掺氢天然气的管道输运特性仿真与分析

封德彬，王文，马凡华

（1 上海交通大学制冷与低温技术研究所，上海 200241；2 清华大学车辆与运载学院，北京 100084）

进入21 世纪以来，随着生态环境问题的日益严峻和化石能源的限制使用，利用可再生能源替代化石能源已经是世界能源领域的重要议题，风能、太阳能等新能源的应用规模也逐渐增加。但是风能、太阳能等资源在时空分布不均衡，对于我国而言，风能资源多分布于“三北”地区[1]，太阳能在青藏高原与西北地区的太阳能资源十分丰富[2]，而我国的主要能源消费大都集中于东部沿海区域，资源分布与消费的空间分布极不均匀，因此需要配套的储能系统进行支撑。氢能作为一种来源丰富的二次能源[3]，具有储存输出能量时间长、储存条件受环境影响较小、储能转换方式多样、能量输出形式灵活等优点[4]，适合作为规模推广能源，西部丰富的风能、太阳能资源可以通过电解制氢向东部能源消费区输送。目前氢气储运的主要运输形式和手段有高压气氢、低温液氢、管道输氢、化合物储氢等[5]，对于跨度超过2000km的长距离运输，管道运输具有运行成本低、运输效率高、输送规模大等一系列优点，但是如果要建立类似西气东输规模的氢气长输管线，则需要大量的新建投资。而将氢气按照一定比例掺入天然气中，则能借助现有的天然气管道进行氢气输送，这也是目前国内外普遍接受的氢能长距离输送方案之一[6-10]。

由于氢气特殊的理化性质，氢气的掺入会对现有的天然气管道、管道设备以及末端应用设备产生一定的腐蚀作用，即因“氢脆”现象，而导致设备的寿命缩减。因此各国对天然气中氢气含量要求较为严格，相关标准制定也比较谨慎[11]，目前我国尚无掺氢天然气的相关标准或规范，仅在《进入天然气长输管道的气体质量要求》GB/T 37124—2018中规定，进入长输管道的气体含氢气的摩尔比应小3%[12]，国外目前已投入运行的掺氢天然气示范项目掺氢比例在10%～20%[13]。氢气的物性与天然气存在较大的差异，氢气的加入会使得天然气的密度和黏度以及临界温度降低，但会使气体临界温度上升[14]，Li 等[15]基于状态方程计算发现随掺氢比的增加，氢气的焦耳-汤姆逊效应系数近似线性减小，并通过实验验证了这一结论。对于管道输送而言，掺入氢气会改变输送特性研究表明，较少的氢气[体积分数（<5%～15%）]与天然气混输有一定可行性，并且不会显著增加输运风险，危及现有天然气管道的耐用性和完整性[6,16-18]。另有研究者通过计算表明，氢气的掺入会增加节点的体积流量，管道的输气效率下降、离心压缩机的性能降低[6,15-17]，管道内的压降减少、管输流量有所增加[15,19-20]；黄明等[20]提出输气功率的概念用以反映管道输送能量的能力，认为氢气加入后需通过提高输送压力来保证管道的输气功率不变；Zhang 等[21]通过建立数学模型分析了掺氢对高压和中压长距离输气管道以及简单输气管网的影响，结果表明中压输气管道的运行特性受掺氢比影响更明显；王玮等[22]和朱建鲁等[23]分别使用HYSYS 软件和SPS 软件研究了氢气的混入对天然气管道和压缩机运行工况的影响，以及掺氢对天然气管道输量、压力以及储气调峰等的影响，建立了掺氢天然气管道动态仿真模型。

我国天然气管网管道规模大且分布范围广，向已有的天然气管网掺入氢气，是一种可行性较高的氢能输送方案。现有有关掺氢输送的研究中，考虑到安全性及现有末端设备对掺氢天然气的适应性，所涉及的掺氢比一般低于30%，但随着氢终端分离技术的进步和各掺氢、纯氢管道示范项目的开展，掺氢比例范围比较宽泛，例如英国HyDeploy 项目中向用户以20%的掺氢比运行仍具有较高安全性，并计划将金属管道替换为非金属管道以适应更高的掺氢比[8]。此外，在管道运行过程中也不可避免一定时段内出现高浓度氢输送的情况，这些都要求在对混合气长输过程中较高掺氢比例下压力、温度以及局部物性变化对动态输运过程有深入认识。

1 掺氢天然气物性的快速计算

天然气等气体在管道中输送时，其密度（ρ）、黏度（η）等物性参数会随管道内当地压力、温度的变化而改变。BWRS方程在计算非极性或弱极性的轻烃类气体及其混合物时精度较高[24-25]，因而在天然气物性计算中经常使用，如式(1)。

式中，p为气体压力，kPa；T为气体温度，K；ρ为气体摩尔密度，kmol/m3；R为理想气体常数；A0、B0、C0、D0、E0、a、b、c、d、α、γ为方程中的参数。

使用BWRS方程进行物性计算时会涉及方程迭代求解[26]，进行管道输送模拟时，计算程序会频繁调用物性计算程序，在计算一段划分为200个微元的管段时，物性模块调用的次数约在104量级，计算耗时占总计算耗时的20%以上，在进行规模更庞大、精度要求更高的管道计算时，这一数字会呈指数式增加，造成大量的计算资源消耗并导致计算耗时大幅度增加。为了在不损失计算精度的同时提高计算效率，有学者提出了隐式拟合、显式求解的计算思路[26-29]。假定u为某一物性参数，本文采用如式(2)计算形式的快速计算公式[28]。

式中，a1～a11为待拟合系数；下角标c 表示气体的临界参数。对于压力范围为0.1～40MPa、温度范围为200～300K 的甲烷气体，见表1，与BWRS方程相比，快速计算公式在计算密度、热导率、黏度、比定压热容时误差小于1.2%，最大误差出现在上述温度、压力范围的边界处，而在压力范围为2～10MPa、温度范围为220～300K 的天然气管道输送参数下计算误差小于0.5%，计算精度较高，而计算速度可以提高17倍以上。

表1 快速计算公式计算精度与速度对比

选取原始组分如表2所示的天然气，计算氢气掺入对天然气物性的影响。图1(a)、(b)为10MPa、20℃下天然气混合物的部分物性随掺氢比例的变化图，掺氢比例为0～100%（摩尔分数），由图1 可知，随着掺氢比例的增加，混合气的黏度、密度以及体积热值下降，与未掺氢时相比，掺氢比例为50%时，混合气的黏度、密度以及高热值分别下降了20.6%、54.1%、35.2%；比热容随掺氢比例的增加而增加，与未掺氢时相比，掺氢比例为50%时，混合气的比热容增加30.8%。图1(c)为混合气体压缩因子（Z）随掺氢比例的变化图，随掺氢比例的增加，混合气体的压缩因子增大，更难以被压缩，掺氢比例超过40%左右后Z>1。

图1 天然气部分物性随掺氢比例的变化曲线

表2 天然气组成参数

在长距离输送中，气体焦耳-汤姆逊效应系数对管道内气体温降的影响较大，图1(d)为10MPa、50℃时掺氢天然气的焦耳-汤姆逊效应系数μJ-T随掺氢比例的变化曲线，氢气的μJ-T为负值，随着掺氢比例的增加，输送气体的焦耳-汤姆逊效应系数也随之下降，当掺氢比例大于50%左右时，混合气体的μJ-T变为负值。

2 掺氢天然气管道输送的数学模型

天然气输送需满足质量守恒方程、动量守恒方程和能量守恒方程。输运管道长度的数量级远高于其直径，因此天然气在管内流动过程可简化为一维流动过程，其控制方程如式(3)[30-31]。

式中，w为管道内气体流速，m/s；d为管道内径，mm；θ为管道倾斜角，(°)；λ为摩擦阻力系数；k为总传热系数，W/(m2·℃)；T0为环境温度，K。摩阻系数λ由Colebrook公式计算得出；总传热系数考虑了管内和管外对流以及管道径向导热影响；气体相关的物性参数由前文所述的快速计算公式得出。

天然气在管道中的输送过程是一个多参数耦合的过程，采用质量、动量守恒方程与能量守恒方程解耦求解方法可以简化计算过程[32-33]，先求解质量和动量守恒方程，间隔一个时间步求解能量守恒方程，再将求解的热力学参数插入质量和动量守恒方程进行下一步计算，计算流程如图2所示。

图2 控制方程解耦计算流程

对方程组(3)进行线性化处理[31,34-36]，可得到线性化后的控制方程形式，如式(4)。

式中，B、G、F、U表示上一时间层的参数，选取密度、流速作为基础求解变量[31]求解。对质量和动量守恒方程的非稳态项采用向前差分格式进行离散，对流项采用中心差分法进行离散；对能量方程的非稳态项采用向前差分格式进行离散，对流项则采用一阶迎风格式进行离散以避免由于流向引起的能量方程稳定性问题。经过以上处理后，可以避免当前时间步中由未知参数带来的大量迭代运算，采用BTDMA算法和TDMA算法[37]直接求解。

图3为此方法计算结果与文献报道的对比，文献[38]中天然气管道长度为18.5km、外径0.4m，管道入口边界为变化的压力边界，出口为流量边界，入口压力计算结果图3(a)所示；选取文献[39]中的长输管道进行长距离输送验证，在该计算中管道长度240km、管道外径为1422mm，沿程压降对比如图3(b)所示；此外，图3(c)对比了文献[22]中的掺氢天然气管道压降数据，其管道长度为61km、外径0.406m、管道入口压力2.0MPa、管内流量为50000m3/h，计算结果最大偏差0.8%，平均偏差0.2%。

图3 计算结果与文献数据对比

3 管道掺氢输送的运行特性

选取西气东输二线干管管道作为研究对象，长度200km、管道外径为1219mm、壁厚22mm，材料为X80 钢[40]，天然气原组分同表2。管道采用埋地敷设的敷设方法，敷设深度1.5m。

设管道入口压力10MPa、出口压力7MPa，管道入口温度50℃，掺氢比例对管输流量影响的计算结果如图4所示。管道的体积流量随掺氢比例的增加而增加，而质量流量随掺氢比例的增加而减少，与未掺氢时相比，掺氢比例达到30%时，体积流量增加了23.5%，质量流量减少了30.9%，原因是随着氢气的掺入，混合气的黏度与密度均减小，在同样的压降下，管输体积流量得以增加，而质量流量则随掺氢比例的增加而减小。

图4 管输流量随掺氢比例变化曲线

由于燃气终端用户利用的往往是输送燃气中的热值，而氢气的加入会使得混合气的体积热值降低，管道输送能量[17,20,41-42]发生变化，管道的能量流量Φ与燃气热值和体积流量有关，如式(5)。

Φ=EHHVV̇ (5)

式中，Φ为管道的能量流量，MJ/h；EHHV为掺氢天然气的体积高热值，MJ/m3；V̇为掺氢天然气标准体积流量，m3/h。

从图5可以看出，在掺氢比例小于85%左右时，管道的输气功率随掺氢比例的增加而减小，而掺氢比例大于85%时，管道的能量流量略有回升，这是由于管道内的体积流量迅速增加，如图4所示，在同样的管道压降下，纯氢气的体积流量相比掺氢比例30%的混合气体积流量增加了50%，但热值降低了60%，流量的增加无法抵消热值降低的影响。

图5 混合气的能量流量随掺氢比例的变化曲线

天然气管道的沿程温度变化会受掺氢比变化的影响，图6为管道温度随掺氢比例的变化。从图中可以得知，当环境温度低于管内气体温度时，氢气的加入会使天然气管道的沿程温降减小。

图6 混合气温度随掺氢比例的变化曲线

管道输气温度变化常用舒霍夫公式[43]进行分析，如式(6)。

根据物性计算结果，随着掺氢比的增加，混合气体的焦耳-汤姆逊效应系数μJ-T减小。图7比较了分别使用固定值μJ-T=2.5℃/MPa 时获得的管道出口温度与使用实际μJ-T值获得管道出口温度，以及沿程分布参数仿真管道出口温度的计算结果。因掺氢影响了焦耳-汤姆逊效应系数而导致输气管道温降变化比较明显，掺氢30%的混合气相比未掺氢时管道出口处天然气温度高5.7℃。由于天然气的焦耳-汤姆逊效应系数为正值，长距离输送的混合气在管道末端温度可能低于环境温度，极端状态下会带来冰堵风险；而掺氢输运则削弱了天然气的冷却效应。

图7 不同掺氢比例下的管道出口温度变化

为比较管道直径对掺氢输送的影响，选取4种已在典型场景中有所应用的不同管径管道进行模拟计算，具体参数见表3。

表3 典型长输管道参数

计算结果如图8所示。结果表明，在不同的管径下，随着管内掺氢比例的增加，管内体积流量和出口温度均随掺氢比例的增加而增加，这表明在不同的管道直径下，掺氢对于管道运输特性的影响规律相同。在管道压降一致的情况下，管内流量和管道出口温度随管径的增加而增高。

图8 管径对掺氢天然气管道输送特性的影响

埋在地面以下长输管道的输运特性受地面温度变化可能产生一定影响。图9(a)、(b)显示了地面温度从-30℃变化至50℃对管内流量及能量流量的影响，根据计算结果，输运流量变化幅度小于1%，地面温度对管道内的流量影响不明显，而且对应的能量流量受地面温度的影响也较小。图9(c)为管道出口温度受地面温度变化的影响，在相同的掺氢比例下，地面温度每升高20℃，管道出口温度升高约5℃。

图9 地面温度对掺氢天然气管道输送特性的影响

掺氢比例对管道输运压降特性也有影响，在管道入口压力10MPa、输送气体体积流量为2×106m3/h，天然气掺氢摩尔比0～100%，地面温度15℃的条件下，管内掺氢天然气的压降特性曲线如图10所示。随着天然气中掺氢比例的增加，管道内的压降减少，相比于未掺氢时的压降，掺氢比例为50%时，出口压力降低了17.6%；输送纯氢时管道的出口压力降低了36%，主要原因是随掺氢比例的增加，管内平均雷诺数降低，从而使摩阻系数λ减小，管内混合气体的压力损失减少。

图10 恒定体积流量时掺氢天然气管道的压降特性

天然气在进行长距离输运时，输气管道内会存储一部分气体，这部分天然气称为管道管存，是衡量天然气管道储气能力和调节能力的指标之一，其定义式为Vs=piVZNTN/pNZTi[44]，图11中，管存随着掺氢比例的增加而降低，即一定程度降低了管网的调节能力。而当入口压力提高时，管存会有一定增加，因而可以通过适当提高管道入口压力的方法抵消掺氢带来的管存下降问题。

图11 掺氢比例对管存的影响

天然气掺氢后混合气体热值会发生改变，当下游对热值的需求量为Φ=100×106MJ/h时，管输流量随掺氢比例的变化如图12(a)所示，管道出口压力随掺氢比例的变化曲线如图12(b)所示。当掺氢比小于85%左右时，管道的出口压力随掺氢比例的增加而减小，当掺氢比例大于85%时，管道出口压力略有回升。要确保下游用户对能量的需求，掺氢天然气应需要适当提高管道输气压力，避免末端用户供气压力不足。

图12 输气功率不变时天然气管道输送特性

4 结论

本文针对掺氢天然气长输管线输运特征进行了建模计算和分析，结论如下。

（1）氢气的加入会使天然气的物性发生明显变化，随着掺氢比的增加，天然气的黏度、密度以及体积热值下降，比热容及压缩因子随之增加；在计算中使用快速计算公式代替BWRS公式进行物性计算，可以避免大量迭代计算造成的计算性能损失。

（2）在管道压降不变的情况下，随着天然气中掺氢比例的增加，天然气的管输体积流量增加、质量流量减小，管道的输气功率随掺氢比例的增加先减小，在高掺氢比则略有增加；在入口压力和管内流量确定时，随掺氢比例增加，管道内压降减少，管道的管存降低，使管道的调节能力有所下降。

（3）掺氢天然气管道温降主要是由于管道压降引发的焦耳-汤姆逊效应，氢气的加入削弱了天然气的冷却效应，使管道的沿程温降减小，降低了天然气在阀门处因降温形成阻塞风险。随着氢气比例的增加，掺氢天然气混合物的焦耳-汤姆逊效应系数下降，在掺氢天然气温降计算中，考虑实际焦耳-汤姆逊效应系数变化能更加准确获得温度变化特征。

（4）地面温度对不同掺氢比例的天然气管道带来的温度影响规律基本一致，在掺氢比例相同的条件下，地面温度每升高20℃，管道出口温度升高约5℃；地面温度对于管输流量和能量流量影响较小。

（5）氢气的加入会使掺氢天然气混合气的热值降低，在保证管输能量流量的情况下，管道出口压力会出现下降，为确保下游用户对燃气能量的需求，掺氢天然气应适当提高管道输气压力，保证下游用户对用气压力的需求。

符号说明

cp—— 定压比热容，kJ/(kg·℃)

d—— 管道内径，mm

EHHV—— 燃气体积高位热值，MJ/m3

H—— 管道埋深，m

k—— 总传热系数，W/(m2·℃)

Ke—— 管壁粗糙度，μm

L—— 管道长度，km

ṁ —— 质量流量，kg/s

p—— 气体压力，MPa（BWRS方程中单位为kPa）

R—— 理想气体常数，8.314kJ/(kmol·℃)

Re—— 雷诺数

T—— 温度，℃（BWRS方程中单位为K）

t—— 时间，s

V̇—— 体积流量，m3/h

w—— 流速，m/s

α—— 对流传热系数，W/(m2·℃)

δ—— 管壁厚度，mm

η—— 黏度，μPa·s

θ—— 管道倾角，rad

λ—— 热导率，W/(m·℃)

μJ-T—— 焦耳-汤姆逊效应系数，℃/MPa

Φ—— 能量流量，MJ/h

ρ—— 密度，kg/m3（BWRS方程中单位为kmol/m3）

下角标

0 —— 环境参数

c —— 临界点参数

in —— 管道入口

N —— 标准状态，0.1013MPa，20℃

out —— 管道出口