进入天然气长输管道的气体质量要求

进入天然气长输管道的气体质量要求

国家标准 GB/T37124一2018 进入天然气长输管道的气体质量要求 Qualityrequireentsforgasesenteringlong-distaneetransportationgspipeline 2018-12-28发布 2019-07-01实施 国家市场监督管理总局 发布 币国国家标准化管理委员会国家标准
GB/T37124一2018 前 言 本标准按照GB/T1.1一2009给出的规则起草 本标准由全国天然气标准化技术委员会(SAC/TC244)提出并归口 本标准起草单位:石油天然气股份有限公司西南油气田分公司天然气研究院、石油天然气 股份有限公司西部管道分公司、石油天然气股份有限公司中石油管道有限责任公司、石油化工 股份有限公司天然气分公司、中海石油()有限公司湛江分公司、中海石油有限公司研究总院、中亚 管道有限公司、国家石油天然气大流量计量站武汉分站、中海石油有限公司原油与天然气销售部、 石油天然气股份有限公司华北油田分公司 本标准主要起草人:常宏岗、蔡黎、闵希华、罗勤、刘错、蒲宏斌、邓传忠、史吴将崔德春唐蒙、周理、 王华青、蔡浩晖,裴全斌、周代兵,李克、田学源、韩敬
GB/37124一2018 进入天然气长输管道的气体质量要求 范围 本标准规定了进人天然气长输管道气体的质量要求、试验方法和检验规则 本标准适用于经过处理的通过天然气长输管道进行输送的常规天然气、煤层气,页岩气、致密砂岩 气及煤制合成天然气 规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的 凡是注日期的引用文件,仅注日期的版本适用于本文 件 凡是不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件 GB/T10410人工煤气和液化石油气常量组分气相色谱分析法 GB/T11060.1天然气含硫化合物的测定第1部分;用碘量法测定硫化氢含量 GB/T11060.2天然气含硫化合物的测定第2部分;用亚甲蓝法测定硫化氢含量 GB/T11060.3天然气含硫化合物的测定第3部分;用乙酸铅反应速率双光路检测法测定硫 化氢含量 GB/T11060.天然气含碗化合物的测定第4部分用氧化微库仑法测定总碗含量 GB/T11060.5天然气含硫化合物的测定第5部分用氢解-速率计比色法测定总碗含量 GB/T11060.8 天然气含破化合物的测定第8部分用紫外荧光光度法测定总碱含量 GB/T1l060.10天然气含硫化合物的测定第10部分;用气相色谱法测定硫化合物 GB/T11062天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法 GB/T13609天然气取样导则 GB/T13610天然气的组成分析气相色谐法 GB/T17283天然气水露点的测定冷却镜面凝析湿度计法 GB/T20604天然气词汇 GB/T22634天然气水含量与水露点之间的换算 GB/T27893天然气中颗粒物含量的测定称量法 GB:/T27894(所有部分天然气 在一定不确定度下用气相色谐法测定组成 GB/T30490天然气自动取样方法 GBZ33440进人长输管网天然气互换性一般要求 术语和定义 GB/T20604界定的以及下列术语和定义适用于本文件 3.1 天然气长输管道ondisaneetranspurtat说aspipelne 产地,储气库使用单位之间用于输送经过处理商品天然气(常规天然气、煤层气、页岩气,致密砂岩 气及煤制合成天然气)的长距离管道
GB/T37124一2018 质量要求 4.1进人天然气长输管道的气体应符合表1的质量要求 进人天然气长输管道的气体互换性应满足GB/Z3340的要求 4.2 4.3氢气含量应满足表1的要求;对于部分使用特殊钢材修建的管道,应根据该类钢材对氢气的耐受 程度确定氢气的质量要求 表1进入天然气长输管道气体的质量要求 项 指标 34.0 高位发热量b/(M/m' 总硫含量以硫计"/mg/m' 20 硫化氢含量"/mg/m) s 二氧化碳摩尔分数/% 3,0 氧化碳摩尔分数/% 0.1 氢气摩尔分数/% 3,0 3 氧气摩尔分数/% 0.l 水露点应比输送条件下最低环境温度低5 水露点"d 本标准中气体体积的标准参比条件是101.325kPa,20c 高位发热量以干基计 在输送条件下,当管道管顶埋地温度为0C时,水露点应不高于一5C 进人天然气长输管道的气体,水露点的压力应是进气处的管道设计最高输送压力 试验方法 S 5.1天然气长输管道气体高位发热量的计算应按GB/T11062执行,其所依据的组成的测定可按 GB/T13610或GB/T27894执行,仲裁试验应以GB/T13610为准 5.2天然气长输管道气体中总硫含量的测定可按GB/T11060.4,GB/T11060.5、GB/T11060.8或 GB/Tl1060.10执行,仲裁试验应以GB/T11060.8为准 天然气长输管道气体中硫化氢含量的测定可按GB/T 5.3 l1060.1、GB/Tll060.2、GB/T11060.3或 GB/T11o6o.10执行,仲裁试验应以GB/T1106o.1为准 5.4天然气长输管道气体中二氧化碳含量、氢气含量、氧气含量的测定可按GB/T13610或GB/T27894 执行,仲裁试验应以GB/13610为准 5.5天然气长输管道气体中一氧化碳含量的测定应按照GB/T10410执行 5.6天然气长输管道气体水露点的测定应按GB/T17283执行,对于在已知压力下的水露点,可按 GBy/T22634将其换算到水含量再换算至其他压力下的水露点,伸裁试验应以GB/T17283为准 5.7天然气长输管道气体的取样可按GB/T13609或GB/T30490执行,取样点应在合同规定的天然 气交接点 6 检验规则 6.1首次进人天然气长输管道的气体应对本标准中规定的所有质量指标进行检验
GB/37124一2018 6.2进人天然气长输管道后的气体应进行抽检或在线检测 如果总硫含量或硫化氢含量测定瞬时值 不符合表1的规定,应对总硫含量和硫化氢含量进行连续监测,总硫含量和硫化氢含量的瞬时值应分别 不大于30mg/m和10mg/m',并且总硫含量和硫化氢含量任意连续24h测定平均值应分别不大于 20mg/m'和6mg/m' 如果氢气含量测定瞬时值不符合表1的规定,应对氢气含量进行连续监测,其 瞬时值不能大于5.0%,任意连续24h测定平均值应不大于3.0% 6.3对于有明显证据表明不存在超标可能的指标,可以不进行检测 不同天然气或天然气代用品的气 质特点和通常不存在超标可能的指标参见附录A 输送和使用 7.1在天然气长输管道进气点压力和温度下,管道中应不存在液态水和液态焰 天然气中固体颗粒应不影响天然气的输送和利用,进人管道的气体应使用过滤装置确保颗粒物粒 7.2 径不大于5m 在交接点应设置颗粒物取样口拨照GB/T27893要求对飘粒物分离效果逃行评体 7.3天然气在输送和使用的过程中,应遵守国家和当地的安全法规 标准的实施 本标准按发布时的实施日期执行 对高位发热量、总硫含量、硫化氢含量,二氧化碳含量和水露点 引人过渡期的要求,见表2,过渡期至2020年12月31日 表2过渡期的质量要求 项目 指 标 高位发热量"/MU/m' 31.4 总硫含量(以硫计)"/mg/m' 200 硫化氢含量"/mg/m' 20 二氧化碳摩尔分数/% 3,0 水露点/八" 在交接点压力下,水露点应比输送条件下最低环境温度低5 本标准中气体体积的标准参比条件是101.325kPa,20C 在输送条件下,当管道管顶埋地温度为0C时,水露点应不高于一5C 进人天然气长输管道的天然气,水露点的压力应是最高输送压力
GB/T37124一2018 附 录 资料性附录) 进入长输管道的不同气体气质特点和通常不存在超标可能的指标 A.1典型天然气中不含的指标 不同的气体或者气源,组分有差异,同样组分之间浓度数量级也有不同 天然气常规组成主要包括 甲烧、乙烧、丙烧、正丁婉及其同分异构体,正戊烧及其同分异构体,正已婉及其同分异构体和微量碳链 更长的赂类,氮气、二氧化碳等非姬组分,以及微量的氢气和氨气 常规天然气、页岩气,煤层气和致密 砂岩气中氢气摩尔分数一般小于0.02%,一氧化碳摩尔分数一般小于0.001%,这些气体中,氢气和 氧化碳可以认为是满足6.3规定的“有明显证据表明不存在超标可能的指标”,可以不进行检测 A.2煤制合成天然气典型指标 煤制合成天然气工艺特点决定其中含有常量的氢气和微量可能未反应完全或工艺异常出现的一氧 化碳(见表A.1) 此时的一氧化碳和氢气就需通过检测满足表1的要求 另外,煤制合成天然气甲烧 化工艺需要深度脱出硫化物以免催化剂中毒,其成品气中几乎不含硫化物 硫化物的指标也应作为“有 明显证据表明不存在超标可能的指标”,可以不进行检测 表A.1煤制合成天然气气质摩尔组成 摩尔分数/% 高位发热 指标 C 量/MJ/m' CH CO M 96 <2.o <1.0 1.0 35.87 设计1 0.01 设计2 97.48 0.87 0.049 1.1 0.001 36.30 95.17 1.09 35.45 设计3 0.44 3.29 0.01 实测1 97.72 1.55 0.6 0.01 36.50 实测2 94.52 5,32 0.04 0.1l 35,71 实测3 94.62 2.17 0.21 36.49 实测4 96.69 3.11 36.25