司所属的区域管网，其压力逐渐递减，水露点指标也随压力逐渐降低。对天然气净化厂而言，受脱硫、脱水工艺的影响，其外输产品天然气温度全年变化很小，基本恒定，新标准规定的水露点指标更易确定，不需随季节变化而变化，对外输产品天然气水露点更易控制，从而降低了脱水装置的操作难度。

从各天然气净化厂水含量在线分析仪的使用情况来看，在用的水含量在线分析仪均能满足各天然气净化厂对产品天然气水露点的在线监测要求。与旧标准相比，新标准仅对水露点的指标确定有影响，而对产品天然气水露点的测量无影响。因此，目前在用的水含量在线分析仪能满足GB 17820-2018执行后各天然气净化厂对产品天然气水露点的在线监测要求，能继续使用。

4.2 在线监测设备

新标准对产品天然气总硫含量、H2S含量提出了在线监测要求，即：配置总硫、H2S在线分析仪；总硫、H2S在线分析仪应用管理。

4.2.1总硫、H2S在线分析仪的配置

总硫、H2S在线分析仪的配置包括2个方面：①现有H2S在线分析仪的适应性评估；②总硫在线分析仪的选型配置。

目前,除分厂二是按新标准要求配置外，其余各分厂配置的H2S在线分析仪都是2015年以前的产品，量程大，933、LGA500IC型在线分析仪量程为(0～100)×10-6，LaserGasTMII MP型为(0～200)×10-6。以933为例，该分析仪有(0～25)×10-6、(0～100)×10-6两个测量范围，其精度分别为±5%和±2%。各分厂设置的使用量程通常为(0～30)×10-6或0～50 mg/m3，其计算最大允许误差为100 mg/m3×2%×1.434=2.868 mg/m3(1.434为H2S由质量分数10-6转换为质量浓度mg/m3的系数)。对于产品天然气中H2S质量浓度为6 mg/m3的质量指标而言，最大允许误差达质量指标控制值的40%以上，再加上分析仪使用年限较长的元器件老化而导致性能降低，从净化总厂2020年3月对各分厂产品天然气H2S含量的抽检情况来看，在线分析仪测量值和人工分析数据相差较大(见表7)。显然，现有产品气H2S在线分析仪的测量误差不能满足新标准H2S指标的测量要求，需对现有产品天然气H2S在线分析仪进行重新选型和整体更换。建议对除分厂二外的其余6个分厂的H2S在线分析仪进行重新选型整体更换。

表7 总厂2020年3月对各分厂产品天然气H2S含量抽检情况统计表 ρ/(mg·m-3)

目前，市场上测量天然气总硫含量的在线分析仪成熟产品主要采用的分析方法有紫外荧光法、紫外可见光法、醋酸铅纸带法、气相色谱法。紫外荧光法、紫外可见光法、醋酸铅纸带法总硫在线分析仪是将天然气中的含硫化合物全部氧化为SO2或还原为H2S后，再通过测量SO2或H2S的含量来折算为总硫含量；气相色谱法则是将天然气中每种含硫化合物的含量测量出来，然后通过折算和累加计算出总硫含量，也可单独输出每种组分含量的测量值。由于气相色谱法需将天然气中每种含硫化合物的含量测量出来，故在测量天然气总硫时，测量周期时间较长，从几分钟到几十分钟不等，分析数据滞后时间长，而且产品天然气中硫化合物的组分越多，测量周期就越长[11]。分厂五配置的M609色谱在线仪分析时间如图1所示。

对天然气净化厂而言，配置总硫在线分析仪除用于监测产品天然气中总硫含量是否满足指标外，更重要的是指导生产装置的操作调整，因此，要求在线分析仪滞后时间短。目前,分厂一试用的6400TSG型紫外荧光法总硫在线分析仪响应时间小于等于100 s，其分析滞后时间短。考虑到如下因素:色谱在线分析仪分析周期长、滞后时间长；醋酸铅纸带法总硫在线分析仪需定期更换纸带等耗材，净化总厂多个分厂曾使用过的醋酸铅纸带法H2S在线分析仪故障率高等维护经验；紫外可见光法的总硫在线分析仪目前应用案例少，紫外荧光法总硫在线分析仪在炼油化工企业大量应用，故建议配置采用紫外荧光法的总硫在线分析仪。目前，西南油气田公司在推进的天然气净化厂产品气气质达标改造项目中选用的是紫外荧光法总硫在线分析仪。

4.2.2总硫、H2S在线分析仪应用管理

总硫、H2S在线分析仪应用管理包括2个方面：①总硫和H2S质量浓度的瞬时值应分别不大于30 mg/m3和10 mg/m3控制实现；②总硫和H2S质量浓度任意连续24 h测定平均值应分别不大于20 mg/m3和6 mg/m3控制实现。

通过将总硫和H2S在线分析仪的测量值作为联锁条件，当其分别大于等于30 mg/m3和10 mg/m3时触发联锁，关闭产品天然气出装置切断阀，防止产品天然气进入下游管网。同时，自动打开放空阀，工艺装置内天然气进入放空火炬系统放空燃烧，或者关闭上游井站，从而实现总硫含量和H2S含量瞬时值的达标控制。

各分厂设置有DCS/SIS系统，可利用其组态程序分别实现产品天然气中总硫含量、H2S含量的累积量，然后通过一定的运算和条件判断，实现总硫和H2S质量浓度任意连续24 h平均值的计算，当其平均值分别大于等于20 mg/m3和6 mg/m3时触发联锁，从而实现总硫和H2S质量浓度任意连续24 h测定平均值分别不大于20 mg/m3和6 mg/m3的控制目标。其联锁动作的结果与总硫和H2S含量瞬时值达标控制的联锁结果相同。

5 结论与建议

设置在线分析仪是实现产品天然气质量指标在线监测的必要手段[12]，同时又是保证产品天然气合格外输实现装置快速操作调整的重要依据来源。基于GB 17820-2018的颁布实施和内容变化产生的影响，提出了净化总厂产品天然气质量指标监测在线分析仪配置及应用管理建议，以达到产品天然气质量指标监测在线分析仪合理配置和使用目的。

5.1 结论

(1)在净化总厂各分厂产品天然气高位发热量、总硫含量、H2S含量、CO2含量及水露点这5个质量指标中，高位发热量、CO2含量是易满足指标的，水露点次之，总硫含量、H2S含量则是天然气净化装置操作、控制的重点和难点，在生产过程中极易超出指标。

(2)净化总厂各分厂现配置的水分在线分析仪能满足GB 17820-2018水露点监测要求，可以继续使用；现配置的H2S在线分析仪不能满足GB 17820-2018 H2S含量的监测要求，需重新选型更换；需要增加总硫在线分析仪；SO2在线分析仪配置保持现状；发热量在线分析仪暂不考虑。

5.2 建议

(1)总硫在线分析仪宜采用紫外荧光法测量原理的在线分析仪。

(2)总硫含量、H2S含量是产品天然气满足GB 17820-2018中一类气气质指标的关键，需要重点加强总硫、H2S在线分析仪的应用管理，确保为实现装置快速操作调整提供参考。