天然气管道掺氢输送条件和应用场景展望

刘 伦,韩 毅

(汉中市天然气投资发展有限公司，陕西 汉中 723000)

氢能源具有清洁和燃烧后无污染、零碳排放等优势，被认为是极具发展前景的二次能源。为占领氢能源战略高地，我国2021年以来相继出台了多项促进清洁能源开发利用。落实碳减排的政策。2022年3月23日，国家出台《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》，明确了氢能产业战略定位和目标，以及产业链的部署安排等，将有力促进氢能的产供销、储、用相关行业的崛起。然而氢气的输送和大规模应用，一直受技术、成本、安全等因素的制约[1]，致使氢能无法进行规模化民用和商用。

因此，众多专家和团队普遍认为，利用现有国内已建成的天然气管网，掺入一定比例的氢气输送，并在终端使用，是目前最为合适的输送与应用方式[2]。本文结合国内天然气管道掺氢输送研究最新应用现状，梳理了以陕西省为例的氢能支持政策、产业布局、资源条件及天然气产业现状，分析了开展天然气掺氢输送的可行性及发展建议，旨在为促进氢能产业和天然气掺氢技术的推广发展提供指引，不断扩大氢能应用场景，为碳达峰、碳减排做贡献。

1 国内天然气管道掺氢输送研究应用现状

近年来，国外开展了多个天然气管网掺氢试验示范项目，部分项目中的最高掺氢比例已达到20%(体积比)[3]。在压力、掺氢比、管道材质等特定条件下，实践天然气管道掺氢气输送的可行性和实用性，国内多地已启动了天然气管道掺氢输送的示范项目研究。

1.1 国内天然气管网掺氢试验示范项目介绍

国家电投集团于2018年启动了天然气掺氢输送方面的研究工作，随后建设了国内首个“绿氢”掺入天然气输送应用示范——辽宁朝阳天然气掺氢示范项目。2019年9月30日，第一阶段工程圆满完工；2021年5月已经进入试验阶段，10月该天然气掺氢项目按10%的掺氢比例，在终端燃气具上应用验证成功。现已安全运行1年多。该示范项目在役管道与氢气的相容性、天然气掺氢混气工艺、掺氢天然气管道输送工艺、管道安全保障技术和终端燃烧应用等方面开展了相关研究，为其他示范项目提供了重要的理论和数据支撑。

2020年9月11日，由张家口鸿华清洁能源科技有限公司牵头，国家电投集团等公司参研，共同联合承担的项目——河北省首个天然气掺氢示范项目正式启动。据公开报道，该项目中掺氢天然气将应用于张家口市的部分居民和商业用户，以及HCNG汽车。该项目的实施，对我国实现氢能多元化综合利用、天然气掺氢多场景应用、管道掺氢输氢均具有重要示范意义。

2021年，宁夏回族自治区启动了“输氢管道及燃气管网天然气掺氢降碳示范化工程中试项目”；深圳燃气亦正在开展管道燃气掺氢等前期研究工作；内蒙古“中低压纯氢与掺氢燃气管道输送及其应用关键技术研发”项目已启动。四川、山西、宁夏、内蒙等省市也陆续启动了天然气管道掺氢输送相关技术研究和推动着示范项目。

虽然国内各地如雨后春笋般地启动了相关天然气管道掺氢输送的试验研究，根据各地不同的政策和资源，以及应用市场等条件来选取示范点和范围，不断地在探索相关试验数据和管道运行安全影响因素方面进行了分析与总结，主要围绕局部管段或区域特定用户的示范应用，但尚未开展广泛应用天然气管道掺氢输送，国内也无天然气管道掺氢输送的专用标准和规范来参考或执行[4]。

1.2 国内现行可参考的规范标准

目前，国内天然气掺氢无标准规范依据。但《煤制合成天然气》(GB/T33445-2016)标准规定氢气体积分数高限为3.5%；《进入天然气长输管道的气体质量要求》(GB/T37124-2018)标准中规定不超过3%；在《天然气》(GB17820-2018)以及新颁布的《燃气工程项目规范》(GB55009-2021)标准规范中，未对具体氢气含量给出限制，只提出要保证混氢天然气的参数符合标准[5]。

在管道输送氢气方面，国内处于起步探索应用阶段。为快速适应对氢能的发展和利用，如《天然气掺氢混气站技术规程》《氢气输送工业管道技术规程》《城镇民用氢气输配系统工程技术规程》等相关标准，有关行业团体已经启动编制或征求意见中。相信2022年即将会陆续出台一些可依据的标准规范。

2 大规模远距离天然气管道掺氢输送条件

根据目前的调查研究[6]，利用现有天然气管道输送较低掺氢体积比的掺氢天然气，基本不会产生氢脆等问题。为了保证安全，可分别对不同钢级管线进行氢脆的验证。然后在后期研究优化输气管线工艺时，通过先进技术不断升级换挡。根据供应陕西省天然气的气田气质和管网布局情况，进一步细化天然气输送掺氢比例，或单独低压氢输送，在保证管道的安全运行下不断扩大应用场景。

1)陕西省强势推动，政策即将配套出台，支持力度空前

陕西省作为能源生产和消耗大省，“十四五”时期全省能耗强度要求下降13.5%，二氧化碳排放强度要求下降18%，因此实现碳达峰碳中和目标压力大，绿色低碳转型升级任务重。陕西作为能源大省，发展氢能产业具有丰富的资源优势、完善的产业配套、独特的应用场景和雄厚的科教基础。支持和推动氢能产业发展，可以有效支撑全省“碳达峰碳中和”战略目标的实现，打造新的绿色经济增长极。2021年3月1日起施行的《西部地区鼓励类产业目录(2020年本)》，鼓励陕西省发展氢能新能源的发展。

2021年第二届西部氢都氢能产业发展论坛，以“助力双碳目标落实，探索氢能产业发展”为主题，于4月25日在西安隆重举行。与会单位和专家们也在呼吁陕西须加快氢能产业发展，出台相应的支持政策。

据悉，陕西省正在根据国家氢能产业发展规划的最新部署安排，研究出台《陕西省氢能产业发展规划》，全面推动氢能产业发展，支持陕北、关中部分地区建设规模化副产氢纯化项目，同时，也在研究出台促进建设加氢站和示范项目的运营补贴、准入、财税、奖励等配套政策。

2)陕西省氢气资源丰富、廉价

陕西作为能源大省，可为氢能产业发展提供丰富、廉价的氢源保障。据网上公开信息报道，陕西省化工副产氢超200万t/a，其中高品质副产氢(氢体积分数65%以上)约20万t/a，副产氢成本约8～10元/kg，两百公里内终端用氢成本低于35元/kg。陕西省也具有发展绿氢产业的丰富资源基础，按照规划，“十四五”期间可再生能源装机将达到6500万kW，基本形成以风电、光伏储能、氢能等为主的可再生能源产业集群。另外,根据《中国化工报》2020年1月23日报道：榆林地区煤化工制氢成本低廉，以兰炭尾气经PSA提氢为例，氢气生产成本仅0.68元/m3。“榆林作为国家级能源化工基地和新能源示范城市，具有丰富的氢资源，氢产量至少达180万t/a，其中年产5000万吨的兰炭尾气含氢量130万吨以上，化工副产氢20万吨以上，利用风(光)电和电解煤矿疏干水可制备氢30万吨，但目前榆林的氢气没有得到高值化有效利用”。

3)陕西省天然气输送管网布局完善，应用消纳规模大

陕北作为重要的能源供应基地，承担向京津冀等地的天然气供应和“北气南输”至各地的天然气供应。目前，陕西省已经形成了有着6家天然气长输管道企业、4000多公里高压长输管道、数万公里城市中压燃气管道、县县通天然气的市场应用规模，同时拥有着各类CNG/LNG加气站600余座，能够消纳吸收大量的氢气。

其中：①国家管网集团所辖的陕京天然气管道系统和榆济管网作为天然气“全国一张网”的重要组成部分，设计年管输能力已达1000亿m3，供气范围覆盖华北等7省一自治区多市。②陕西省天然气股份有限公司是国内专业的长输管网省属天然气公司之一，主要负责陕西全省天然气长输管网的规划、建设、运营和管理，建成投运长输管道47条，管网总里程达 3769 km，年输气能力165亿m3，形成了全省绝大部分地区双管道供给,关中区域环网运行的全省“一张网”绿色资源输配网络。

综上，陕西省氢能产业发展具有非常优越的基础条件和产业政策需求，完全可以集陕西延长石油等专业化天然气企业的长输、支线管网基础设施完善，管道运维经验丰富、全省广阔的市场用户等一体化能力。因此，陕西省积极开展天然气管道掺氢输送技术研究和示范应用，具有重要的推广价值和广阔的发展前景。若能利用现有省内和过境长输管道掺氢输送，不仅可低成本实现氢气大范围、长距离输送，更有力地促进陕北地区氢能产业发展，尤其是可再生能源制氢的发展，为氢能产业提供绿色低廉的氢气，并对实现能源结构绿色低碳转型升级具有更为重要的意义。

3 天然气掺氢输送应用方向展望

随着全球能源危机和碳排放的限制，同时，对生态环境保护要求的不断提高，根据专家团队的研究[7-8]，在天然气管道掺氢一定比例范围内，可在民用、交通、发电等领域进行应用。结合陕西省的有利条件，利用现有天然气的技术和产业基础，可以预见天然气掺氢输送应用方向场景。

1)方向一：天然气掺氢直接供应终端用户

陕西省有着规模大和应用广泛的各类天然气用户，天然气需求逐年增长，每年冬季采暖季供应指标短缺成为了焦点，采暖季天然气保供压力巨大。通过各地市城市门站后的天然气城市输配管网(主要为PE管道或压力小于 1.6 MPa 的碳钢管道)可直接向用户输送掺氢天然气。天然气管道掺氢使用具备规模化优势，等热值计量后可降低终端用气价格，其经济性也会相应得到提升，某种程度也有利于缓解天然气保供压力。结合化工副产氢气生产成本和中石油以及延长石油等上游供气企业对非居民用气门站价格情况，以及现行的供气销售合同模式，具备商业价值。

2)方向二：CNG加气站转型HCNG合建站

在国家大力提倡新能源汽车的发展形势下，城市出租车、公交车等CNG市场主要用户发展已趋于饱和过剩，全国各地均已陆续开展以电动汽车替代天然气汽车的行动，CNG车用气市场面临全面萎缩，对已建的单一CNG加气站将面临着巨大的亏损压力，因此经营企业升级转型意愿强烈。根据清华大学汽车安全与节能国家重点实验室研究发现：在CNG汽车燃料中掺氢可以增加燃料性能和稳定性，当掺氢比为20%时效果最佳[9]。因此，陕西可以利用现有CNG加气站的土地设施和客户源优势，转型布局HCNG 合建站。

3)方向三：管网终端分离制氢扩大应用市场

近两年来，随着氢气气源、燃料电池和加氢站主要设备成本的下降，以陕汽为首的氢燃料电池汽车的发展进入快车道。加氢站的经营与管理模式与天然气加气站有着极高的相似性，借陕西省有着众多的油气站和长期的经营管理经验，转型加氢站运营的路径也较为顺滑。终端分离提纯或制氢改建加氢合建站，全面升级换代服务于交通领域的氢燃料电池车和拓展多个行业应用。

在加氢站中建设一个小型的氢气转换装置，将天然气掺氢的氢气进行分离或以小型撬装天然气制氢设备制氢，会顺利掀开加氢站和终端用氢快速发展的大门，推动氢能产业快速发展和朝着多个市场行业的涉及。

4)方向四：长输管网区域性分离液化制氢

2021年5月，我国出台了《氢能汽车用燃料液氢》《液氢生产系统技术规范》和《液氢贮存和运输技术要求》三项国家标准，于11月1日起实施。上述标准实现了我国液氢产业民用领域标准“零”突破，为液氢产业市场化发展提供了重要支撑。

陕西省地域南北长、东西窄，周边与8个省市接壤，是邻接省区数量最多的省份，具有承东启西、连接西部的区位之便。充分利用陕西已建成LNG液化工厂的有利条件，若能发展实施终端液化分离制氢技术，把氢能作为一种应急储备能源或者大型储运基地，分装后可向周边不具备管网输送条件的任一区域以液化/压缩槽车方式运输，将会使氢的使用更加便捷和灵活。

4 结语

虽然受国内掺氢输送技术和氢气分离成本高等因素影响，目前还未实施有天然气管道掺氢输送后再分离使用的示范项目。但随着国内外掺氢分离技术的成熟，陆续出台的《加氢站安全技术规范》和《汽车加油加气加氢站技术标准》的实施为大力发展加氢站提供了有利统一的技术标准。车用能源向电气化、氢能化转型已成为一种必然趋势。对于现有CNG经营企业而言，现阶段应该把握车用能源市场动向，积极进行场站设备设施改造，利用现有加气站的土地设施和客户源优势，以HCNG 合建站或综合能源站的形式走向加氢市场，有效降低初期投资成本和土地审批取证的难度，也可在近阶段通过“以气养氢”的模式，解决加氢站短期经济效应不足的问题。

综上，以陕西省为例，氢能产业发展具备大规模远距离天然气管道掺氢输送的条件。陕西省应集已有企业、高校等科技技术人才，积极争取老旧燃气管网改造项目资金支持的有利政策，以突破并掌握天然气长输管道改造掺氢，并以实现终端分离提纯或制氢等核心技术为目标，集中力量开展研究和测试工作。同时，提高多样化利用水平，在具备条件的陕北、关中地区率先开展天然气掺氢混烧领域和终端交通运输领域的示范应用，有利于促进氢能规模消纳，为推动氢燃料电池汽车产业发展和增长提供有利的基础条件。