天然气管道掺氢对天然气分析计量的影响.pdf

第 43 卷第 8 期2023 年 8 月 135 天然气工业Natural Gas Industry引文：张镨,周理,张佩颖,等.天然气管道掺氢对天然气分析计量的影响J.天然气工业,2023,43(8):135-145.ZHANG Pu,ZHOU Li,ZHANG Peiying,et al.Influence of hydrogen blending in natural gas pipeline on natural gas analysis and measurementJ.Natural Gas Industry,2023,43(8):135-145.天然气管道掺氢对天然气分析计量的影响张 镨1,2,3周 理1,2,3张佩颖1,2,3罗 勤1,2,3蒲长胜1,2,3 1.中国石油西南油气田公司天然气研究院2.中国石油天然气质量控制和能量计量重点实验室3.国家市场监管重点实验室（天然气质量控制和能量计量）摘要：天然气管道掺氢输送是现阶段实现氢气长距离输送、规模化使用的有效手段之一，也是天然气工业向“碳中和”目标迈进的重要途径。氢气与天然气中其他常量组分物性差异较大，天然气管道掺氢将影响天然气的物性参数分析计量标准和设备适用性。为此，以 3 种典型天然气为例，系统分析了天然气物性参数随掺氢浓度的变化趋势，并讨论了天然气管道掺氢对天然气分析计量和相关设备的影响。研究结果表明：当掺氢浓度达 40%时，不同天然气的高位发热量、相对密度、沃泊指数、黏度、体积能量密度（10 MPa、20）分别下降约 27%、35%、10%、20%和 40%，压缩因子、声速（10 MPa、20）分别上升 18%和 34%左右；现行天然气产品标准规定的指标限制了天然气掺氢浓度的范围，现有天然气分析计量标准、设备适用的氢气浓度较低，不利于掺氢天然气的准确分析和计量。建议综合各参数确定技术经济性合理的掺氢浓度，修订天然气：GB 178202018和进入天然气长输管道的气体质量要求：GB/T 371242018，并开展实验及优化研究拓展分析计量方法、标准和设备的适用范围，合理选用天然气物性参数计算标准。结论认为，天然气管道掺氢对天然气分析计量的影响分析，有助于推动掺氢天然气工业的高质量发展，加快实现“碳中和”具有重要作用。关键词：掺氢天然气；高位发热量；压缩因子；声速；体积能量密度；分析计量DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2023.08.013Influence of hydrogen blending in natural gas pipeline on natural gas analysis and measurementZHANG Pu1,2,3,ZHOU Li1,2,3,ZHANG Peiying1,2,3,LUO Qin1,2,3,PU Changshen1,2,3(1.Research Institute of Natural Gas Technology,PetroChina Southwest Oil&Gasfield Company,Chengdu,Sichuan 610213,China;2.CNPC Key Laboratory of Natural Gas Quality Control and Energy Measurement,Chengdu,Sichuan 610213,Sichuan,China;3.Key Laboratory of Natural Gas Quality Control and Energy Measurement for State Market Regulation,Chengdu,Sichuan 610213,China)Natural Gas Industry,vol.43,No.8,p.135-145,8/25/2023.(ISSN 1000-0976;In Chinese)Abstract:Hydrogen blended transportation of natural gas pipeline is currently one of the effective means to realize long-distance transportation and large-scale utilization of hydrogen,as well as an important pathway for the natural gas industry to advance towards the goal of carbon neutrality.Due to the significant differences between hydrogen and other constant components in natural gas,however,the addition of hydrogen into natural gas pipeline can influence the physical parameters of natural gas and the applicability of analysis&measurement standards and equipment.Taking three typical types of natural gas as examples,this paper systematically analyzes the variation trend of physical parameters of natural gas with hydrogen concentration,and discusses the influence of the addition of hydrogen into natural gas pipeline on natural gas analysis and measurement and related equipment.The following research results are obtained.First,when the hydrogen concentration reaches 40%,the gross calorific value,relative density,Wobbe index,viscosity and volumetric energy density of different natural gases(10 MPa,20)decrease by about 27%,35%,10%,20%and 40%respectively,and the compression factor and sound velocity(10 MPa,20)increase by about 18%and 34%,respectively.Second,the indexes specified in the current standards of natural gas products restrict the hydrogen concentration range of natural gas,and the hydrogen concentration applicable to existing natural gas analysis and measurement standards and equipment is lower,which is not conducive to the accurate analysis and measurement of hydrogen blended natural gas.Third,it is suggested to determine the technically and economically reasonable hydrogen concentration based on all parameters comprehensively,revise the Natural Gas(GB 17820-2018)and the Quality Requirements For Gases Entering Long-Distance Gas Pipeline(GB/T 37124-2018),carry out experimental and optimization researches to expand the applicable scope of analysis and measurement methods,standards and equipment,and rationally select calculation standards for physical parameters of natural gas.In conclusion,the analysis on the influence of the addition of hydrogen into natural gas pipeline on natural gas analysis and measurement is conducive to promoting the high-quality development of hydrogen blended natural gas industry and plays an important role in accelerating the realization of carbon neutrality.Keywords:Hydrogen-blended natural gas;Gross calorific value;Compression factor;Sound velocity;Volumetric energy density;Analysis and measurement基金项目：全国天然气标准化技术委员会标准研究项目“天然气长输管道掺氢输送对质量指标与检测方法标准的影响研究”（编号：天研 202210）、中国石油西南油气田公司科学研究与技术开发项目“掺氢天然气取样及分析技术研究”（编号：20230312-06）。作者简介：张镨，1986 年生，高级工程师，博士；主要从事天然气分析测试、天然气物性参数及天然气处理工艺方面的研究工作。地址：（610213）四川省成都市天府新区天研路 218 号。ORCID:0000-0001-7658-3650。E-mail:zhang_2023 年第 43 卷 136 天 然 气 工 业0引言氢气是公认的绿色清洁、零碳排放能源形式，将在中国实现“碳中和”进程中发挥重要的作用1-4。由于水电、光电、风电的波动性、间歇性，给电力并网带来了很大的挑战，当前普遍存在一些“弃水、弃光、弃风”现象5，将电网无法消化的可再生电能转化为“绿氢”，然后以一定比例混入现有天然气管网输送至终端用户或储气设施6-8，是现阶段解决可再生能源消纳问题的有效方式9-10，也是实现氢气长距离输送、规模化使用的重要途径之一。针对掺氢天然气输送、储存、使用各环节中的管材相容性11-15、设备适应性16-17、运输安全性18-23、水力工况特异性6,24-25以及下游燃气具的燃气互换性26-27等，国内外众多机构学者均已开展了大量的研究工作9,28-29。管输天然气掺氢对天然气分析计量的影响，如物性参数变化、分析计量标准和设备适应性的研究讨论还相对较少25,31。天然气各种物性参数，如压缩因子，是实现流量计测得工况体积流量转换到标准参比条件体积流量的关键参数，如声速，是用于核查超音速流量计工作状况、保证流量准确计量的重要参数32-38；如高位体积发热量，是天然气：GB 17820201839的关键指标之一，也是天然气能量计量的必需参数；如天然气黏度，是影响天然气管输能耗的重要物性参数。为此，理论分析了随着氢气浓度变化，掺氢天然气物性参数的变化规律，讨论了此类变化将会给天然气流量计、发热量测定仪以及流量积算仪等设备配备或方法选用的影响，明确了现行天然气产品标准及部分核心分析计量标准对不同掺氢浓度的适应性，指出了天然气掺氢对管道配备的在线气相色谱仪、物性关联法发热量测定设备、各类型体积流量计以及流量积算仪在功能配备优化、实验测试验证以及物性计算方法选用等方面需要做出的改进工作。1天然气掺氢对物性参数的影响分析为考察分析掺氢浓度对天然气物性参数的影响，假定以表 1 中 3 种典型天然气，主要包括常规管输天然气、页岩气、液化天然气，掺氢浓度介于 1%40%。依据相关标准计算方法38-44，考察分析了掺氢浓度对天然气高位发热量、相对密度、沃泊指数、声速、压缩因子、黏度以及体积能量密度（单位管道容积所能输送的能量）的影响。表13种典型天然气样品组成（摩尔分数计）表气体样品CH4N2CO2C2H6C3H8iC4H10nC4H10iC5H12nC5H12C6+常规天然气94.10%1.60%0.97%2.67%0.41%0.06%0.09%0.02%0.02%0.06%页岩气98.99%0.28%0.29%0.41%0.01%000 0 0 液化天然气89.77%0.08%0 7.33%2.17%0.26%0.37%00.02%0 1.1高位发热量、相对密度和沃泊指数依据 GB/T 11062202040，计算得到了不同掺氢浓度下天然气高位发热量、相对密度、标准参比条件下压缩因子及沃泊指数的变化规律，如图 1 所示。GB 17820201839规定，中国天然气的体积计量和发热量燃烧标准参比条件均为 20、101.325 kPa，计算得到纯甲烷和纯氢气在标准参比条件下的高位体积发热量分别为 37.11 MJ/m3和11.89 MJ/m3，纯氢气的发热量约为纯甲烷发热量的 1/3。从图 1 可以看出，对于常规天然气、页岩气和液化天然气，随着掺氢浓度从 0 上升至 40%，掺氢天然气的高位体积发热量值不断下降，3 组天然气高位发热量下降比例均为 27%左右。当掺氢浓度分别达 14%、12%、24%和 24%、23%、33%时，高位体积发热量将分别低于 34.0 MJ/m3和 31.4 MJ/m3，低于 GB 17820201839中对一类气和二类气的高位发热量指标要求。标准参比条件压缩因子随掺氢浓度的增加无明显变化。3 组天然气相对密度随掺氢浓度升高而不断变小，下降比例均为 35%左右，当掺氢浓度分别为 9%、3%和 13%时，相对密度低于 0.55，低于大部分流量计适用的相对密度范围下限。沃泊指数随掺氢浓度升高而不断变小，下降比例均为 10%左右。1.2压缩因子和声速的计算天然气压缩因子的计算一般采用GB/T 17747.2201141，天然气声速的计算一般参照 AGA10 号报第 8 期 137 张镨等：天然气管道掺氢对天然气分析计量的影响告，天然气 热力学性质计算 第 1 部分：输配气中的气相性质：GB/T 30491.1201442等同采用 ISO 20765-1:2005 中的计算方法与 AGA10 号报告均基于 AGA8-92DC 方程，得到的计算结果是等同的33，AGA8-92DC 方程对天然气压缩因子及声速计算推荐的 H2浓度上限为 10%。ISO 20765-2:201543中物性参数的计算采用 GERG-2008 方程45，适用于 H2摩尔分数小于等于 40%的天然气物性参数的计算，当混合气体分子量小于 26 时，在常见输配压力（不大于 12 MPa）、温度（250 350 K）范围内，掺氢天然气压缩因子和声速的计算不确定度估计值均小于 0.1%。结合管输天然气组成范围和中国天然气气质特点，假定最大掺氢浓度可达 40%，随机生成 10 万组掺氢天然气，分别采用 GB/T 17747.2201141和ISO 20765-2:201543计算得到 10 MPa、20 下两种方法压缩因子及声速计算偏差分布分别如表 2 和表 3所示。表2不同掺氢浓度下两种方法压缩因子计算偏差分布表计算偏差范围不同掺氢浓度下的数据数量/个0 10%10%20%20%30%30%40%0.30%,0.25%)0000 0.25%,0.20%)0000 0.20%,0.15%)0000 0.15%,0.10%)29229200 0.10%,0.05%)3 5883 3617066 0.05%,0)27 37613 9067 2403 4140,0.05%)29 4307 36211 2385 9830.05%,0.10%)16 2351435 1706 2970.10%,0.15%)11 45711 3205 4940.15%,0.20%)7 6930463 1910.20%,0.25%)3 529005200.25%,0.30%)400002 图1高位发热量、标准参比条件压缩因子、相对密度和沃泊指数随掺氢浓度的变化趋势图2023 年第 43 卷 138 天 然 气 工 业表3不同掺氢浓度下两种方法声速计算偏差分布表计算偏差范围不同掺氢浓度下的数据数量/个0 10%10%20%20%30%30%40%0.30%,0.25%)0000 0.25%,0.20%)0000 0.20%,0.15%)0000 0.15%,0.10%)0000 0.10%,0.05%)47000 0.05%,0)1 63514000,0.05%)5 6911 7434600.05%,0.10%)17 09213 0987 4753 7860.10%,0.15%)60010 22917 44220 8490.15%,0.20%)0042490.20%,0.25%)00000.25%,0.30%)0000两种方法压缩因子和声速的计算偏差定义如下：（1）（2）式中 ZRD表示压缩因子计算偏差；xi表示天然气组成；p 表示压力，MPa；T 表示温度，K；ZGERG-2008表示采用 GERG-2008 方程计算得到的压缩因子，与 xi、p 和 T 相关；ZAGA8-92DC表示采用 AGA8-92DC 方程计算得到的压缩因子，与 xi、p 和 T 相关；wRD表示声速计算偏差；wGERG-2008表示采用 GERG-2008 方程计算得到的声速，与 xi、p 和 T 相关，m/s；wAGA8-92DC表示采用 AGA8-92DC 方程计算得到的声速，与 xi、p 和 T 相关，m/s。从表 2 可以看出，两个方程对 10 万组掺氢天然气在 10 MPa、20 条件下压缩因子计算偏差介于 0.15%0.30%，其中约 76 000 组的压缩因子计算偏差均在0.10%以内；在相对偏差绝对值大于0.10%的天然气中，99%以上的 H2含量大于 10%，且偏差越大，H2含量越高的天然气相对比例越高。对约 1/3的 H2含量大于 10%的掺氢天然气而言，两种模型计算得到的压缩因子偏差大于 0.10%。从表 3 可以看出，声速的计算偏差介于 0.05%0.20%，其中约 50 000 组模拟天然气的压缩因子计算偏差均在0.10%以内；在 0.10%0.15%偏差范围内的模拟天然气约有 49 000 组，其中约 48 500 组模拟天然气的 H2含量大于 10%；偏差在 0.15%0.20%范围内的模拟天然气约 250 组，其 H2含量介于30%40%；同时也可从表 3 中直观看出，模型间声速计算偏差越大，H2含量越高的天然气占比越高。对于掺氢浓度高于 10%的天然气压缩因子及声速的计算，两种方法计算结果出现了较大偏差，结合相关标准适用范围，推荐采用 ISO 20765-2:201540用于掺氢天然气物性参数的计算。采用推荐方法计算了在 10 MPa、20 条件下不同掺氢天然气压缩因子和声速随掺氢浓度的变化规律（图 2）。由图 3 可以看出，由于氢气特异的物理性质，掺氢后天然气更接近于理想气体，其压缩因子随掺氢浓度上升不断趋近于 1，计算声速随掺氢浓度的上升而不断增大。其中，掺氢浓度为 40%时，常规天然气压缩因子增加 17.88%，声速由不掺氢条件下的419.46 m/s 上升至 562.36 m/s，上升幅度达 34.07%。图2天然气压缩因子和声速随掺氢浓度的变化趋势图第 8 期 139 张镨等：天然气管道掺氢对天然气分析计量的影响其体积能量密度是影响其储运环节技术经济性的重要指标。前述分析可知，天然气中掺混氢气，不但会降低掺混气的参比条件发热量，还对压缩因子有较大影响。计算分析了不同压力条件下，掺氢天然气体积能量密度随掺氢浓度的变化趋势，体积能量密度定义如下：（3）式中 e 表示天然气体积能量密度，MJ/m3，与 xi、p和 T 相关；pn表示标准参比条件的压力，MPa；Tn表示标准参比条件温度，K；Hs表示参比条件下的高位体积发热量，与 xi、pn和 Tn相关，MJ/m3；Zn表示标准参比条件压缩因子，与 xi、pn和 Tn相关；Z 表示压缩因子，与 xi、p 和 T 相关。天然气高位发热量、压缩因子随掺氢浓度的变化如表 4 所示。由表 4 可知，掺氢 40%的常规天然气，其标准参比条件高位发热量为不掺氢气天然气的 72.64%，同时由于掺氢后天然气更接近于理想气体，其压缩因子随掺氢浓度上升不断趋近于 1（表 4），将使得在相同温度、压力条件下，单位体积气体容纳的气体分子数减少，单位体积能量密度降低。温度为 20、压力介于 2 12 MPa 时，常规天然气（表 1）体积能量密度随掺氢浓度（0 40%）的变化趋势如图 4 所示。由图 4 可以看出，掺氢浓度增加、压力越高，体积能量密度下降的相对比例越大。压力分别为 2 MPa、4 MPa、6 MPa、8 MPa、10 MPa 和 12 MPa 时，掺氢浓度 40%的天然气体积能量密度分别为不掺氢气天然气的 70.52%、68.22%、65.90%、63.69%、61.72%和 60.09%，压力、温度为10 MPa、20 时，掺氢浓度每增加 1%，天然气体积能量密度就降低约 1%。1.3黏度天然气黏度是影响天然气输送过程阻力大小的关键物性参数，也是标准孔板流量计体积计量中的关键基本参数。2022 年最新发布的 ISO 20765-5:202244给出了天然气黏度的计算方法，依据该标准计算得到 10 MPa、20 下天然气黏度随掺氢浓度的变化规律（图 3）。由图 3 可以看出，随掺氢浓度的不断上升，天然气计算黏度逐渐减小，掺氢浓度 40%时的天然气黏度比不掺氢天然气黏度下降 20%左右。根据HYSYS 管道水力学模型计算可得，在相同工况条件（10 MPa、20），相同管道、相同体积流量下，输送 50 km 的距离，掺氢浓度 10%的常规天然气比不掺氢时的管输阻力小 11.75%，掺氢天然气黏度减小有利于降低等体积天然气增压输送功耗。1.4体积能量密度掺氢天然气主要以气态形式运输、储存和使用，图3天然气黏度随掺氢浓度的变化趋势图表4天然气高位发热量、压缩因子随掺氢浓度的变化表物性参数工况条件不同掺氢浓度03%10%20%40%Hs/(MJm 3)pn、Tn37.3936.6234.8232.2627.16Znpn、Tn0.998 0 0.998 1 0.998 4 0.998 8 0.999 5 Z2 MPa、20 0.960 3 0.963 1 0.969 3 0.977 3 0.990 7 4 MPa、20 0.921 8 0.927 5 0.940 2 0.956 4 0.983 0 6 MPa、20 0.885 3 0.894 2 0.910 9 0.938 0 0.977 2 8 MPa、20 0.852 2 0.864 3 0.890 1 0.922 4 0.973 4 10 MPa、20 0.824 3 0.839 1 0.870 9 0.910 1 0.971 7 12 MPa、20 0.802 9 0.820 0 0.856 5 0.901 6 0.972 0 2023 年第 43 卷 140 天 然 气 工 业天然气中掺氢会降低体积能量密度，但目前运营天然气管道的运行压力普遍还有余量，可适当提升运行压力以增加输送体积能量，同时掺氢后天然气的黏度下降有利于在相同增压能耗下提升管道运行压力和流量，建议在输送安全性能够得到保证的前提下，综合考虑上述体积能量密度、管道运行压力余量以及增压能耗等各方面影响，合理确定天然气掺氢浓度，保证掺氢天然气储运使用环节的技术经济性。2天然气掺氢对分析计量标准及设备的适应性影响2.1分析计量标准适应性现行部分天然气产品及分析计量标准对天然气中氢气浓度、相对密度和高位发热量的适用范围的统计如表 5 所示32,39-42,46-57。GB 17820201839规定了不同品类天然气高位发热量的最低要求，以文中讨论的 3 种典型天然气为例，要满足一类气高位发热量的要求，天然气中掺氢浓度分别不得高于 14%、12%和 24%，当实际天然气高位发热量更低时，允许的掺氢浓度将更低。GB/T 37124201846规定进入长输管道的天然气气体质量要求的氢气浓度上限为 3%，尚需开展系统的研究工作以论证该指标范围能否进一步拓展。对天然气组成分析相关标准，如GB/T 13610202047、GB/T 17281201648、GB/T 27894.3201149、GB/T 27894.6201250等，其 适应的最高氢气浓度范围为 10%，当掺氢浓度高于标准方法推荐的氢气浓度范围时，需确认方法能否适用于更高掺氢浓度天然气的分析测试。对于天然气物性参数的计算，GB/T 11062202040适用于参比压缩因子大于 0.9 气体物性参数的计算，天然气掺氢浓度介于 0 100%时，均可适用；GB/T 1774741,51-52系列标准适用的氢气浓度范围为0 10%，其同时对相对密度和高位发热量范围做出了规定，对于掺氢浓度超过 10%，但小于 40%的天然气而言，相关的物性参数，如压缩因子和声速等可采用正在制订中的 GB/T 30491.220XX（等同采用 ISO 20765-2:2015）进行计算（表 5）。不同类型的天然气流量计标准方法界定的天然气相对密度适用范围为 0.55 0.80，上述分析表明部分天然气掺氢浓度大于 3%时，相对密度即小于0.55。尚需开展针对性的实验测试工作以验证目前在用的天然气流量计是否适用于相对密度较小的掺氢天然气的准确计量，并修订相关标准方法规定的适用范围。2.2对天然气分析设备的影响目前，绝大部分场站天然气组成分析用在线气相色谱仪均以氦气为载气，采用 TCD 检测器分析天然气中 10 余种常见组成。氦气与氢气的导热系数比较接近，当采用 TCD 检测原理，以氦气为载气难以分析出天然气中 H2含量，因而当前大多在用的在线气相色谱并不能满足掺氢天然气中氢气浓度的检测。氩气导热系数与氢气和氦气的差异较大（表 6），建议在目前使用的气相色谱仪中额外增加一路以 Ar为载气的分离检测流程，实现掺氢天然气中氢气浓度的分析。随着中国天然气能量计量实施工作的不断推进，一些新的基于物性关联法的天然气发热量测定技术在业内涌现，这些技术的原理主要包括可见光超声联用式、激光吸收式，此类仪器设备普遍具有运行成本省、分析速度快、维护保养周期长的特点，但目前该类仪器尚不能单独分析 H2，对掺氢天然气发热量、相对密度物性参数的测试，以及采用 GB/T 17747.3201149进行压缩因子的计算并最终用于掺氢天然气能量计量还存在一定的限制。2.3对天然气计量设备的影响天然气计量设备主要包括各种类型、适用于不同工况的天然气流量计以及天然气流量积算仪，目前在用的天然气流量计所适用的天然气相对密度范围普遍界定为 0.55 0.80，天然气掺氢会导致相对密度小于 0.55，尚需开展针对性的实验测试工作以验证目前在用的天然气流量计是否适用于相对密度图4在温度20、不同压力下常规天然气体积能量密度随掺氢浓度的变化图第 8 期 141 张镨等：天然气管道掺氢对天然气分析计量的影响较小的掺氢天然气的准确计量。GB/T 30500201427中推荐的声速计算方法为AGA10 号报告（等同 GB/T 30491.1 中计算方法），并规定计算声速与超声流量计测试声速的允许偏差为 0.2%，1.2 节中对比分析表明，当天然气中掺氢浓 度 高 于 10%时，GB/T 30491.1201442与 ISO 20765-2:201543的计算结果间存在接近0.2%的偏差，由于后者对掺氢天然气的适用范围更广，建议超声流量计声速核查计算方法采用 ISO 标准的推荐方法。同时，目前 JJG 1003201658推荐的压缩因子计算方法 GB/T 17747.2201141适用的氢气浓度小于 10%，建议选用 ISO 20765-2:201543用于氢气浓度大于 10%的压缩因子计算。3结论与建议1）天然气掺氢对物性参数的影响显著。与不掺氢天然气相比，掺氢浓度 40%的管输常规天然气的高位发热量、相对密度、沃泊指数、黏度分别下降27%、35%、10%和 20%左右；10 MPa、20 条件下，常规天然气压缩因子、声速分别上升 18%和 34%，氢气浓度每增加 1%，掺氢天然气体积能量密度就降表5天然气分析计量标准对氢气浓度、天然气相对密度和高位发热量的适用范围统计表标准编号标准名称氢气浓度范围天然气相对密度高位发热量/(MJm 3)GB 178202018天然气一类气 34.0 二类气 31.4GB/T 371242018进入天然气长输管道的气体质量要求0 3.0%34.0GB/T 136102020天然气的组成分析 气相色谱法0 10%GB/T 172812016天然气中丁烷至十六烷烃类的测定 气相色谱法0 10%GB/T 27894.32011天然气 在一定不确定度下用气相色谱法测定组分 第 3 部分：用两根填充柱测定氢、氦、氧、氮、二氧化碳和直至 C8的烃类0 0.5%GB/T 27894.62012天然气 在一定不确定度下用气相色谱法测定组成 第 6 部分：用三根毛细管色谱柱测定氢、氦、氧、氮、二氧化碳和 C1至 C8的烃类0 0.5%GB/T 110622020天然气 发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法0 100%GB/T 17747.12011天然气压缩因子的计算 第 1 部分：导论和指南0 10%GB/T 17747.22011天然气压缩因子的计算 第 2 部分：用摩尔组成进行计算0 10%0.55 0.80 27.95 41.93GB/T 17747.32011天然气压缩因子的计算 第 3 部分：用物性值进行计算0 10%0.55 0.80 27.95 41.93GB/T 30491.12014天然气 热力学性质计算 第 1 部分：输配气中的气相性质0 10%GB/T 30491.220XX（制订中，等同采用 ISO 20765-2:2015）天然气 热力学性质计算 第 2 部分：扩展应用范围的单相（气相、液相和稠密相）流体性质0 40%GB/T 186042014用气体超声流量计测量天然气流量0.55 0.80GB/T 213912022用气体涡轮流量计测量天然气流量0.55 0.80GB/T 305002014气体超声流量计使用中检验 声速检验法0 10%SY/T 66582021用旋进旋涡流量计测量天然气流量0.55 0.80SY/T 66592016用科里奥利质量流量计测量天然气流量0.55 0.87SY/T 66602021用旋转容积式气体流量计测量天然气流量0.55 0.80表6天然气主要组分导热系数表组分N2CO2CH4C2H6C3H8nC4iC4nC5iC5nC6H2HeAr导热系数/W(mK)10.026 0.017 0.034 0.021 0.019 0.017 0.017 0.111 0.016 0.119 0.187 0.156 0.018 2023 年第 43 卷 142 天 然 气 工 业低约 1%。在输送安全性能够得到保证的前提下，建议综合考虑各参数对输送能量和增压能耗等各方面影响，合理确定天然气掺氢浓度，保证掺氢天然气储运使用环节的技术经济性。2）现行天然气产品标准指标要求限制了天然气掺氢浓度上限。GB/T 371242018 规定的进入长输管道的天然气气体质量要求的氢气浓度上限为 3%；要满足 GB 178202018 规定的一类气高位发热量34.0 MJ/m3的要求，以文中讨论的 3 种典型天然气为例，天然气中掺氢浓度分别不得高于 14%、12%和24%，当实际天然气本身高位发热量更低的时候，允许的掺氢浓度将更低。建议综合各方面影响因素，适时考虑相关标准的修订，引领掺氢天然气的规模发展。3）现行天然气分析标准、设备适用的氢气浓度较低，一定程度上限制了掺氢天然气的准确分析。目前天然气分析方法标准适用的最高氢气浓度为 10%，尚需开展进一步研究工作拓展方法的适用范围；针对目前天然气计量场站在用绝大多数在线气相色谱仪不能检测氢气的问题，建议额外增加以氩气为载气的分离气路实现掺氢天然气中氢气浓度的检测，保障高浓度掺氢天然气的准确分析。4）现行天然气流量计标准适用的氢气浓度较低，对掺氢天然气的准确计量有一定限制。目前大多天然气流量计方法标准适用的天然气相对密度范围为0.55 0.80，相对密度下限适用的最高氢气浓度大约在 10%左右（个别为 3%），需进一步开展针对性的实验工作验证其是否适用于相对密度较低的掺氢天然气的准确计量，并进一步修订相关方法标准；对于掺氢天然气压缩因子和声速计算，推荐采用 ISO 20765-2:2015 作为流量积算仪的计算方法标准。参考文献 1 邹才能,张福东,郑德温,等.人工制氢及氢工业在我国“能源自主”中的战略地位 J.天然气工业,2019,39(1):1-10.ZOU Caineng,ZHANG Fudong,ZHENG Dewen,et al.Strategic role of the synthetic hydrogen production and industry in Energy Independence of ChinaJ.Natural Gas Industry,2019,39(1):1-10.2 王敏生,姚云飞.碳中和约束下油气行业发展形势及应对策略 J.石油钻探技术,2021,49(5):1-6.WANG Minsheng,YAO Yunfei.Development situation and countermeasures of the oil and gas industry facing the challenge of carbon neutralityJ.Petroleum Drilling Techniques,2021,49(5):1-6.3 王乐乐,李莉,张斌,等.中国油气储运技术现状及发展趋势J.油气储运,2021,40(9):961-972.WANG Lele,LI Li,ZHANG Bin,et al.Current status and development trend of oil and gas storage and transportation technologiesJ.Oil&Gas Storage and Transportation,2021,40(9):961-972.4 王震,和旭,崔忻.“碳中和”愿景下油气企业的战略选择 J.油气储运,2021,40(6):601-608.WANG Zhen,HE Xu,CUI Xin.Strategic choice for oil and gas companies under the vision of carbon neutralityJ.Oil&Ga