根据国家能源局发布的《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十二五”规划》，2015年煤层气产量达到160×108 m3，新增煤层气探明地质储量1 000×109 m3，建成山西沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业化基地[1-2]。另外，加快管网等基础设施建设，在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘及豫北地区建设13条输气管道，总长度2 054 km。
2009年，中国石油天然气集团公司率先在山西沁水将地面开采的煤层气送入西气东输主干线，年产6×108 m3[3-4]，实现煤层气与天然气共输共用。随着我国煤层气工业的发展，大部分的煤层气将通过输气管线进行输送。为确保煤层气安全生产、集输及计量贸易交接，保证长输管道的安全平稳运行及煤层气用户的利益，有必要制定管输煤层气标准。
国外在煤层气勘探开发领域有一些技术要求或环保法律法规，但尚未见到针对煤层气制定的管输煤层气质量标准，一般是将煤层气处理，使其符合天然气标准，再通过天然气管道输送。
我国颁布的GB/T 26127-2010 《车用压缩煤层气》和GB 26569-2011《民用煤层气(煤矿瓦斯)》两项标准内容均包含：范围，规范性引用文件，术语和定义，质量要求，试验方法，标识、输送和使用。标准对煤层气的发热量、H2S含量、总硫含量和水含量等进行了规定和限制。其中，GB/T 26127-2010为推荐性国家标准，适用范围为压力不大于20 MPa的作为车用燃料的压缩煤层气，不包括煤矿瓦斯，在其术语和定义中指定了煤层气为赋存在煤层及围岩中以CH4为主要成分的天然气体，并说明在该标准中特指在开采过程中从围岩及煤层中涌入钻井的以CH4为主要成分的天然气。而GB 26569-2011为强制性国家标准，适用范围为民用的煤层气(煤矿瓦斯)，涵盖了煤层气和煤矿瓦斯。因此，在其术语和定义中分别说明了煤层气和煤矿瓦斯的概念，煤层气的定义与GB/T 26127-2010中一致，煤矿瓦斯则指煤炭开采过程中从煤层及围岩中涌入采掘空间或管路内的天然气体。
比较分析两项标准的技术指标(见表 1)可知，从CH4含量及发热量技术指标看，GB/T 26127-2010规定的车用压缩煤层气符合GB 26569-2011规定的民用煤层气(煤矿瓦斯)的一类和二类气要求，不同的是GB 26569-2011包含CH4含量较低的煤矿瓦斯，即三类和四类气，且对H2S及总硫含量要求更为严格。值得注意的是，两项标准中均未将CO2和O2含量作为限制性指标。
管输煤层气通过天然气管网输送，其气质应符合GB 17820-2012《天然气》，其技术指标列于表 2。煤层气在经济利益、安全卫生和环境保护3方面均应符合管输天然气的相关要求，对比煤层气的两项标准及GB 17820-2012，发现GB/T 26127-2010的高位发热量指标符合GB 17820-2012，符合GB/T 26127-2010的煤层气适合通过天然气管网输送。因此，“管输煤层气标准”的制定主要依据GB 17820-2012和GB/T 26127-2010。
煤层气主要由CH4构成，次要组分为其他烃类(C2+)、N2和CO2，微量组分有Ar、H2、H2S、SO2、CO等[5]。D.D.Rice[6]认为世界各地煤层气的组分差异很大，CH4和C2+组分通常是煤层气的主要组分，并含少量N2和CO2。张新民[1, 7]等曾对中国不同地质时代和不同煤级的358个井田或矿井中的6 000多个气样进行统计，得到中国煤层气的组成范围：主要成分为CH4，含少量C2+、CO2和N2，CH4摩尔分数一般为83%~99%；C2+摩尔分数随煤级的不同而变化，平均为0.01%~1.3%；CO2摩尔分数一般小于3%；N2摩尔分数一般小于10%。郑贵强等[8]发现我国部分地区煤层气中含有微量O2(见表 3)。
表 3数据表明，我国煤层气一般含有CH4、C2H6、CO2、N2、H2S，可能含有O2。其中主要组分为CH4，一般在83%以上，含少量C2H6、CO2和N2，一般含有微量的H2S，可能含有O2。
我国煤层气中CH4摩尔分数一般在83%以上，只含有少量C2H6，参考GB 17820-2012、Q/SY 30-2002《天然气长输管道气质要求》和GB/T 26127-2010中高位发热量指标，建议将管输煤层气分为两类，其中一类气的高位发热量为不小于36.0 MJ/m3，二类气的高位发热量为不小于31.4 MJ/m3。由于煤层气中几乎不含C2+，且C2H6含量很少，可将煤层气的发热量近似看成仅有CH4贡献，根据GB/T 11062-1998《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》，计算得到一类气和二类气的对应CH4摩尔分数指标分别为不小于95%和不小于83%。另外，考虑到煤层气中少量的C2H6对发热量的贡献，CH4值与发热量指标可能发生矛盾。因此，应注明当CH4含量指标与发热量指标发生矛盾时，以CH4含量指标为分类依据。
尽管GB/T 26127-2010和GB 26569-2011均未规定CO2指标，考虑到CO2为温室气体，且存在于煤层气中，建议在管输煤层气中限制CO2含量。GB 17820-2012规定其一类气中CO2摩尔分数不大于2%，二类气不大于3%，我国煤层气中CO2摩尔分数很小，一般小于3%。因此，在“管输煤层气标准”中建议沿用GB 17820-2012的指标。
GB 17820-2012规定其一类气和二类气的H2S质量浓度分别不高于6 mg/m3和20 mg/m3，目前掌握的数据表明煤层气中H2S质量浓度小，一般小于20 mg/m3。因此，建议在“管输煤层气标准”中沿用GB 17820-2012指标，以满足当前环境要求。总硫含量是H2S和有机硫化合物的总称，分析数据表明，我国煤层气中硫化物含量很低[8, 10]，且几乎不含有机硫。因此，在制定管输标准时，建议只规定H2S的含量指标，SO2指标可不予考虑。
我国不同地区煤层气含氧量情况相差较大，从目前掌握的数据看，煤层气中O2摩尔分数为0~1.21%。尽管GB/T 26127-2010和GB 26569-2011未规定O2指标，但是对于长输天然气管道，从安全或防腐的角度考虑，为避免恶意掺混空气，应严格要求其O2含量，例如：俄罗斯标准GOST 5542-1987《工业及民用燃料天然气》规定O2体积分数不超过1%，全俄行业标准ОСТ 51.04-1993则规定在温暖地区应不超过0.5%(摩尔分数)；欧洲气体能量交换合理化协会(EASEE-gas)的“公共商务准则”(CBP)规定O2摩尔分数不应超过0.01%；德国燃气与水工业协会DVGW G260: 2008规定湿气输气管道O2体积分数不应超过0.5%，干气输气管道O2体积分数不应超过3%；燃气安全管理条例(Gas Safety Management Regulations)GSMR1996规定O2摩尔分数不应超过0.2 %。结合我国煤层气含氧情况，建议“管输煤层气标准”要求O2摩尔分数不大于0.2%。
只要有游离水的存在，就会降低输气管道的输送能力并使H2S、CO2对输气管道和其他设备产生腐蚀作用。从技术上讲，在整个输气的压力温度下都不应含有液态的水和烃类，从输气管道设计的要求来看，同样如此。国外一般规定了一定压力下的水露点或绝对水含量，由于在一定输气压力下的水露点与一定条件下的绝对水含量是相互对应的，所以事实上只要规定了水露点，也就是规定了一定条件下的绝对水含量。煤层气要进入天然气管网，必须考虑管网输送安全，因此“管输煤层气标准”在水露点指标上建议沿用GB 17820-2012要求，即在交接点压力下，水露点应比输送条件下最低环境温度低5 ℃。
煤层气来自于煤层，混杂有一定量的煤粉及其他颗粒物，煤层气进入天然气长输管网前必须过滤去除这些颗粒物，以保障天然气管道和压缩机组的安全运行。因此，应对煤层气中颗粒物含量及粒径进行要求。GB 17820-2012中未规定商品天然气中机械杂质的具体指标，但在第5章中明确规定“天然气中固体颗粒含量应不影响天然气的输送和利用”，此项规定与ISO 13686-1998《天然气质量指标》和EASEE-gas的CBP以及国外多数长输管道的规定是一致的，即对颗粒物等杂质的控制一般只做定性的控制要求。俄罗斯国家标准GOST 5542-1987《工业及民用燃料天然气》规定固体颗粒物质量浓度应不大于1 mg/m3。GB 18047-2000《车用压缩天然气》对固体颗粒的粒径做出了应不大于5 μm的明确规定。结合俄罗斯国家标准和我国相关标准的规定，建议“管输煤层气标准”要求颗粒物质量浓度不大于1 mg/m3，且不能影响天然气的输送和利用。
2014, Vol. 43 Issue (2): 188-191
2014, Vol. 43 Issue (2): 188-191