基金项目:国家石油天然气管网集团有限公司科研项目“纯氢管道输送用管及试验平台关键技术研究”,DTXNY202302。
● Received: 2024-09-18● Revised: 2024-09-28● Online: 2024-10-09
1.PipeChina West Pipeline Co., Ltd.; 2.Beijing Gas and Heating Engineering Design Institute
Europe, pure hydrogen pipeline network, planning and construction, repurposing natural gas pipelines for hydrogen transport
DOI: 10.6047/j.issn.1000-8241.2025.01.001
氢能是一种灵活高效、清洁低碳、应用广泛的二次能源。根据世界氢能委员会发布的报告,全球氢能项目数量正在快速增长,截至2023年12月,已有超过1 400个项目,总投资达5 700×108美元,预计到2030年绿氢与低碳氢产能达4 500×104 t/a。其中,欧洲项目数量居全球首位,达到540个,预计到2030年绿氢与低碳氢产能可达1 390×104 t/a[1]。管道输氢作为一种高效、经济的氢能运输方式,在全球范围内逐渐受到重视并呈现快速发展的趋势。欧洲、美国是世界上最早建设氢气管道网络的地区,其中德国早在1939年就敷设了全长208 km、管径254 mm、压力2 MPa、流量9 000 kg/h的氢气管道[2]。目前,全球纯氢管道总里程超过5 000 km[3],美国约有2 600 km,欧洲约有1 770 km。法国Air liquid公司建设的全长402 km的法国—比利时输氢管道为欧洲目前最长的纯氢管道。美国的纯氢管道主要分布在得克萨斯州、路易斯安那州及加利福尼亚州,墨西哥湾沿岸纯氢管网总里程约965 km,设计输量150×104 m3/h,最大运行压力6 MPa,是目前全球最大的氢气供应管网[4]。中国纯氢管道起步较晚,发展缓慢,尚未形成完善的氢气管道输送体系,现有氢气输送管道总里程约400 km,据不完全统计,中国目前处于规划设计阶段的纯氢管道约3 000 km。纯氢管道的快速发展,亟需摆脱传统管道规划理念、建设方法的束缚,探索适用于新型能源体系的管道规划建设新思路。因此,通过梳理对比中国与欧洲纯氢管网规划建设的异同,借鉴有益经验,以提高中国纯氢管网规划建设水平。
与中国类似,欧洲氢气的生产与消费存在空间错位问题,其绿氢生产分布于北海、波罗的海、东欧以及北非等可再生能源丰富地区[5],消费则集中在德国、法国、意大利等欧洲内陆地区[6]。除本地生产外,欧洲还需要从其他地区进口绿氢,预计到2030年欧洲氢气需求将达到3 000×104 t/a,2050年将超过1×108 t/a,其中的10%~15%需要进口[7]。为此,欧洲发布多项纯氢管道计划:意大利、德国、奥地利共同签署协议,计划在北非与欧洲之间建设南部氢能(SoutH2)走廊,全长3 300 km;西班牙、葡萄牙、法国宣布将共同建设连接3个国家的跨境纯氢管道,预计2030年投用;2020年11家管道公司发起欧洲纯氢主干管网项目,计划于2030年建成超过30 000 km的纯氢管网,由北非与南欧地区、西南欧地区、北海地区、北欧与波罗的海地区、东欧与东南欧地区、德国地区6部分组成,到2023年底,已有24个欧盟成员国及挪威、英国、瑞士、乌克兰等共计33个国家参与[8]。
北非与南欧地区的纯氢管网由北非及意大利南部向中欧输送绿氢,以SoutH2走廊项目为主体,连接斯洛文尼亚纯氢主干管网、Murfeld纯氢管道等,60%纯氢管道计划由现有管道改造建设,逾360 km纯氢管道与现有管道并行敷设,充分体现了对现有管道基础设施的再利用理念。
SoutH2走廊项目由意大利Snam、德国Bayernets、奥地利TAG(Trans Austria Gasleitung)、英国GCA(Gas Connect Austria)这4家公司共同发起,连接北非、意大利、奥地利与德国,将欧洲南部生产的低成本绿氢输送至欧洲腹地。SoutH2走廊项目由意大利纯氢主干管网、 TAG管道系统纯氢项目、 WAG(West Austria Gas Pipeline)+PW(Penta-West Pipeline)纯氢管道、巴伐利亚HyPipe纯氢管道组成,全长3 300 km,超过70%纯氢管道由天然气管道改造而成,设计输量为400×104 t/a,已超过欧盟重新供能(REPowerEU)方案进口目标的40%[9]。意大利纯氢主干管网起点为西西里岛,贯穿意大利境内,并与奥地利、瑞士纯氢管网相连。意大利纯氢主干管网(表1)由南-北主干管网、东主干管网、西主干管网、2座压气站、输氢支线组成[10],其中干线总里程约2 300 km,约75%由天然气管道改造而成,设计输量400×104 t/a,压气站单座功率25 MW。
表1 意大利纯氢主干管网系统参数表Table 1 Parameters of pure hydrogen backbone systems in Italy
TAG系统纯氢项目位于奥地利境内,起点为意大利与奥地利边境阿诺尔德施泰因,终点为奥地利与斯洛伐克边境鲍姆加藤,全长380 km,设计输量150×104 t/a,具备正反输能力。该项目计划将TAG系统的3条现有天然气管道之一改造为纯氢管道,包括压缩机、计量站、分输站等相关设施[11]。WAG+PW纯氢管道横跨斯洛伐克、奥地利、德国3个国家,规划路由与现有WAG管道、PW管道并行[12],新建纯氢管道逾200 km,同时改造140 km现有管道,设计输量为130×104 t/a,具备正反输能力。巴伐利亚HyPipe纯氢管道与德国、奥地利地区纯氢管网相连,全长300 km,其中95%由天然气管道改造建成[13],设计输量达到了150×104 t/a,计划2025年完成第1段14 km纯氢管道建设,2030年全线建成投产。
2022年,法国、西班牙、葡萄牙、德国4个国家的5家管道公司共同发起H2Med项目,建设西南欧地区的纯氢管网,全长6 139 km,主要由陆上新建管道组成,此外包含逾400 km海底大口径纯氢管道,全线设计输量200×104 t/a,总投资约25×108欧元,计划2030年建成投产,可满足欧洲地区10%的氢能需求[14]。H2Med纯氢管网主要包括葡萄牙纯氢主干管网、葡萄牙—西班牙CelZa纯氢管道、西班牙纯氢主干管网、西班牙—法国BarMar纯氢管道、法国HY-FEN纯氢管道、法国 HySow纯氢管网等,最终连接到德国H2Ercules纯氢管网,用于将西班牙、葡萄牙生产的绿氢输送至法国、德国等消费地区。
葡萄牙纯氢主干管网全长391 km,由一条新建50 km纯氢管道与3条改造管道组成,3条改造管道的里程分别为76 km、48 km、217 km。CelZa纯氢管道与葡萄牙纯氢主干管网相连,横跨葡萄牙与西班牙,全长248 km,葡萄牙境内162 km、西班牙境内86 km,全部为新建管道,设计输量75×104 t/a,具备正反输能力,管径700 mm,设计压力10 MPa,增压站总功率24.6 MW。西班牙纯氢主干管网由7条管道、2座地下储氢库组成,管网全长3 205 km,总储气量575 GW·h,与CelZa管道、BarMar管道连通。BarMar纯氢管道是一条海底管道,连接西班牙纯氢主干管网与法国马赛附近的福斯—苏尔—梅尔工业中心,全长455 km,设计输量200×104 t/a,管径700~1 050 mm,压缩功率140 MW,最深处约2 600 m。法国HY-FEN纯氢管道在马赛地区与BarMar纯氢管道相连,延伸至法国与德国边境,与H2Ercules纯氢管道相连,全长1 200 km,设计输量200×104 t/a。HySow纯氢管网位于法国西南部,主要为东西走向,分别与BarMar管道、HY-FEN管道相连,全长640 km,其中180 km由天然气管道改造而成,设计输量为40×104 t/a,包括2座地下储气库,总储气量500 GW·h[15]。
北海地区纯氢管网用于将海上风电生产的绿氢运输至德国西部地区的消费中心[16],主要包括荷兰纯氢管网、HyONE纯氢管网、H2T纯氢管道、AquaDuctus纯氢管道、比利时纯氢主干管网、丹麦—德国纯氢管网。与其他地区相比,北海地区纯氢管网海底管道多,技术规格高,预计2030年建成超过1 000 km海底纯氢管道,设计输量超过100×104 t/a,最大管径1 200 mm。
荷兰纯氢管网接收海上进口氢,除满足本国氢气需求外,还向欧洲地区输送。其设计输量80~120 TW·h/a, 70%~80%的管道由天然气管道改造而来[17],目前已完成最终投资决策,计划2025—2026年间开始建设,2030年建成投产。HyONE纯氢管网用于收集海上风电电解水生产的氢气,并输送至荷兰、德国。目前已建成500 MW电解制氢系统,预计2040年建成12 GW电解制氢系统[18]。管网设计输量为240 TW·h/a,其中荷兰与德国之间的互联管道设计输量为48 TW·h/a。H2T纯氢管道由两段海底管道组成,分别为Aukra纯氢管道、 CHE(Clean Hydrogen to Europe)纯氢管道。Aukra纯氢管道将丹麦Nyhamna地区可再生能源制得的氢气输送至丹麦Kollsnes地区,并与CHE纯氢管道相连,全长410 km,管径500 mm[19]。CHE纯氢管道则从丹麦延伸至德国北部,设计方案正在评估中。AquaDuctus纯氢管道用于将海上风电电解水生产的氢气输送至德国,分两期建设:一期建设200 km管道,将海上制氢风电场生产的氢气输送至德国威廉港,风电场装机容量1 GW,管径1 200 mm,到达陆上后,通过陆上管道与Hyperlink管网相连,预计2030年建成投产;二期新建管道220 km,设计输量为100×104 t/a,继续向深海延伸,预计2035年建成投产[19]。
北欧与波罗的海地区纯氢管网用于将海上风电电解生产的绿氢输送至消费地区,主要包括北欧—波的尼亚湾纯氢管道、北欧—波罗的海氢能走廊、波罗的海氢能集输管网、德国—丹麦海上纯氢管道。与北海地区类似,北欧与波罗的海地区纯氢管网包含大量海底及沿海岸线敷设的管道,其规划海底管道总里程近1 400 km。
北欧—波的尼亚湾纯氢管道横跨瑞典、芬兰两国,全长1 000 km,设计输量65 TW·h/a,干线沿瑞典、芬兰两国的海岸线敷设,并向瑞典北部建设1条支线,预计总投资35×108欧元[20−21],目前处于预可研阶段,计划2030年建成投产。北欧—波罗的海氢能走廊起点位于芬兰,与北欧—波的尼亚湾纯氢管道终点相连,自北向南途经芬兰、爱沙尼亚、拉脱维亚、立陶宛、波兰,最终到达德国境内,其全长2 500 km,设计输量270×104 t/a[22]。该项目于2022年签订合作协议,目前已完成预可研,计划2040年建成投产。波罗的海氢能集输管网地处波罗的海,用于收集海上风电制得的氢气,并与瑞典、芬兰、德国的陆上纯氢管道相连,全长1 250 km,设计输量296 TW·h/a,目前处于预可研阶段。德国—丹麦海上纯氢管道起点位于丹麦博恩霍尔姆岛,终点位于德国卢贝明[23],全长140 km、设计输量80 TW·h/a、管径1 050 mm,目前处于预可研阶段,计划2027年建成投产。
东欧与东南欧地区氢能管网从希腊、乌克兰途经保加利亚、罗马尼亚、匈牙利、斯洛伐克、奥地利向消费地区输送氢气,主要包括中欧氢能走廊、匈牙利与4国氢能管道、希腊纯氢管网,通过改造现有天然气管道或沿现有管道敷设。
中欧氢能走廊起点位于乌克兰,横跨斯洛伐克、捷克,最终到达德国,全长1 225 km,超过90%由天然气管道改造而成,设计输量为150×104 t/a,输气成本为0.10~0.15欧元/(kg·1 000 km),项目总投资金额为10×108~15×108欧元。匈牙利天然气管道公司规划了分别与斯洛伐克、罗马尼亚、斯洛文尼亚、乌克兰连接的纯氢管道(表2),计划通过改造现有管道建设,目前正在评估现有天然气管道改输氢气的可行性[24]。希腊计划建设与现有天然气管网并行敷设的1套纯氢管网,干线全长540 km,起点位于希腊南部,贯通希腊并向北延伸至希腊与保加利亚边境,管径900 mm,预计投资11.2×108欧元[25],支线长250 km,管径900 mm,目前处于预可研阶段,计划2029年建成投产。
表2 匈牙利纯氢管网组成及参数表Table 2 Composition and parameters of pure hydrogen pipeline network in Hungary
德国是欧洲地区最重要的氢能消费中心,众多纯氢管道与德国境内管道连接,为德国供应氢能。根据德国天然气运营商协会公开的信息,德国纯氢管网规划总里程9 666 km,其中约60%由天然气管道改造建成,预计总投资197×108欧元,管网接收能力与外输能力分别为800 TW·h/a、700 TW·h/a,主要包括Flow Hydrogen纯氢管网、H2Ercules纯氢管网、捷克—德国氢能互联管道、 Doing Hydrogen纯氢管网、 Green Octopus Mitteldeutschland(GO!)纯氢管道、 Hyperlink纯氢管网等。
Flow Hydrogen纯氢管网与波罗的海、捷克、法国、奥地利等地区的纯氢管网相连,全长1 100 km,设计输量160 TW·h/a,由现有天然气管道改造而来。计划2025年完成第 1阶段建设工作, 2028年建成投产。H2Ercules纯氢管网分布于德国西部及南部,与挪威、荷兰、比利时、法国、捷克等地区的纯氢管网相连,全长约1 500 km,超过50%由现有天然气管道改造而来[26],分3个阶段建设,计划2026年建成与挪威、比利时连通的管网, 2028年建成与荷兰连通的管网, 2030年建成德国境内管网,并与法国、捷克境内纯氢管网连通。捷克—德国氢能互联管道位于德国东部,并在德国南部与H2Ercules管网连通,全长1 068 km,设计输量150×104 t/a,超过90%由天然气管道改造而来,其中捷克境内150 km管道全部由天然气管道改造而来,计划2030年建成投产。GO!纯氢管道全部位于德国境内,连接德国中部的化工三角区、莱比锡、哈雷、马格德堡地区、赫尔姆斯泰特地区及萨尔茨吉特钢铁区,全长305 km,其中190 km由现有天然气管道改造而来[27],新建115 km纯氢管道,除此之外还包含1座5 000×104 m3地下储氢设施,目前处于预可研阶段。
相比中国纯氢管道规划建设现状,欧洲纯氢管网规划有以下特点:①欧洲已经初步形成纯氢管网的顶层规划,管道公司通过企业联盟或联合项目,初步提出纯氢管网地区规划,欧盟委员会则通过共同利益项目(Projects of Common Interest, PCI)清单机制进行审查,协调欧洲整体纯氢管网规划,最终以欧洲氢能主干管网项目或类似项目呈现;②欧洲纯氢管网的技术参数呈现阶跃式发展,最高设计压力10 MPa,最大管径1 200 mm,最大设计输量200×104 t/a,加速向大口径、高压力、大输量方向发展,与国内外现役纯氢管道相比迈上了新的台阶,也远超中国当前规划阶段的纯氢管道;③与中国新建纯氢管道不同,欧洲陆上纯氢管网极少基于新路由新建陆上纯氢管道,主要通过改造现有天然气管道建设,或沿现有管道基础设施敷设新的纯氢管道,以最大限度降低管道建设投资,提高管道资产、土地资源利用效率。中国氢能发展起步较晚,近年来可再生能源制氢、氢燃料电池汽车快速发展,氢能应用前景广阔,作为解决氢能生产地区与消费地区空间错位问题的重要手段,纯氢管道势必在氢能产业发展中发挥无可替代的关键作用,因此亟待开展相关研究与规划工作。
中国绿氢制取集中在西部、东北、华北等风光可再生资源丰富地区,绿氢消费则集中在东部沿海及内陆经济发达地区,以长三角、珠三角及京津冀等城市群为代表,氢能产业链上、下游存在严重的空间错位问题。氢能运输方式包括高压气态运输、管道气态运输、低温液态运输、有机液体运输、固体材料运输等。由于氢气体积能量密度极低且液化困难,其运输成本远高于石油、天然气等传统能源,根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》公开数据,对于超过500 km的氢能运输场景,管道运输成本仅为道路运输成本的20%[28]。因此,管道运输是实现氢能大规模、远距离、连续性输送的最佳方案[29]。目前,氢能储运在全产业链的成本占比为30%~40%,是现阶段制约氢能产业链发展的瓶颈环节[30],亟待构建经济高效的大规模氢能管道运输及配送基础设施。
中国纯氢管道起步较晚,发展缓慢,现有氢气管道总里程约400 km[31],尚未形成完善的氢气管道输送技术体系与指导氢能大规模利用的标准体系。目前已建纯氢管道有金陵—扬子氢气管道、巴陵—长岭氢气管道、济源—洛阳氢气管道、玉门油田输氢管道等,设计压力均不超过4 MPa,管径在219~508 mm之间,最大设计输量10×104 t/a,主要用于制氢厂与用气场所间的点对点输送。在纯氢管道规划方面,中国目前尚无专门组织机构,大多为企业自发行为。2023年4月10日,中国石化宣布“西氢东送”氢气管道示范工程被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》。截至2024年,中国多个省级行政区发布了氢能产业发展专项规划或实施意见,预计到2030年,中国各类输氢管道总里程将突破5 000 km,并在2035年前达到万千米级别。
“西氢东送”是中国典型的新建纯氢管道,起于内蒙古自治区乌兰察布市,终至中国石化北京燕山石油化工有限公司(简称燕山石化),全长1 145 km,是中国首条跨省区、大规模、长距离纯氢输送管道。随着“双碳”战略的深入推进及氢能产业的快速发展,纯氢管道需求正在从作为化工原料的点对点输送,向更加丰富的场景发展,包括纯氢长输管道、纯氢输配管道等。其中,纯氢长输管道正在向大口径、长距离、高压力的方向发展,预计在“十五·五”期间,压力6.3 MPa、管径600 mm将成为纯氢长输管道的主流配置,并进一步向压力10 MPa、管径1 200 mm发展;纯氢输配管道在政府管理、标准规范等方面逐步向城镇燃气系统靠拢[32−33]。2024年8月,山东省潍坊市高新区宝通街(潍坊电厂—潍安路)次高压输氢管道工程获得建设工程规划许可证,是中国首条按照城镇燃气工程批准建设的城镇氢气输送管道(表3)。
表3 中国典型纯氢管道建设与规划现状表Table 3 Construction and planning status of typical pure hydrogen pipelines in China
除了东北、华北、西北等可再生资源丰富地区以外,海上也将成为中国未来绿氢的重要生产基地,氢能消费则集中在中东部经济与工业发达地区,纯氢管道无疑是实现绿氢大规模长距离经济输送的最佳选择,必将迎来快速发展。因此,需要借鉴欧洲纯氢管网规划经验,在国家层面推进纯氢管网顶层规划,优先考虑现有油气管道改造或沿现有油气管网规划新建纯氢管道。
随着“双碳”战略深入实施,中国油气需求与氢能需求将呈此升彼降趋势,油气管道负荷率逐渐下降,氢能长距离大规模输送需求逐渐升高。将现有油气管道改输氢气,可快速响应氢能运输需求,且建设成本仅为新建纯氢管道的20%~30%[8],发展潜力巨大。
为评估现有天然气管道改输氢气的适应性,国外在管道材料[34]、输送工艺[35]、关键设备适应性[36]、评估方法[37]、法律法规[38]等方面开展了大量研究[39],并积极推进工程验证。如英国依托国家输气系统(National Transmission System, NTS)组织实施了Future Grid项目,利用现有天然气管道设备,搭建了1套天然气管道改输氢气的试验测试平台,评估了天然气掺氢比2%、5%、10%、20%以及改输纯氢的适应性[40]。目前,中国针对天然气管道改输氢气的研究极少,国家管网西部管道有限责任公司目前正在开展鄯乌天然气管道局部管段在1.5 MPa压力工况下改输氢气的适应性研究,已经完成管道材料相容性试验、管道清管与内检测,后续将开展工艺系统、关键设备及安全保障技术的适应性研究,最终形成该管道改输氢气后的安全运维方案。未来需要不断深化研究,建立天然气管道改输氢气的技术与标准体系。
参考欧洲纯氢管网规划经验及新型能源体系发展需求,新建天然气管道在设计阶段需要充分考虑未来改输氢气的适应性[41−44],以最大限度降低未来能源转型管道改输氢气的难度与成本。目前,仅包头—林河、固阳—白云鄂博等少数天然气管道在设计时考虑了掺氢输送的需求。截至2023年底,中国长输油气管道总里程18.5×104 km,在“双碳”战略目标下,石油消费预计2030年前后达峰,天然气预计2040年前后达峰,长输油气管道规模将继续保持增长态势,总里程将超过30×104 km,新增里程达到11.5×104 km,并以天然气管道增量为主。这些新建的天然气管道,无疑是未来能源转型需求下氢气长距离大规模输送的重要力量,在设计阶段考虑到这一需求极为关键。
近年来,为了应对环境气候问题,氢能在国际上得到广泛关注并迅速发展,中国也在积极推进构建以可再生能源为主体的新型能源体系,管道作为最经济的氢能长距离大规模运输方式,势必成为新型能源体系的重要组成部分。欧洲地区纯氢管道建设历史悠久,全球保有量占比较大,并在“碳中和”目标下迎来高速建设期,预计到2030年建成超过30 000 km纯氢管网,且技术规格加速向大口径、高压力、大输量方向迈进,同时呈现出强化整体顶层规划、最大限度依托现有天然气管道基础设施等特点。基于中国纯氢管道规划建设起步较晚、相关技术尚不成熟以及天然气管道规模持续增长的现状,建议中国借鉴欧洲纯氢管网规划建设的先进经验,从国家层面根据经济社会发展需求及氢能产销地区分布特点开展纯氢管网顶层规划;同时全面开展油气管道改输氢气系列支持技术研发,为未来大量油气管道资产改造为纯氢管道提供技术储备;新建天然气管道需要充分考虑未来改造纯氢管道的可行性,以最大限度降低改造难度与成本为前提开展设计,以提高管道资产利用效率,更好地保障国家能源安全,实现“双碳”目标。
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