赵立前：氢能输送技术及前景展望

尊敬的各位领导、各位专家，大家下午好！感谢本次会议主办方的邀请，很荣幸参加氢能联盟的第二次学术会议，我给大家分享的题目是《氢能输送技术及前景展望》，主要给各位领导和专家汇报中石油管道院在氢能储运方面最近做的一些工作和我们的归纳总结，基于我们的思考。

目前，我们公司拥有的几大核心技术有天然气管网掺氢技术；氢气管道全流程的设计建造及运营技术；在二氧化碳搜集、输送、储油、封存全流程设计技术；基于海上风电单点系泊浮式风机设计技术以及基于LEAP模型的长期能源预测技术。在氢能管道输送标准方面，国内暂时没有与氢气管道相关的设计标准，但依据我们的项目经验，主要参照的标准有ASME B31.12-2019、GB/T50251-2015、GB 50177-2005、GB 20801-2020等，可根据应用场景的不同作为设计参考。其中，ASME B31.12-2019适用于气态氢和液态氢的输送，主要分为工业管道IP部分和PL管线部分，它对氢气的纯度、含量没有确切规定，但基本上是按照含氢10%以上的执行该标准，少于10%的可参照天然气相关的规范进行执行。

在线路设计方面，相较于天然气，氢气对管道的影响主要是氢脆和侵蚀，因此，要通过提高设计系数来保证管道的安全。首先，氢脆现象对材料的强度十分敏感，强度越高、氢脆越严重，所以在选择材料时，不仅要对材料的屈服强度最低值提出要求，还要对材料的屈服强度上限值加以要求；其次，在管型选型上，主要考虑合金元素、显微组织及夹杂物、带状组织；最后，针对纯氢和掺氢量较大的管道设计，首选无缝钢管和高频焊管（例如：API 5L L245NS PSL2级无缝钢管或GB/T 9711-2017 L245N PSL2级无缝钢管），减少氢渗透和氢致裂纹的风险，对于掺氢量较小情况下，管型也可以选择埋弧焊钢管。

“掺氢输送技术”的概念早在1972年已经提出，掺氢技术的应用始于上世纪90年代、80年代，煤气管道像义马-郑州、达连河-哈尔滨、乌海-银川这些管道的掺氢比例高达60%-73.5%。近年来，我国氢能与燃料电池技术发展的不断成熟一定程度上促使了天然气管道加氢输送技术的进步。对于混氢允许的比例水平，不同国家有不同的要求，其中，德国允许的掺氢比例是10%，是掺氢、纯氢、应用水平最高的国家。对掺氢设计，我们基于以下方法进行评估，一是对管材适应性分析，二是对环焊缝适应性分析，三是对材料、设备、天然气管网、城市管网的设备进行适应性分析，包括下游燃气灶具相关设备进行分析，根据这个流程进行掺氢设计和咨询评估。

我们目前完成的第一个项目是济源-洛阳氢气管道工程，该管道是国内目前管径最大、输量最高的氢气管道，这是一条化工用的管道，是典型的长输工程，共计25km，设计压力4MPa，已经平稳运行了6年。第二个项目是定州-高碑店氢气管道工程，这也是首条燃料电池级的氢气管道，高碑店紧挨着北京的西发地物流园，主要为沿线的加氢母站进行供气，该管道目前已进入初测试阶段，管径D508mm，管材为L245N，设计压力是4MPa，最大输量是是10万吨/年，可满足2030年环京津冀地区氢燃料电池汽车的加氢需求。正在进行的项目有在内蒙达茂-工业区氢气管道工程，该条管道采用弃电进行制氢，用于冶炼化工项目，长度是160km，管径是D610mm，管材为L245N，设计压力是6.3MPa，一期年输送能力达10万吨/年，二期达30万吨/年。

我们还完成了国家干线陕宁一线进行掺氢的示范项目，线路全长97km，掺氢比例为5%，管径D323.9mm，管材L360Q无缝钢管，设计压力4MPa，一期计划输量4.2万吨/年，二期规划11.7万吨/年。我们在广东湛江准备打造我国首条海底掺氢管道，充分发挥海南岛的风电和光伏制氢，掺入到国家干线里面，该项目在前期实施阶段，管道设计的管径是D610mm，管材L415M，设计压力4.0MPa，设计年输量为40亿方。除了目前的掺氢示范项目，我们也在积极地进行平台的搭建。一个是宁夏宁东天然气掺氢降碳示范化工程中试项目，这个项目致力于打造成为国家首个省级掺氢综合实验平台，我们在厂房内新建了一个掺混装置，掺混比例是20%，可测试在3%-25%的掺氢比例下管材、流量计、阀门、检测仪表、可燃气体探测器的适应性。

基于目前的现状有以下几个观点：

第一、氢能是清洁高效、无碳无污染的二次能源，是多种能源转型的有效载体。当前，欧美、日韩等国家将氢能作为能源体系脱碳的重要组成和绿色经济复苏的新引擎，将氢能提升至国家能源战略高度，我国也将氢能列为前沿科技攻关方向和重要战略新兴产业，氢能的能源战略地位已得到全球主要经济体的高度共识，在碳中和背景下，氢能的战略地位进一步提升。

第二、管道输氢是突破我国氢能产业储运环节发展瓶颈的优先方向和现实选择。目前，我国氢能产业处于起步阶段，产业链关键核心技术自主可控是我国氢能产业高质量发展的关键，而储运环节是制约当前我国氢能发展的瓶颈之一，安全高效的输氢技术是氢能实现大规模商业化发展的前提。我国在管道输送、液氢、有机液体化合物储氢等领域基础薄弱，亟待实现技术突破。

第三、管道输氢的成本和能耗相对比较低，参照济源-洛阳线沿线情况，DN350mm的管径，考虑了线路工程、阀室工程、大中型穿跨越工程、站场工程、配套工程等相关费用后成本约为1.86-2.99元/kg，成本随着运输距离的增加并不明显增加。长管拖车运输采用租用的方式，运输成本随着运输距离的增加而增加，测算范围下运价大致的变化范围为9.66-40.29元/kg。液氢运输的液化成本较高，运输成本较低，运价随距离变化的幅度较小，测算范围下运价大致的变化范围为31.6-31.95元/kg。我们测算液氢槽车运输相比长管拖车的优势在250公里左右。

第四、目前全球范围内氢气输送管道总里程已超过5000km，基本由法液空、空气产品、普莱克斯和林德4大公司建设，已形成相关氢气管道标准；国内仅有巴陵-长岭、济源-洛阳、金陵-扬子这3条纯氢管道，还未形成相关的标准规范。

第五、欧美等多个国家已广泛开展了天然气管道掺氢输送应用基础研究、试验平台测试及示范应用项目，在役管道最高掺氢比例高达20%。英国、意大利、德国、荷兰等国开展了较多的工业示范，DNV-GL等机构完成了大量的研究工作，国内目前只有少数示范应用案例。

第六、氨本身具有毒性，但是氨的特点是在18-20度就可以液化，在长距离输送中，其毒性对我们并没有影响。氮气和水直接就地制取合成氨，现有的石油管网和天然气管网都可以直接改造为氨管道，我们认为未来以氨储氢供氢代氢是氢能的发展趋势之一。

第七、我国的四大能源通道和人口线能源的分配、新能源和油气管网的匹配高度吻合，我国西部地区是富产氢的产地、新能源、风能和光伏的资源中心，东部是用能负荷中心，整个新能源和油气管网是完全相匹配的。

第八、2020年我国天然气对外依存度高达43%，原油对外依存度攀升至73%，通过氢气利用部分替代石油与天然气，有助于缓解我国能源供应压力，提升我国能源安全水平。打破我国原油、天然气对外的依存度。随着光伏和风力发电成本的持续下降，可再生能源电解水制氢的占比有望大幅提升。

基于以上观点，我提出以下展望：一是掺氢，掺氢的适应性可以直接用于燃烧、发电、工业等领域，也可以进入门站，用于民用、商用等领域，也可以进行氢气提取，用于燃料电池等领域。未来新能源新的主力，我认为有两个方向：1、中短距离纯氢管道和天然气大规模掺混协同发展，纯氢管道长度、掺混比例、掺混规模不断扩大；2、氨作为氢的载体在海运及长距离管道输送占据主导地位，部分原油或者成品油管道改为输氨。

目前面临一系列问题：

第一、氢的能源属性问题，《危险化学品输送管道安全管理规定》对氢气管道的限制的问题。氢气在我国仍作为传统危化品管理，氢气管道的管路应遵守现行的《危险化学品输送管道安全管理规定》及有关法律、行政法规和国家标准、行业标准的规定。这些条款对氢气管道的施工都设置了较高的限制条件，不利于氢气管道的线路选择和实施。

第二、氢气资源平衡问题，我国的氢气来源以煤炭为主，煤制氢技术是目前国内主流的制氢技术。根据中国煤炭工业协会公开数据显示，2020年中国氢气产量超过2500万吨，其中煤制氢占62%、天然气制氢占19%、工业副产气制氢占18%、电解水制氢占1%左右。从碳排放的角度来说，“电解水制氢是绿氢，化石能源制出来的氢不作为绿氢”的思路本身制约氢能的发展。另外，我国是产氢大国，可以充分保证氢燃料电池及相关产业所需的氢源，但我国氢气的主要来源与煤炭工业联系紧密，以及利用弃风/弃光制取的绿氢主要集中在我国西北地区，而东部沿海地区能源需求量巨大，因此存在严重的氢能供需错配问题。这就造成上游制氢与下游用氢之间需要建立起一个安全经济有效的运输方式来实现氢气资源的需求平衡问题。

第三、氢气增压输送的问题，氢气压缩因子大于1.0，氢气管道大规模增压较为困难且能耗较高，目前生产的氢气管道离心式压缩机压比（单级多不超过1.05）普遍较低，缺乏行之有效的增压方案，限制了氢气管道的输送能力。而且目前国内氢气管道普遍采用无缝钢管，制管能力可做到DN500，如需要更大的管径则需采用直缝或螺旋焊缝钢管，但此类钢管在富氢环境下的寿命和可靠性、安全性有待实验的进一步证实支撑。另外，氢气管道的设计流速普遍参照GB50177-2005中的规定执行（＞3MPa时，最大流速10m/s；0.1-3.0MPa时，最大流速15m/s），此规范中对氢气流速的限制是根据《氧气机相关气体安全技术规程》GB 16912-1997中规定的氧气最高流速所界定的，由于氧气和氢气在气体性质及安全性上有着巨大差异，因此规范中对氢气流速界定的合理性存疑，且GB 16912-1997已经废止，适用性不强。

第四、氢气管道设计面临的问题，目前国内暂无氢气管道的设计标准，设计过程中线路部分更多是参照ASME B31.12-2019和GB50251-2015，站内管道部分更多是参照GB 50177-2005。

第五、氢气管道的投资问题，管道建设“鸡与蛋”的问题。建设长距离的输氢管道需要巨大的氢气需求，而在氢气的需求端，只有氢气的价格、储运成本更低，才会刺激需求量的大幅上涨，二者之间较难协调，因此长距离的输氢管道可能需要相关部门牵头。

我们衷心希望通过多种合作方式，与各位同仁共享资源，携手合作，搭建新能源发展的生态圈和产业创新平台，为国家双碳目标贡献力量！谢谢！