天然气管道掺氢输送可行性探究

时 浩 吕 杨 谭更彬

1. 济南市市政工程设计研究院(集团)有限责任公司, 山东 济南 250003;

2. 中国石油大学(北京)油气管道输送安全国家工程实验室·城市油气输配技术北京市重点实验室, 北京 102249;

3. 国家管网集团东部原油储运有限公司, 江苏 徐州 221000

0 前言

在全球进行绿色低碳转型的大环境下,中国于2020年提出“双碳”目标,在国际社会上获得了积极评价。自工业革命以来,化石能源在世界能源消费结构中始终居于首位,其中又以煤炭和石油消费为主。在带动经济腾飞的同时,化石能源也引发了环境污染、不可持续发展等一系列社会问题。截至2020年,中国原油对外依存度接近70%,天然气超过40%,严重威胁了中国的能源安全。降低能源对外依存度,推动清洁能源和可再生能源的高效应用是未来的发展方向。以风、光、地热等为代表的清洁能源受到地域环境的限制，往往具有易间断、易波动和调峰困难等特点[1],而氢能作为公认的清洁能源,应用领域众多且能够真正做到碳零排放。预计到2050年,全球终端能源的18%由氢能承担,氢在中国终端能源体系中的占比也将达到10%以上;与此同时,中国天然气管网建设进入快速发展期,截至2020年底,天然气管道里程约8.54×104km[2]。掺氢天然气这一概念最初由Lynch F E等人[3]提出,在现有天然气管网的基础上考虑掺氢输送,将天然气与氢气深度融合,有利于加速工业、建筑等领域深度脱碳,推动中国能源转型。

以往的研究表明,掺氢输送具有可行性。最早的氢气管道可以追溯至20世纪30年代,德国建设了200 km管径为254 mm的氢气管道,输气量达到216 t/d[4];2004年,欧盟委员会组织开展“Naturalhy”项目,采用高压天然气管道掺输氢气,较为系统地研究了掺氢输送对现有管道的影响[5];2007年,荷兰开展“VG2”项目,将掺氢天然气配送至普通用户,探索了掺氢天然气对民用终端燃气器具性能的影响[6];2017年,英国开展“HyDeploy”项目,证明氢气能够安全地混合到天然气中而不会对终端用户的正常生活产生影响,实现了在基尔大学和英国北部的小范围供气[7];2020年,澳大利亚开展“WSGG”项目,将部分电解制氢注入新南威尔士州的天然气网络,为当地家庭和企业提供了清洁能源,也促进了当地氢能运输行业的创新[8]。中国也在天然气掺氢输送领域进行了积极探索,2021年国家电投集团参与的“天然气掺氢关键技术研发和应用示范”项目在张家口市启动,该项目生产的部分氢气与市政燃气管网掺混,预计每年可向张家口市区输送氢气440×104m3,减少碳排放3 200 t;同时国内首个电解制氢掺入天然气项目在辽宁朝阳落地,在掺氢比为10%条件下已实现安全运行1年。国内外学者为天然气掺氢技术的发展进行了众多探索,基于现有成果分析所面临的现实难题,从而实现技术突破是未来研究的趋势。

1 互换性

中国经济发展的区域性差异较大,可再生能源所产电力在中西部地区难以消纳,引发了弃水、弃风、弃光等问题[1],同时工业副产氢在东部城市具备产业规模优势,但尚未被充分利用,具有较大的提升空间。利用过剩电量进行电解制氢,并有效利用工业副产氢,通过现有天然气管网输送至用户端,将在实现弃电消纳、资源整合的同时提高经济性。天然气管道掺氢技术应用流程见图1。

图1 天然气管道掺氢技术应用流程图Fig.1 Application process of hydrogen blending technology in natural gas pipeline

氢气因其独特的分子构成,热能效率高且在燃烧过程中仅会产生水,是一种极为清洁高效的能源产品。氢气主要有三种获取途径[9-10]:化石能源转化为氢气,回收工业副产氢,电解水制氢。天然气作为一种化石能源,主要成分为甲烷,氢气与甲烷的主要性质对比[11-13]见表1。

表1 氢气与甲烷主要性质对比表Tab.1 Comparison of main properties of hydrogen and methane

氢气与甲烷的性质存在差异,将氢气掺入现有天然气管道中需要考虑燃气互换性。例如,甲烷的热值约为氢气的3倍,掺入氢气后必然会增加终端的用气量,引起燃烧特性的变化。目前，各国多采用华白数和燃烧势等作为衡量燃气的特性指数,华白数的计算方法[14]见式(1)。

(1)

燃烧势是反应燃气燃烧内焰高度的指数,计算方法见式(2)。

CP

(2)

王玮等人[15]依据GB/T 11062—2020《天然气 发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》对某地区燃气进行燃烧特性指数计算,掺氢比由0增加到30%,混合气体的热值和华白数分别下降了21%和10%,而燃烧势急剧上升了48%。氢气占比上升引起燃具热负荷下降、火焰传播速度加快、回火风险增大。以12 T基准气为参考,确定混氢比不超过27%时能够满足GB/T 13611—2018《城镇燃气分类和基本特性》的要求。吴嫦[16]分别以华白数、燃烧势、A.G.A和韦弗指数计算氢气置换百分比,计算结果差异较大,其中A.G.A指数法判定掺氢比为0～24%,韦弗指数为0～9%,结合相关规范要求,采用华白数和燃烧势共同判定时,掺氢比为0～24%。陈豪杰[17]结合12 T天然气的华白数变化范围,当天然气中混入1%、3%和5%的氢气时,混合气体依然满足12 T天然气要求,认为若对氢气、天然气进行互换,华白数的变化范围不应大于5%,计算得到22%为理论掺氢极限,低于该值时混合气体能够在燃具上稳定燃烧。黄明等人[11]基于混氢天然气燃烧势与华白数的关系曲线,发现随着掺氢比的增大，热负荷降低，而燃烧器的火焰传播速度快速上升，随之增加了回火的风险，氢气的体积占比宜低于23%。亚特兰大学者将氢气注入贫天然气,华白数由45.5 MJ/m3提高至48.3 MJ/m3,加入一定量的氮气后可以满足当地燃气具的要求[18]。综上所述,各方法的侧重点存在差异,韦弗指数较为严格,华白数和燃烧势判别方式采用较多,且衡量指标相对宽松,需要结合具体需求确定衡量标准。

2 适应性

2.1 管材适应性

由于氢气原子体积小且活性强,因此进入金属内部后易溶解在金属晶格内,导致材料内部缺陷,降低材料的延展性与抗拉强度,即氢脆现象[19]。若金属材料本身存在轻微裂纹,随着氢气的富集,微裂纹在无外加应力作用下即可诱发氢致开裂[20]。天然气管道掺氢后,管材处于高压富氢环境中,氢气浓度显著提升,使焊缝[21]、小尺寸零件[22]等位置的材料塑性降低,诱发裂纹甚至断裂;同时氢气也会与管材中的碳反应生成甲烷,引起脱碳,导致管材的力学性能不可逆恶化,出现氢腐蚀现象[23-24]。氢脆的发生不仅与管材自身性质有关,也受到氢气浓度、管输压力等条件的影响。高、中、低压天然气输送管道的主要差异体现在管材性质和输送压力的不同,因此国内外的学者多数在以上两项指标下探究不同掺氢比对管道的影响。李正峰等人[25]指出在外力作用下,即使外氢压力小于0.01 MPa也能产生氢致滞后断裂,因此在管输环境中天然气管道面临氢致破坏。Tabkhi F等人[26]研究了输送压力为6 MPa时，掺氢比对传输能量的影响，结果表明仅少量氢气的混入即能明显降低天然气的传输能量，当掺氢比大于6%时会对管道造成不利影响。潘耕裕等人[27]在室温环境下探究了氢气对管道钢材机械性能的影响,结果显示氢气同样能够渗入管材内部,降低力学性能甚至引发断裂。

目前，普遍认为输氢管材的硬度应小于22 HRC、拉伸强度不宜超过793 MPa[28]。若管材为X52钢,掺氢比应低于10%[29-30];若管材为X70钢,掺氢比低于10%时的最大输送压力为7.7 MPa,掺氢比高于10%时的最大输送压力不应高于5.38 MPa;针对西气东输管网中广泛使用的X70和X80高等级钢,其运行压力更高,若采取掺氢输送工艺,需要进一步测试该运行压力下的掺氢比。Briottet L等人[31]针对X80管线钢开展高压富氢环境下的拉伸、断裂韧度和圆片等试验,结果表明掺氢比增大,管材的塑性和断裂韧性显著降低,疲劳裂纹扩展速率明显加快。Marchi C S等人[32]在5.5 MPa、21 MPa高压的富氢条件下进行钢材的断裂韧性和疲劳裂纹扩展速度测试,实验显示随着压力增加,管材的疲劳裂纹扩展速度加快,断裂韧性降低。Hardie D等人[33]探究了X60、X80和X100钢的氢脆敏感度,管材强度增大,管材的氢脆敏感度随之增加。谢萍等人[34]认为相较于PE管等低强度管材,氢气对高强度管材的性能影响更大,在低压配气系统中进行掺氢输送时,聚乙烯材质的氢气渗透率[35]相对于年输送量可以忽略不计,因此更推荐采用PE管。

天然气管道掺氢后能否与管材相适应,关键在于管材力学性能和输送压力、掺氢比之间的关系。针对高压输送管道,较高的工作压力会产生较大的应力,掺氢后对管材的断裂及疲劳特性影响较为明显,一旦有氢脆发生,将会加速管材的裂纹扩展,减少管道使用年限;焊接部位也应采取合理的焊接措施,降低氢损伤风险。诸多研究结果表明,钢材等级越高发生氢脆的风险越大,而所处工作压力较低的低强度钢材更适用于天然气管道的掺氢输送。相比于长输管网,中国城镇燃气管网输送压力一般低于4 MPa,且以球墨铸铁管和聚乙烯管为主[36],管道中的氢气分压低,发生氢损伤的风险相对较小,能够更好地适应掺氢输送的方式,有利于掺氢天然气的应用与推广。同时绝大多数的天然气管道现状并不是时刻处于100%设计输送量,其波动性为掺氢输送提供了经济上的可能,有助于提高部分管道的经济效益。

2.2 设备适应性

与传统天然气管网的工况不同,掺氢运行后由于输送介质的改变必然会引起管网内的压力变化[37],进而对现有管网设备产生影响。为深入探究压缩机等管网设备对不同掺氢比的适应性，需要明确掺氢输送后管网的压力分布情况。Guandalini G等人[38]采用数值模拟的方式,分析管道掺氢后的混输气体特性,指出5%掺氢比会引起管网压力下降0.1%。在Tabkhi F等人[26]的数值模拟结果中,通过减少混氢天然气的传输能量,可以将掺氢比提高到6%。张鹏程等人[39]指出氢气密度仅为天然气的1/8,会引起压缩机压缩比的改变,进而改变管网的压力分布情况。史世杰等人[40]建议长输天然气管道中掺氢比不应超过3%,同时也要考虑到氢气分压不超过0.1 MPa。黄明等人[11]以输气功率来衡量管道输气能力的大小，计算显示管道输气能力随着掺氢比的增大而降低。周静[41]指出管径相对较小的管道沿程压力下降趋势更为明显,为确保输气功率,需要更大的压力降运行。王玮等人[15]使用HYSYS建立模型,结果显示掺氢比由0增加至30%时,压缩机与管网的联合工作点发生偏移,相对应的压力和流量分别减小了7%和11%,可以适当增加运行压力以确保输气功率。

Haeseldonckx D等人[23]、杨静等人[42]和崔兆雪等人[43]指出掺氢运行后,对压缩机提出了更高的转速要求,同时需要确保组件的可靠性,以减少泄漏事件的发生,因此压缩机的材料费用更加昂贵。在长输管网中以离心式压缩机为主，而离心式压缩机中氢气与天然气的体积比约为3∶1,3%掺氢比就会使管道输送能量减少2%[44]左右,为确保能量需求不变,需要将压缩氢气的转速提升至1.74倍[45],涉及到离心式压缩机的管网,其掺氢比不应超过20%[46-47]。周静[41]运用Pipeline studio模拟掺氢比0～30%时压缩机的工况变化,结果显示随着掺氢比增加,能量损失增大;与管网联合工作时,由于出口压力的下降会反复出现回流和喘振现象,平衡操作点向左下方偏移,降低了管道输送能力。朱建鲁等人[48]认为掺氢会引起压缩机性能曲线下移,导致同一转速下入口的体积流量减小,从而在已经扩大的喘振区域内更易出现喘振现象,提出为确保长输管网的稳定性,掺氢比不宜超过12%,否则管输热流量值将会低于用户需求。

掺氢天然气可以提高燃气轮机效率,减少CO2排放量,但氢气含量不应超过3%。周承商等人[49]认为掺氢天然气可以改善燃气轮机的燃烧条件和废气排放情况,掺氢使混合气中的OH基浓度增大，有利于提高火焰稳定性，同时减少CO排放量，也可以减少燃烧产物中的氮氧化物[50-51]。国际能源机构(International Energy Agency, IEA)[52]发布了天然气设施改造前后对掺氢比的适应性范围,压缩机改造前能够达到10%左右;燃气轮机改造后由3%上升至15%。Guandalini G等人[38]认为掺氢比不应超过5%,否则就需要更换或改进计量设备;基于理论分析得出随着压力和掺氢比的增加,计量误差不断增大,在5%掺氢比时,压力由 2.4 MPa 升至5 MPa,计量误差则由0.5%提高到1.5%。

在特定条件下,掺氢天然气可以改善燃气器具的效率且缓解环境污染。马向阳等人[53]采用燃烧试验的方法探究燃气灶的燃烧特性,掺氢比达到20%时,燃气灶的热效率可以提高2%,且随着掺氢比的提高,燃烧废气中CO、NO、NOx的含量逐渐减少。Devries H等人[54]探究了天然气掺氢后对家用燃气灶安全性的影响,认为最大掺氢比受到回火的限制。国家电投集团开展掺氢民用终端性能评价,结果显示天然气中掺入21%氢气后燃气器具性能正常,但火焰高度相对较低,并且显著降低了CO2排放量;热负荷与热效率发生改变,但均能满足GB 16410—2020《家用燃气灶具》和GB 6932—2015《家用燃气快速热水器》的相关要求。

整体来看,天然气掺氢会导致输气功率降低,但有利于缓解终端环境污染、推广氢能应用。相比于纯天然气输送的介质以甲烷为主,掺氢的天然气中氢气的分子质量极小。因此，在相同温度、压力条件下氢气的体积占比更大,需要提供更高的压力才能确保达到同样的输气功率,且适当提高运行压力才能确保压缩机避开喘振区域。从研究结果来看,低等级管材和民用终端设备对掺氢天然气的适应性较强,而压缩机、燃气轮机等设备在掺氢与不掺氢时的工况存在明显差异,计量仪器也因介质的改变需要通过温度、压力补偿等进行修正计算,以确保计量的准确性。因此，需要根据实际需求进行管网的整体动态模拟分析,对设备进行改造或更换;同时，结合下游对进站压力及输送气量的需求,确定掺氢比的大小。掺氢比较低时与现有天然气管网的兼容性理想;继续提高掺氢比则需要更换部分设施以降低管网运行风险。

3 安全性及相关规范

氢气作为易燃易爆气体,其爆炸极限范围远大于甲烷,且泄漏发生后的扩散速度极快。受到腐蚀、设备老化等因素的影响,相比于天然气管道,掺氢天然气管道面临的泄漏风险更大。在密闭空间内一旦发生管道泄漏，不仅会引起人的窒息，同时受外界条件的不可控性，随时有引发燃烧或爆炸的危险,燃烧的剧烈程度和火焰传播速度也会更为显著。但掺氢天然气管道的泄漏风险并不是无法控制的,明确安全界限，并制定有效的监测、预防措施是十分必要的。

Molnarne M等人[55]的研究表明当掺氢比低于10%时,爆炸极限范围没有明显变化;继续增加至25%时,爆炸极限范围会显著增加。掺氢比的增加不仅要满足管网的要求,同时更要确保具有相应的安全措施。欧盟“Naturalhy”项目对密闭空间中的掺氢天然气泄漏情况进行测试,结果表明在发生泄漏处聚集有大量的氢气云团，使得该位置的危险程度迅速上升，有效扩散间距也随之减小[56]。美国燃气技术研究院(Gas Technology Institute)采用定量风险评估的方法探究腐蚀、材料缺陷、外力损伤等方面对混氢输送系统的影响并进行量化,等级划分为0～50,危害逐级增加;认为掺氢比低于50%时,风险增加并不显著[56]。IEA在其报告中指出,混合气体会产生一系列的安全影响,但掺氢比低于25%时不会降低现有管网的安全性[58]。陈俊文等人[59]对掺氢天然气管道进行了定量风险评价,指出泄漏发生后的点火概率是影响评价的关键,当氢气含量较高时会有较大的几率发生自燃。谢萍等人[34]指出,当泄漏发生后,将挡墙设置于泄漏点处有利于减少喷射火焰的伤害，同时采用细水雾和氮气能够更好地抑制爆炸极限范围,降低泄漏后果[60]。刘武等人[61]提出一种用于掺氢天然气管道泄漏监测的装置,可以实现在密封环境下的微小渗漏检测,当氢气浓度达到预定值时,能够自动启动报警装置。针对掺氢天然气管道面临的泄漏问题,诸多学者进行了探究并提出了解决方案,开展完整性管理、对风险进行评价,才能对可能发生的事故提供技术与理论支撑,防范于未然。

在开展理论及技术研究的同时,也要推进制度、规范建设。国外在氢气输送领域的研究开展较早,欧美国家针对纯氢输送已颁布了相关规范,其中美国机械工程师协会发布的ASME B31.12Hydrogen Piping and Pipelines和欧洲工业气体协会发布的CGA G-5.6Hydrogen Pipeline Systems影响较为广泛,前者适用于从产氢地至用氢地间的输氢管道,但对掺氢比<10%的管网系统并不适用;后者针对于管网系统中掺氢比>10%的情况，或者掺氢比<10%且CO含量>200 μL/L的情况[45]。中国济源至洛阳的输氢管道即主要依照ASME B31.12设计施工[62],但目前针对长距离掺氢输送的相关规定依然空白。

国内关于天然气管道掺氢输送的研究起步较晚,相关项目多参照天然气管道建设规范进行,未来亟需结合理论与实验测试结果进一步确定掺氢界限。在已有的相关规范中,GB/T 33445—2016《煤制合成天然气》规定掺氢比不应超过3.5%；GB/T 37124—2018《进入天然气长输管道的气体质量要求》对混输气体质量提出要求,仅允许掺氢比不超过3%的氢气进入天然气管道。目前，国内与掺氢输送相关的规范还有GB/T 34542.1—2017《氢气储存输送系统 第1部分:通用要求》、GB/T 34542.2—2018《氢气储存输送系统 第2部分:金属材料与氢环境相容性试验方法》、GB/T 34542.3—2018《氢气储存输送系统 第3部分:金属材料氢脆敏感度试验方法》和GB 50177—2005《氢气站设计规范》等,具有良好的借鉴效果，有助于推动天然气管道掺氢输送专业规范的编制。此外,中国标准化协会主持的团体标准《天然气掺氢混气站技术规程》已经编制完成,填补了国内相关领域规范的空白。

4 结论与建议

目前,天然气管道掺氢输送是实现氢气长距离、大规模高效输送最为可行的方式。中国天然气管网分布广泛,充分利用现有管道进行掺氢输送,可以极大地节约投资成本;同时氢气作为清洁能源,可以实现可再生能源发电消纳,真正做到碳零排放,助力实现“双碳”目标。现有天然气管道掺氢输送的应用前景广阔,但目前仍然受到技术和安全性等问题的制约,未来还需深入研究,加快相关规范的制定，主要解决以下三个问题。

1)进一步揭示管材氢脆和氢腐蚀机理,针对不同等级钢材和不同类型管材开展系统性测试,确定不同材质管道在各类工况下的最大掺氢量。

2)对管网所涉及的设备开展适应性研究,明确不同类型压缩机和计量仪器的最大掺氢适应量;同时考虑到下游用于调峰的储存天然气,对天然气管道掺氢输送所关联到的储气库等储气周峰设施应开展密闭性研究,避免因储气介质的改变引发氢气泄漏等安全事故。

3)评估各掺氢比对管道安全事故的影响程度,制定风险评价标准,开展天然气管道掺氢完整性管理,确保终端用户用气的安全性。