天然气掺氢

概述氢气的输送一直是制约氢能产业链发展的难题。相较而言，纯氢管道输送、天然气管道掺氢输送都能够实现氢能的远距离、大规模、低

概述

氢气的输送一直是制约氢能产业链发展的难题。相较而言，纯氢管道输送、天然气管道掺氢输送都能够实现氢能的远距离、大规模、低能耗运输，但我国的纯氢管道规划与建设刚刚起步，形成大规模输氢能力必然需要较长的周期。

将氢气与天然气掺混，利用在役天然气管道及其输配管网进行输送，是目前可实现安全、高效、大规模和长距离输氢至终端用户的最佳潜在方式。我国天然气管网总里程约为11万km，“全国一张网”已基本建成，2025年总里程将达到16.3万km，这就为发展天然气掺氢产业提供了坚实的基础条件。可以认为，以掺氢天然气的形式开展氢能储运与利用，将是快速突破氢能产业规模化发展瓶颈的主要方式。

2021年，我国能源消费总量为52.4亿tce，其中天然气表观消费量为3726亿m3（同比增长12.7%）；结合天然气产量（2076亿m3，同比增长7.8%）来看，我国天然气供需存在明显缺口。在碳达峰、碳中和目标下，天然气作为清洁低碳的终端能源类型，能够与可再生能源发展形成良性互补的供能格局；2030年，我国天然气年消费量将达到5500亿~6000亿m3，年产量在2500亿m3左右，供应压力进一步加大 。掺氢天然气能够利用氢气替代一部分天然气消费，若按掺氢比（体积比）10%~20%测算，同等热值下，预计每年可替代100亿~200亿m3，将在一定程度上缓解天然气的供应紧张问题。掺氢天然气的多元化终端应用，将促进氢能生产与终端用能双向协同，在参与保障天然气供应安全的同时，实现“氢进万家”。

数据显示，当掺氢比小于14%时，掺氢天然气高位热值大于 36.0 MJ/m3，符合我国一类天然气的热值标准，而我国使用的是12 T 天然气燃气灶具，适用燃气的高位热值为31.97~43.57 MJ/m3。另一方面，掺氢管道建设可以减小储运成本。更重要的是，掺氢领域的可复制性较高，即便是对天然气管道进行低比例掺氢改造时，其增量投资并不高，以包头-临河258KM的10%高压掺氢管道为例，氢云链获悉早期规划的天然气管道投资为8亿元，而掺氢管道投资为9.1亿元。当前国内掺氢管网规划已达1208.1公里，项目主要在半年内落地。

• 1208.1公里掺氢管道，保守估计需氢气10万吨/年。从国内落地的掺氢管网项目来看，管网总长度已突破千公里，预计对氢气的需求将超过10万吨/年。
• 下游应用场景丰富，民用掺氢比例以10%为主。从下游应用场景来看，包括民用燃气、冶金、燃气轮机、天然气车等。从相关项目的应用场景来看，当前民用领域的掺氢比例主要是10%左右，部分项目完成更高比例技术验证。
• 部分项目用于解决氢气供需错配导致的储运难题。除了民用燃气、实验平台等项目，部分掺氢管网项目用于解决氢源供需错配的问题，如广东海底掺氢管道项目。
• 管道的设计压力逐步增加，最高达6.3MPa。早期掺氢管道的设计压力普遍在2MPa以下，而随着技术验证的初步完成，目前管道的设计压力最高已达6.3MPa，如包头-临河的管道项目。

若按掺氢比（体积比）10%~20%测算，预计2030年有270万~630万t氢气掺入天然气管网；按照“制储输用”全生命周期成本（30元/kg）计算，全产业链产值将达800~1800亿元/年。

挑战

氢气较常规天然气具有体积热值低、最小点火能量低、火焰传播速度快、爆炸极限范围广、扩散系数大等特点。因此，活泼的氢气掺入天然气后，气质条件更加复杂，改变了管道和设备内的气质条件，必然对管道、设备的性能和安全维护带来挑战。

科罗拉多州国家可再生能源实验室（NREL）的研究人员发现，关于氢气混合物在地下储存和管道等天然气基础设施中的影响的数据存在很大差距 - 即使使用聚乙烯塑料管道，长期以来一直被天然气行业吹捧为运输氢气或高达20%氢气和80%化石气体混合物的安全方式。天然气管道系统对氢气的适用性，即使是在低浓度（例如，1–10 vol%）下，也取决于许多因素。

氢气和天然气的互换性

不同国家和地区所使用的天然气气质不同，进行燃气互换性分析所得到的结果不尽相同，解决终端燃具对掺氢天然气燃料的适应性问题，需要合理确定掺氢比例。燃气互换性的判定方法主要有 Weaver 判定法、A.G.A 判定法、P Delbourge 判定法。1982 年，我国基于 P Delbourge 判定法提出了采用燃烧特性指数华白数和燃烧势来分析和判定燃气互换性，并在规范 GB/T 13611－2006《城镇燃气分类和基本特性》中给出了华白数和燃烧势的计算方法和取值范围。

英国学者研究得出，掺氢比例为 10%时，当地使用的多数天然气燃气设备能够较好地适应，家用灶具受华白数、回火指数的影响，掺氢比例不应超过 23%。比利时学者通过计算华白数得到将低于 17％的氢气掺入本国天然气后可直接供应于家用、商用燃具。国内马向阳等人以 12T 天然气为基础气，采用高华白数和燃烧势计算方法得出向12T 天然气中掺入氢气的最高掺氢比例为 23%，并对掺氢比例分别为 5%、10%、15%、20%的掺氢天然气进行了燃烧实验，结果表明随着掺氢比的增加，家用燃气灶的热负荷逐渐下降，热效率不断提高，燃烧所排放的污染物含量低于纯天然气。

不同的燃气互换性判别方法侧重点不同，故掺氢比例没有统一的使用标准。天然气掺氢后，热值、华白数等参数会下降，火焰的燃烧速度会上升，将混氢天然气作为燃料或工业用品供应于各个终端用户使用的潜在影响，需要进行深入的研究。

掺氢天然气与输送管道材料相容性

氢气与天然气掺混后，由于氢含量增加，在管道局部区域可能会达到饱和，使材料的韧性降低， 诱发裂纹或产生滞后断裂，造成氢脆。同时，氢也会与天然气管线钢中的碳反应生成甲烷，造成钢脱碳和产生微裂纹，导致钢材的材料性能不可逆转的恶化，出现氢损伤。因此，输气管道及其配套设施对氢气的适应性是决定能否掺氢及掺氢比例多少的主要因素。目前，掺氢天然气的运输是以在役的天然气管道为基础，发生氢损伤的风险较大，而输配管网管材多为聚乙烯管、低强度钢管和球墨铸铁管，发生氢损伤的风险较低。

为了保证混氢天燃气管道的运行安全性，需要将氢气的浓度控制在一定的范围内，并且分析不同掺氢比条件下管材的适应性及需采取的风险应对措施。总体来说，氢气含量较低的掺氢天然气对现有输送管网有较好的相容性，随着氢气含量的增加， 对输送管道管材的要求更加严格。同时，需要开展不同掺氢比例对不同输送管道材料的影响研究，建立相应的管道材料性能劣化数据库，为后续实际大规模输送混氢天然气或氢气提供丰富的数据基础。

主干管网输送压力较高，我国西气东输三线输送压力就达12MPa，较高压力下氢气对管道材料的影响变大。而天然气成分不同、管道材料不同、管道工况不同，都使氢对管网材料的影响程度存在差异，国际上的研究成果不宜直接照搬，掺氢天然气主干管网安全掺氢比例标准尚无法确定。诸如管道材料与掺氢天然气的相容性试验、掺氢天然气的泄漏与燃烧爆炸问题等基础研究工作需扎实推进。

掺氢天然气与所涉设备相容性

在天然气中掺混氢气不仅会影响输送管道，还可能导致沿线部件产生氢脆、氢损伤，且随着氢气掺入量的变化，掺输设备、计量设备的可靠性和准确性也会发生变化，存在失效的风险。因此，以上涉氢设备在材料选择、设计制造、规范标准方面与纯天然气设备有较大不同。

离心压缩机作为掺氢天然气输送管网中重要的旋转机械设备，其性能对整个系统安全高效的运行意义重大。离心压缩机做增压工作时，气体的动能转化为压能，随着掺氢比的增加，氢气的相对分子质量和密度较小，造成相同的速度减小量增压较小，进而导致压比和轴功率下降。离心压缩机需要适当提高工作转速以满足相同的能量需求，可是制约旋转速度提高的关键因素为材料强度，其受气体介质中氢的影响。

掺氢天然气流量计量包括与终端用户的贸易交接以及长输管道上的流量监测。流量计量技术对于掺氢天然气产业的市场化、规模化具有重要意义。国外针对这两部分建立了较多研究项目，得到了掺氢天然气中氢气含量对不同种类燃气表和流量计的计量偏差和使用寿命的影响，氢气含量低于15%的掺氢天然气对家用燃气表的计量偏差和使用寿命影响较小。对于长输管道，掺氢天然气组分的变化会改变气体的压缩因子，从而产生计量误差， 因此降低计量误差的有效方法是进行气体组分分析，可结合在线分析系统或离线分析手段来补充、完善气体组分分析结果，从而保证计量的准确性。

掺氢上限取决于与其相连的设备，管网范围越大，设备越多，对掺氢上限的要求可能越严格。例如，掺氢后使用天然气作为原料的化工企业可能需要调整工艺和流程。现有燃气轮机的控制系统和密封无法适应高比例的氢气，掺氢比例需低于5%。已安装的燃气发动机因相同原因，氢的最大浓度为2%。

泄漏、积聚与燃爆

在不同的泄漏方式中(渗漏与积聚、意外泄漏与扩散)，掺氢混合物的泄漏情况在掺氢比和材料的影响下表现为不同的规律，而且掺氢混合物的泄漏量与泄漏速度远大于甲烷，但由于氢气的密度低、浮力大，近地面处的氢气积累量较小，降低了混合物被点燃的风险。针对掺氢天然气管道泄漏、积聚和燃爆等安全事故已开展了相应的研究，但仍然不够充分，缺少不同工况下掺氢天然气管道发生上述安全事故的特征和演化规律，同时也要大力研究和发展输送管道中潜在安全事故的预警设备和措施，从而为安全事故的防治提供技术支持。

经济性

天然气管道掺氢输送可在短期内以相对少的资金投入来实现氢能长距离、大规模、网络化运输，有利于高效地将氢能产地与消费地连接起来。也要注意到，同样体积氢气的热值只有天然气的1/3，假定天然气掺氢后能够在终端提供相同热值，则氢气价格理论上应是天然气价格的1/3，IEA数据显示，在天然气输送管道中加入3%的氢气，将使管道输送的能量减少2%左右，最终用户天然气需求量有所上升；按照天然气门站价格1.8元/m3计算，氢气价格应为6~7元/kg，而这个价格远低于现阶段的制氢成本。

将氢混合到天然气中运输，如果需要在最终使用地点将氢分离(目前终端利用方式都需要此操作)，会增加较高的成本，以变压吸附为例，根据混合水平和最终使用需求，有研究数据表明其成本在3-6美元/公斤。

从天然气掺氢全产业链发展的视角看，目前天然气掺氢项目的商业化应用并不具有经济可行性。因此，需要挖掘天然气掺氢的多元化应用场景，设计适合国情的天然气掺氢产业生态圈与商业模式，从而促进制氢企业、管网企业、终端用户等相关主体共同推动天然气掺氢产业的稳健发展。

标准

天然气掺氢的标准在包括我国在内的多个国家几乎空白。推进更为积极的欧洲国家也表现谨慎，大多数国家和地区设置掺氢比例不超过2%，少数国家和地区设定为4%到6%之间，德国虽然规定上限为10%，但如果压缩天然气加气站连接到网络，则该比例大幅下调到2%以下。在一些相关设备的规格方面也存在限制，欧洲标准规定燃气轮机所供天然气的氢含量必须低于1%。

近年来，国内外对天然气掺氢技术开展了相应的研究和示范工作，不断促进相关技术的发展，但仍然面临着许多挑战，相关技术标准和规范存在欠缺。国外针对纯氢气长途输送管道颁布了若干个设计和建造标准，如欧洲工业气体协会 EIGA 的 IGC Doc1 21/41《Hydrogen Pipeline System》、美国机械工程师协会的 ASME B 31.12－2019《Hydrogen Piping and Pipelines 》、亚洲压缩气体协会的CGA-5.6《Hydrogen Pipeline System》等，但尚无针对管道长途输运掺氢天然气的相关标准。

我国已发布的氢能相关国家标准有90余项，但涉及天然气掺氢技术的仅有《车用压缩氢气天然气混合燃气》（GB/T 34537—2017）1项。此外，《煤制合成天然气》（GB/T 33445—2016）规定了煤制合成天然气一类气中氢气含量（摩尔分数）不超过3.5%，二类气中氢气含量不超过5%；《进入天然气长输管道的气体质量要求》（GB/T 37124—2018）规定了天然气中氢气含量（摩尔分数）不超过3%。

我国颁布的 GB/T 37124－2018《进入天然气长输管道的气体质量要求》中指出，管输气中氢气的摩尔分数应小于 3%，但无氢气输送管道和掺氢天然气输送管道的相关标准。随着对掺氢天然气技术研究的深入，迫切需要建立相应的标准来促进和规范掺氢天然气技术的发展和应用，相关机构正在积极开展标准的立项、起草、编制和审查工作，团体标准《天然气掺氢混气站技术规程》已进入征求意见阶段。

发展情况

在示范项目层面，诸多国家开展了天然气掺氢可行性研究、天然气管道掺氢输送示范工程建设，测试了不同比例的掺氢天然气对管网基础设施、终端设备的影响；已开展的天然气掺氢示范项目的掺氢比多在5%~30%，氢源以可再生能源制氢为主。

目前，我国已是世界最大的制氢国，可再生能源装机量保持领先，未来可再生能源制氢的发展潜力巨大；基本建成了互联互通的天然气主干网，初步掌握了氢能“制储输用”全产业链的主要技术与生产工艺，发展天然气掺氢产业的基础条件良好。

《“十四五”能源领域科技创新规划》《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》密集发布，要求开展掺氢天然气管道及输送关键设备安全可靠性、经济性、适应性和完整性评价，探索输气管道掺氢输送等高效输氢方式，开展掺氢天然气管道试点示范，逐步构建低成本、多元化的氢能储运体系。然而，天然气掺氢产业尚处于起步阶段，尚未出台国家层面的发展规划。部分省份发布了地方氢能产业规划，将天然气掺氢技术作为氢能储运及终端应用领域的突破口。

我国天然气掺氢示范项目起步较晚，目前初步建成的有2个：辽宁省朝阳市天然气掺氢示范项目，氢源为电解水制氢，掺氢比例为10%，实现了制氢、储运、掺混、利用全链条验证；山西省晋城市天然气掺氢示范项目，氢源为煤制氢。其他在建或规划的示范性项目有12个。

近期更新

除了掺氢管网的建设，国内今年一季度也进行了掺氢燃气应用项目的推进，目前国内掺氢燃气主要应用于民用燃气和燃气轮机。值得指出的是，国产重型掺氢燃气轮机在今年实现了突破并下线。随着氢能产业的发展，国内越来越多的地方开始进行掺氢燃气轮机的技术验证。

国电投2022 年 9 月公司成功实现全球首个在运燃机 30% 掺氢燃烧改造和运行 , 完全掺氢运行情况下 , 每年约能节省 7.8 万吨碳配额。富余的碳配额参与交易后 , 按照目前市场价 55 元 / 吨计算 , 每年约能实现超 400 万元的碳资产收益。

23年2月，河北张家口某小区举办了天然气掺氢入户应用示范通气仪式，是《天然气掺氢关键技术研发及应用示范》项目部分研究任务，国电投中央研究院在该项目中承担管道材质选型与氢气相容性分析技术、天然气掺氢安全防护与实时监测技术、燃气具适应性评价三个方面的研究内容。项目参与人员在示范现场完成了混气撬调试、富氢灶具安装、通气入户及灶具点火等系列工作流程后，将“绿氢”混入天然气，通过管道输送至该小区20户居民家中。

23年3月，西门子能源携手杭州汽轮动力集团股份有限公司对舟山绿色石化基地年产4000万吨炼化一体化项目（“舟山项目”）中的三台SGT5-2000E燃气轮机成功进行了混合气燃烧调试。合成气的成分复杂且燃烧组织难度大，对燃气轮机本身提出了极高的技术要求，因此当前全球范围内鲜有燃气轮机能够实现该技术。舟山项目上实现了掺混合气燃烧的稳定运行，掺氢比例达到20%，不仅降低了项目的用能成本，还能减少废气排放，从而为项目创造了新的价值。

23年3月，国内首条掺氢高压输气管道工程动工，该项目总投资9.1亿元，全长258公里，最大输气能力可达12亿立方米每年。为加快推进内蒙古氢能产业发展，打破氢能运输瓶颈，西部天然气公司同步规划从库布齐中北部新能源大基地建设纯氢管道穿越黄河与包头-临河输气管道连接，为三峡集团、国电投、华能集团及亿利集团光伏制氢，以及包钢集团绿氢冶炼等项目提供输送保障。钢管采用X52MS钢制造，直径457毫米、壁厚8.8毫米，是华油钢管公司为包头—临河输气管道工程“量身定做”的首批掺氢钢管。

23年3月22日，《天然气管道掺氢输送及终端利用可行性研究报告》成果发布会在京举行。报告指出乐观情形下，2026年左右开始进入商业化导入阶段，2042年进入商业化应用阶段。从技术可行性上来说，现阶段通过评估后掺氢比可达10%，部分改造后进一步可提升至20%-30%，而更高的掺氢比需要实验验证和分析，缺乏系统的评估方法和数据。以我国目前天然气消费量计算，天然气掺氢比例为10%时，具备300多万吨/年的氢气消纳能力，消纳1700多亿度绿电，从而进一步提高可再生能源在能源生产结构中的渗透率。此外，天然气管道掺氢还具备跨季节、跨地域的长时储能的能力，预计到2030年，天然气管道掺氢储能规模达到抽水蓄能的1/5。掺氢和纯氢管道输送将成为新的业务增长点，预计管道输氢量占比达20%，约3000亿标方，可解决资源错配问题和调峰需求。《报告》也提出了未来的发展目标。即“十四五”时期，预计新增天然气管道掺氢示范项目15-25个，掺氢比例3%-20%，氢气消纳量15万吨/年，总长度1000公里以上。其中新增长输天然气管道掺氢示范项目2-5个，掺氢比例3%，氢气消纳量10万吨/年，总长度800公里以上。新增城镇燃气掺氢示范项目10-20个，掺氢比例3%-20%，氢气消纳量5万吨/年，总长度200公里以上。终端用户实现民用掺氢天然气区域性示范应用，总用户数超过1万户。此外开展1-2处工业锅炉、大型采暖锅炉、燃气轮机等大型设备示范应用。

2023年4月，中国石油对外发布消息，用现有天然气管道长距离输送氢气的技术获得了突破。目前这条天然气管道中的氢气比例已逐步达到24%，也就是说每输送100立方米掺氢天然气，其中就包括了24立方米的氢气。经过了100天的测试运行，这条397公里长的天然气管线，整体运行安全稳定。截止到2022年底我国油气管道的总里程达到18.5万公里。以目前我国天然气消费量计算，当掺氢比达到20%时，可运输1000多万吨氢气，约合5600多亿度绿电，氢气成本也会大幅度下降。

参考资料：

一图读懂 | 天然气掺氢技术现状和应用

天然气掺氢技术发展现状及相关标准体系

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专家观点：按20%掺氢，2030年天然气掺氢全产业链产值可达1800亿元/年

https://www.toutiao.com/article/7217397292159271456/?app=news_article&timestamp=1680433939&use_new_style=1&req_id=2023040219121949CAD66EF172C65CBB32&group_id=7217397292159271456&share_token=D404AA77-A554-44E5-A5F8-33F7EDB66F14&tt_from=weixin&utm_source=weixin&utm_medium=toutiao_ios&utm_campaign=client_share&wxshare_count=1&source=m_redirect&wid=1686376292362

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