含氢天然气管道工程设计中有关间距问题探讨

陈俊文 汤晓勇 谌贵宇 李玉星 何 山 Cho Hing Lee 刘翠伟 李天雷 郭艳林

1.中国石油工程建设有限公司西南分公司, 四川 成都 610041;2.中国石油大学(华东)储运与建筑工程学院, 山东 青岛 266580;3.伊尔姆环境资源管理咨询(上海)有限公司, 上海 200080;4.挪威船级社(DNV)可持续发展卓越中心, 上海 200336

0 前言

近年来,氢能综合利用是世界各国研究的热点,也是世界新能源的重要发展方向之一[1-3]。大规模运输氢气时,管道运输更加高效、安全。国外已建成氢气管道约 6 000 km,同时一些国家将氢气掺入天然气管道中实现氢气长距离运输和利用,构成了氢气管道输送、混氢天然气管道输送等长距离储运模式,可统称为含氢天然气管道输送。同时,美国、欧洲等相继发布了部分相关的含氢天然气管道标准。在“碳达峰”“碳中和”的发展背景下,中国建设含氢管道的需求日益迫切,但中国尚无专门的含氢管道输送相关标准规范,因此亟待填补空白。目前,诸多学者在含氢管道输送工艺[4-6]、天然气掺氢后设备适应性[7]、技术规范剖析[8-9]和氢气/混氢管道技术发展分析[10-12]等方面开展了研究工作,取得了较多成果,均可对含氢天然气管道输送标准规范的制定提供一定的支撑,但受氢气、天然气介质特性差异和含氢管道中氢气/天然气比例等影响,目前在涉及到站场区域布置、管道潜在影响半径、防爆区域范围等在工程设计中具有定量要求的关键间距问题上,中国尚无相关报道。同时,由于设计理念差异,在站场区域布置间距问题上无法参考他国标准规范;对于不同浓度的氢气—天然气混合体系,他国相关标准规范规定的管道潜在影响半径、防爆区域范围等是否合理尚待考证。为此,有必要结合氢气与含氢天然气的介质特性,基于含氢天然气管道工程设计技术标准规范需求,对前述站场布置间距、管道潜在影响半径、防爆区域范围等相关问题进行探讨,以期对形成中国设计标准规范的关键技术要求提供支撑,更好地为含氢天然气管道工程设计提供参考。

1 氢气与天然气基本性质对比

由于常规天然气组分以甲烷为主要介质,为了便于对比输送介质特性,下文采用甲烷代表天然气进行比对与探讨。

氢气在空气中最小点火能很低。有数据表明,氢气最小点火能仅为0.019 mJ,点燃后燃烧速率很快,是燃烧危险性很大的危险化学品;而甲烷的最小点火能相对较高,达到0.29 mJ。在工程应用场景中,这种差异直接体现在泄漏后的点火概率上,即氢气在泄漏并暴露在大气环境时,其立即点火概率大于甲烷的立即点火概率。

氢气的爆炸极限是4.0%～77%(体积浓度),在空气中燃烧和爆炸的极限范围大于甲烷,但氢气和甲烷的燃烧下限相差不大,氢气约为4.0%,甲烷约为4.9%。在工程应用中,一般在泄放和危险区域分析时使用燃烧下限,可知氢气的控制要求相对较严。

在常压下,氢气的比重仅为0.069,甲烷的密度为氢气的8倍;氢气与甲烷均属于比空气轻的可燃气体,相比于甲烷,氢气在空气中扩散速度更快,一旦泄漏更容易扩散,不易在设备或建筑低洼处积聚。

在热值上,标况下氢气热值约为12.1 MJ/m3,甲烷约为37.7 MJ/m3,可见氢气热值远低于甲烷。然而,在泄漏燃烧时,由于氢气密度小,声速高,还需要结合实际泄放体积来综合判断热辐射尺度。

综上,氢气相比于天然气,具有垂向扩散性较好、燃烧范围较宽、点火能量较低、体积热值较低等特点,这为后文探讨相关问题提供了基础。

2 站址区域布置间距

2.1 相关规范现状

目前,国际上现行ASME B31.12—2019 Hydrogen Piping and Pipelines(以下简称ASME B31.12—2019)[13]和CGA-5.6—2005(R2013)Hydrogen Pipeline Systems(以下简称CGA-5.6—2005(R2013))[14]等标准规范,适用于氢气含量大于10%体积分数的含氢天然气管道输送工程。ASME B31.12—2019主要关注于管道与管件本体设计,未提及站场区域布置间距要求。而在CGA-5.6—2005(R2013)中,对混氢管道站场与周围环境的安全距离提出了典型参考值,与变电站的安全距离为15 m,与公共建筑的距离为8 m等。需要注意的是,与中国油气站场设计相关规范常用的防火间距不同,该间距综合了风险评价的安全距离,与防火间距存在设计本质的不同。由此可见,国际的相关含氢天然气管道规范在站场区域布置间距的典型参考值并不宜作为中国含氢天然气管道设计的直接参考。

目前,中国GB 50516—2010《加氢站技术规范(2021年版)》(以下简称GB 50516—2010)中,对加氢站的站址选择主要按照防火间距要求执行[15];国际上的IGC Doc 15/06/E Gaseous Hydrogen Stations(以下简称IGC Doc 15/06/E)标准规范可作为加氢站最小水平安全距离的参考[16]。上述两项标准规范的防火间距与安全间距可比指标对比见表1。

由表1可见,对于系统配置基本类似的加氢站,受实际情况与间距考虑原则的影响,中国标准规范的防火间距明显大于国际标准规范的安全间距。因此,定量来看,中国借鉴国际上常用的含氢天然气管道标准规范推荐的安全间距作为防火间距的参考基准是不适宜的。另外,由于中国加氢站与含氢天然气管道工程站场的设施、操作压力、储存量等均有较大区别,含氢天然气管道工程一般不设置储氢罐,操作压力也基本不超过10 MPa,故中国也不应直接参考加氢站的防火间距。

2.2 热辐射强度分析与推荐作法

在实际工程中,含氢天然气管道工程一般设置首站、中间站、末站等站场,其主要功能、工艺流程与常规天然气管道站场类似。同时,防火间距主要考虑火灾热辐射对周围环境的影响。为此,考虑借助理论与模拟分析,从比对相同事故辐射后果的角度出发,借鉴输气管道站场防火间距标准规范要求,对含氢天然气管道站场的防火间距提出取值建议。

为此,在某相同压力的站场泄漏场景下,对氢气、含氢天然气与天然气进行相同孔径下的水平泄漏喷射火影响范围模拟,模拟软件选择为DNVGL PHAST V8.0,模拟结果见图1。

图1 不同氢含量的含氢天然气泄漏后喷射火热辐射范围模拟结果对比图

由图1可见,在相同运行压力下的相同孔径泄漏时,对同一热辐射强度,天然气燃烧的热辐射距离大于氢气,且基本满足随着氢气含量增加,热辐射距离降低的规律。这主要是相同泄漏孔径下,对于运行压力相同的体系,由于天然气的密度相对较大,其泄漏的质量流量较高;同时,虽然氢气的单位质量热值较高,但协同计算后,天然气的热辐射强度大于氢气。同时,还进行了其他泄漏压力场景的喷射火分析,得出的结论与图1规律一致。

同时,进一步利用Flacs 3D软件进行了氢气泄漏后热辐射分析,在相同工况下,Flacs 3D软件的计算结果与DNVGL PHAST V8.0软件计算结果误差小于20%,但氢气热辐射影响距离仍明显小于天然气的热辐射影响距离。

输气管道站场区域布置的防火间距参照现行GB 50183—2004《石油天然气工程设计防火规范》(以下简称GB 50183—2004)执行[17-18],与GB 50516—2010的区域布置防火间距相比,以重要公共建筑与站场的防火间距为例,前者要求为30 m(间距为站场设施与重要公共建筑的距离),后者要求为35 m(间距为氢气压缩机或加氢机等工艺设施与重要公共建筑的距离),加氢设施的操作压力一般大于30 MPa,远高于含氢天然气管道工程运行压力;另外,上述两项标准规范对站场与室外变配电站、铁路等的间距较为接近。因此,结合前文分析,在相同压力泄漏场景下对比,可认为参考天然气站场相关的防火间距作为氢气或含氢天然气管道工程站场的总体布局间距要求是合理和保守的。同时，氢气站场与人居场所、重要建筑的间距可进一步比对现行相关标准规范进行协调、从严要求。

GB 50516—2010的加氢站放空管口与站外建(构)筑物的防火间距要求,制定的依据是综合比对GB 50156—2012《汽车加油加气站设计与施工规范(2014年版)》和GB 50028—2006《城镇燃气设计规范(2020年版)》中的天然气相关要求,并根据氢气与天然气物性差异进行优选,这进一步说明利用一种介质防火间距作为另一种介质防火间距确定的比选参考已有先例。

另外,对于含氢天然气管道工程的站场内部防火间距,对比分析现行GB 50183—2004与GB 50516—2010的近似要求后,结合加氢站的运行压力远高于含氢天然气管道站场运行压力的实际情况,推荐含氢天然气管道工程的站场内部防火间距参考现行天然气站场布置的相关要求。

本文同时还模拟了相同压力、不同孔径的不同浓度氢气—天然气体系泄漏后扩散场景,由于氢气的声速较高,初始喷射速度较快,故中孔、小孔泄漏后达到50%爆炸下限距离稍大于甲烷,因此对于含氢站场中“生产设施与明火或散发火花地点的防火间距”,推荐考虑20%裕量。

3 含氢天然气管道潜在影响半径

3.1 相关标准规范现状

输气管道发生泄漏事故时可能形成对周边公众安全和财产造成严重影响的区域,该区域范围通过管道潜在影响半径进行表征是行业内公认的做法。

现行标准规范ASME B31.8 S—2020 Managing System Integrity of Gas Pipelines(以下简称ASME B31.8 S—2020)和GB 32167—2015《油气输送管道完整性管理规范》(以下简称GB 32167—2015)均提出了相同的定量计算公式[19-20],主要考虑了管道管径、最大允许操作压力的影响,仅适用于天然气管道。ASME B31.12—2019提出了适用于氢气的潜在影响半径计算公式,主要影响因素也是管道管径和最大允许操作压力。为了体现其差异,列出ASME B31.8 S—2020和ASME B31.12—2019的潜在影响半径计算公式。

1)ASME B31.8 S—2020中的天然气管道潜在影响半径:

(1)

2)ASME B31.12—2019中的氢气管道潜在影响半径区域:

(2)

式中:r为潜在影响半径,ft(1 ft=0.304 8 m);p为最高允许操作压力,psi(1 psi=0.068 9 MPa);d为管道外径,in(1 in=25.4 mm)。

由此可见,两项标准规范均规定了输送管道的潜在影响半径计算公式,在相同的允许操作压力和管径下,氢气管道的潜在影响半径为天然气的68%,说明在相同泄漏场景下,氢气管道的潜在影响半径明显小于天然气管道。同时,ASME B31.12—2019在适用范围中说明,本标准规范不适用于氢气含量小于10%的天然气管道,但计算公式仅体现了管道外径与最高操作压力等影响因素,未体现组分的影响,而从ASME B31.12—2019和ASME B31.8 S—2020的对比可看出,组分对潜在影响半径的影响明显。因此,尚需进一步论证该公式的实际适用性。

3.2 含氢天然气管道潜在影响半径计算与分析

潜在影响半径公式考虑了埋地可燃气体输送管道在完全破裂的场景下形成喷射火,其喷射火热辐射造成1%死亡概率时的影响半径,考虑的热辐射通量为15.8 kW/m2,影响因素包括当量泄漏速率、燃烧系数、辐射系数、燃烧热、热辐射通量等。其中,当量泄漏速率、燃烧热等参数均与组分相关，当量泄漏速率的计算与管道直径、管道运行压力、气体比热比等有关。由此,在介质组分确定的情况下,不同介质的潜在影响半径计算公式的形式与式(1)～(2)一致,且式(1)～(2)中的系数实际上就是组分特征的折算值,这也就解释了氢气管道、天然气管道的潜在影响半径计算公式差异所在。

因此,本文推导了适用于不同氢气含量的氢气—天然气体系的潜在影响半径计算公式。

(3)

式中:rmixture为含氢天然气管道的潜在影响半径,m;m为浓度修正系数,m的典型取值见表2。

表2 不同氢含量修正系数表

采用式(1)～(3),模拟了最高允许操作压力为 8 MPa 的DN300管道输送天然气和氢气下的潜在影响半径,计算结果见表3。

表3 式(1)～(3)模拟工况潜在影响半径对比表

由表3可见,由于从潜在影响半径的本质进行了探讨,本文推导的式(3)计算结果与式(1)～(2)的计算结果误差较小,产生误差的主要原因可能是关联公式中组分特性取值有所差别;同时,从计算结果可以看出,ASME B31.12—2019推荐的式(2)实际上是纯氢气管道的潜在影响半径。结合前文在探讨站场间距时的结果也印证了此问题,即相同泄漏场景下,天然气的等强度热辐射范围大于氢气。

进一步的分析结果也说明了ASME B31.12—2019规范在潜在影响半径公式的适用性上存在说明不充分的问题,例如,若对于氢气含量10%的含氢天然气管道,其计算的潜在影响半径约为87.5 m,而采用ASME B31.12—2019的计算结果(式(2))为62.99 m,误差较为明显,并且这种误差将导致对管道潜在影响半径的估算不足。

4 站场爆炸性气体环境危险区域划分与范围

站场爆炸危险区域是爆炸性混合物出现的或预期可能出现的数量达到足以要求对电气设备的结构、安装和使用采取预防措施的区域。按照爆炸性混合物出现的频率和持续时间可分为不同危险程度的若干区。爆炸性气体环境应根据爆炸性气体混合物出现的频繁程度和持续时间分为0区、1区和2区。由于中国尚未发布含氢天然气管道工程站场的相关规范,其爆炸危险区域范围有待讨论。

4.1 爆炸性气体危险区域划分

氢气、甲烷和含氢天然气均属于可燃性气体,其爆炸性气体环境危险区域划分均可执行GB 50058—2014《爆炸危险环境电力装置设计规范》的规定[21]。GB 50516—2010和GB 50251—2015《输气管道工程设计规范》(以下简称GB 50251—2015)对于环境危险区域划分的原则一致,但具体作法有所不同。GB 50516—2010认为:已建的氢气站内有爆炸危险的房间均设置了自然通风和一般的机械通风,但未设局部通风。因此,在氢气站的制氢间、氢气纯化间、氢气压缩机间、氢气灌装间等房间内爆炸危险物质的释放属于第一级释放源,其爆炸危险区域的划分应定为1区。对于有爆炸危险的房间,GB 50251—2015针对室内的分区,采用了“通风良好”或“通风不良”进行区分,将存在1类释放源的“通风良好室内区域”划分为2区,将存在1类释放源的“通风不良室内区域”划分为2区。

同时,在户外区域,GB 50251—2015在有介质放散的管口区域(半径为1.5 m范围)也考虑为1区,在GB 50516—2010中未提出这类要求。

综上所述,鉴于含氢天然气管道工程的站场流程、操作条件和设施等与天然气管道工程较为类似,在含氢天然气管道工程的爆炸性气体危险区域划分相关要求中,可按照GB 50251—2015的要求执行,但需要进一步对“通风良好”的具体措施进行专业分析和讨论。

4.2 爆炸性气体危险区域范围

GB 50516—2010和GB 50251—2015对室内或密闭区域的爆炸性气体危险区域范围的确定原则一致,均整体考虑为气体危险区域范围;但对2区的边界划分略有区别。具体地,对点释放源均按照半径4.5 m的原则划分2区范围,对面释放源均按照外延4.5 m的原则划分2区范围;在放散口区域,天然气按照放散口为中心划分4.5 m球形区域为2区,氢气则从氢气放空管管口计算,半径4.5 m的区域和顶部以上7.5 m的空间区域为2区。

实际上,在微小泄漏时,氢气由于分子量较小,临界流速较高,水平扩散到50%爆炸下限的距离大于天然气,因此按照氢气相关标准选择4.5 m的指标是可以满足含氢天然气的同类场景扩散距离要求的。在GB 50160—2008《石油化工企业设计防火标准(2018年版)》第5.2节条文解释中,认为正常操作时,甲类(包括甲烷)工艺设备周围3 m左右属于可燃气体的微小泄漏扩散范围,同时也进一步指出“氢气的水平扩散距离一般不超过4.5 m”，这也对前述分析进行了佐证。

综上所述,对于含氢天然气管道站场的爆炸性气体危险区域范围,宜结合GB 50516—2010和GB 50251—2015的从严要求执行。

5 结论和建议

本文基于氢气、天然气的介质特性,结合工程设计关键间距要求问题,重点开展了含氢天然气管道站场区域布置防火间距、潜在影响半径、防爆区域范围等关键定量问题的探讨,得出以下结论和建议。

1)相同泄漏场景下,含氢天然气的热辐射范围总体呈现随氢气含量升高而下降的趋势,但受初始喷射速度的影响,中、小孔泄漏下,含氢天然气的扩散范围(至50%爆炸下限)随氢气含量升高而升高。通过深入分析现行的相关防火规范的间距要求,基于不同比例含氢天然气管道泄漏后果分析,结合含氢天然气管道工程工艺流程、运行压力等实际情况,推荐含氢天然气管道工程的防火间距参考GB 50183—2004中的同规模天然气站场要求执行,对氢气站场与人居场所、重要建筑的可参照现行相关规范进行从严要求。并建议部分可由扩散后引燃的间距范围适当考虑设计裕量。

2)现行ASME B31.12—2019的潜在影响半径计算存在适用范围说明不清晰的问题,仅适用于纯氢气体;针对含氢天然气管道的潜在影响半径问题进行了定量探讨,提出了一种基于氢气含量、操作压力和管径的潜在影响半径计算方法,可对工程提供参考和借鉴。

3)含氢天然气管道站场的爆炸性气体危险区域划分宜参照输气管道站场要求执行,但需进一步探讨“通风良好”的具体措施;对于含氢天然气管道站场的爆炸性气体危险区域范围,宜结合GB 50516—2010和GB 50251—2015的从严要求执行。