掺氢天然气输送管道设计动态模拟

朱建鲁 周 慧 李玉星 李方圆

1. 中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院 2. 中国石化天然气分公司

0 引言

在全球大力推进新旧能源转换的背景下，氢气作为一种可储存的清洁燃料不仅制取来源广泛且能够消纳大规模弃用能源，在能源发展中备受瞩目。目前氢气已有的储运途径中，掺氢天然气管道输送供应可靠，可实现氢气的低成本大规模远距离输送。但天然气管道掺混氢气后将加速管道现有裂痕发展，导致管道泄漏气体浓度监测精度降低，引起管道运行参数变化[1-3]，特别是高浓度氢气掺混后变化将更加明显，因此，现役天然气管道在当前运行条件下将存在掺氢最高适应浓度。考虑到燃气的互换性，我国天然气中掺氢比例不超过20%[4]，现有的掺氢天然气输送项目中掺氢比最高约为5%[5]，一些欧洲国家如荷兰等虽均规定天然气管道掺氢浓度不超过10%，但在某些国家已开展的掺氢天然气管输项目中氢气浓度最高可达20%[6-9]。

同时由于管道系统设计复杂且设备众多，燃气轮机、压缩机、管材等均对最高掺氢比有所限制。氢气分子量小且体积热值仅为甲烷的三分之一，天然气掺氢后燃气轮机燃料体积流量增加，除密封条件无法适应小分子氢气易发生气体逸出增加泄漏危险性之外[10]，若燃气轮机保持较高流量与燃烧温度时将增加水蒸气含量，进而引起金属温度升高缩短设备寿命，此时需考虑改用先进的冷却技术和TBC涂层技术以保持热部件温度维持在可接受范围内[11]。同时掺氢后燃气体积流量的增加导致燃气轮机透平与压气机、燃气轮机与压缩机之间的工作点匹配改变且将增加压气机发生喘振的可能性。2005年意大利米兰理工大学Chiesa等[12]分析提出可通过降低燃烧室出口温度或对压气机增加级提高压比的方式来恢复压气机与燃气轮机之间的流体动力匹配，但提高压比时也需注意高压会增加泄漏与氢脆效应的可能性。2012年张朝山等[13]研究提出低转速时由于天然气掺氢20%降低体积热值引起循环放热量的降低将降低发动机的动力性能，但高转速时掺氢天然气的稀燃优势使燃烧效率升高可微弱提高功率输出。2013年德国Altfeld等[14]在报告中指出天然气掺氢10%时层流、湍流火焰速度可增长5%、10%，掺氢后可改善天然气燃烧速度慢、热效率低的问题，从而提高燃气发动机的有效燃气消耗率与循环热效率，实现经济性能的提升[13,15-17]。2016年Judd等[2]研究表明受到燃烧稳定性影响，燃气轮机可接受天然气中氢气浓度最高一般为5%，在经过某些调整后掺氢浓度可达10%。2020年李海波等[18]提出掺氢天然气直接利用现有燃气轮机仍需解决回火、火焰震荡以及高温高压下高含氢燃料的自动点火问题。现某些专用的合成气燃气轮机对氢气浓度的接受程度可达到50%或以上，但其安装至天然气管道中使用还需对相应配件进行调整。目前针对掺氢燃气轮机的研发较为广泛但对已安装在天然气管道系统中的燃气轮机进行天然气掺氢的相关研究还很少。

对于压缩机与管道的运行，2011年巴基斯坦工程技术大学Irfan等[19-20]研究指出在不更换现有设备条件下，若要保持管道平稳运行掺氢比最高可达17%。2015年英国克兰菲尔德大学Busaidi等[21]对压缩机5 500 m3/h天然气掺氢30%后的压比、轴功率、管道出站压力与输气能力进行了定量计算得出轴功率变化最为明显（36%）。2020年西安交通大学王玮等[4]通过相似原理分析获得掺氢0～30%状态下的压缩机运行曲线，并提出管道与压缩机联合运行时将会降低管道输气能力。

目前研究集中在天然气掺氢后管道或压缩机运行的单独研究或将两者联合运行后的参数变化，但针对动态模拟的定量研究还较为缺乏。因此，建立动态仿真模型，研究掺氢对天然气管道输量、压力以及储气调峰等的影响，为掺氢天然气管道设计校核提供依据。

1 掺氢天然气管道输送动态仿真模型

干线输气管是由压气站与站间管路组成的统一的水动力学系统（表1）[22]。如表1所示，甲烷与氢气在密度、热值等方面的性质存在明显差异，天然气掺氢必将引起干线输气管输量等重要参数的变化，但对于压缩机与管道而言，两者受到掺氢的影响可能存在相反趋势。因此，先建立两个设备的动态模型，研究掺氢对其影响规律。

表1 15 ℃、101.325 kPa时甲烷、氢气的理化性质表[23-24]

1.1 压缩机动态模型

压缩机作为气体增压的基础设备之一在长输天然气管道中发挥着重要作用。管道掺氢后介质的改变必将引起压缩机运行曲线的变化，同时，若压缩机的驱动方式为燃气轮机，以掺氢天然气作为燃料，燃气轮机输出功率也将受到掺氢比的影响进而改变压缩机的运行工况。

掺氢天然气燃气轮机动态模型如图1所示，燃气经节流降压后流入燃烧室，空气经压气机两级压缩后流入燃烧室与燃气混合燃烧，反应生成高温气体流入透平膨胀做功，动力透平输出燃气轮机机械功带动压气站压缩机工作。控制系统进出口压力边界相同，获得掺氢0、10%、20%、30%时燃气轮机输出功率的变化。

图1 掺氢天然气燃气轮机动态模型图

假定燃气轮机输出至压缩机功率的传输效率不变，近似认为绝热指数相等的条件下，根据相似原理将燃气轮机输出功率与压缩机转速与功率建立联系。利用SPS仿真软件建立压缩机动态模型，从而获得天然气掺氢对压缩机运行曲线的影响，即

式中N表示压缩机功率，kW；P表示燃气轮机输出功率，kW；η表示燃气轮机输出至压缩机功率的传输效率；N1表示纯天然气时压缩机功率，kW；n1表示纯天然气压缩机运行转速，r/min；n2表示掺氢天然气压缩机运行转速，r/min；N2表示掺氢天然气时压缩机功率，kW。

转速5 500 r/min时掺氢天然气压缩机运行曲线如图2所示。天然气掺氢后，对压缩系统的运行主要有两点影响：①对燃气轮机的影响。尽管氢气在很宽的温度与压力范围内均具有很高的火焰传播速度，但同一体积流量时氢气仅能提供约为甲烷三分之一的热量，因此在控制压力边界条件时，天然气掺氢后主要受到体积热值降低的影响，导致燃气轮机的输出功率随着掺氢比的增加而降低，掺氢30%时燃气轮机输出功率与纯天然气时相比约降低了9%。在其他条件维持不变时，压缩机需通过降低自身转速来适应燃气轮机提供动力的降低，进而引起压缩机性能曲线的下移。②对压缩机的影响。掺氢会降低压缩介质的密度，相同压力条件下掺氢天然气将占据更大的空间，而且与天然气相比氢气压缩因子更高，此时压缩机需要更大的转速与功率压缩输送气体，但控制转速不变时压缩机只能通过降低入口流量来适应介质的变化，从而引起压缩机性能曲线的下移。综上所述，向天然气管道掺氢后综合考虑压缩机的动力供应与介质改变，认为随着掺氢比的增加，压缩机同一转速下的性能曲线下移越明显。

图2 转速5 500 r/min时掺氢天然气压缩机运行曲线图

图3分别为掺氢比介于0～30%时压缩机在转速介于4 412～6 788 r/min运行的性能曲线。但若压缩机采用电驱方式，天然气掺氢后转速可随之调节以确保压缩机动力供应充足。因此，掺氢后压缩机运行曲线受到压缩介质变化的影响仍然会向左下方移动，但掺氢造成的影响会有所减小。

图3 天然气掺氢比介于0～30%的压缩机性能曲线图

1.2 管道动态模型

利用SPS软件建立管道动态模型，其中状态方程选用BWRS方程，经计算掺氢天然气在0～12 MPa、掺氢比不超过35%时，BWRS方程对掺氢天然气的压缩因子预测精度较高，最大计算误差不超过1%，满足工程计算需求。控制管道压力边界不变，设置掺氢比介于0～30%，获得掺氢比对管道输气能力的影响情况（图4）。

图4 掺氢比介于0～30%时压缩机与管道入口标准体积流量图

由于向天然气中掺混氢气后管输气体压缩因子升高，压缩相同体积气体时掺氢天然气需要更高的压力压缩输送。因此，在管道进出口压力恒定时，天然气掺氢将导致管道体积流量降低。但相比压缩因子的变化，天然气掺氢后管输气体密度的变化更为显著。由于管输气体的密度随着掺氢比的增加而降低，在保持压力边界恒定时，管输气体标准体积流量将随着掺氢比的增加而增加。与纯天然气时相比，掺氢比分别为10%、20%、30%时，管道体积流量分别增加了3%、7%、12%。

但随着掺氢天然气中氢气占比的逐渐升高，同一压比转速时压缩机运行流量不断下降，从而降低管输系统的输气能力。图4中压缩机压比为1.13、转速为5 500 r/min时，与纯天然气时相比，天然气掺氢比分别为10%、20%、30%时，压缩机入口标准体积流量分别降低了13%、26%、42%。同时由图5所示各掺氢比下压缩机喘振曲线可知，天然气掺氢后压缩机的喘振区域增大，稳定工作区变窄。经计算，掺氢比分别为10%、20%、30%时，喘振区最大约扩大7%、16%、28%。在图3中当转速与压比恒定时，如A点在纯天然气输送时压缩机入口流量约为5 350 m3/h且远离喘振区，但B点天然气掺氢比为10%时，流量降至3 931 m3/h且刚好落在喘振点。因此，天然气掺氢后运行流量的减小意味着增大了压缩机工作点进入喘振区的可能性，从而降低了管道系统的可调节性。实际运行中应考虑调节压缩机转速升高直至流量远离喘振区，若压气站为串联机组，则考虑顺次提升各压缩机转速的方式以实现压气站的快速稳定[25]。

图5 掺氢天然气压缩机喘振曲线图

2 案例分析

控制压力边界恒定时掺氢引起压缩机入口流量与管道标准体积流量的变化存在相反趋势，因此提出研究天然气掺氢比介于0～30%、管道与压缩机联合工作时长输管道系统的参数变化，同时获得天然气掺氢对管道泄漏工况与系统储气调峰的影响规律。

以川气东送管道为例，其中天然气组成如表2所示[26]，物性计算方程选用BWRS方程，管道全长1 700 km，设计年输量120×108m3，外径为1 016 mm，管壁厚为17.5 mm，干线管壁粗糙度为10 μm，保持起点压力为8 MPa，终点压力为4 MPa，全线共设3座压气站，每座压气站两台压缩机并联运行，掺氢比设置介于0～30%变化，利用SPS软件建立动态模型（图6）。

表2 掺氢天然气中天然气组成表

图6 掺氢天然气管道输送系统动态模型图

2.1 输送能力

2.1.1 压缩机固定转速

当各压缩机转速不进行任何调节时，控制管道干线起终点压力不变，综合压缩机动力与管输介质改变因素，对天然气掺氢0～30%管道与压缩机联合运行时系统运行流量与各节点压力进行模拟。尽管掺氢后管道标准体积流量随着掺氢比增加而增加，但当管道与压缩机联合运行时压缩机的转速与功率将成为系统流量增加的限制因素。掺氢天然气管道总输量如图7所示，随着掺氢比的增加掺氢天然气管道系统总输量逐渐降低，掺氢10%、20%、30%时分别下降4%、7%、9%，在掺氢比超过20%时系统体积流量将低于设计输量120×108m3。

图7 掺氢天然气管道总输量图

掺氢0～30%时，掺氢天然气管道各节点运行压力与规定最低压力如图8所示，管道各节点压力随着天然气中掺氢比的增加而降低。与纯天然气时相比，管道掺氢10%、20%、30%时节点压力最大约下降6%、11%、16%。当管道纯天然气年输量为129×108m3时，各节点压力均能满足运行要求，但当管道掺氢比超过20%时，嘉兴站压力将低于4.05 MPa，无法满足下游用气需求。

图8 掺氢天然气管道各节点压力图

因此，综合掺氢对压缩机与管道设备的影响，在对掺氢天然气管道系统不进行任何调整时，掺氢比最高20%可以满足系统输量与压力需求。当掺氢比超过20%、掺氢天然气管道总输量不能达到要求时，将影响下游用户的用气，此时需考虑适当升高压缩机转速以适应掺氢后管道高流量的输送。

2.1.2 压缩机调节转速

在管道实际运行中压缩机转速并不能持续升高或降低。掺氢天然气管道各压气站压缩机转速、总功耗及输量如图9所示，当管道总输量随掺氢比增加而增加时，为满足高流量气体顺利输送，各压气站压缩机转速需不断升高，但在天然气掺氢比为15%时，管道潜江站压缩机转速达到上限，掺氢天然气管道总功耗开始随掺氢比增加而降低。在掺氢比为30%时，全线压气站压缩机均达到转速上限，进而导致管道流量无法继续增加，因此天然气掺氢比为30%时，管道输气能力反而低于掺氢比为25%时。所以从管道压缩机实际运行考虑，掺氢比最高不宜超过30%。

图9 掺氢天然气管道各压气站压缩机转速、总功耗及输量图

2.1.3 热值需求

对于天然气管道下游用户而言，不仅要满足其用气量需求，更重要的是燃烧热值的供应，取热值流量为单位时间内管道输送气体燃烧所能提供的热量，即该值与管道输送气体标准体积流量及体积热值相关。当管道起终点压力恒定仅输送天然气时，管道体积流量与设计输量相比仍有一定富裕流量，且天然气掺氢比介于0～25%时，管道总输量不断增加。掺氢天然气管道热值流量与掺氢比关系如图10所示，由于掺氢后气体体积热值降低，造成掺氢比分别为10%、20%、30%时，热值流量与纯天然气时相比约降低6%、12%、19%。根据《天然气：GB 17820—2018》中规定的一类天然气体积高热值应大于34 MJ/m3标准[27]，掺氢比约为24%时，管道输送气体热值流量将无法满足一类气体热值流量供应标准。而根据《城镇燃气分类和基本特性：GB/T 13611—2018》中规定的12T天然气体积高热值介于31.97～43.57 MJ/m3[24]，当掺氢比不超过30%时均能满足要求。但若根据管道运行纯天然气体积高热值计算，当掺氢比超过12%时，管道输送气体热值流量将降至设计输量下气体所能提供热量值。因此，为了满足下游用户的热值使用需求，管道掺氢比最高为12%。

图10 掺氢天然气管道热值流量与掺氢比关系图

综上所述，向天然气管道中掺混氢气输送在对管道不采取任何调整措施时，综合考虑掺氢比对压缩机动力与介质性质的影响，为满足下游用户的用气量与压力需求，管道掺氢比最高不超过20%。但系统实际运行时压缩机等设备自身可调节，掺氢比不超过30%时均在系统可调节范围内。同时为避免下游用气热值不足，掺氢比最高宜为12%。因此，综合多种因素认为，为满足掺氢天然气管道系统的稳定运行，掺氢比建议最高不超过12%。

2.2 泄漏工况

当天然气管道受到腐蚀或撞击等出现泄漏时，由于与天然气相比氢气分子量极小更易逸出，同时氢气最小点火能更低、爆炸极限更宽，增加了管道泄漏后燃烧爆炸的可能性，因此利用SPS软件对掺氢比介于0～30%时管道泄漏后的流量、压力与抢修时间进行模拟，其中泄漏孔径为60 mm，属于小孔泄漏[28]。图11分别为管道纯天然气正常输送与各掺氢比状态下泄漏后的理论流量压力变化图。管道在距起点110 km处出现泄漏后，由于控制管道起终点压力恒定时，掺氢将引起管道体积流量的增加，因而在泄漏点之前各点体积流量随掺氢比增加而增加，从而越发远离天然气正常运行时的流量值，但在泄漏点之后掺氢浓度较低时可缩小流量的降低幅度，更加接近正常运行流量值，在掺氢比升高至20%泄漏后流量反而高于纯天然气正常运行值。同时，管道泄漏后全线压力降低且距离泄漏点越近压力下降越明显，尽管天然气掺氢后压力下降趋势减弱，但与纯天然气输送泄漏时相比，掺氢比为30%时压力仅升高0.12%，可忽略不计。

图11 掺氢天然气管道泄漏后理论管道流量压力变化图

管道泄漏点距离起点越近影响越明显。以距管道起点三分之一处为例，图12为川气东送管道在距起点642 km处，泄漏孔径为60 mm时发生泄漏工况后管道流量与压力的变化图。对于复杂长输天然气管道运行流量而言，掺氢对管道的泄漏影响规律同时还受到泄漏流量的影响，且由于管道沿线压力除受到泄漏影响外各压气站压比、沿线高程温度随距离的变化等均对管道压力有所影响，因而对于掺氢天然气管道的泄漏监测若仅通过管道泄漏前后的流量与压力判断泄漏点位置将在一定程度内存在误差。

图12 掺氢天然气管道泄漏后实际管道流量压力变化图

相同温度、压力时，与天然气相比氢气压缩因子更高且压缩因子大于1，相同体积变化时，甲烷压力变化约是氢气压力变化的91%，相同压力变化时，氢气体积变化是甲烷的8倍左右。因此认为管道出现泄漏时掺氢天然气管线压力下降更快，当管道压力低于最低压力时将直接影响下游用户的正常用气。通过SPS软件模拟管道稳定运行状态下某点突然发生泄漏，管道泄漏抢修时间从刚一发生泄漏起开始计算，直至管道压力低于最低压力值时停止。图13反映了掺氢天然气管道泄漏后抢修时间与掺氢比的关系，其中泄漏孔径为60 mm，泄漏流量为1 168 kg/s。与纯天然气输送时相比掺氢比分别为10%、20%、30%时抢修时间缩短了28%、61%、93%。因此当天然气管道掺氢输送时不仅对气体泄漏监测技术提出了挑战，同时要求泄漏后有关部门需要给出更加迅速的应急反应与处理方案，从而保证管道输气的正常运行。

图13 掺氢天然气管道泄漏抢修时间图

2.3 储气调峰

对于长输天然气管道输配系统而言，气源供气量一般恒定，但对于管道下游城镇用气与发电厂等而言，其用气量随时间变化，解决下游用气的季节不均匀性与日调峰问题，保证管道向终端用户稳定供气是长输管道的基础任务之一[29]。终端用户燃气由纯天然气替换为掺氢天然气时需考虑其燃烧热值的互换问题，向天然气中掺混氢气后同样体积流量下燃气所能提供的热量降低，因此对于终端用户而言在同一时刻下所需燃气体积流量随掺氢比增加而增加。通过川气东送管道终点上海城镇燃气用气的月不均匀系数可得一年中各月上海月气量如图14所示，根据掺氢天然气的体积高热值换算得出各掺氢比状态下上海所需供气量。

图14 上海站月用气量图

对于长输天然气管道而言，只有管道终点供气压力与最低允许压力之间存在压差，管道末段才具备储气能力，从而对城镇燃气用气的日不均匀性进行调峰[26]。若将上海站由于天然气掺氢后热值变化引起的用气量增加考虑在内，同时控制管道起点压力恒定，那么长输管道由于输送气体的体积流量增加而增大沿程压力损失，从而造成管道终点压力的降低（图15）。尽管此时上海城镇燃气用气的热值需求得到满足，但由于终点压力的降低，管道末段储气调峰的能力随掺氢比增加而下降，进而降低了长输管道对城镇燃气日不均匀用气调节的灵活性。

图15 掺氢天然气管道终点压力图

掺氢天然气管道末段储气量与储能量如图16所示，当川气东送管道控制起点压力与流量恒定时，管道末段储气量与其储能量随着天然气掺氢比的增加而降低。与纯天然气输送时相比，掺氢比分别为10%、20%、30%时管道末段储气量约降低6%、10%、13%，而储能量约降低12%、22%、30%。此时可考虑通过调节管道最后一个压气站压缩机转速或增加压比的方式提升管道末段压力，从而增加其储气能力。当仅通过管道末段储气不足以对城镇燃气的日用气波动进行调峰时，则需考虑通过气罐储气调峰等措施来解决供气与用气不平衡的问题。

图16 掺氢天然气管道末段储气量与储能量图

3 结论

综合考虑掺氢对燃气轮机动力、压缩机性能曲线和管道输送能力的影响，通过对掺氢天然气管道建立动态仿真模型，并对输气量、泄漏和调峰工况进行动态模拟，得到以下结论：

1）天然气掺氢后综合考虑压缩机动力与介质性质的变化，压缩机性能曲线下移，从而造成同一转速压比时入口体积流量降低。同时天然气掺氢后压缩机喘振区域增大，体积流量的降低增大了压缩机在喘振区运行的可能性，因此实际运行中需考虑适当升高压缩机转速以保证压缩机的稳定运行。

2）当管道与压缩机联合运行且系统起终点压力恒定时，若考虑压缩机动力及介质变化的影响，对系统不进行任何调节时，掺氢比超过20%时系统输量与压力将低于设计要求。若压缩机转速在一定范围可调节时，天然气掺氢不超过30%时均在系统可接受范围内。若考虑下游用户热值需求时，天然气掺氢约12%时管输热值流量将低于需求值。因此综合多种因素，为了满足长输天然气管道输配系统的稳定运行，天然气掺氢比最高不宜超过12%。

3）当管道发生泄漏时，对于水平输气管段而言，掺氢对压力变化影响极小可忽略，但长输掺氢天然气管道泄漏后压力变化不仅受到气体掺氢影响，还受到压气站运行、沿程高程变化的影响。与纯天然气输送相比，天然气管道掺氢比分别为10%、20%、30%时，管道发生泄漏后抢修时间约降低28%、61%、93%，从而对管道泄漏后的应急响应提出挑战。

4）从管道终端用户的燃气热值供应稳定角度考虑，天然气掺氢后城镇燃气用气量增加，从而要求管道气源流量增加但同时又会造成管道终点压力的下降，进而降低管道储气调峰的能力。若控制管道流量边界，掺氢比为30%时末段储气量约降低13%，同时其储能量约降低30%。因此天然气管道掺氢后需考虑提高最后一个压气站压缩机转速或增加压比的方式提高末段储气压力，从而实现管道供气与用气的平衡。