中国电机工程学报ProceedingsoftheCSEEISSN0258-8013,CN11-2107/TM《中国电机工程学报》网络首发论文题目：“碳达峰、碳中和”目标下混氢天然气技术应用前景分析作者：邱玥，周苏洋，顾伟，潘光胜，陈晓刚网络首发日期：2021-11-03引用格式：邱玥，周苏洋，顾伟，潘光胜，陈晓刚．“碳达峰、碳中和”目标下混氢天然气技术应用前景分析[J/OL]．中国电机工程学报.https://kns.cnki.net/kcms/detail/11.2107.TM.20211102.1629.005.html网络首发：在编辑部工作流程中，稿件从录用到出版要经历录用定稿、排版定稿、整期汇编定稿等阶段。录用定稿指内容已经确定，且通过同行评议、主编终审同意刊用的稿件。排版定稿指录用定稿按照期刊特定版式（包括网络呈现版式）排版后的稿件，可暂不确定出版年、卷、期和页码。整期汇编定稿指出版年、卷、期、页码均已确定的印刷或数字出版的整期汇编稿件。录用定稿网络首发稿件内容必须符合《出版管理条例》和《期刊出版管理规定》的有关规定；学术研究成果具有创新性、科学性和先进性，符合编辑部对刊文的录用要求，不存在学术不端行为及其他侵权行为；稿件内容应基本符合国家有关书刊编辑、出版的技术标准，正确使用和统一规范语言文字、符号、数字、外文字母、法定计量单位及地图标注等。为确保录用定稿网络首发的严肃性，录用定稿一经发布，不得修改论文题目、作者、机构名称和学术内容，只可基于编辑规范进行少量文字的修改。出版确认：纸质期刊编辑部通过与《中国学术期刊（光盘版）》电子杂志社有限公司签约，在《中国学术期刊（网络版）》出版传播平台上创办与纸质期刊内容一致的网络版，以单篇或整期出版形式，在印刷出版之前刊发论文的录用定稿、排版定稿、整期汇编定稿。因为《中国学术期刊（网络版）》是国家新闻出版广电总局批准的网络连续型出版物（ISSN2096-4188，CN11-6037/Z），所以签约期刊的网络版上网络首发论文视为正式出版。“碳达峰、碳中和”目标下混氢天然气技术应用前景分析邱玥1，周苏洋1，顾伟1，潘光胜1，陈晓刚2（1．东南大学电气工程学院，江苏省南京市210096；2．国网浙江省电力有限公司，浙江省杭州市310007）ApplicationProspectAnalysisofHydrogenEnrichedCompressedNaturalGasTechnologiesUndertheTargetofCarbonEmissionPeakandCarbonNeutralityQIUYue1,ZHOUSuyang1,GUWei1,PANGuangsheng1,CHENXiaogang2(1.SchoolofElectricalEngineering,SoutheastUniversity,Nanjing210096,JiangsuProvince,China;2.ZhejiangElectricPowerCorporation,Hangzhou,Zhejiang310007,China)ABSTRACT:HydrogenenergyisanimportantenergycarrierforChinatoachievethetargetof“carbonemissionpeakbefore2030andcarbonneutralitybefore2060”,whilethelackofmotivationforinfrastructuredevelopmentisacriticalfactorrestrictingthelarge-scaledevelopmentofhydrogen.Blendinghydrogenwithnaturalgasandinjectingthehydrogenenrichedcompressednaturalgas(HCNG)intothenationalnaturalgaspipelinenetworkscanhelprealiseinter-provincialtransportationandutilisationofhydrogen,whichcaneffectivelypromotethelarge-scaleconsumptionofrenewableenergyandfacilitatetheearlyrealisationofChina’scarbonreductiontarget.Inthiscontext,thispapercomprehensivelyexplorestheapplicationprospectofHCNGrelatedtechnologiesinChina.Firstly,thispaperevaluatesthepotentialofHCNGintheprocessofChina’scarbonemissionreductionfromseveralaspects;secondly,technicalandeconomicanalysisiscarriedoutfortechnologiesrelatedtotheHCNGsupplychain;subsequently,themulti-stagedevelopmentpathofHCNGpenetratedintegratedenergysystem(HPIES)isprospected;intheend,aseriesofkeyproblemsthatmayexistintheprocessofHCNGdevelopmentareexpounded.KEYWORDS：carbonemissionpeak;carbonneutrality;hydrogenenrichedcompressednaturalgas(HCNG);electrolytichydrogenproduction;techno-economicanalysis;applicationprospect摘要：氢能是我国实现“2030年前碳达峰，2060年前碳中和”的重要能源载体，基础设施发展动力不足是制约其大规模发展的重要因素。将氢气与天然气掺混形成混氢天然气并注入全国天然气管网，能够实现氢能的跨省区输运和利用，从而有效促进可再生能源的大规模消纳，助力“双碳”目标的早日实现。为此，该文全面探究混氢天然气技术在我国的应用前景。首先，从多角度评估氢能在我国碳减排进程中的发展潜力，并针对混氢天然气供应链的关键环节开展技术经济分析；随后，展望混氢天然气在我国能源系统的中长期发展路径；最后，阐述混氢天然气技术发展过程中一系列待研究的关键问题。关键词：碳达峰；碳中和；混氢天然气；电制氢；技术经济分析；应用前景0引言自工业革命以来，化石能源大量消耗导致的空气污染和气候变暖问题严重威胁人类社会的可持续发展[1]。2020年，习近平总书记在联合国大会上提出“2030年前碳达峰、2060年前碳中和”的“双碳”目标，明确了我国能源系统低碳转型的关键时间节点[2]。为降低能源领域的碳排放，减少对化石能源的依赖，我国一直积极推动可再生能源的发展，探索能源系统的新形式[3]。近年来，以综合能源系统(IntegratedEnergySystem,IES)、氢能系统为代表的新型能源系统得到广泛的关注和研究[4],[5]。其中，氢能是支撑能源系统低碳转型的重要二次能源之一，其作为燃料和生产原料，未来在电力、热能、工业、交通领域，具有广泛的应用前景[6]。此外，作为一种大规模、跨季节能源存储的媒介，氢能能够作为需求侧资源抵御电网故障、负荷高峰和能源短缺等风险。为推动氢能发展，许多国家纷纷评估自身氢网络首发时间：2021-11-0312:04:57网络首发地址：https://kns.cnki.net/kcms/detail/11.2107.TM.20211102.1629.005.html能的应用前景，并制定雄伟的发展目标。日本自2002年启动氢能及燃料电池示范项目以来，不断加大氢能和燃料电池技术的研发及示范应用力度，先后发布了《氢能与燃料电池战略路线图》和《氢能源基本战略》，制定其实现“氢能社会”的国家战略[7]。美国能源部在2019年初正式推出H2@Scale计划，旨在实现低成本可持续的大规模氢气生产、运输、存储和利用[8]。2020年，德国和法国先后发布了各自的《国家氢能战略》，制定了“绿氢”发展路线，计划大规模布置电解水装置[9]。21世纪以来，我国政府陆续制定了《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》和《“十三五”交通领域科技创新专项计划》，并于2019年首次将氢能写进《政府工作报告》[10]。氢能的发展依赖于制、输、储、用等多环节的技术支撑，而制氢、储氢设施发展动力不足和高昂的纯氢管网建设费用导致氢能的普及利用依然存在困难[11]。考虑向已有的天然气基础网络中掺入适当比例的氢气，以混氢天然气(Hydrogenenrichedcompressednaturalgas,HCNG)的形式实现氢能利用，有望打破这一“先鸡后蛋”困境。早在2004年，欧盟开展了名为NaturalHy的示范项目，旨在发现并解决氢气掺混进天然气网络的问题[12]。2007年，荷兰启动了示范项目SustainableAmeland，以一处公寓大楼为试验对象，研究0-20%掺氢比的HCNG对气网管道和附件，以及居民燃具的影响[13]。为实现2050年减排目标，英国在2016年开展了示范工程H21LeedsCityGate，试图利用氢能解决本国冬季采暖导致的天然气供需矛盾和碳排放问题[14]。近两年，我国的HCNG示范项目刚刚起步。2019年在辽宁朝阳开启了国内第一项HCNG试验工程，旨在验证HCNG技术的可靠性和稳定性[15]。HCNG能够缓解电力系统消纳可再生能源的负担，减少整个能源系统的碳足迹。然而，氢气与天然气的物化性质存在差异，氢气混入天然气后，势必对天然气基础设施的运行工况产生影响[16],[17]。HCNG涉及的制氢，掺混和分离等环节还会滋生出新的技术需求。因此，需要广泛开展工程试验，验证HCNG与天然气基础设施的适应性和相容性，并针对HCNG供应链涉及的各个环节开展技术经济分析。组分更复杂、掺氢比变化的HCNG也会给原本适用于天然气系统的数学模型带来一系列非线性问题，亟需建立适用于HCNG系统规划设计、运行仿真的设备及网络数学模型[18]。同时，HCNG将多方利益主体耦合在一起，丰富了能源系统的内涵，需要采取具体有效的措施推动HCNG供应链建设和市场化发展[19]。此外，我国尚且缺乏适用于HCNG供应链的统一标准规范，推动HCNG的规模化发展还需消除社会民众对于氢能的刻板印象[20]。为推动我国能源系统的低碳转型，助力早日实现“双碳”目标，本文从我国多阶段的氢能需求、碳减排能力以及可再生能源氢能供应能力等角度，综合评估HCNG在我国的发展潜力，并针对HCNG供应链的关键环节开展技术经济分析。接着构建了一种依托新型能源载体的综合能源系统形式——HCNG渗透的综合能源系统(HCNGPenetratedIntegratedEnergySystem,HPIES)，展望其中长期发展路径。最后阐述了HCNG融入现有能源系统过程中可能面临的一系列关键问题，指出未来重点研究方向。1我国氢能发展潜力评估目前我国氢能生产主要依赖化石能源，消费主要作为工业原料，可再生能源清洁制氢和氢能能源化利用不足[21]。如图1所示，本章将从交通、民用燃气和工业三个领域分析我国在2030年和2060年这两个关键时间节点的氢能消费潜力、碳减排潜力以及可再生能源制氢潜力。交通民用燃气工业燃气汽车燃料电池车燃气热水器燃气灶具燃气锅炉HCNG：掺氢比23%-24%以下1kg合成氨1kg合成甲醇1kg粗钢0.17kg氢气0.20kg氢气0.036kg氢气HCNG：掺氢比20%HCNG/氢气/甲烷CH3OH图1氢能发展潜力评估相关领域Fig.1Researchareaofhydrogenpotentialassessment1.1我国中长期氢能消费潜力1.1.1交通领域氢能消费潜力本文中的交通领域仅涉及燃料电池车和燃气汽车等道路交通，暂不考虑铁路、水路和航空。2020年底，我国燃料电池车保有量为7132辆，基本为物流特种车、客车等商用车型。据中国汽车工程学会预测，我国燃料电池车保有量在2025年和2035年将分别达到10万辆和100万辆[22]。基于此变化趋势进行回归分析，预计2030年和2060年我国燃料电池车保有量分别达到42万辆和950万辆。表1中整理了2030年和2060年我国燃料电池商用车和乘用车相关数据[23],[24],[25]。其中，商用车选取物流特种车作为代表。表1我国中长期燃料电池车氢能消费潜力Tab.1Medium-andlong-termhydrogenconsumptionpotentialoffuelcellvehiclesinChina2030年2060年商用车乘用车商用车乘用车保有量/万辆366300650百公里氢耗/(kg/100km)2.20.820.6年行驶里程数/万km61.561.5氢能消费潜力/亿m357.98503.00那么2030年和2060年，我国在燃料电池车领域的氢气消费量分别为57.98亿m3和503.00亿m3。截至2019年底，我国天然气汽车保有量为732万辆，其中91.8%为压缩天然气汽车，主要应用领域为私家车和城市公共交通。2015年以来，我国天然气汽车保有量年增长率放缓，保持在10%左右[26]。研究表明，近20年来，我国民用汽车保有量与GDP增长率具有较高的一致性，2035年前后，我国民用汽车保有量将进入稳定增长期[27]。基于我国GDP变化趋势和天然气汽车保有量变化趋势进行回归分析，预计我国2030年和2060年天然气汽车保有量分别为2000万辆和7000万辆。假设我国燃气汽车年均行驶里程数为15000km，平均气耗为5.7kgNG/100km，考虑20%掺氢比的HCNG作为替代燃料气[28]，那么2030年和2060年，我国在燃气汽车领域的氢气消费潜力分别为47.67亿m3和166.85亿m3。1.1.2民用燃气领域氢能消费潜力本小节仅评估HCNG作为居民生活和工商业的燃料气能够带动的氢气消费量。近年来，我国在民用燃气领域的天然气消费总量增长率保持在5%-10%区间内[29]。若2020年至2035年我国天然气消费总量年增长率按7%计，2035年至2060年按5%计，我国2030年和2060年在民用燃气领域的天然气消费量分别为1191亿m3和5660亿m3。考虑使用掺氢比为23%的HCNG作为现有居民燃具的燃料气[30]。那么2030年和2060年，我国在民用燃气领域的氢气消费潜力分别为273.93亿m3和1301.8亿m3。1.1.3工业领域氢能消费潜力工业领域方面，氢能的消费潜力主要在化工和钢铁领域。化工领域方面，氢气主要用作合成氨、甲醇和盐酸的原料；钢铁领域方面，氢气可代替传统工艺中的焦炭作为冶金还原剂。据预测，我国2030年化工和钢铁领域的氢能消费量分别达到2430.64亿m3和1146.53亿m3，2050年分别达到1994.96亿m3和1742.72亿m3[23]。此外，我国化工领域合成氨、甲醇的产量保持稳中有降，预计2050年后化工领域氢能消费量保持稳定[31]。据此预计2060年化工和钢铁领域的氢能消费量分别为1994.96亿m3和1800.69亿m3。那么2030年和2060年，我国在工业领域的氢能消费潜力分别为3577.16亿m3和3795.65亿m3。综上，2030年和2060年，我国在交通、民用燃气和工业领域的氢能消费潜力如表2。表2我国中长期交通、民用燃气和工业氢能消费潜力Tab.2Medium-andlong-termhydrogenconsumptionpotentialintransportation,civilgasandindustryinChina2030年2060年交通燃料电池车/亿m357.98503.00燃气汽车/亿m347.67166.85民用燃气/亿m3273.931301.80工业/亿m33577.163795.65合计/亿m33956.745767.30可以看出，未来10至40年内，我国氢能消费量呈现迅速增长的趋势，2030年和2060年，我国在交通、民用燃气和工业领域的氢能消费潜力共计3956.74亿m3和5767.30亿m3。1.2我国中长期碳减排潜力基于1.1节中对我国氢能消费潜力的评估，本小节开展相应的碳减排潜力评估。首先给出三个领域碳减排潜力的计算方法，相关参数取值见表1和附录表A1至A3。定义燃料电池车的碳减排系数为FCVe，kgCO2/(辆·年)，表示相同年行驶里程数下，燃料电池车相较于燃油车的年CO2减排量，其计算公式如式(1)[32]。-5FCVfuelfuelfuelav10fhde(1)式中：fuel表示燃油种类；fuelf表示燃油经济性，kg/100km；fuelh表示燃油的热值，MJ/kg；avd表示年均行驶里程数，km；fuel表示燃油的二氧化碳排放因子，kg/GJ。使用HCNG作为燃料气的燃气汽车与民用燃气的碳减排计算方法一致。定义单位体积HCNG的碳减排系数为HCNGe，kgCO2/m3HCNG，其计算公式如式(2)：LHVLHVHNGHCNGLHVNGLHV-3NGNG113.610yhyhehyh(2)式中，LHVHh和LHVNGh分别表示氢气和天然气的低位热值，kWh/m3；NG表示天然气的二氧化碳排放因子，kg/GJ。考虑碳捕捉、利用与封存(CarbonCapture,UtilisationandStorage,CCUS)技术将煤炭和天然气制取的“灰氢”转化为“蓝氢”，或直接利用可再生能源制取的“绿氢”，能够显著降低工业领域因使用氢气产生的碳排放。定义单位体积“蓝氢”或“绿氢”的碳减排系数为BlueH/GreenHe，kgCO2/m3H2，其计算公式为：BlueH/GreenHGreyHHe(3)式中，GreyH表示“灰氢”生产过程中产生的二氧化碳排放因子，kgCO2/kgH2，可以指煤制氢或天然气制氢；H表示氢气密度，kg/m3。综合式(1)至(3)，我国交通、民用燃气和工业领域在i年的碳减排潜力表示为i，kgCO2/年，其计算方法如式(4)：FCVFCVHCNGHCNGBlueH/GreenHGreyH=N+V+Viiiieee(4)式中，FCVNi表示i年我国燃料电池车市场保有量，辆；HCNGVi表示i年我国HCNG用作燃料气的消费总量，m3/年；GreyHVi表示i年我国工业领域氢气作为生产原料的消费总量，m3/年。结合表2和式(4)，计算得到我国在交通、民用燃气和工业领域的碳减排潜力，如表3所示。表3我国中长期氢能碳减排潜力Tab.3Medium-andlong-termcarbonreductionpotentialofutilisinghydrogeninChina2030年2060年交通燃料电池车/万吨1118.3511104.44天然气汽车/万吨51.33179.67民用燃气万吨332.571580.49工业/万吨60119.1863791.21合计/亿吨6.167.67可以看出，2030年和2060年，我国在交通领域、民用燃气和工业领域的总碳减排潜力分别为6.16亿吨和7.67亿吨。1.3我国中长期可再生能源制氢潜力“双碳”目标下，要满足我国未来40年内的增量氢能消费需求，需要开拓清洁的氢能供应渠道，也就是可再生能源电解水制氢。截至2021年一季度末，我国风、光、水电的装机容量分别达到2.87亿kW，2.59亿kW和3.71亿kW。基于《风能北京宣言》[33]，中国光伏行业协会[34]，以及《水电发展“十三五”规划》[35]，预计我国2030年和2060年风光水电的装机容量及发电量，如表4所示。表4我国中长期可再生能源发展潜力Tab.4Medium-andlong-termpotentialofrenewableenergyinChina累计装机容量/亿kW年发电量/亿kWh2030年2060年2030年2060年风电8301760084000光电10.6351590070000水电4.361853028800合计22.97152030182800根据《我国中长期发电能力及电力需求发展预测》，我国2021至2030年间电力需求年均增速为3.5%，2031至2050年放缓至1.0%[36]。假设2050至2060年仍然保持1.0%的增速。那么2030年和2060年，我国全社会电力需求为105950.07亿kWh和142804.69亿kWh。根据《关于征求2021年可再生能源电力消纳责任权重和2022至2030年预期目标建议的函》，2021年全国统一可再生能源电力消纳责任权重为28.7%，并在2030年达到40%，年均增速为1.25%左右[37]。假设2030至2060年仍然保持1.25%的年均增速。那么2030年和2060年，我国可再生能源直接电力消费量为42380.03亿kWh和110673.63亿kWh。假设减去可再生能源直接电力消费量后，剩余的可再生能源发电量用于电解水制氢，并考虑2030年和2060年电解槽效率分别为0.69和0.74[38]。那么2030年和2060年，我国风光水资源总的制氢潜力分别为2408.13亿m3和19303.26亿m3，能够满足2030年60.86%的氢能消费需求，以及2060年全部的氢能消费需求。2HCNG技术经济分析当前技术水平下，建设针对纯氢的基础设施成本高昂且发展动力不足，以HCNG的形式利用现有的天然气基础设施实现氢能的发展，有望打破这一“先鸡后蛋”困境，助力我国能源系统的低碳转型。本章分别从HCNG基本特征，供应链技术，输运基础，需求侧和供给侧经济性等角度对我国发展HCNG进行技术经济分析。2.1HCNG基本特征2.1.1气体状态方程Soave-Redlich-Kwong状态方程(SRK)及其改进形式是对于最基础的范德华状态方程(vanderWaals,vdW)的修正，广泛应用于工业领域[39]。式(5)-(7)可用于描述HCNG气体达到平衡态时状态参量之间的函数关系，能够揭示HCNG的基本特征，也是后续HPIES建模的基础[18]。3332222+=0RTZRTZapRTbpRTbpRTZabp(5)222=0.4274811/0.4801.5740.176cccRTaTTp(6)=0.08664ccRTbp(7)式中：cT表示临界温度，K；cp表示临界压力，Pa；表示离散系数；R表示理想气体常数，8.31Pa·m3/(mol·K)；T和p表示实际气体温度和压强。相关参数的取值见附录表A3。考虑经典的范德华混合规则，对于掺氢比为1y的HCNG，系数ma和mb由式(8)和(9)确定[40]。需要指出的是，本文中提及的掺氢比均为HCNG中氢气的摩尔/体积分数。2211121222=2mayayyaaya(8)1122=mbybyb(9)2.1.2掺氢比掺氢比上限受燃气标准，天然气组分和传输、使用设施等多方面条件的制约，相关标准在包括我国在内的许多国家仍是空白，HCNG发展最为靠前的欧洲国家制定的标准偏向保守。图2选取了国内外部分典型示范项目[12-15],[41-46]。欧盟：NaturalHy2004.5-2009.1050%20%30%DVNGL：HYREADY2014-201620%法国：GRHYD2014-2019100%英国：H21LeedsCityGate2016-20%英国：HyDeploy2017-2021.320%英国：HyNet2018-未知澳大利亚：WSGG2020.8-2%未知中国：天然气掺氢关键技术研发及应用示范2020.9-年份掺氢比（体积分数）荷兰：SustainableAmeland2007.12-2011.4中国：朝阳可再生能源掺氢示范项目2019.9-图2各国HCNG相关项目时间进度及掺氢比情况Fig.2TimescheduleandmolarfrictionofhydrogenofHCNGrelatedprojectsworldwide如图2所示，各国开展的HCNG示范项目中，掺氢比为2%至50%不等，也有关于100%氢气的研究。其中，欧洲关于HCNG的工程试验走在前列，而我国近两年刚刚起步。除了上述已开展的HCNG项目，俄罗斯也在积极布局氢能发展[47]。2.2HCNG供应链技术分析HCNG供应链涉及“制氢-掺混-储运-分离/利用-商业运营”等环节，如图3所示。其中，商业运营覆盖其余各个环节。本节将分别论述HCNG供应链涉及的核心设施、关键技术以及潜在的安全问题。2.2.1源侧：氢气制取与掺混HCNG供应链源侧主要涉及氢气制取与掺混。其中，电解水制氢作为最具应用前景的清洁制氢技术，依照电解质可分为碱性电解水制氢(AlkalineWaterElectrolysis,AWE)、质子交换膜电解水制氢(ProtonExchangeMembranes,PEM)、固体氧化物电解水制氢(SolidOxideElectrolyticCells,SOEC)三大类[48]。PEM凭借快速的动态响应能力，对于可再生能源出力的适应性更强，SOEC能量转化效率高且能实现电、氢双向转化[49]，未来均有望在可再生能源制氢领域获得大规模应用。掺混方面，在国内外示范工程中，通常将天然气和氢气在专门的混氢装置中按特定比例充分掺混后注入输运管道，混合工艺可分为定压配比和在线混合[13],[19]。制氢风能太阳能水能煤制氢天然气制氢电解水装置碳捕捉、利用与封存天然气氢气混氢装置分离/利用HCNG压缩机储运分离HCNG天然气氢气调压站掺混居民工商业交通H2/HCNG化工气井/储罐/储气库电网长管拖车/槽车船舶天然气网络（耐氢改造）储罐/储气库计量CH3OH图3HCNG供应链Fig.3SupplychainofHCNG2.2.2网络：管材相容性及管道工况借助于天然气基础网络实现HCNG的输运，需要考虑管材相容性和管道工况两方面的影响。管线钢，以及聚乙烯(PE)和聚氯乙烯(PVC)等塑料管材是天然气输配管道的主要材料。掺氢会劣化管线钢的强度和塑性等力学性能，产生氢脆现象，且管线钢中含碳量的增加，氢气浓度和管道压强等级的提高都会恶化氢脆问题[11]。相较于管线钢，塑料管材与HCNG的相容性更好，且氢气的混入对PE管道的老化影响不大[20]。总体而言，HCNG在配气管网中的传输条件优于输气管道，低碳钢和塑料管材用作输运HCNG的条件要优于高碳钢，有必要进一步开展真实环境下管材与HCNG的相容性研究[16],[50]。氢气与甲烷在热值，密度，运动粘度和压缩难易程度等方面的差异，导致HCNG相较于天然气在燃气管道中的能量传输能力和管存灵活性有所削减。定义管道相对能量传输能力为，同一管段两端压降相同时，管输HCNG相对于管输天然气，气体能量传输能力的比值。其计算方法如式(10)[11]，详细推导过程见附录B。44444177CHCHCHHCNGCHHCNGHCNGHCNG=SZuuSZ(10)式中：4CHu和HCNGu分别表示标准状况下甲烷和HCNG的能量密度；4CHS和HCNGS分别表示甲烷和HCNG的比重；4CHZ和HCNGZ分别表示甲烷和HCNG的气体压缩因子；4CH和HCNG分别表示标准状况下甲烷和HCNG的运动黏度。定义管存相对灵活性为，在同一压强等级下，针对同一管段，管输HCNG相对于管输天然气，管存调峰能力的比值。其计算方法如式(11)[11]，详细推导过程见附录B。444maxminmaxminHCNGHCNGHCNGmaxminmaxminCHCHCH//=//upZpZupZpZ(11)式中：maxp和minp分别表示管段平均压强的最大和最小值；4maxCHZ和maxHCNGZ分别表示管段平均压强最大值对应的甲烷和HCNG的气体压缩因子；4minCHZ和minHCNGZ分别表示管段平均压强最小值对应的甲烷和HCNG的气体压缩因子。我国长输管道设计压力等级6.3MPa至12MPa不等，城镇燃气输配系统高压可达4.0MPa，中压可达0.4MPa，低压最大0.01MPa。针对上述几个关键压力等级，根据式(10)和式(11)，计算得到管道相对能量传输能力以及管存相对灵活性与掺氢比、压强等级的关系，分别如图4和图5所示。图4管道相对能量传输能力与掺氢比、压强等级的关系Fig.4Therelationshipbetweentherelativeenergydeliverycapacityofthepipelineandthemolarfrictionofhydrogenandthepressurelevel图5管存相对灵活性与掺氢比、压强等级的关系Fig.5Therelationshipbetweentherelativelinepackflexibilityofthepipelineandthemolarfrictionofhydrogenandthepressurelevel可以看出，压强等级越高，混入氢气对于管道能量传输能力和管存灵活性的削弱更严重，不同压强等级下管道相对能量传输能力随掺氢比的增加先下降后略微上升，而管存灵活性呈现单调下降趋势。以压力等级12MPa为例，考虑掺氢比为20%，管道能量传输能力将下降到基准情况的81.75%，管存灵活性下降到基准情况的74.03%。此外，氢气的混入也会影响管道中的压力分布和气体流速[18],[51]。2.2.3关键设备：终端用能及辅助设备我国典型燃气灶具是以12T天然气为基准气设计的，国际上常采用华白数和燃烧势判定燃气互换性[52]。根据我国学者研究，HCNG中掺氢比小于23%-24%时能够保证燃具的正常工作[30]。燃气轮机是燃气、电力和热力系统中的关键产能设备，氢气的混入可以使其获得更清洁的燃烧特性。研究表明，允许掺氢比上限与燃气轮机本身设计相关，经过合理改造，燃气轮机能在一定的掺氢比区间内安全运行[17],[53]。HCNG作为一种较为清洁的替代燃料也有望改善汽车内燃机的动力性能和排放性能。国内外学者的试验研究表明，20%的掺氢比是HCNG作为汽车燃料最为合适的选择[28]。此外，氢气、甲烷以及HCNG均可作为不同种类燃料电池的燃料气，在机动车、航空航天和热电联产发电等领域获得广泛应用[23]。离心式压缩机是天然气长输线中的主流增压设备[19]。由于离心式压缩机的叶轮需要与气体接触，其运行工况会受气体组分影响。HCNG的体积能量密度低于天然气，为获得相同的压缩比，需要提高压缩机的旋转速度，这对离心式压缩机的组件和密封性提出了严格要求。为实现可再生能源的大规模消纳，HCNG还需重点关注大容量存储技术，即管道储气和地下储气。天然气长输线及城市中高压管道储气相关研究和应用在我国已经非常成熟[54]。而我国氢气管道起步较晚，也缺乏氢气长输管道领域的标准体系。输氢网络的建设不足验证了借助现有天然气网络输送HCNG这一氢能发展过渡阶段的必要性。地下储气受地质条件和技术水平限制，盖层、储层和断层的地质特征会对储氢结构的气密性、压力条件以及氢气的采出纯度产生影响，完井材料和技术与氢气泄露、氢脆密切相关，需要开展地质勘察和水文地质模拟以实现安全可靠的储气库选址[55]。我国枯竭油气藏型和盐穴型储气库的建设运营经验对于HCNG地下储气有着珍贵的借鉴意义。对于有纯氢需求的用户，如合成氨/甲醇工厂、燃料电池，具备条件既可以利用分布式可再生能源本地制氢，也可以从管输HCNG中分离出高纯度氢气。膜分离和变压吸附技术结合的混合分离系统被认为是从HCNG中分离提纯出高纯度氢气的有效方法[20],[56]。通过利用天然气输配系统中的调压装置以及改进分离工艺配置，能够显著降低氢气分离的投资和运维成本。我国现有的天然气计量技术体系以体积流量计量为主[57]。天然气管道中混入氢气后，燃气热值发生变化，原有的体积计量不能够体现燃气的品质，容易产生计费纠纷。研究表明，天然气流量计用于测量HCNG气体的体积流量时，测量误差与掺氢比以及压强等级呈正相关[58]。2.2.4HCNG供应链安全天然气中掺混氢气除了会带来管材相容性与设备适应性问题，气体泄露、积聚和爆炸等危及社会经济环境的安全隐患也不容忽视[59]。氢气作为最小的气体分子，在管网管道壁和接头处的渗透速率明显高于天然气。NaturalHy等项目的试验研究表明，HCNG在塑料管材中的渗漏损失较之管线钢更为严重，更高的气体压强也会提高泄露速率[20]。然而，考虑到氢气较低的体积能量密度，天然气系统中混入氢气造成的气体损失相对于系统年吞吐量仍可忽略不计[60]。气体泄露后产生的气体积聚行为可能会进一步导致爆炸，危及人身财产安全。相关试验表明，适当的通风条件下，掺氢比50%以下的HCNG的气体积聚问题比较轻微，并未发现氢气与天然气的分离[61]。此外，与天然气相比，掺氢比20%以下的HCNG在密闭空间内的爆炸风险增加不大，通风和减少空间拥堵等手段能够有效降低爆炸风险。要为HCNG的安全输送与终端利用提供依据，我国需要从近期开展的示范工程中获取数据，全面研究HCNG的泄露、积聚和爆炸问题，完善现有的天然气系统的完整性管理和风险评估技术，以适应不同压强等级和掺氢比下的HCNG。综上所述，以HCNG的形式在我国推动氢能应用，存在不少技术难关需要攻克，需要广泛开展工程试验论证其可行性和安全性，制定HCNG供应链各环节的标准规范。天然气制氢煤制氢LNG接收站水电（装机容量0.20亿kW以上）风电（装机容量0.10亿kW以上）光电（装机容量0.12亿kW以上）分地区氢能需求占比10%以上5%-10%1%-5%0%-1%0%暂无数据伊宁格尔木敦煌锡林浩特沈阳大连锦州秦皇岛北京承德烟台张家口大同榆林大理玉溪昆明安顺贵阳遵义重庆成都南充天水兰州西宁德令哈巴中宜昌武汉长沙南昌吉安鹰潭南宁海口韶关赣州厦门福州上海南京杭州西安安阳太原吕梁郑州蚌埠青岛济南长春吐鲁番哈密石家庄香港乌鲁木齐既有天然气管道图6我国天然气主干管网[62]，LNG接收站[63]，风/光/水电装机分布[64]，制氢工厂[65]以及氢能需求[66],[67]现状Fig.6Statusquooflong-distancegaspipeline[62],LNGreceivingterminal[63],wind/solar/hydro-power[64],hydrogenproductionplants[65],andhydrogendemand[66],[67]inChina2.3HCNG输运基础条件本节从我国的氢能生产消费现状，天然气网络掺氢需求两方面介绍HCNG在我国的输运基础条件。图6展示了我国天然气主干管网，可再生能源装机分布，氢能生产及需求现状。2.3.1氢能供需格局图6中标注出了我国煤制氢以及天然气制氢工厂的空间分布。我国的在建/拟建的15个炼化一体化项目中，确定采用煤制氢的项目有11个，主要分布在东部沿海地区，而采用天然气制氢的只有1个位于云南的炼油项目[65]。当前我国氢能主要作为工业原料消费，以合成氨和合成甲醇为主[21]。各省市的氢能需求在图6中以地图板块的颜色深浅表示，主要集中在东部和北部地区[66],[67]。考虑氢能在能源交通领域的应用前景，以及制氢方式从化石能源制氢为主向电解水制氢的过渡，未来我国的氢能供需格局将发生显著转变。我国的天然气资源主要富集在西北和西南地区，而天然气需求呈现东南多、西北少的特点。为应对天然气供需格局的空间不匹配，我国已基本形成“西气东输、北气南下、海气登陆”的天然气供应格局，如图6所示。社会经济发展和能源低碳转型背景下，我国天然气生产和消费均呈现增长态势。通过与“一带一路”沿线国家和地区的能源互联互通，未来国内天然气的供给能力缺口将依托天然气进口管道和沿海LNG接收站得到有效填补[62],[63]。类似地，我国电力资源与负荷也存在严重的空间不均衡。受限于电力的本地消纳能力和外送通道容量，我国可再生能源装机容量与实际开发潜力的空间分布存在较大偏差。若将氢气与天然气掺混形成HCNG，借助于“主干互联、区域成网”的全国天然气基础网络实现氢能跨省跨区输运，一方面能够缓解电力系统外送通道不足、网架局部阻塞严重等压力，有效解决现有的“三弃”问题，另一方面能够推动资源条件较好地区的可再生能源开发，以及大规模、远距离的全国性可再生能源调度。此外，我国作为世界最大的天然气进口国，2020年天然气对外依存度高达42.0%[63]，通过HCNG形式推动氢能发展能够缓解我国天然气资源匮乏的困境。2.3.2我国中长期管网掺氢需求截至2017年底，我国天然气干线管网总里程达到7.7万km，总输气能力超过2800亿m3/年。假设往我国天然气长输线中掺入10%的氢气，考虑电解槽效率为0.64，那么需要579.22亿kWh的电能制氢，约是我国2020年“三弃”总电量的1.11倍。这说明我国天然气基础网络有足够的能力，以掺混氢气的形式消纳富余的可再生能源。根据《中长期油气管网规划》，2020年和2025年，我国长输天然气管道总里程将分别达到10.4万km和16.3万km，年均增速为9.8%，到2030年现代天然气管网基本建成[62]。若简单考虑我国长输天然气管道输气能力与总里程呈正比例关系，那么2030年后，我国长输天然气管道输气能力约为5927亿m3/年。在不进行耐氢改造的前提下，认为我国天然气长输管道平均能够承受掺氢比10%-20%以下的HCNG[17],[19],[58]。假设天然气长输线按照设计输气能力运行，我国2030年的氢能消费需求约有14.98%-29.96%可通过HCNG的形式进行远距离输运。随着氢能消费需求的逐步上升，到了2060年，天然气系统管输HCNG能够满足的氢能需求比例降至10.28%-20.55%。因此，若要实现更大规模的氢能远距离输运利用，我国需要逐步开展天然气管道改造乃至纯氢管网的建设工作。2.4HCNG需求侧技术经济分析本节分别从交通、民用燃气和工业领域举例评估我国的HCNG在需求侧的替代潜力。氢气作为工业原料，价格竞争力的分析涉及生产工艺、动力成本等多方面因素，本节仅以合成氨和合成甲醇为例做简要介绍。根据文献[5]和[68]，氢价分别低于9.4CNY/kg和8CNY/kg时，合成氨和合成甲醇工厂可以实现盈利。交通领域以燃料电池车和燃气汽车为例，分析氢气价格的竞争力。燃料电池车方面，细分为对微型、中型汽油车，以及中型、重型柴油车的替代。定义针对燃料电池车的氢价竞争力1Hc为，考虑对燃油收取碳税情况下，燃料电池车满足与燃油车相同出行需求时，具有市场竞争力的氢气价格，CNY/kg，其计算公式如式(12)。2tax-6fuelfuelfuelfuelfuelCO1HHc/c10cfhf(12)式中，fuelc表示燃油的市场价格，CNY/L；fuel表示燃油的密度，kg/L；2taxCOc表示碳税，CNY/t；Hf表示燃料电池车的百公里氢耗，kg/100km，相关参数取值见附录表A1和A2。使用HCNG作为燃料气的燃气汽车与民用燃气的氢价竞争力计算方法一致，定义相应氢价竞争力2Hc为，考虑对天然气收取碳税情况下，HCNG满足与天然气相同热量需求时，具有市场竞争力的HCNG中氢气组分的价格，CNY/kg，其计算公式如式(13)。2LHVLHVtax-6HNGNGNGCO2HHc/c3.610chh(13)式中，NGc表示天然气的市场价格，CNY/m3，相关参数取值见附录表A1，A2和A3。按照环保院规划院的建议，2020年我国碳税征收50CNY/t。考虑碳税2taxCOc由0CNY/t变化至150CNY/t，步长为50CNY/t，以及燃油和天然气市场价格的波动，由式(12)和(13)计算得到交通和民用燃气领域的氢价竞争力，如图7所示。图7不同应用领域的氢价竞争力Fig.7Hydrogenpricecompetitivenessindifferentapplicationfields图7中，柱状图表示各个领域氢价竞争力的平均水平，当终端氢气销售价格低于该值时，氢气在该领域作为替代燃料具备市场竞争力；误差棒表示燃油和天然气的市场价格波动时，氢价竞争力的变化范围；蓝色阴影表示2020年我国实际终端氢气销售价格，价格区间在30-80CNY/kg[31]。可以看出，随着碳税上升，氢气在各个领域的市场竞争力均逐步增强。在我国当前的终端氢气售价下，燃料电池车在燃料价格方面已经具备市场竞争力，而氢价降至15CNY/kg以下时，HCNG用作燃气汽车和民用燃气的替代燃料气才会具有价格优势。此外，同样是氢气在交通领域的应用，燃油车和燃气汽车的氢价竞争力差异显著，原因在于燃料电池的能量转换效率比燃油、燃气车的内燃机要高2至3倍，高效的能量转换能力能够弥补氢气的成本劣势。综上所述，不同领域氢气的价格竞争力差异显著，推动氢能的终端利用，需要从降低氢价和制定差异化的碳税、补贴政策等角度共同发力。2.5HCNG供给侧技术经济分析本节就煤制氢、天然气制氢这两种当前我国主流的制氢方式，以及可再生能源电解水制氢这一极具前景的清洁制氢方式开展技术经济分析。2.5.1煤气化制氢参照文献[69]中对于煤气化制氢成本的测算方式，以及最新的环渤海动力煤价格指数，煤气化制氢的质量成本约为11.71CNY/kgH2。CCUS技术能够将煤气化制氢过程中的碳排放从20.2kgCO2/kgH2降至2.1kgCO2/kgH2，同时也会使煤气化制氢成本上升约2.84CNY/kgH2[48],[70]。因此，考虑CCUS技术的煤气化制氢成本约为14.55CNY/kgH2。考虑对煤制氢产生的碳排放征收碳税，那么当碳税达到156.91CNY/t时，煤制氢企业将具备经济动力配置CCUS技术，将生产的“灰氢”转变为“蓝氢”。2.5.2天然气蒸汽重整制氢本文中的天然气制氢指的是天然气蒸汽重整制氢。基于2019年4月各省各省（区、市）天然气基准门站价格表，考虑输配气成本，取天然气售价为2.5CNY/m3，则天然气制氢的质量成本约为13.71CNY/kgH2[69]。CCUS技术能将天然气制氢过程中的碳排从10kgCO2/kgH2削减至1kgCO2/kgH2，同时使得制氢成本上升约4.69CNY/kgH2[48],[70]。因此，考虑CCUS技术的天然气蒸汽重整制氢成本约为18.40CNY/kgH2。考虑对天然气制氢产生的碳排放征收碳税，那么当碳税达到521.11CNY/t时，天然气制氢企业将具备经济动力配置CCUS技术，将生产的“灰氢”转变为“蓝氢”。2.5.3水电解制氢若采用电网电能制氢，电能上游来源依然主要是煤炭和天然气，有悖于“双碳”目标。因此，本小节选取了风、光、水电三种可再生能源制氢方式开展技术经济分析。（1）HCNG生产成本计算方式定义按体积计的HCNG生产成本为1HCNGc，CNY/m3，按热值计的HCNG生产成本为2HCNGc，CNY/kWh，均由电解制氢的平准化成本、天然气成本及碳税三部分组成，计算方法分别如式(14)和(15)所示。21HCNGHCOHLHVtax-6NGNGNGCOc+1c+c3.610yLyh(14)22LHVtax-6HCNGNGNGNGCOLHVLHVHCOHHNGc1c+c3.610+/+1yhyLyhyh(15)式中，电解制氢的平准化成本COHL的计算方法参见文献[5]。（2）三种可再生能源形式下的HCNG生产成本考虑我国当前的风电、光电和水电平均发电成本分别为0.29CNY/kWh，0.35CNY/kWh和0.1CNY/kWh，计算得到风电、光电和水电制氢的平准化成本分别为37.276CNY/kg，40.380CNY/kg和27.447CNY/kg。碳税2taxCOc取50CNY/t，由式(14)和(15)得到不同掺氢比下按体积和热值计算的HCNG生产成本，如图8所示。(a)按体积计(b)按热值计图8HCNG生产成本Fig.8HCNGproductioncost可以看出，三种可再生能源制氢方式下，按体积计的HCNG价格与天然气价格差距不大。随着掺氢比上升，风电HCNG和光电HCNG生产成本逐渐上升，而水电HCNG生产成本逐渐降低。这是因为水电成本较低，平准化制氢体积成本低于天然气体积成本。将HCNG生产成本折算至按热值计后，三种可再生能源制氢方式下HCNG生产成本均随着掺氢比上升而先缓慢增大后快速增大。在设置的基准参数下，掺氢比低于10%时，三种HCNG相较于天然气的热值成本才可能具有价格竞争力。图8反映的价格差异也从侧面说明我国现行的体积计量技术体系不适用于HCNG计量收费。（3）HCNG生产成本敏感度分析制氢成本与原料价格密切相关，同时也受制氢效率等间接影响原料成本的技术因素影响。煤制氢、天然气制氢已实现大规模生产，通过技术改进降低制氢成本的空间有限。因此，本小节仅针对风、光、水电三种可再生能源制氢方法下的HCNG生产成本开展敏感度分析。基准假设和参数变化说明如下：掺氢比由基准值12%分别变化至4%和20%，天然气价格由基准值2.5CNY/m3分别变化至2CNY/m3和3CNY/m3，三种可再生能源发电成本，电解槽的成本，分别在基准值的30%范围内变化，电解槽效率由当前水平0.64分别波动至0.56和0.74，碳税由50CNY/t分别变化至0CNY/t和150CNY/t，折现率在8%3%范围内波动。由此得到三种可再生能源制氢方式下HCNG生产成本与上述技术因素的关系，如图9所示。图9HCNG生产成本与各个技术因素的关系Fig.9TherelationshipbetweenHCNGproductioncostandvarioustechnicalfactors其中，天然气成本、掺氢比和碳税是影响HCNG生产成本的三个最主要因素。随着可再生能源发电成本的降低，HCNG生产成本对于掺氢比和可再生能源发电成本的敏感度均会降低。需要指出的是，上述关于HCNG的技术经济分析未涉及气体的混合、压缩、分离和计量，相关参数需要从我国近期开展的示范工程中获取。此外，HCNG的技术经济分析不应仅考虑制氢、混氢、输运等环节的显性成本，还应考虑HCNG技术带来的潜在收益，如减少储能投资、增强能源供应的可靠性和提供电网辅助服务等[49]。3HPIES的中长期发展路径基于上述对于HCNG的研究分析，对混氢天然气渗透的综合能源系统(HPIES)定义如下：“碳达峰、碳中和”背景下，以化石能源和可再生能源清洁消纳为目标，以氢气掺混天然气的形式，基于现有的或经耐氢改造后的天然气基础设施，满足人类生产生活中的电、热、冷、天然气和氢气等多种能源需求的低碳可持续新型能源系统。考虑HPIES由选点示范到逐步推广的阶段性特征，将HPIES发展路径划分为三个阶段，如图10(a)-(c)所示。配气干线管道氢气混氢装置天然气配气民用管道集中式掺氢站工业民用交通分离地下储气库/储气罐化石能源/可再生能源制氢工厂甲烷化反应器管道检测/改造，计量天然气氢气HCNG城市门站/调压站(a)HCNG基础场景：从配气网络改造开始输气管道配气干线管道氢气混氢装置城市门站天然气集气管道配气民用管道压缩机站分布式掺氢站2工业民用交通分离直供大用户地下储气库/储气罐分布式掺氢站3化石能源/可再生能源制氢工厂甲烷化反应器管道检测/改造，计量天然气氢气HCNG分布式掺氢站1(b)HCNG基础场景：向输气网络推进输气管道配气干线管道氢气城市门站氢气配气民用管道压缩机站工业民用交通直供大用户地下储气库/储气罐化石能源/可再生能源制氢工厂管道检测/改造，计量氢气(c)HCNG基础场景：进入纯氢网络时代图10HPIES发展路径：不同阶段的HCNG供应链Fig.10ThedevelopmentpathofHPIES:theHCNGsupplychainatdifferentstages3.1第一阶段：从配气网络改造开始第一阶段是HPIES发展的初级阶段，计划时间为2021年至2030年，期间主要开展示范工程验证和配气网络改造工作。我国近期开展的两项HCNG示范项目分别位于园区[15]和城市内[46]，均属于配气网络级别。在该阶段，我国交通、民用燃气和工业领域的氢气消费潜力将逐步增至3956.74亿m3/年，碳减排潜力逐步达到6.16亿吨/年，可再生能源制氢潜力可达2408.13亿m3/年。如图10(a)所示，城市门站或调压站作为上游天然气的注入端，考虑煤炭、天然气制氢工厂以及可再生能源禀赋的区位特征，设置集中式掺氢站，兼备氢气制取、甲烷化和气体混合等功能[30]。该阶段氢能生产仍以煤、天然气制取的“灰氢”为主，各地开展氢能和CCUS技术的源汇匹配工作，通过碳税和补贴政策推动“灰氢”向“蓝氢”的转变。氢气和天然气经集中式掺氢站充分掺混后获得HCNG，借由配气干线管网配送至掺氢站辐射范围内的多能流子网络。与天然气的配送一致，HCNG经区域调压站降压后通过配气低压管网为燃气用户送气。一方面，HCNG可以作为燃料气直接供给居民、工商业和交通部门。另一方面，对于有纯氢需求的终端用户，根据实际情况可选择利用分布式可再生能源本地制氢，或者从管输HCNG中分离出高纯度氢气再利用。为满足HCNG调峰需求，还需要设置储气罐，并根据地质条件建设地下储气库。此外，考虑到HCNG波动的掺氢比，需要在用户侧安装热值计量装置，以保证计量计费结果的准确可靠。同一城市不同区域的天然气管网的管道材质、部件老化程度和改造进度尚且存在差异，因此有必要根据配气网络的实际状况逐步开展管道耐氢改造。为保障管网附近居民的人身安全，预防HCNG泄露、爆炸等风险，还需要定点布置气体检测报警装置。3.2第二阶段：向输气网络改造推进第二阶段的HPIES已经由配气网络的示范工程和管道改造推进至输气网络，计划时间为2030年至2060年前后。在该阶段，我国交通、民用燃气和工业领域的氢气消费潜力达到3956.74至5767.30亿m3/年，碳减排潜力为6.16至7.67亿吨/年，可再生能源制氢潜力可达2408.13至19303.26亿m3/年。如图10(b)所示，少量的集中式掺氢站已经不能满足输气网络级别HPIES的能源需求，需要结合地理、资源禀赋条件设置分布式掺氢点。第二阶段与第一阶段相比，主要区别如下。首先，受益于CCUS技术的大规模部署以及碳交易体系的完善，我国氢能生产结构中“蓝氢”和“绿氢”占比持续增加。其次，输气网络的压强等级和管材钢级强度更高，因此气体泄漏和氢脆问题更为显著，且输气网络的改造难度和成本均高于配气网络。再者，需要改造或更换现有的离心式压缩机组以适应HCNG。最后，输气网络中会出现HCNG直供大用户，包括工业集中区、电厂和炼厂等。此外，分布式掺氢点的设置使得更多的可再生能源接入HPIES，制氢的间歇性和各个掺氢点注入HCNG掺氢比的波动性加强，需要开展分布式掺氢点设置及掺氢方式研究[30]。3.3第三阶段：进入纯氢网络时代第三阶段是能源结构最为清洁的纯氢型HPIES阶段，即文献[5]中构建的电氢能源系统，计划时间为2060年后。在该阶段，我国交通、民用燃气和工业领域的氢气消费潜力将超过5767.30亿m3/年，碳减排潜力保持在7.67亿吨/年左右，可再生能源制氢潜力将超过19303.26亿m3/年，如图10(c)所示。相较于前两个阶段，第三阶段氢能具备独立简洁的供应链。在碳交易体系的倒逼下，氢能生产消费结构和技术手段持续优化。可再生能源在制氢结构中的占比大幅增加，不再包括气体混合、分离等环节，体积计量和热值计量技术均适用于氢气计量。氢能通过替代工业生产原料和交通燃油等方式实现工业、交通领域的深度脱碳。此外，即使经过改造的天然气管道也未必能够适应高掺氢比的HCNG和纯氢，因此，第三阶段需要投入大量的费用用于全新纯氢管网的建设。综上所述，通过逐步开展天然气基础设施改造和全新纯氢基础设施建设，我们将分阶段迈入高比例氢能乃至纯氢能时代。这一过程注定是漫长艰巨的，而从配气网络开始的HPIES将为这一目标的实现奠定基础。4HCNG实施路径实现HCNG在我国能源系统中的实际应用，尚且存在一些亟待解决的问题，下面将从技术瓶颈、建模仿真、规划设计与评估、供应链建设与市场化等角度分析HCNG的实施路径。4.1技术瓶颈可再生能源发电及水电解制氢技术方面，进一步降低投资、运维成本，提高可再生能源发电效率和电解水装置转换效率，从而增强可再生能源制氢的市场竞争力。根据国际可再生能源署发布的最新数据，中国已成为世界上最大的可再生能源市场[71]。我国可再生能源的规模化发展有力促进了以风电和光伏为代表的新能源技术进步和成本下降[72]。“十四五”期间，我国将以技术进步为核心，加快推进可再生能源的市场化和竞争化发展[73]。HCNG与天然气基础设施相容性、适应性方面，基于各国学者在氢脆检测评估，耐氢改造方法和耐氢材料研发等方面的研究成果，继续推进针对HCNG的管道和关键设备的试验研究和安全风险评估[74],[75]。以燃气汽车为例，我国部分高校和企业已在HCNG发动机研制以及HCNG加气站示范应用方面取得阶段性成果[76]。为推动我国能源储备能力建设和“双碳”目标的实现，需要从风险最小化、技术经济性和社会环境因素等多角度开展CCUS技术和地下储气库的场地筛选和评估[77],[78]。当前，我国已经从储气库类型、地质和储层条件和法律法规等角度开展针对天然气、氢气和二氧化碳的大规模存储研究[55]，并积极布局百亿方级储气库群和万吨级CCUS项目的建设和运营[70]。HCNG的混合、分离和计量技术方面，研究适用于天然气、煤制气的随动流量混气装置与HCNG的适应性，从成本和效率等方面改进针对HCNG的氢气分离/提纯工艺流程，并通过发展在线组分分析技术推进体积计量向热值计量的技术转变。4.2建模仿真当前，针对HCNG发动机动力及排放性能的建模仿真研究已经较为成熟[79]，各国学者也在逐步开展针对HCNG网络及其他核心设备的建模和仿真。然而，现有的关于HCNG网络的研究大多集中在试验和潮流仿真阶段，包括真实场景下开展试验分析[61]或借助于SPS，PipelineStudio[30]，COMSOLMultiphysics[51]，ANSYSFluent[80]等软件进行仿真模拟。HPIES是一个极为复杂的动态系统，需要融合电气工程、流体力学、天然气工程、环境工程等多学科的理论知识和技术手段，揭示HPIES的运行机理和动态特性。组分更复杂、掺氢比波动的HCNG会给原本适用于天然气系统的数学模型带来一系列非线性问题和建模新需求。首先，需要重新推导适用于HCNG网络的压降和管存方程，建立适用于波动掺氢比下的HCNG网络稳态及动态模型[18]。其次，考虑掺氢对于燃气设备运行工况的影响，需要构建能够表征HCNG终端设施运行特征的数学模型，为后续规划调度研究提供模型基础。2021年7月，我国签约启动了国内首个燃气轮机掺氢燃烧示范项目，能够为使用掺氢燃料的燃气轮机的建模仿真研究提供试验和数据支撑[81]。此外，掺氢点的数学模型尚不清晰，需要考虑监测控制装置的反馈调节作用，构建混氢装置的数学模型。考虑HPIES与分布式、间歇性可再生能源的深度耦合，需要研究HCNG网络中设置集中式、分布式掺氢点对于网络工况的影响，开展不同掺氢场景下HCNG网络的数值仿真。4.3规划设计与评估我国从事氢能研究的学者和组织已经针对中国氢能产业发展进行了中长期的规划布局，试图揭示我国不同地区不同领域氢能的应用潜力和存在问题[23],[82],[83]。根据氢能网络相关的规划研究，地理信息系统(GeographicInformationSystem,GIS)能够辅助我国开展全国范围内HPIES的建设工作[84]。区别于传统天然气管道的规划设计，HCNG网络的规划包括现有天然气管道耐氢改造和HCNG管网新建两大类[85]。HCNG网络的规划设计，既需要满足源汇的供需平衡，也需要满足复杂的管网布局约束。随着新型能源载体形式的出现，HPIES系统的内涵更为丰富和复杂，需要根据自身特点研究适用的评估指标和方法，构建能够表征系统经济、能效、环保、安全、稳定等多维度特征的综合效能评估体系，具体可参考电力系统和综合能源系统的评估体系[86]。4.4供应链建设与市场化HPIES涉及政府、能源、化工、交通等多个领域的多利益主体，HCNG供应链中的掺氢、分离以及加注环节还会滋生出新型利益主体。为打破行业壁垒，推动HPIES规模化发展，需要建设“制氢-掺混-储运-分离/利用-商业运营”一体化的供应链，构建协调多主体利益目标的交易平台。首先，HCNG耦合了多个产业，中央政府需要从顶层设计着手，制定HCNG发展蓝图，清晰化各个时间节点的碳减排目标和HCNG发展实施路径。作为能源领域碳达峰碳中和的关键支撑技术，我国政府已将氢能明确纳入“新型储能”，要求探索开展相关研究和示范应用[87]。其次，需要制定鼓励、创造HCNG需求的政策。参照欧美国家设计的氢价值链，我国可以从推进氢能在已有应用领域的规模化和开拓新的氢能需求这两个渠道扩大氢能的供应和需求[48]。包括但不限于，对天然气基础设施提出掺氢要求，在难以实现高度电气化的传统高耗能行业开展氢能替代，以及制定清洁燃料标准。再者，形成适用于HPIES的完整性管理和风险评估技术，制定HCNG全供应链的统一标准规范，明确各个环节的归口管理部门，以消除HCNG发展的障碍。2019年启动的朝阳HCNG示范项目承诺，在试验结束后出台一项天然气掺氢标准，填补国内HCNG市场化进程中标准规范的空白[15]。同时，需要加大电解槽、燃料电池、加气站核心组件、耐氢管道等“卡脖子”技术的科技成果转化与知识产权运用。最后，开展HCNG的社会接受度调查和供应链相关技术的普及教育，打破老百姓对氢气传统意义上作为危险化学品的刻板印象。综合国内外在HCNG的技术瓶颈、建模仿真、规划设计与评估、供应链建设与市场化等方面的研究进展，以及我国近期为促进可再生能源发展、推动能源系统低碳转型颁布的各项方针政策，我国发展HCNG技术以助力“双碳”目标已具备良好的技术成熟度和政策环境。此外，“十四五”作为HCNG发展的重要窗口期，切实做好HCNG供应链技术发展、示范工程落地和标准规范制定工作，能够为2030年和2060年碳减排目标的实现以及HCNG的市场化奠定坚实基础。5结论国际工程试验表明，将一定比例的氢气与天然气掺混形成HCNG，能够借助现有的、相对成熟的天然气基础设施实现氢能的输运和利用。近两年，我国启动了两项关于HCNG的示范项目，旨在探索氢能的多元化综合利用，填补我国在HCNG相关规范标准的空白。在此背景下，本文探讨了HCNG在我国能源系统中的应用前景，为“双碳”目标的实现提供了一种系统性的新思路。首先，针对2030年和2060年这两个关键时间节点，从交通、民用燃气和工业三个领域分析了我国的氢能消费潜力、碳减排潜力以及可再生能源清洁制氢潜力。结果表明，通过使用清洁氢能，我国2030年和2060年能够实现6.16亿吨和7.67亿吨的碳减排；可再生能源制氢能够满足我国2030年60.86%的氢能消费需求，以及2060年全部的氢能消费需求。其次，从HCNG基本特征，供应链技术，输运基础，需求侧价格和供给侧生产成本等角度对我国发展HCNG进行技术经济分析。结果表明：在交通、民用燃气和工业领域，HCNG的价格竞争力差异显著，需要制定差异化的碳税、补贴政策推动氢能的终端利用；在我国，煤炭和天然气制氢的成本优势依然凸显；对于可再生能源制氢，0-24%掺氢比区间内，天然气成本、掺氢比和碳税是影响HCNG生产成本的三个最主要因素。再者，结合HCNG的技术经济分析结果，本文构建了“混氢天然气渗透的综合能源系统”这一新型能源承载形式，展望了HCNG在我国能源系统中的中长期发展路径。最后，本文从技术瓶颈、建模仿真、规划设计与评估、供应链建设与市场化这四个角度阐述了HCNG融入现有能源系统过程中亟待解决的一系列问题，并尝试指出可能的解决办法和未来重点研究方向。致谢感谢国家电网公司总部科技项目“综合能源系统多能流仿真及能量管理关键技术研究（项目编码：5400-201999493A-0-0-00）”及东南大学优秀博士学位论文培育基金项目(YBPY2150)对本文工作的支持。参考文献[1]QinP,XuH,LiuM,etal.Assessingconcurrenteffectsofclimatechangeonhydropowersupply,electricitydemand,andgreenhousegasemissionsintheUpperYangtzeRiverBasinofChina[J].AppliedEnergy,2020,279:115694.[2]苑基荣，任彦，胡泽曦，等．中国减排承诺激励全球气候行动[N]．人民日报，2020-10-12(3)．YuanJirong,RenYan,HuZexi,etal.China’scommitmenttocarbonemissionreductionstimulatesglobalactiononclimatechange[N].People’sDaily,2020-10-12(3).[3]项目综合报告编写组．《中国长期低碳发展战略与转型路径研究》综合报告[J]．中国人口·资源与环境，2020，30(11)：1-25．Comprehensiveprojectreportwritingteam.AcomprehensivereportonChina'slong-termlow-carbondevelopmentstrategyandtransitionpath[J].ChinaPopulation,ResourcesandEnvironment,2020,30(11):1-25.[4]JacobsonM,DelucchiM,BauerZ,etal.100%cleanandrenewablewind,water,andsunlightall-sectorenergyroadmapsfor139countriesoftheworld[J].Joule,2017,1(1):108-121.[5]潘光胜，顾伟，张会岩，等．面向高比例可再生能源消纳的电氢能源系统[J]．电力系统自动化，2020，44(23)：1-10．PanGuangsheng,GuWei,ZhangHuiyan,etal.Electricityandhydrogenenergysystemtowardsaccomodationofhighproportionofrenewableenergy[J].AutomationofElectricPowerSystems,2020,44(23):1-10.[6]张红，袁铁江，谭捷，等．面向统一能源系统的氢能规划框架[J/OL]．中国电机工程学报，2021，1-12．https://doi.org/10.13334/j.0258-8013.pcsee.201904.[7]LiH,NishimiyaN.InsightfromJapan’shydrogenStrategyandActivities[J].Engineering,2021.[8]ElgowainyA,MintzM,LeeU,etal.AssessmentofpotentialfuturedemandsforhydrogenintheUnitedStates[R].2020.[9]SunY,HuZ,QinA,etal.Analysisofstrategyandtechnologysituationonglobalhydrogenindustry[J].WorldSci-TechR&D,2020,42(4):455-465.[10]瞿国华．我国氢能产业发展和氢资源探讨[J]．当代石油石化，2020，28(4)：4-9．QuGuohua.China’shydrogenenergyindustrydevelopmentandhydrogenresources[J].Petroleum&PetrochemicalToday,2020,28(4):4-9.[11]QuartonC,SamsatliS.Shouldweinjecthydrogenintogasgrids?Practicalitiesandwhole-systemvaluechainoptimisation[J].AppliedEnergy,2020,275:115172.[12]Usingtheexistingnaturalgassystemforhydrogen[R].EuropeanUnion:NaturalHy,2009.[13]KippersM,DeLaatJ,HermkensR,etal.PilotprojectonhydrogeninjectioninnaturalgasonislandofAmelandintheNetherlands[C].InternationalGasResearchConference,Seoul,Korea,2011.[14]H21Leedscitygate[R].2016.[15]国内首例！国家电投天然气掺氢示范项目第一阶段工程圆满完工[EB/OL]．[2019-10-15]．http://news.bjx.com.cn/html/20191015/1013148.shtmlThefirstcaseinChina!ThefirstphaseoftheHCNGdemonstrationprojectbytheStatePowerInvestmentCorporationLimitedwassuccessfullycompleted[EB/OL].[2019-10-15].http://news.bjx.com.cn/html/20191015/1013148.shtml[16]ShangJ,ChenW,ZhengJ,etal.Enhancedhydrogenembrittlementoflow-carbonsteeltonaturalgas/hydrogenmixtures[J].ScriptaMaterialia,2020,189:67-71.[17]谢萍，伍奕，李长俊，等．混氢天然气管道输送技术研究进展[J]．油气储运，2021，40(4)：361-370．XiePing,WuYi,LiChangjun,etal.ResearchprogressofHCNGpipelinetransportationtechnology[J].Oil&GasStorageandTransportation,2021,40(4):361-370.[18]HafsiZ,ElaoudS,AkroutM,etal.Numericalapproachforsteadystateanalysisofhydrogen-naturalgasmixturesflowsinloopednetwork[J].ArabianJournalforScienceandEngineering,2017,42(5):1941-1950.[19]尚娟，鲁仰辉，郑津洋，等．掺氢天然气管道输送研究进展和挑战[J/OL].化工进展，2021，1-8．https://doi.org/10.16085/j.issn.1000-6613.2020-2140.ShangJuan,LuYanghui,ZhengJinyang,etal.Researchstatus-in-situandkeychallengesinpipelinetransportationofhydrogen-naturalgasmixtures[J/OL].ChemicalIndustryandEngineeringProgress,2021,1-8.https://doi.org/10.16085/j.issn.1000-6613.2020-2140.[20]MelainaM,AntoniaO,PenevM.Blendinghydrogenintonaturalgaspipelinenetworks:areviewofkeyissues[R].UnitedStates:NationalRenewableEnergyLaboratory,2013.[21]刘坚，钟财富．我国氢能发展现状与前景展望[J]．中国能源，2019，41(2)：32-36．LiuJian,CaifuZ.CurrentsituationandprospectofhydrogenenergyinChina[J].EnergyofChina,2019,41(2):32-36.[22]中国汽车工程学会．节能与新能源汽车技术路线图2.0[Z]．2020.[23]中国氢能联盟．中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2019版）[M]．2019．ChinaHydrogenAlliance.WhitepaperofChina’shydrogenenergyandfuelcellindustry(2019Edition)[M].2019.[24]张帅，彭聪．重载领域FCV成本优势明显——燃料电池物流车经济性分析[R]．2018．ZhangShuai,PengCong.FCVhasobviouscostadvantagesinheavydutyfield–economicanalysisoffuelcelllogisticsvehicles[R].2018.[25]GuerraO,EichmanJ,KurtzJ,etal.CostCompetitivenessofElectrolyticHydrogen[J].Joule,2019,3(10):2425-2443.[26]王意东，何太碧，汪霞，等．中国天然气汽车产业未来发展建议[J]．天然气工业，2020，40(7)：106-112．WangYidong,HeTaibi,WangXia,etal.SuggestionsonthefuturedevelopmentofnaturalgasvehicleindustryinChina[J].NaturalGasIndustry,2020,40(7):106-112.[27]杨国丰，周庆凡，侯明扬，等．中国电动汽车发展前景预测与分析[J]．国际石油经济，2017，25(4)：59-65．YangGuofeng,ZhouQingfan,HouMingyang,etal.AnalysisofChina’selectricvehiclesanditsprospect[J].InternationalPetroleumEconomics,2017,25(4):59-65.[28]邓蛟．掺氢比20%HCNG发动机性能的试验研究与数值模拟[D]．北京：清华大学，2012．DengJiao.ExperimentalTestandNumericalSimulationonthePerformanceofaSIEngineFueledby20%HydrogenEnrichedCompressedNaturalGas[D].Beijing:TsinghuaUniversity,2012.[29]国家统计局能源统计司．中国能源统计年鉴2020[M]．北京：中国统计出版社，2021．DepartmentofEnergyStatistics,NationalBureauofStatistics.Chinaenergystatisticalye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