《管道保护》编辑部：随着“双碳”战略的深入推进，社会对清洁能源的需求日益增长，氢能作为一种零排放的能源载体，将成为未来国家能源体系的重要组成部分。目前我国掺氢天然气管道、纯氢管道等试点示范已经列入氢能产业发展中长期规划，氢能与天然气产业的融合为氢能的规模化输送与利用提供了新的思路。本期我们特别邀请了北京控股集团北京市煤气热力工程设计院有限公司道石研究院副院长兼总工程师王洪建博士做客专家访谈栏目，与读者一同分享天然气掺氢与纯氢管道输送技术的最新研究进展。邮箱：guandaobaohu@163.com。

编辑部：王博士您好，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》提出，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分。请您根据这部规划介绍一下我国氢能利用的发展目标以及研究重点。

王洪建：氢能是一种清洁、灵活、零碳的二次能源，取之于水，还之于水，可大规模存储和运输，氢能的开发利用有利于可再生能源的消纳和终端难减排领域的碳中和，对于促进我国低碳能源转型具有重要意义。氢能目前主要应用在化工和能源领域，未来氢能的应用范围还会快速拓展，具有极其巨大的发展前景。预计到2050年全球终端能源的18%由氢能承担，2060年氢在我国终端能源体系占比20%，市场规模提升10～20倍，预计将新增10万亿级新兴市场。国内外一些权威研究机构对此做了具体分析（图 1）。

图 1 我国终端能源消费结构预测
（来源于2024年中石化技经院《中国能源展望2060》）

《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》明确了氢能的战略定位、目标和主要任务，提出逐步开展掺氢天然气管道、纯氢管道等试点示范工作，规划到2025年建立以工业副产氢和可再生能源制氢为主的氢能供应体系，燃料电池车辆保有量约5万辆，可再生能源制氢量达到10×104 t/a～20×104t/a。到2030年形成技术创新体系，支撑我国碳达峰目标的实现，到2035年形成氢能利用的交通、储能、工业产业体系，支撑国民经济绿色转型。

氢能储运在氢能产业链中至关重要。目前国内主流的是气氢运输，经济距离约200 km，但氢气的生产一般远离城市，运输成本高，需要尽快解决长距离输氢的难题。管道输氢具有很大潜力，包括天然气管道掺氢输送和纯氢管道输送。经过研究发现，相比其他运输方式，75%～100%负荷率的管道输氢是最具经济性的运输方式，同时通过控制输送环境，可以有效避免氢气污染和泄漏等问题，管道输氢能够保证输送氢气质量的稳定性和可靠性。

开展掺氢天然气管道、纯氢管道等试点示范已经列入氢能产业发展中长期规划。2021年12月，国家能源局、科学技术部发布《“十四五”能源领域科技创新规划》，提出开展纯氢/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，制定出相应的技术标准和规范，稳步、有序地推进氢能产业和天然气产业的融合发展，科技部立项开展5%～20%天然气掺氢示范工程，正在稳步构建氢能储运体系。

编辑部：从您的介绍可以看出，天然气管道掺氢输送是今后氢能技术重点发展方向之一，请您分析一下其技术可行性和经济性，未来可能面临哪些挑战。

王洪建：天然气掺氢技术对氢能发展意义重大。这项技术的原理是将氢气与天然气混合，通过天然气管网输送到终端用户。该技术具有以下优点：一是有利于能源储存，从而提高可再生能源利用率，通过天然气掺氢10%，每年可利用300×104 t氢气/1730×108 kW·h电，如欧洲35%在营或在建的可再生能源制氢项目用于天然气掺氢；二是有利于能源输运，充分利用已有的天然气管网基础设施，实现氢能大规模、长距离、低成本输运，输送成本约为0.003元/kg·km～0.008元/kg·km；三是有利于降低碳排放，当掺氢比例达到10%～20%时，可以降低3.5%～7.6%的碳减排，促进实现工业、建筑等领域的深度减碳；四是有利于保障能源安全，氢能作为天然气资源的补充，可以降低我国天然气对外依存度。

欧盟、美国、日本、加拿大等从本世纪初就开始了天然气管道掺氢技术相关应用示范研究，并列入到国家氢能规划。截至2023年，全球共开展了50多个示范工程，每年有超过3000吨氢气掺入天然气管网，天然气掺氢比例一般为5%～30%，其中多数国家目前的最高掺氢比例为20%，远期有望逐步达到100%。

我国也非常重视天然气掺氢的研究和应用示范。今年5月份，国家发展改革委发布了《天然气利用管理办法》，指出将终端天然气掺氢示范项目等高精尖天然气安全高效利用新业态作为优先支持类方向。此外，国家科技部已经连续三年立项开展天然气掺氢的全产业链技术研究，稳步构建“氢进万家”示范工程。除了国家层面的政策支持以外，多个地区也制定了相关规划政策。2021年，山东省潍坊市明确了掺氢天然气的发展定位和示范项目建设补贴，提出了围绕掺氢天然气输配体系及“氢进万家”综合示范等技术方向，贯通基础前瞻、共性关键、工程应用和评估规范环节。北京市提出进行天然气掺氢适应性评价研究及示范验证，河北省明确了“天然气掺氢关键技术研发及应用示范”课题方向，内蒙古在2021年自治区科技重大专项申报指南中，明确“中低压纯氢与掺氢燃气管道输送及其应用关键技术研发”课题方向。国内相关企业也在积极开展天然气掺氢应用示范，我们参与了如国家电投、北京燃气、张家口中油金鸿、乌海凯洁燃气、四川博能燃气等公司开展的天然气示范工程的论证与示范工程，掺氢比例为5%～20%。

2023年，在国家住房和城乡建设部的支持下，中国城市燃气协会牵头、北京煤热院作为主编单位完成了“天然气管道掺氢输送及终端利用研究”大型咨询课题。在研究中，我们分析了天然气掺氢输送技术可行性和经济性。研究表明，天然气管道经过微小的改造（色谱仪、球罐等），掺氢比10%是安全可行的，高钢级管材在高压下的适应性限制了长输管道掺氢比的提高，同时要关注压缩机、流量计、加臭和气体检测仪的适应性，并加快研发高掺氢比下的色谱分析和泄漏检测方案。

关于天然气掺氢的经济性，我们通过构建分析模型研究认为，当前在一定条件下，工业副产氢具备经济可行性，绿氢价格较高，尚不具备经济可行性，需要国家对绿氢采购或掺氢天然气销售等方面给予政策补贴。绿氢价格下降是未来掺氢天然气规模化发展的必然要求，乐观情境下，2026年左右开始进入商业化导入阶段，2042年进入商业化大规模应用阶段。

当前天然气掺氢技术仍面临挑战，还需要加强对能量密度、氢脆、燃烧特性、扩散特性等方面的研究。由于氢的能量密度仅为甲烷1/3的热值，其扩散特性比甲烷快3倍，火焰传播速度大约是甲烷的6～7倍，可能对管网的相容性和完整性产生安全风险。终端使用的灶具、锅炉以及燃气轮机是否能保证正常安全使用还有待研究，这些挑战需要通过技术创新和设备改进来加以克服。

实际上，从城市燃气的发展历史来看，“人工煤气时代”（燃气1.0），氢气就已经是城市燃气的重要组成部分。如1959年北京市开始使用煤气，煤气中就含有55%～60%的氢气。自1987年天然气进京以后，由于资源和成本的原因，天然气逐渐替代人工煤气成为主要的燃气资源，北京进入了“天然气时代”（燃气2.0）。如今，随着氢能技术的进步和应用的拓展，及社会对绿色燃气的迫切需求，氢气有望再次成为城市能源的重要组成部分，特别是天然气掺氢技术的规模化应用，将加快迎来“氢能时代”（燃气3.0）。

编辑部：目前国际上纯氢输送管道发展比较快，国内也正在积极推进，请您介绍一下这方面的情况。

王洪建：纯氢管道是将气态氢从制氢站输送到用氢单位的管道。氢气从制氢站出来后，经过管道进行收集，通过增压站加压后进入氢气长输管道，输送到各个末站进行分配。国际上纯氢管道运输已有80余年历史，目前总里程超过5000 km，基本由法国Air Liquide、美国Air Products、美国Praxair和德国Linde等四大公司建设，大多数由氢气生产商运营。全球最大的氢气管网位于墨西哥湾沿岸的美国，全长965 km，输氢量150×104 Nm³/h。全球最早的输氢管道在德国，全长240 km，管径250 mm～300 mm，运行压力0.2 MPa～2.1 MPa。目前欧洲最长的输氢管道从法国北部一直延伸至比利时，全长约402 km。

欧洲实施的氢气骨干管网（EHB）计划，预计2030年建立一个1.16×104 km 的氢气网络，到2040年将建立一个长达5.3×104 km 的氢气网络，用于连接21个欧洲国家，其中约60%的纯氢管道将由现有天然气管道改造而成。2022年12月，由西班牙、法国、葡萄牙三国领导人签署欧盟氢能管道项目H2Med计划，旨在大规模利用西班牙和葡萄牙的清洁能源，促进欧洲工业脱碳，管道将于2025年开始建设，计划用时4年。陆上部分自葡萄牙东北部塞洛里库修至西班牙西北部萨莫拉，全长248 km，修建费用预计为3.5亿欧元（1080万元/km）；海上部分起自西班牙巴塞罗那，沿地中海海底铺设至法国马赛，最大深度2600 m，全长455 km，成本约25亿欧元（4000万元/km），每年将输送200万吨氢，占欧洲氢气消耗量的10%，将成为欧洲首个氢能走廊。

我国现有氢气输送管道总里程约400 km，已建项目以化工厂区内应用为主。我国自主建设的典型输氢管道，有2014年建成投产的中国石化巴陵石化—长岭输氢管道和2015年建成投产的中国石化洛阳分公司济源—洛阳输氢管道。近年输氢管道建设增多，有2022年建成的上海宝冶冶金输氢管道，长3.97 km，年最大输量5040 t。2022年开工的甘肃省玉门油田公司输氢管道，长度5.77 km，管径200 mm，设计压力2.5 MPa，年最大输量7000 t，是国内首个绿氢纯氢管道，输氢能力1×104 Nm³/h。

随着氢能需求规模的增加，我国输氢管道建设开始提速。根据国家氢能产业发展规划，预计到2030年氢气输送管道总里程将近1000 km，高压氢气长输管道建设里程达到3000 km。如中石化京蒙输氢管道，起于内蒙古自治区乌兰察布市，终点位于北京市的燕山石化，管道全长超过600 km，2023年底开始建设，管道一期运力10×104 t/a，预留50×104 t/a的远期提升潜力，是“西氢东送”国内目前规划建设的距离最长、输氢量最高的管道。定州—高碑店氢气管道，全长164.7 km，管径508 mm，设计压力4 MPa，最大输量10×104 t/a，是首条燃料电池的氢气管道项目。通辽纯氢示范应用项目，全长7.8 km，管径400 mm，设计压力6.3 MPa，一期10×104 t/a，二期30×104 t/a，该项目利用弃风弃电绿色制氢，项目兼具输氢与测试功能。

当前纯氢管道运输主要面临三方面的技术挑战。一是关键技术方面，低成本、高强度抗氢脆材料、高性能氢能管道的设计制造、热处理工艺等技术还需加强。二是相关装备国产化方面，大流量压缩机，氢气计量的设备阀门、仪表等国产化数量严重不足。三是国家标准方面，氢能管道设计、建造、运行、维护等方面的标准还没有和国际接轨，以流速限制为例，目前国内氢气管道标准的设计流速为8 m/s～15 m/s，但国际ASME标准规定氢气压缩机氢气管道流速不得超过高峰条件时的侵蚀速度，较为宽松。

输氢管道是氢能产业发展的关键基础设施，可实现氢能的规模化、低成本输运，从而将我国“三北地区”的绿氢输送到东南地区，推动我国能源的绿色低碳转型。目前氢能产业仍处于产业导入阶段，犹如北京冬奥会的氢火炬一样，虽然氢火炬的火苗很小，但已具燎原之势，“氢进万家”未来可期！

编辑部：感谢您接受我们的采访。