Водород рассматривается как важный энергоноситель будущего для получения устойчивой, надежной и экономически эффективной потенциальной энергии для промышленности. Применение включает использование водорода для долгосрочного балансирования производства электроэнергии с потребностями в электрической сети путем использования местных доступных ресурсов, таких как ветер, биогаз, солнечная или ядерная энергия, в зависимости от регионов производства и секторов промышленности [1, 2, 3]. Водород также может использоваться в водородных топливных элементах или для регенерации электроэнергии в газовых турбинах [4]. Одним из основных препятствий на пути перехода к водородной экономике является сложность разработки надежной и экономически эффективной системы доставки водорода [5]. Путь доставки газообразного водорода включает в себя сжатие, хранение и транспортировку [6]. Некоторые операции, такие как сжатие, происходят в нескольких точках между производственным объектом и потребителем. Передача по трубопроводу представляется наиболее экономичным способом транспортировки больших количеств водорода на большие расстояния [7]. По анализу литературы, установлено, что трубопроводный транспорт водорода обходится на 30–50 процентов дороже по сравнению с природным газом [8]. Одним из способов снижения затрат на трубопроводную транспортировку водорода является смешивание его с природным газом [9, 10, 11]. Возможны несколько вариантов развития водородного рынка: 1. Водородсодержащая газовая смесь может транспортироваться на экспорт по трубопроводным системам к конечным потребителям. 2. Водород может быть извлечен и использован на обеспечение нужд промышленности на внутреннем рынке. При соответствующих условиях и относительно низких концентрациях водорода смешивание может потребовать незначительных изменений в эксплуатации и обслуживании трубопроводной системы. В целом на основании исследований, проведенных на сегодняшний день, возникают лишь незначительные проблемы при смешивании менее 10–25 % водорода по объему, в зависимости от конкретных условий и состава природного газа. Более подробно расчет объема примеси водорода в природном газе описан в работе [12]. Более значительные проблемы возникают при более высоких объемных долях водорода в диапазоне 25–50 %. Фракции выше 50 % представляют собой трудности во многих областях, включая материалы для трубопроводов, безопасность и модификации системы, необходимые для устройств конечного использования. Так, авторы работы [13] Голунов Н.Н., Лурье М.В., Мусаилов И.Т. в качестве примера рассмотрели подводный участок магистрального газопровода «Северный поток». В работе изложена теория асчета движения метано-водородной смеси в газопроводах, в том числе с большим перепадом высотных отметок, с высокими и сверхвысокими давлениями (от 10 до 25 МПа). Теория расчета учитывала фракционный состав транспортируемой смеси. Авторами работы [14] предлагается свой вариант расчета транспортировки метано-водородной смеси по участку магистрального газопровода «Северный поток-2». Расчет транспортировки метано-водородной смеси, можно представить в системе уравнений нестационарной работы газопровода высокого давления, которая была подробно описана М.В. Лурье в работе [15].
Общий вывод по результатам исследований, представленных в работах о добавлении водорода в низких концентрациях в существующие газопроводные системы (в объемах 25 % или менее), заключается в том, что такой способ смешивания влечет за собой незначительное увеличение риска воспламенения. Однако добавление большего количества водорода в трубопроводную магистраль приводит к значительному увеличению общего риска безопасности транспортировки. Опять же, эти уровни риска связаны с введением водородных смесей в существующие газовые и не относятся к новым трубопроводам, специально предназначенным для транспортировки водорода, которые требуют необходимого проектирования и управления, в отличие от существующих водородопроводов в Европе и США. Любое введение концентрации водородной смеси потребует обширных исследований, испытаний на существующих трубопроводах, процессов сжатия смеси, мониторинга и технического обслуживания трубопроводных систем.
Следующими наиболее важными проблемами являются выбор и разработка надежной, а также экономически и энергоэффективной технологии сжатия для высокой концентрации водорода и для минимального массового расхода. В нашем случае минимальный массовый расход составил 1,03 кг/с. Существуют две технологии сжатия, доступные для водорода: поршневые компрессоры и центробежные. Для сжатия газа поршневые компрессоры обычно используются при объемном расходе менее 0,472 м3/с [16]. При больших расходах рекомендуется использовать центробежные компрессоры. Однако центробежные компрессоры создают больше проблем при эксплуатации, чем поршневые, так как из-за низкого молекулярного веса смешанного газа с высокой концентрацией водорода требуются более высокие окружности что, в свою очередь, требует использования различных материалов [17]. Для достижения высоких давлений водорода, эти компрессоры требуют нескольких ступеней, работающих на высоких скоростях вращения, а также специальных уплотнений и высоких механических допусков. Центробежные компрессоры, предназначенные для работы с водородом, находятся на стадии разработки по программе ЕС под названием «The HyUnder project» [18].
Целью данной работы является анализ работы магистрального газопровода при транспортировании метано-водородной смеси, с учетом термодинамических процессов и вопросов безопасности. Начальные параметры для различных значений объемной доли водорода и природного газа составили: 25/75 %, массовый поток: 269 кг/с, 383 кг/с и 449 кг/с, внутренний диаметр трубопровода 1000 мм; длина 1000 км; давление 8,4 МПа, температура 300 K и скорость 10 м/с. Для моделирования процесса использовался программный пакет AspenPlus [19] для расчета термодинамических свойств потока газовой смеси при требуемых условиях и количественной оценки производительности и транспортировки.
Для того чтобы надлежащим образом рассчитать термодинамические параметры метано-водородной смеси в условиях реального поведения газа, представленные здесь результаты были основаны на физических свойствах водорода и природного газа, используя уравнение состояния Пенга-Робинсона, а также нового вириального уравнения Ли-Кеслера, модифицированное Клаусом Людтке в работе [20], эти уравнения параметров состояния являются наилучшими для соответствующих расчетов термодинамических параметров газовой смеси водорода и метана в условиях реального поведения газа. Потери давления при транспортировке метано-водородной смеси при условиях реального поведения газа были оценены при помощи метода эмпирической корреляции Беггса и Брилла. Данный метод, основанный на уравнении Фаннинга, при потере давления на трении, которое представляет собой многоцелевое соотношение, полученное на основе экспериментальных данных в работе [21].
Потенциал транспортировки водорода с использованием существующей сети газопроводов России
В процессе транспортировки метано-водородной смеси наиболее важной проблемой является найти максимальное безопасное расстояние транспортировки. При заданном давлении, падение давления вдоль трубопровода зависит от скорости потока, температуры окружающей среды, слоя теплоизоляции и геометрических характеристик трубопровода, таких как диаметр, длина и изменение высоты. Перепад давления и изменения температуры вдоль трубопровода уменьшают плотность газа и увеличивают скорость, что, в свою очередь, увеличивает перепад давления и, следовательно, создает условия дросселирования на определенном расстоянии. Любая оптимизация должна учитывать влияние температуры окружающей среды из-за важности теплообмена между газом в трубе и окружающей средой вдоль трубопровода. При транспортировке газа для минимизации тепловых потерь трубопровод может быть заглублен и изолирован. Заглубленный трубопровод снижает перепад давления и, следовательно, потери энергии в системе, хотя и за счет увеличения инвестиций и эксплуатационных расходов.
Для данного исследования были приняты максимальное и минимальное значения температуры окружающей среды, которые в России могут достигать +45 и -65 °C. На внешней поверхности трубы предполагался слой теплоизоляции, для того чтобы препятствовать коррозии путем предотвращения прямого контакта влаги со сталью. Предполагается, что газопровод находится на глубине не менее 0,8 м под землей. В качестве примера рассматривается подземный изолированный газопровод с внутренним диаметром 1000 мм, теплоизоляцией из 5 см пеностекла. Для подземного магистрального газопровода, согласно СТО Газпром 2-3.5-051-2006, коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду определяется по формуле:
где 
– термическое сопротивление изоляции трубопровода, м2К/Вт; 
– коэффициент теплоотдачи от трубопровода в грунт, Вт/м2К; 
– глубина заложения оси трубопровода от поверхности грунта, м; 
– коэффициент теплопроводности грунта, Вт/мК; 
– коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу, Вт/м2К.
Предполагается, что температуры внутренней стенки трубы и газа в одном и том же поперечном сечении равны. Толщина стенки трубы 
, в метрах, задается как:
где максимальное рабочее давление в трубопроводе (МПа), d2 – наружный диаметр трубопровода (м), S – удельный предел текучести материала трубы (МПа), E – коэффициент продольного шва (отражает различные типы продольных сварных швов трубы) и F – расчетный коэффициент (вводится для добавления запаса прочности при расчете толщины стенки).
Для целей оценки толщины стенки трубы в данном исследовании, максимальное давление принимается равным 9,8 МПа, коэффициент продольного шва 1,0; расчетный коэффициент – 0,72. Класс прочности трубы К 5, предел текучести Н/мм2 (кгс/мм2) 
=343 (35) установлен в диапазоне 483 МПа. Исходя из вышеуказанных данных, расчетная толщина стенки трубы составляет 12,3 мм для трубопровода 1000 мм, расстояние между поверхностью земли и центром трубы составляет z = 1,25 м. Коэффициент теплопроводности k между воздухом и смесью, рассчитанный по уравнению (1), составляет 1,5 Вт/м2, рис. 1.
Для того чтобы можно было провести сравнительную оценку между различными концентрациями водорода, была выбрана одинаковая скорость газа на входе (
=20 м/с) и температура (=300 K), при внутреннем диаметре трубопровода d=1000 мм. Результаты показаны на рисунке 2, таблица 1.
По результатам расчета можно предположить, что при разной концентрации метано-водородной смеси в объемах: 50/50 %, 25/75 % и 10/90 % для газопровода с внутренним диаметром 1000 мм объемный расход на входе в газопровод будет постоянным. При этом высокая концентрация водорода в природном газе приведет к снижению плотности и скорости газа и, следовательно, к уменьшению давления.
Выводы
Транспортная водородная инфраструктура является важным фактором, при разработке решений «Водородной дорожной карты». При разработке концепции водородной инфраструктуры России следует обратить внимание на такие пробелы: отсутствие и дальнейшая разработка нормативных документов (ГОСТ, СП и пр.), регламентирующих требования к транспорту водорода; вопросы безопасности [22, 23]; затраты на разработку технологической инфраструктуры «производство – транспорт – хранение – рынок»; выбросы при производстве и потреблении энергии, связанные с водородным маршрутом, включающими централизованное производство в регионах.
Транспортировка водорода по трубопроводу представляет собой наиболее выгодное с экономической точки зрения вид транспорта. Одним из способов снижения затрат на трубопроводную транспортировку водорода является смешивание его с природным газом в соотношении 25/75 %.
Добавление водорода в газопровод является средством доставки чистого водорода на рынки сбыта с дальнейшим использованием технологий сепарации и очистки его на последующем этапе для извлечения из метано-водородной смеси в месте сбыта продукции.
Также можно учитывать тот факт, что при относительно низких концентрациях водорода 10/90 % смешивания может потребовать незначительных изменений в эксплуатации и обслуживании трубопроводной сети, включая незначительные модернизации оборудования на компрессорных станциях.
В целом по результатам исследований, проведенных на сегодняшний день, при содержании водорода в смеси менее 5–15 % по объему возникают лишь незначительные проблемы, в зависимости от конкретных условий и состава природного газа, но при этом меньший отбор водорода. Более значительные проблемы необходимо решать при более высоких объемных долях водорода в диапазоне 15–25 %, при которых возникают проблемы во многих областях, включая материал трубопроводов, безопасность транспортировки, модернизация оборудования на компрессорных станциях.
Литература
1. Новак А. Водород: энергия «чистого» будущего, Энергетическая политика, № 4 (158) / 2021, с. 6–11. URL: https://doi.org/10.46920/2409-5516_2021_4158_6 (дата обращения: 29.01.2023).
2. Министерство энергетики РФ. План мероприятий («Дорожная карта») по развитию водородной энергетики в Российской Федерации до 2024 года. URL: https://minenergo.gov.ru/node/19194 (дата обращения: 29.01.2023).
3. Арутюнов В.С., Стрекова Л.Н. Потенциал водородной энергетики и возможные следствия ее реализации // НефтеГазоХимия. 2021. № 1–2. С. 8–11. URL: https://doi.org/10.24412/2310-8266-2021-1-2-8-11 (дата обращения: 29.01.2023).
4. Алексеева О.К., Козлов С.И., Фатеев В.Н. Транспортировка водорода //Транспорт на альтернативном топливе. 2011. № 3 (21). С. 18–24 URL:
https://cyberleninka.ru/article/n/transportirovka-vodoroda/viewer (дата обращения: 29.01.2023).
5. Козлов С.И., Фатеев В.Н. Водородная энергетика: современное состояние, проблемы, перспективы / Под ред. Е.П. Велихова. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2009. – 520 с. URL: https://search.rsl.ru/ru/record/01004415480 (дата обращения: 29.01.2023).
6. Фатеев В.Н., Григорьев С.А, Серегина Е.А. Водородная энергетика в России и СССР / Российские нанотехнологии, 2020, т. 15, № 3, с. 262–279 URL:
https://sciencejournals.ru/cgi/getPDF.pl?jid=nano&year=2020&vol=15&iss=3&file=Nano2003004Fateev.pdf (дата обращения: 29.01.2023).
7. Melaina M.W., Antonia O., M. Penem M. Blending Hydrogen into Natural Gas Pipeline Networks: a Review of Key Issues, (2013) Technical Report NREL/TP-5600-51995. URL: https://www.nrel.gov/docs/fy13osti/51995.pdf (дата обращения: 29.01.2023).
8. Reynolds, R.A., Slager, W.L. (1975). Pipeline Transportation of Hydrogen. In: Veziroğlu, T.N. (eds) Hydrogen Energy. Springer, Boston, MA. https://doi.org/10.1007/978-1-4684-2607-6_37 (дата обращения: 29.01.2023).
9. Florisson O. Preparing for the Hydrogen Economy by Using the Existing Natural Gas System as Catalyst. Nederlandse Gasunie at Groningen, (2010) NaturalHy project Report SES6/CT/2004/502661. The Netherlands. URL: https://cordis.europa.eu/project/id/502661 (дата обращения: 29.01.2023).
10. Haeseldonckx D., D’haeseleer W., The use of natural-gas pipeline infrastructure for hydrogen transport in a changing market structure, International Journal of Hydrogen Energy, Volume 32, Issues 10–11, 2007, Pages 1381–1386, https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2006.10.018.
11. Аксютин О.Е., Ишков А.Г., Тетеревлев Р.В., Романов К.В. Метан, водород, углерод: новые рынки, новые возможности // Транспорт на альтернативном топливе. 2020. № 6 (78). С. 48–59. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/metan-vodorod-uglerod-novye-rynki-novye-vozmozhnosti (дата обращения: 29.01.2023).
12. Лурье М.В. Транспортировка партий водорода по газопроводу в потоке природного газа // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 11–12. С. 84–88. URL: https://neftegas.info/tng/-11-12-2020/transportirovka-partiy-vodoroda-po-gazoprovodu-v-potoke-prirodnogo-gaza/ (дата обращения: 29.01.2023).
13. Голунов Н.Н., Лурье М.В., Мусаилов И.Т. Транспортировка водорода по газопроводам в виде метано-водородной смеси // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2021. № 1–2. С. 74–82. URL: https://neftegas.info/tng/-1-2-2021/transportirovka-vodoroda-po-gazoprovodam-v-vide-metano-vodorodnoy-smesi/ (дата обращения: 29.01.2023).
14. Соколинский Ю.А., Сосна М.Х., Галикеева Л.Р. Технологические аспекты транспортировки метано-водородной смеси по трубопроводу «Северный поток-2» // НефтеГазоХимия. 2021. № 1–2. С. 12–16. URL:
https://cyberleninka.ru/article/n/tehnologicheskie-aspekty-transportirovki-metano-vodorodnoy-smesi-po-truboprovodu-severnyy-potok-2/viewer (дата обращения: 29.01.2023).
15. Лурье М.В. Термогидравлический расчет установившихся режимов работы газопроводов высокого давления // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2013. № 2. С. 78–85. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/termogidravlicheskiy-raschet-ustanovivshihsya-rezhimov-raboty-gazoprovodov-vysokogo-davleniya/viewer (дата обращения: 29.01.2023).
16. Hydro-Pac, Inc., High Pressure Hydrogen Compressors. URL: http://hydropac.com/hydrogen-compression.html (дата обращения: 29.01.2023).
17. Лепов В.В., Архангельская Е.А., Ачикасова В.С. Влияние водорода на кинетику хрупкого разрушения в металлах / Вестник инженерной школы ДВФУ. 2019. № 3 (40), с. 29–37 URL: https://cyberleninka.ru/article/n/vliyanie-vodoroda-na-kinetiku-hrupkogo-razrusheniya-v-metallah/viewer (дата обращения: 29.01.2023).
18. The HyUnder project. URL: http://hyunder.eu/ (дата обращения: 29.01.2023).
19. Aspen Plus, Version 8.0, User Guide (2010). https://courses.washington.edu/overney/Aspen/Aspen_Tutorial.pdf.
20. Ludtke K.H. Process Centrifugal Compressors. Basics, Operation, Design, Application, Springer, Berlin, 2004. https://doi.org/10.1007/978-3-662-09449-5.
21. Земенкова М.Ю., Земенков Ю.Д., Чижевская Е.Л., Подорожников С.Ю., Дудин С.М., Халин А.Н. Интеллектуальное управление моделированием структурных форм течения газожидкостных потоков в трубопроводах// Neftegaz.RU, 2022. № 12 (132). С. 36–41. URL: https://magazine.neftegaz.ru/articles/transportirovka/761036-intellektualnoe-upravlenie-modelirovaniem-strukturnykh-form-techeniya-gazozhidkostnykh-potokov-v-tru/?ysclid=ldkdm2q5qe531599947 (дата обращения: 29.01.2023).
22. Васильев, Г.Г., Джалябов, А.А., & Леонович, И. А. (2021). Анализ причин возникновения деформаций инженерных сооружений объектов газового комплекса в криолитозоне. Записки Горного института, 249, 377–385. https://doi.org/10.31897/PMI.2021.3.6.
23. Васильев Г.Г., Леонович И.А., Латифов К.А. О методологии риск-ориентированного нормирования параметров безопасности при проектировании и сооружении газонефтепроводов // Безопасность труда в промышленности. – 2019. – № 2. – С. 84–90. https://doi.org/10.24000/0409-2961-2019-2-84-90 \.
