Анализ исследований по определению концентраций водорода в природном газе при транспортировке по МГП

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. (дата обращения: 29.01.2023).

2. Министерство энергетики РФ. План мероприятий («Дорожная карта») по развитию водородной энергетики в Российской Федерации до 2024 года. (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. (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 (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. (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 (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. (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. (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. (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.

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. (дата обращения: 29.01.2023).