氢气长距离管输技术现状与探讨

杨 静，王晓霖，李遵照，董经发，冯 灿

(1.中国石油化工股份有限公司 大连石油化工研究院,辽宁大连 116045；2.大连福瑞普科技有限公司,辽宁大连 116045；3.国家石油天然气管网集团 西南管道有限责任公司，成都 404100)

0 引言

氢能作为一种零碳高效新能源，在世界能源转型中的应用价值日益凸显，世界主要发达国家近年纷纷出台政策大力支持氢能产业发展，美国、日本、欧盟、澳大利亚、韩国等国家和地区相继制定了氢能发展战略或规划[1]。我国作为世界第一产氢大国，兼具氢能大规模利用的供氢条件与用氢市场，氢能产业发展潜力巨大。2016年，国家能源局发布《能源技术革命创新行动计划(2016—2030年)》，部署“氢能与燃料电池技术创新”任务。中国标准化研究院和全国氢能标准化技术委员会联合发布《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书(2016)》，首次明确我国氢能产业基础设施在近期(2016—2020年)、中期(2020—2030年)和远期(2030—2050年)的发展目标和主要任务，其中预计到2030年，我国燃料电池汽车将达200万辆，届时将建成3 000 km以上的氢气长输管道。2019年3月，氢能首次被写进我国《政府工作报告》。随后，各地方政府对氢能产业发展高度重视，陆续出台各项规划和发展目标，有力助推氢能产业发展。总体而言，我国已初步形成从基础研究、应用研究到示范演示的全方位格局，部分区域布局了完整的氢能产业链，涵盖制氢、储氢、运氢、用氢等4个环节。

氢能储运作为制氢与用氢之间的纽带和桥梁，对整个氢能产业链的持续发展至关重要。但是，随着氢能应用市场的不断扩大，氢能储运基础设施的供氢保障问题也将成为制约产业规模化发展的重要因素。面对当前国际氢能产业方兴未艾、而我国尚处于开局部署阶段的现状，如何有序推进氢能储运基础设施建设、降低氢气运输成本、实现氢气运输安全，将是保障我国氢能产业健康持续发展的重点工作。

1 国内外氢气长输管道发展概况

管道输送是实现氢能大规模、长距离输运的重要方式。气氢长距离管输已有80余年历史，美国和欧洲是世界上最早发展氢气管网的地区。液氢管输一般用于以液态形式利用的场合，且输送距离较短，多见于航天领域[2]。随着氢能产业的规模化发展，氢气输送管道规模越来越大。据统计，全球范围内氢气输送管道总里程已超过4 600 km，统计数据见表1[3]。

美国氢气管道规模最大，总里程达到2 720 km，最大运行压力5.5～10.3 MPa，基本采用低碳钢，按照ASME B31.12—2019HydrogenPipingandPipelines设计建造[4]。此外，美国建有全球最大的氢气供应管网，位于墨西哥湾沿岸，于2012年建设完成，全长600英里(965 km)，连接22个制氢厂，输氢量达到150万Nm3/h[5]。

表1 全球氢气输送管道统计Tab.1 Statistics of global hydrogen transportation pipelines

我国氢气输送系统建设较为滞后，现有氢气输送管道总里程仅约400 km，其中包括法国某公司在上海、天津和辽阳建设的输氢管道。我国自主建设的典型输氢管道有2条，分别是2014年建成投产的中国石化巴陵石化的巴陵-长岭输氢管道，与2015年建成投产的中国石化洛阳分公司的济源-洛阳输氢管道，具体参数见表1。

2 国内外氢气长距离管输技术现状

2.1 基础设施规划

美国和欧洲针对氢基础设施转型(过渡)与系统优化部署开展了大量基础研究和案例分析工作。由于氢能可以在不同规模上进行生产和运输，且可以使用不同的原料、生产技术和分配模式，因此氢能供应途径多样化，这就导致氢能基础设施优化部署建模工作较为复杂。早期的模型侧重于成本、温室气体排放与氢基础设施组件能耗的量化等，仅解决单路径或单场景静态优化问题。随后，模型进一步扩展为涵盖生产、输配与利用等环节的区域性系统优化模型，及考虑基础设施随时间演进的动态优化模型，其中部分模型一定程度上融合了空间结构，与地理信息系统(GIS)集成[6-10]。这些研究成果大部分被应用于城市或区域或全国氢基础设施部署与优化设计案例分析中。比较典型的模型有美国某国家实验室开发的氢气输送场景分析模型HDSAM(Hydrogen Delivery Scenario Analysis Model)，通过氢设施的仿真设计和贴现现金分析估算氢气平均成本。其中氢气输送系统或基础设施的仿真涉及组件包括压缩机、储存罐、气氢管道拖车、液氢卡车、输送管道等，输送环节包括从制氢厂出口至车辆的所有运输、储存和调节(压缩、液化、管输)等全过程。模型中仿真场景的设定包括市场类型、规模、位置、氢能市场渗透率、交付方式、调峰用储存方式、加氢站规模等参数[11]。

目前，我国氢能基础设施规划建设尚处于初期阶段，在国家层面缺乏系统的顶层设计，相关研究文献的报道很少见。国家能源局最新发布的《中华人民共和国能源法(征求意见稿)》(2020年)明确将氢能纳入能源种类，预示着氢能产业发展迈出了重要一步，随之而来的国家配套法律、规划、政策等将成为氢能产业发展的重中之重。

2.2 材料与设备

美国针对氢气管输系统降本提效方面开展了大量研究工作。一方面试图开发新型材料如纤维复合材料用于氢气管输，通过显著减少接头数量，以降低氢气输送管道建设成本。为此，美国国家实验室ORNL和SRNL开展了高压氢气条件下纤维复合材料的爆破压力、材料在氢环境下的相容性、裂纹容差、泄漏率和抗疲劳性等材料性能评估工作；另一方面，针对成熟氢能利用市场下管输过程存在周期性压力波动或疲劳荷载这一特点，开展传统管材如高强钢的性能表征与评估研究，揭示不同压力和荷载频率对管材本体及焊缝的影响规律[12-14]。美国国家标准技术局NIST(National Institute of Standards and Technology)和美国国家实验室SRNL针对氢气管道焊缝性能，通过试验研究氢气对于纵向焊缝、周向焊缝及其热影响区的影响规律[14]。此外，NIST通过管材疲劳裂纹扩展试验，研究氢气管道高压输送以提高管输效率的可行性，并探讨氢气管道设计规范ASME B31.12修订的必要性[4]。试验研究的同时，学者[12]也在研究基于应变的氢脆预测模型，以指导钢制设备完整性管理实践的发展及新型钢制管材的开发。针对氢与材料相容性，世界其他国家也都在积极搭建氢环境原位测试平台，以便开展高压氢环境下管材力学性能试验[15]。

相比天然气管道而言，压缩氢气具有需要更高的压缩机转速，对组件可靠性要求高，且氢气导致润滑油污染会影响燃料电池性能，氢气更容易泄漏等情况。同时，为降低氢脆和组件失效风险，氢气压缩机用材料往往价格高昂。因此，针对压缩机功率要求高、运行可靠性低、易产生氢污染、对密封件要求高、造价高等问题开展相关研究，从新型材料、压缩机结构设计、非机械压缩技术的应用等方面提出解决方案。目前技术进展主要体现在压缩机运行优化、特定组件的改良(如膜片的设计和密封件涂料)、新型非机械压缩技术的开发应用等方面。

我国科研院所和高校针对氢气对钢制管材力学性能的影响，开展了理论和试验研究，并取得了阶段性成果。浙江大学利用自主研制的140 MPa高压氢环境耐久性试验装置，对 X70,X80 材料在氢环境和掺氢天然气环境下的相容性进行了系统评估，建立了国产金属材料与高压氢环境相容性数据库[15-17]。但目前临氢环境下管材力学性能数据仍极为有限，氢环境与材料相容性数据库有待进一步完善。

2.3 运行安全保障

美国针对氢气管输涉及的氢气泄漏、风险评估、完整性管理等方面已开展了大量研究工作。由于氢气管道输送运行历史数据有限，美国国家能源局目前正在积极开展安全评价模型和工具的开发等研究工作，为建立国家安全、规范和标准奠定基础[15-19]。为解决运行与安全数据缺乏问题，美国国家实验室SNL开展了氢气泄放、点火及燃烧行为与物理模型、定量风险评价模型等研究开发工作[19]。针对氢气泄漏问题，各大公司也正在开发氢气泄漏探测传感器，并探索光纤传感器用于氢气输送管道机械损伤和大规模泄漏的应用途径。此外，氢气管道运行与维修维护等完整性管理相关要求也被纳入ASME B31.12标准中。

天然气管道掺氢作为一种实现氢气输送的经济方式，受到关注，随之而来的安全运行问题也成为世界各国研究热点，主要包括天然气管道材料与氢的相容性、输送压力、掺氢比例、对终端用户的影响等方面。英国健康安全局、国家电网、高校等与法国原子能委员会、壳牌氢能公司联合开发NaturalHy项目，针对天然气掺氢输送过程中的气体聚集、爆炸及管输风险开展试验研究并建立评估模型。美国燃气技术研究院(Gas Technology Institute，GTI)针对天然气输配管道掺氢在腐蚀、材料缺陷、外力损伤、设备失效等方面进行风险评估，结果表明，掺氢导致泄漏风险增加，但配气干线掺氢量在50%以下时，风险增加并不明显[21]。

针对现有油气管道改造用于输送纯氢气，国外在氢气泄漏导致设备设施老化、改造管道中的氢污染、管道运行历史未知条件下的材料氢脆风险评估等方面也开展了相关研究工作。

我国在氢气泄漏与扩散、燃烧与爆炸、风险评价等方面也开展了大量研究工作，以理论分析和数值模拟为主。浙江大学通过数值模拟分析不同泄漏位置、环境温度、风速对高压储氢罐泄漏扩散的影响[22]。中石油管道局利用 DNV PHAST 软件对不同程度的管道泄漏事故进行模拟分析，确定天然气及氢气管道泄漏后的扩散状态及影响范围，得出燃烧爆炸事故对周围的热辐射影响距离[23]。虽然国内学者在氢气或混氢埋地管道泄漏后果方面开展了模拟分析，但针对氢气管道安全间距方面并未形成定论。

2.4 标准体系建设

国外氢气长输管道设计建造技术整体相对成熟，已颁布的标准规范包括压缩气体协会(CGA)的CGA G5.6HydrogenPipelineSystems、美国机械工程师协会(ASME)的ASME B31.12HydrogenPipingandPipelines、欧洲工业气体协会(EIGA)的IGC Doc 121/14HydrogenPipelineSystems、亚洲工业气体协会(AIGA)的AIGA 033/06HydrogenTransportationPipelines。

其中亚洲AIGA标准完全采标EIGA的IGC标准IGC Doc 121/04，而EIGA的IGC标准与CGA标准在技术内容上完全相同，只是在地方法规要求和格式、编辑上存在差别，一般将CGA标准作为EIGA和CGA所有成员的统一标准。CGA标准适用于输送纯氢气或氢气混合物的钢制输送管道系统和配送管道系统，对于输送介质要求温度范围在-40～175 ℃之间，管输压力为1～21 MPa或不锈钢管氢气分压大于0.2 MPa，气体组分要求同时满足：(1)水摩尔分数小于20ppm；(2)CO2摩尔分数小于100ppm；(3)天然气或惰性气体处于相平衡状态；(4)氢气摩尔分数超过10%，或氢气摩尔分数低于10%且CO摩尔分数超过200ppm。

ASME B31.12包括通用要求、工业管道和管线3个部分，内容涵盖工业管道、长输管道及分输系统的设计、建造、运行与维护要求，适用于气氢和液氢输送管道及气氢引入管道。其中第3部分(管线)主要针对氢能输送管道、分输管道及引入管道涉及的材料、组件、设计、制造、安装、敷设、检测、检验、试验、运行和维护等方面提出具体要求，该部分内容不适用于：(1)按照ASME BPVC标准设计建造的压力容器；(2)温度超过450℉或低于-80 ℉的管道系统；(3)压力高于3000 psig(20.67 MPa)的管道系统；(4)水蒸气含量超过20ppm(1个标准大气压下水露点为-67 ℉)的管道系统；(5)氢气体积分数低于10%的管道系统。

我国与输氢管道相关的标准主要有GB/T 29729—2013 《氢系统安全的基本要求》、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》等，尚未建立输氢管道设计与运行标准规范。

3 我国氢气长距离管输技术探讨

面对日益扩大的氢能产业市场，管道输氢将成为氢气大规模、长距离输运经济有效的方式。目前纯氢输送管道大多采用低强度钢材，输送压力有限，管道壁厚大，导致输送效率低且建设投资成本高。另外，我国纯氢输送管道基本参照油气输送管道和工业管道标准及国外氢气管道标准(ASME B31.12)设计建造[24-26]，运行管理一般也按照油气长输管道模式，但氢气与天然气存在较大差别，天然气管道建设与运行管理经验不能完全适用于氢气输送管道。结合我国氢能发展现状，从网络布局、材料、工艺与安全方面提出氢气长距离管输技术方向。

(1)长距离供氢网络规划与优化。

针对我国氢能产业发展现状及趋势，研究“制氢-储/运氢-用氢”一体化优化模型，形成长距离输氢管道/网络布局优化方法和规划策略，基于氢能与其他能源利用行业的深度融合，规划部署区域性/全国性供氢网络，促进氢能产业链的协调可持续发展。

(2)纯氢气体输送高强度管材及焊接技术。

针对纯氢输送管道钢氢损伤问题，研究纯氢输送管材本体及焊缝失效机理，揭示高压力条件下氢气对不同等级管材及焊缝的损伤规律，建立纯氢输送管材及焊接性能指标要求与测试评价方法，提出纯氢输送管道失效控制方法。

(3)氢气长距离管输工艺及安全保障技术。

研究氢气长距离管道输送工艺计算模型，建立氢气管道站场工艺流程及管输工艺，提出大规模储氢-长距离输氢-供氢的一体化工艺方案；研究氢气压缩机运行特性及氢气储运系统能耗指标，建立氢气大规模存储与调配优化方法；研究氢气泄漏扩散与事故演化规律，建立氢气管道、站场设备定量风险评价方法、完整性检测评价与失效评估方法，提出泄漏监测与防护、应急处置与保障策略，形成氢气管输及储存系统安全保障成套技术。

(4)氢气长距离管输标准体系。

针对我国氢气管输尚缺乏专业标准的问题，研究建立长距离氢气输送管道设计、建造、运行与管理系列标准，健全氢气管输标准体系，促进技术进步与氢能产业发展。

在当前我国氢能产业呈爆发式发展背景下，新建管道输送纯氢显然不是一蹴而就的事，如何快速实现氢气的经济运输并保证安全性，是目前亟待解决的问题。针对氢气长距离输送可能遇到的技术问题，提出以下建议供参考。

(1)探索氢气与天然气混合输送方案。利用天然气管道输送氢气是未来管输氢气的重要途径，目前两种气体掺混输送已有较多研究，但氢气与天然气顺序输送未见报道。考虑气体分离成本，不妨对顺序输送可行性进行探索。管输压力下气体扩散性较强，势必会产生大量氢气和天然气混合气体，可借鉴成品油顺序输送与混油处理成功经验，切实提高输送效率。

(2)探索氢气能量计量方案。氢气能量密度低，仅为天然气的1/3，因此相同输送压力下掺氢会降低管道输送效率，且总气体需求量增大，就当前流量计量方式而言，经济性较差。目前我国正在大力推广天然气能量计量方式，可借鉴天然气能量计量设施改造成果，探索研究氢气能量计量的解决方案。

(3)研究输氢管道潜在影响区域。高后果区管理已成为管道完整性管理重要内容，借鉴天然气管道爆炸时潜在影响区域，研究氢气泄漏、集聚、燃烧、爆炸等的演化规律，分析输氢管道影响范围，以此明确高后果重点管理区域，保障输氢安全性。

4 结论与建议

目前我国氢能产业化发展虽已初具雏形，在制氢与用氢关键技术上取得一定突破，部分区域也实现了小规模全产业链应用示范，但仍存在一定技术短板和难点尚未突破，尤其是氢能的大规模储运技术，与国际发达国家相比还有较大差距。

(1)有序推进氢气长输管道建设，重视战略性统筹规划。建议从国家层面研究制定氢能战略与产业政策，基于制氢、储运、用氢一体化模式，因地制宜有序推进氢能基础设施建设，尤其是氢气长距离输运设施，整合氢能产业链资源，避免造成资本浪费。

(2)注重核心技术与关键装备研发，解决“卡脖子”问题。目前从国际形势来看，新建氢气长输管道成本高昂，主要体现在管道材料、压缩机等关键设备及现场焊接等人工成本上，因此促进核心技术与关键设备的国产化，大幅度降低建设运营维护成本，是助推氢能产业化、规模化的重要基础。

(3)加快完善氢气管输标准体系，加强标准实施与监督。氢气相比天然气具有质量轻、易泄漏、易燃易爆、易致材料损伤等特点，因而在管道材料、设计建造、运行工艺、安全管理等方面与天然气管道存在较大差别，而目前我国氢气长输管道相关规范严重滞后，亟需完善相关技术标准体系。

(4)新建氢气长输管道成本高、周期长，难以适应当前高速发展的氢能产业需求，不妨将天然气管道掺混氢气输送作为中短期内氢气长距离输送的有效途径。