Skutki wycieku i ocena ryzyka dla gazociągów transportujących mieszaniny wodoru z gazem ziemnym : studium przypadku

• Autorzy: Kuczyński Szymon

Identyfikatory

DOI

10.15199/62.2025.9.5

Warianty tytułu

EN

Leak consequences and risk assessment of pipelines transporting hydrogen-natural gas blends : a case study

• Języki publikacji: PL EN

Abstrakty

PL

Dokonano oceny wypływu i rozproszenia gazu z rurociągu DN200 przesyłającego: (i) metan (uproszczenie dla gazu ziemnego), (ii) mieszaninę metan-wodór (o zawartości wodoru 10%) oraz (iii) wodór (100%). Zmienny w czasie wypływ (uwolnienie) gazu przez wyłomy o średnicach 10, 30 i 50 mm zasymulowano w programie DNV Phast. W symulacji przyjęto automatyczne odcięcie sekcji w czasie 30 s oraz wiatr o prędkości 1,5 m/s. Jako miary zagrożenia przyjęto odległość dla dolnej granicy wybuchowości (DGW) oraz do 0,5DGW. Przebiegi spadku ciśnienia dla metanu i mieszaniny z 10% H₂ były zbliżone, a dla czystego wodoru spadek ciśnienia następował najszybciej. W przypadku wyłomu o średnicy 50 mm początkowy wydatek masowy wynosił ok. 3 kg/s (CH₄), ok. 2,9 kg/s (90% CH₄ + 10% H₂) oraz ok. 1 kg/s (H₂). Odległości maksymalne w kierunku wiatru, dla których osiągnięto stężenie DGW wynosiły ok. 2 m dla metanu, ok. 2,2 m dla mieszaniny 90% CH₄ + 10% H₂ oraz ok. 7 m dla wodoru. Analogiczne odległości dla 0,5DGW były mniej więcej dwukrotnie większe (ok. 5 m dla metanu i ok. 13 m dla wodoru). Dodatek 10% wodoru do metanu nie zwiększył rozmiaru strefy zagrożenia wybuchem w badanych warunkach. Szerszy zakres palności wodoru oraz mała energia zapłonu zwiększają prawdopodobieństwo zapłonu w pobliżu źródła wycieku. Wyniki wykazały, że rurociągi przesyłające gaz ziemny z 10-proc. domieszką wodoru mogą osiągnąć poziom ryzyka porównywalny z tym dla przesyłu gazu ziemnego. Jest to możliwe pod warunkiem szybkiego odcięcia dopływu gazu w przypadku wykrycia nieszczelności poprzez system detekcji wodoru, zapewnienia wentylacji oraz monitorowania stanu materiałów.

EN

The discharge and dispersion from a buried DN200 pipeline carrying MeH, a MeH-H₂ blend, or H₂ were assessed. Time-dependent releases through 10-, 30- and 50-mm breaches were simulated in DNV Phast software with 30 s automatic isolation, neutral stability, and 1.5 m/s wind. Hazard metrics were distances to the lower explosive limit (LEL) and to 0.5 LEL. Discharge for MeH and the 10% H₂ blend were similar, while H₂ depressurized was fastest. For a 50 mm breach, initial mass flows were ~3 kg/s (MeH), ~2.9 kg/s (10% H₂), and ~1 kg/s (H₂). Maximum downwind LEL distances were ~2 m (MeH), ~2.2 m (90% MeH/10% H₂), and ~7 m (H₂). The 0.5 LEL distances were roughly doubled (~5 m for MeH and ~13 m for H₂). Thus, a 10% H₂ addn. did not enlarge the flammable footprint under the tested conditions, though H₂ wider flammability range and low ignition energy raise ignition likelihood near the source. The pipelines transporting natural gas with 10% H₂ can achieve risk levels comparable to MeH when rapid isolation, reliable leak detection (including H₂ sensing), ventilation, and materials monitoring were applied.

Słowa kluczowe

PL

mieszanina gazu ziemnego z wodorem; gazociąg gazu ziemnego; modelowanie dyspersji; ocena ryzyka; program DNV Phast

EN

natural gas/hydrogen mixture; natural gas pipeline; dispersion modeling; risk assessment; DNV Phast software

• Wydawca: Wydawnictwo SIGMA-NOT
• Czasopismo: Przemysł Chemiczny
• Rocznik: 2025
• Tom: T. 104, nr 9
• Strony: 886--896
• Opis fizyczny: Bibliogr. 34 poz., tab., rys., wykr.

Twórcy

autor

Kuczyński Szymon

• Akademia Górniczo-Hutnicza im. Stanisława Staszica w Krakowie, al. Adama Mickiewicza 30, 30-059 Kraków

• https://orcid.org/0000-0001-8261-4417

Bibliografia

• [1] J. Jaworski, P. Kułaga, T. Blacharski, Energies 2020, 13, nr 11, 3006.
• [2] J. Jaworski, E. Kukulska-Zając, P. Kułaga, Nafta-Gaz 2019, 10, 625.
• [3] S. Kuczyński, M. Łaciak, A. Olijnyk, A. Szurlej, T. Włodek, Energies 2019, 12, nr 3, 569.
• [4] https://inig.pl, dostęp 7 lipca 2025 r.
• [5] Ustawa Prawo ochrony środowiska z dnia 27 kwietnia 2001 r., Dz.U. 2025, poz. 647.
• [6] Directive 2012/18/EU of the European Parliament and of the Council, Jul 4, 2012.
• [7] ISO/TR 15916:2015, Basic considerations for the safety of hydrogen systems.
• [8] NFPA 2, Hydrogen Technologies Code, 2023.
• [9] IGEM/SR/25: Ed.2 (2010), Hazardous area classification of natural gas installations, + Suppl. 1 (2013): Application to hydrogen.
• [10] Energy Institute, Model Code of Safe Practice Part 15: Area classification for installations handling flammable fluids, 2024.
• [11] C. Guo, J. Jiang, B. Zhang, F. Lou, J. Hydrogen Energy 2025, 134, 100.
• [12] W. J. Kim, Y. Park, D. J. Park, J. Loss Prev. Process Ind. 2024, 91, 105412.
• [13] Y. Sun, Z. Li, X. Wu, 4th Int. Conf. on Energy Engineering and Power Systems (EEPS), Hangzhou, China, 9-11 August 2024, 216.
• [14] J. B. Cristello, J. M. Yang, R. Hugo, Y. Lee, S. S. Park, Int. J. Hydrogen Energy 2023, 48, nr 46, 17605.
• [15] Y. D. Jo, K. Park, D. A. Crowl, American Institute of Chemical Engineers, USA, 2006.
• [16] L. Wang, J. Chen, T. Ma, R. Ma, Y Bao, Z. Fan, Int. J. Hydrogen Energy 2024, 49, 1166.
• [17] A. Ruiz-Tagle, K. M. Groth, Int. J. Hydrogen Energy 2024, 57, 107.
• [18] W. Hua, X. Yingying, X. Ling, M. Jie, L. Linfeng, T. Yongfan, W. Yexi, Mech. Eng. 2024, 46, nr 4, 722.
• [19] Z. Xia, Z. D. Xu, H. Lu, H. Peng, X. Zang, X. Liu, X. Wang, Int. J. Hydrogen Energy 2024, 90, 230.
• [20] A. Islam, T. Alam, N. Sheibley, K. Edmonson, D. Burns, M. Hernandez, Int. J. Hydrogen Energy 2024, 93, 1429.
• [21] F. Jiajun, D. Lijin, M. A. Cheng, Z. Ziyu, M. Hongliang, W. Boxin, W. Qinying, J. Chin. Soc. Corr. Prot. 2024, 45, nr 2, 296.
• [22] J. Hoschke, M. F. W. Chowdhury, J. Venezuela, A. Atrens, Corr. Rev. 2023, 41, nr 3, 277.
• [23] S. P. Kotu, C. Kagarise, C. D. Taylor, S. Finneran, Int. Pipeline Conf., American Society of Mechanical Engineers, Calgary, Alberta, Canada, Sep. 26-30, 2022, 86564, V001T08A014.
• [24] Anonim, https://www.dnv.com/software/services/plant/consequence-analysis-phast/.
• [25] J. Li, F. Song, X. Zhang, Sci. Technol. Energy Transition (STET) 2024, 79, 9.
• [26] S. Kuczyński, S. Nagy, C. Spyra, A. Szurlej, P. Wnęk, Przem. Chem. 2019, 98, nr 12, 2000.
• [27] S. Kuczyński, M. Łaciak, C. Spyra, A. Szurlej, P. Wnęk, Przem. Chem. 2023, 102, nr 6, 594.
• [28] S. Kuczyński, K. Kogut, Wiad. Naft. Gazown. 2023, 26, 14.
• [29] M. Dell’Isola, G. Ficco, L. Moretti, J. Jaworski, P. Kułaga, E. Kukulska-Zając, Energies 2021, 14, nr 24, 8461.
• [30] X. Tian, J. Pei, Heliyon 2023, 9, nr 11, e21454.
• [31] P. Remacha, E. Tizné, A. Pina, J. Barroso, A. Muelas, J. Ballester, Int. J. Hydrogen Energy 2025, 142, 685.
• [32] M. Łaciak, W. Panek, Przem. Chem. 2025, 104, nr 5, 560.
• [33] A. Korda-Burza, M. Kałdonek, D. Polak, Przem. Chem. 2021, 100, nr 1, 84.
• [34] R. Biały, A. Żywczak, A. Szurlej, Energies 2024, 17, nr 5, 1221.

Uwagi

1. Praca wykonana w ramach projektu IDUB D2 9649 (2024-2025).

2. This work was done as part of a project IDUB D2 9649 (2024-2025).