二氧化碳管道运输系统优化模型及其应用

翟明洋,林千果,王香增,高瑞民,陶红胜,江绍静,王 宏,梁凯强

(1.华北电力大学 环境研究院, 北京 102206；2. 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院, 西安 710075)

二氧化碳管道运输系统优化模型及其应用

翟明洋1,林千果1,王香增2,高瑞民2,陶红胜2,江绍静2,王 宏2,梁凯强2

(1.华北电力大学 环境研究院, 北京 102206；2. 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院, 西安 710075)

二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)作为能够实现煤化工行业温室气体大规模减排的前沿技术，已成为当前研究热点.而管道运输是该技术得以实施的关键环节，高昂运输成本是影响该技术大规模推广的主要因素.因此，通过开发煤化工二氧化碳(CO2)捕集压缩、管道运输系统优化模型，实现CO2管道运输系统内关键环节的工艺和技术优化配置，降低捕集压缩、运输及注入整个系统的总成本.将模型初步应用于陕西延长榆林煤化工CCUS项目，结果表明：当封存区域CO2封存需求量小，而且能够在封存现场提供方便的液化压缩设备时，榆林能化煤化工企业可以采用气相压缩输送方案，并结合封存地点液化加压注入；对于大规模CO2封存及运输需求时，推荐超临界/密相CO2输送，能够有效减少封存区再次加压环节的成本，从而使整个流程更为经济.

CO2管道运输系统优化； CO2压缩运输优化模型； CO2压缩；CO2管道输送；CO2注入

二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)作为能够实现温室气体大规模减排的一项前沿技术，已成为全球研究热点.当前国内外广泛采用的技术手段是将二氧化碳(CO2)从气源地捕集压缩并输送到合适的地理位置进行地质封存，不仅能够有效地减少大规模人为温室气体的产生取得环保效益，还可强化提高油气天然气、石油、煤层气的采收率，带来明显的经济效益.CCUS技术的出现，对中国煤化工企业温室气体减排、油田发展乃至整个经济发展都具有深远意义.鉴于CCUS技术在温室气体减排方面的巨大潜力，越来越受到各个国家的重视，而CCUS技术项目的经济性更加成为该技术能否规模推广所考虑的主要问题.许多学者围绕CCUS技术改进提升整体捕集、运输和封存环节本身展开经济效益分析评价.从目前研究情况看，碳捕集设备主要安装在燃煤电厂，主要开展的是基于电力方面CCS的研究.如蔡建军等[1]主要针对电厂低、中、高3种梯级浓度展开不同CO2烟气捕集技术经济效益分析.朱磊等[2]对已经投入运营的燃煤电厂进行CCUS改造投资决策问题研究，建立了基于偏均衡分析的CCUS投资评价模型，对火电厂安装CCS技术后电力生产的经济性进行评价以及对CCS技术所能够实现火电的温室气体减排效果进行准确评估.中国CO2管输技术起步较晚，国内仅有大庆油田和吉林油田在 CO2-EOR方面有先导性试验，且均为气体式输送[3]，因此，当前关于管道输送方面的研究主要采用数值模拟分析及开展相关的管道设计.如刘敏等[3]基于超临界管道输送过程中流体温降和压降所产生的能耗及成本研究，得到了各参数对输送过程经济性的影响规律.张早校等[4]探讨环境温度对CO2超临界管道输送过程中管道设计的影响，并且利用ASPEN PLUS 10.1软件对CO2管道直径和加压站数目进行了定量分析和优化设计.周成川等[5]提出了集成混合整数规划的CO2输送优化模型，在模型构建中考虑了设立中间节点如加压站以及不同管径连接节点.在CO2封存方面，鲍玲等[6]采用CO2驱油与封存机理，对其技术、经济性能的现状进行分析，指出CO2驱油与封存亟待解决的问题.宋倩倩等[7]对于炼油厂回收的CO2用于驱油，及CO2回收、运输、EOR这3个单元，建立了快速有效的经济评价模型，为炼油厂CO2-EOR产业链的顺利实施提供经济参考.武守亚等[8]就二氧化碳驱油封存的技术进行探讨，建立了油藏封存数学模型，并分析了影响封存效果的因素，在此基础上提出了投资预测模型，为工程经济可行性论证提供理论支持.

通过以上分析可知，当前关于CCUS的研究大多局限于单纯CO2捕集、管道运输及封存各个环节的技术经济性或技术数值模拟研究，关于煤化工行业CO2压缩、管道输送及封存区注入全过程的经济性模型尚未见报道.当前煤化工CO2压缩、CO2运输、封存区CO2注入3个环节存在着高度的互动作用和投资技术扩容选择不确定性及投资建设的动态特点，而利用数学模型能够有效反映实际工程开展过程中CO2管道输送系统内部互动性及动态特点，而且通过系统内关键环节的工艺和技术优化配置，促进能量效率最大化，降低整个CO2捕集压缩、运输、注入系统的总成本.本研究基于CO2捕集压缩、运输及注入等各个环节之间的互动性、动态性，构建煤化工行业CO2运输优化模型；将开发的CO2运输模型应用于中国陕西榆林地区煤化工企业CCUS项目以检验开发模型的适用性，并为压缩输送提供科学决策方案.

1 CO2管道运输系统优化模型

1.1 CO2管道运输系统描述

本研究的CO2管道运输系统边界(如图1)包括：1)煤化工CO2进行提纯压缩；2)CO2运输及中途再次加压环节；3)封存区CO2注入.

通常分离回收的CO2处于接近大气压力的状态，需要通过多级压缩才能将压力提升到管道入口所需的压力水平.压缩环节对于气体压缩主要采用压缩机，国内常见CO2压缩机包含往复式、螺杆式和离心式压缩机[9].往复式适应性强，即排气量范围较广，且不受压力高低影响；离心式压缩机只能适应气源比较稳定、气量较大、压缩比小的工况；螺杆式压缩机适用于低压、中小流量的情况[10].压缩机主要受当地公用设备条件的限制，可采用配套的驱动形式包含：1)变速电机驱动；2)蒸汽轮机透平驱动；3)柴油机驱动；4)燃气轮机驱动.

常见CO2输送形态包含气态、液态、超临界3种相态[11].由于管道内流体的多相流动比单相流动的压降大，且易造成冲蚀，对管道的损坏严重，故一般要求输送介质为单相[12].在封存区CO2注入方式包含：采用罐车的车载泵直接注入；封存区建立CO2的液化处理系统管输增压注入；罐车液化低温储存后采用变频泵注入[13].

图1 CO2管道运输系统

1.2 CO2管道运输系统优化模型

1.2.1 目标函数

本研究以最小化规划期内整个系统的总成本为目标，寻求最优的CO2压缩、运输及封存投资和运营方案.目标函数表述如下:

minf=f1+f2+f3，

(1)

式中f1为CO2压缩成本，包含压缩及驱动设备投资成本，压缩过程的可变运营成本(耗材、燃料及动力、处置费等)及固定运行成本(维修维护成本，管理费用等)，即

f1=YCA×NCA×CID+XCCA×VCCCA+YCA×NCA×CFC.

(2)

式中：下标CA代表压缩技术(如往复式压缩机、离心式压缩机、螺杆式压缩机)；下标ID对应单位规模压缩投资成本(万元/万t)；下标FC为单位规模CO2压缩设备固定运行成本费.变量Y是代表压缩技术扩容选项是否扩容的0或1的二元的整数变量(当模型选0时不进行扩容，当取1时进行扩容)；XCCA为不同时期CO2压缩量(万t/a).NCA为压缩机压缩规模(万t/a)；CID为设备单位规模CO2压缩投资成本(万元/万t)；VCCCA单位规模CO2压缩可变运行成本(万元/万t)；CFC为单位规模CO2压缩设备固定运行成本费(万元/万t).

f2为运输成本，包含运输材料设备投资成本(管道、管道涂层、阴极保护、通讯设备)，可变运营成本(CO2运输过程的燃料动力等费用)及固定运行成本(管道维修维护成本)，即

f2=Ypo×LCSPD×NPS×CIP+XCPC×VCCPC+Ypo×LCSPD×NPS×CFT.

(3)

式中：YPO为管道投资技术扩容选项；XCPC为CO2的管道运输量(万t/a)；LCSPD为管道的运输距离(km)；NPS为管道扩容规模选项(万t/a)；CIP为单位长度管道投资成本(万元/km)；VCCPC为单位规模CO2运输的运行成本(万元/万t)；CFT为单位长度CO2运输固定运行成本(万元/km).

f3为封存区加压注入成本，包含加压设备投资(液化加压设备投资)、CO2压缩注入的可变运行成本及固定运行成本，即

f3=YSO×NSC×CIS+XCSI×VSCSI+YSO×NSC×CIS×CFS.

(4)

式中：YSO为封存区压缩技术扩容选项取0或1整数变量；XCSI为封存区CO2加压压缩量(万t/a)；NSC是封存区压缩设备规模(万t/a)；CIS为单位规模CO2压缩注入设备投资成本(万元/万t)；VSCSI为封存区单位CO2压缩运行成本(万元/万t)；CFS为封存区CO2压缩设备固定运行成本费(万元/万t).

1.2.2 质量平衡约束

气源区CO2压缩量应大于等于管道CO2运输量:

XCCA≥XCPC.

(5)

管道运输量大于等于封存区CO2增压处理量：

XCPC≥XCSI.

(6)

封存注入量大于等于封存区的封存目标：

XCSI≥MCO.

(7)

1.2.3 能力约束

CO2压缩设备压缩处理量小于等于该时期压缩设备最大处理规模:

XCCA≤YCA×NCA.

(8)

管道运输能力约束：管路运输CO2量小于等于管到的运输规模：

XCPC≤Ypo×NPS.

(9)

CO2封存区CO2压缩处理量小于等于该时期压缩设备最大处理规模:

XCSI≤YSO×NSC.

(10)

排放区压缩扩容技术的扩容选项(每个时期压缩扩容选项为二元整数，并且要求在整个规划期内压缩技术的扩容次数至多1次，以确定投资扩容只有一种)

(11)

∑YCA≤1.

(12)

管道扩容技术选择

(13)

∑Ypo≤1.

(14)

封存区压缩设备的扩容约束

(15)

∑YSO≤1.

(16)

1.2.4 模型解法

本文模型是基于混合整数规划建立的，整数规划是指要求部分或者全部决策变量的取值为整数的规划问题.若变量全部取整数，成为纯整数规划；若其中仅部分变量要求取整数，则成为混合整数规划.本模型中对于二氧化碳的压缩、运输及末端加压的技术扩容选项存在0-1两种类型的整数变量，而其他决策变量则是连续自然数，因此,本模型是混合整数模型.

根据本文模型的实际特点，选用What’s Best软件对模型进行求解(图2).What’s Best 是微软Excel的一个插件.用户可以在Excel中使用标准的电子表格公式将模型自由组织成一个特定的格式，能有效地求解大型而难解的模型.在What’s Best中的线性、整数、全局求解器已经被设计成处理大型商业用途，并且被全世界众多的公司检验过.对于Excel的用户来说，What’s Best是最简单就可以学习并开始使用建模优化的产品.

针对本研究具体算法步骤如下：

1)点击What’s best工具按钮，进行模型构建界面；

2)对目标函数进行构建，本研究是基于系统成本最小化原则.点击What’s Best插件中Minimize，可以轻松实现式(1)中系统成本最小化的目标；

3)对整个1.2环节捕集、运输和封存注入3个环节中的决策变量进行定义，具体点击Make Adjustable 按钮可以实现；

4)对于本研究中的压缩、管道扩容投资、封存注入设施的扩容决策变量进行定义，具体是点击What’s Best软件中Integers；

5)对本研究中1.2.2部分的约束公式(5)～(13)进行构建，具体上是点击软件中的Constraints部分的3个按钮实现；

6)在完成以上5步后进行最终求解，点击软件中的Solve.

2 案例研究

2.1 项目概述

为了有效地验证开发的CO2管道运输系统优化模型的有效性，同时帮助决策者做出科学有效的决策，将开发的模型应用于陕西靖边CCUS示范项目，该项目具体的CO2排放气源、封存区及运输路线如图3所示.该项目位于陕西榆林市，CO2气源来源于延长中煤在靖边能源化工综合利用产业区启动项目中的180万t/a甲醇装置的副产CO2放空气，该副产CO2放空气排放量约为23 000 m3/h(折36万t/a).对于CO2压缩方式存在多种压缩选项(往复式压缩机、离心式压缩机、螺杆式压缩机)，而且存在多种扩容投资组合选择，以及投资建设时期的动态特点.

图3 陕西延长CO2管道运输项目路线

由于陕西延长CCUS项目每年CO2封存需求量比较大，常规的罐车运输难以保障驱油和封存的技术需求，因此，本项目的产品方案选择利用管道方式进行运输.该项目CO2运输路线如图3所示，管道输送线路分为两段，第一条是将榆林能化煤化工提纯加压后的CO2运输到靖边县乔沟湾封存区，并且在乔沟湾封存区进行分流，一部分可以直接进行乔沟湾油藏封存区CO2封存，该区域目前具有的两座CO2注气站，最大注入规模是12万t/a；而剩余的CO2则沿乔沟湾封存区-巴家河封存区分流管道继续进行运输，管道运输距离为29 km，目前巴家河封存区的一座CO2注气站，最大注入规模23万t/a.

2.2 情景设计

煤化工气源压缩区内不同的公用设备条件(如电力、蒸汽条件)供应方式，封存区加压液化设备利用方式的不同，以及CO2封存注入需求量的变化会对投资方案及整个系统的成本产生明显影响.对以上关键因素筛选后设计了4种情景(表1)，并分别利用开发的模型进行驱动优化系统内关键环节的工艺和技术优化配置，降低整个系统的总成本，为决策者提供合理CO2运输投资方案.

在设计的4种情景中，基准情景和情景1中假设榆林能化气源区拥有自备电厂或当地拥有距离较近的电网时，往复式、螺杆式和离心式压缩机采用电力驱动或变频电力进行驱动技术上可行，但是若采用蒸汽轮机驱动则需要单独购置蒸汽轮机以及外购蒸汽或天然气进行驱动.情景2和3假设榆林能化厂区内生产过程中可以获得一定量的蒸汽和天然气，可以利用多余的蒸汽进行驱动压缩，蒸汽轮机透平驱动方式可行而更经济，此时电力形式驱动和蒸汽轮机驱动存在着经济性的不确定性，整体投资则需要利用模型进行优化决定.根据封存区是否可以提供方便的CO2液化加压注入设备、以及是否需要新建加压泵装置，可能存在多种封注入方式.基准情景是假设两个封存区均具备液化加压注入装备，不需要购置新的加压注入设施；情景1是两个封存区均不具备液化设备但靖边可以共用加压注入装备情景；情景2是两个油田封存区均不具备液化加压设备的情景；情景3是仅乔沟湾具备液化加压注入装备，而巴家河封存区作为靖边扩大封存驱块封存区完全不具备液化和加压注入的情景.

对于CO2压缩区、管道运输以及封存区具体采用何种扩容方式、规模和扩容投资建设存在着动态的不确定性，需要利用开发的CO2管道运输系统优化模型中压缩、运输、封存环节的扩容投资变量(0或1的二元整数规划)进行优化.

表1 CO2压缩运输注入情景

2.3 参数调查

经调查榆林能化煤化工排放的CO2主要集中在甲醇洗单元，具有排放集中、浓度高的特点，因此，可以直接采用液化压缩捕集CO2.参考国内辽宁沈鼓压缩机制造厂提供的往复式压缩机价格为350万元/台，采用一用一备，而离心式压缩机价格为500万元/台.如表2所示，尽管往复式压缩机投资成本低，但是维修维护成本高，往复式压缩机维护成本50万元/台用于更换零件和检修费用，离心式压缩机每年的维护费用为10万元/a(表2).压缩机可以采用的驱动方式包括：普通电机驱动，设备单价为100万元/台；蒸汽轮机驱动，设备单价为200万元/台；当电力供应不稳定可能需要配套变频电机驱动压缩机，其中变频电机投资成本为150万元/台.CO2压缩部分所消耗的燃料动力费用包括电费、蒸汽费、人工费、折旧费、维护费，具体单位燃料动力费和维护费单价如表2所示.能否利用榆林能化厂内蒸汽和自备电力会对压缩过程产生明显的影响，表2中是采用外购电力和蒸汽的情景，此部分压缩燃料成本可以节约一大部分购置燃料的成本.

表2 榆林煤化工企业电力蒸汽单价及压缩机维护参数

Tab.2 Unit price of electricity steam and CO2compressor maintenance in Yulin coal-chemistry plant

燃料动力费维护费用/(元·t-1)循环水/(元·t-1)电/(元·kW-1·h-1)蒸汽/(元·t-1)往复式压缩机离心式压缩机0.380.581305010

对应的管道榆林能化气源到达靖边封存区可以采用的管径包括DN200、DN300、DN350.其中对应DN200可以满足超临界相态CO2运输需求及小规模气相运输，而其余两种规格管径则主要适用于气相态CO2运输.对应3种单位长度投资成本；而从靖边到达杏子川油田的管道直径包括DN150、DN200和DN250，DN150能够适应超临界相态及小规模气相态CO2运输，而DN200和DN250则广泛适用于气相运输.国内市场对应DN150、200、250、300、350 5种管径规格的投资成本分别为19.92，29.36，31.38，37.43和40.92万元/km.参考国内CO2管道运输成本为37.20元/t[14].

在靖边和杏子川封存区CO2加压注入环节，对于气相加压注入主要包括：气相液化进入储罐，国内储罐单价为50万元；从储罐经喂液泵升压到3.0 MPa送给注入泵，采用屏蔽泵，国内单击为15万元；经注入泵升压到16.0 MPa后输至各个单井口，采用柱塞泵，价格为20万元[15].其中加压注入部分主要气相液化只是针对气相CO2运输方式，液化方式同时受两个封存区内能否提供公共设备条件制约(表1).当采用超临界相态压缩、输送时则可以节约封存区再次加压的成本，但是可能会增加CO2压缩和管道的能耗和成本.在此背景下需要利用模型实现系统内关键环节的工艺和技术优化配置，促进能量效率最大化，降低整个CO2捕集压缩、运输、注入系统的总成本.

2.4 CO2运输系统规划结果

本研究开展项目经济评价的系统边界包括:分离提纯后在加压站CO2统一进行加压环节；CO2管道运输；在封存区CO2加压注入.该项目规划期从2016—2035年，同时考虑资金的时间价值，按照5%贴现率将整个系统成本折现到期初，方便决策者做出参考比较.模型通过What’s Best 软件进行求解，具体求解步骤参考1.2.4部分.

经过模型优化后不同情景下的投资总成本如图4所示，可以看出，不同情景下系统成本从高到低分别为情景1、基准情景、情景2和情景3，分别是1.83亿元、1.81亿元、1.13亿元和1.02亿元.在整个规划期内基准情景、情景1、情景2和情景3的CO2运输总量分别为660万t、660万t、660万t、612万t，单位CO2运输成本分别为27.73、27.42、17.12、16.67元/t.显然情景2和3采用蒸汽方式驱动压缩装置，与其他情景相比，设备的投资成本较高，但是会降低整个压缩运营成本，而且压缩输出采用超临界相态输送会降低整个管道的运输及封存区CO2再次加压成本，因此，单位规模CO2运输更为经济.

图4 不同情景CO2运输系统总成本

煤化工企业CO2压缩区扩容及运营方案如表3所示，当封存区初期需求量小、气源不稳地时，4种情景均会选择在第1时期进行往复式压缩机投资，规模为12万t/a；随着封存需求逐渐变大，则分别在第2或4时期对离心式压缩机的扩容投资，规模为24万t/a.主要原因是往复式压缩机适用初期不稳地小规模气源进行压缩，而对中后期大规模稳定压缩需求离心式压缩机更为经济.受压缩区公用设备条件限制，基准情景和情景1选择变频电机驱动，此时电网输送的电力方便，蒸汽资源不足采用蒸汽透平驱动成本更高；情景2考虑煤化工厂内若能提供充足的蒸汽，采用蒸汽透平汽轮机驱动压缩机加压，输出为超临界状态的CO2更为经济.在假设同时可以具备电力和蒸汽资源的情景下，情景3在第1时期采用变频电力驱动，在第4时期采用蒸汽驱动离心式和往复式压缩机进行压缩.

表4显示不同情景管道运输的扩容选项及CO2运输相态.基准情景理想情况中两个封存区域均能提供液化加压注入设备，第1时期投资建设连接到乔沟湾封存区管道，两条管道均采用气相运输.在巴家河封存区液化加压装置需要新建时，情景1采用的运输方式是从气源区到靖边油田是气相CO2运输，靖边到巴家河管道超临界相态运输，此时整个流程更为经济.情景2中两段管道运输扩容与以上相同但是采用超临界相态运输，此时能够降低两个封存区加压注入成本.情景3中连接到乔沟湾管道采用气相CO2运输，而分流管道则在第4时期进行扩容，两段管道均进行超临界相态运输，此时更为经济.

表3 CO2压缩机扩容方案

注：表中0代表不扩容，1代表扩容

表4 CO2管道运输扩容方案

注：表中0代表不扩容，1代表扩容

表5为CO2加压注入扩容方案，基准情景可利用现有的液化加压设备对气相CO2加压注入；情景1则统一在乔沟湾封存区加压泵扩容(规模为36万t/a)，并分流到巴家河注入封存；情景2在全流程采用超临界相态的压缩运输，无需封存区加压；而情景3在乔沟湾封存区第一时期进行12万t/a加压泵的扩容，后期随着CO2注入需求变大则统一进行超临界相态压缩运输，无需对于封存区的再次加压.

表5 CO2加压注入扩容方案

注：表中0代表不扩容，1代表扩容

3 结 论

当前CO2管道运输是陆地上影响CCUS工程项目开展实施的关键环节，但是CO2输送规划中还和CO2的压缩和注入的过程密不可分，以上的压缩、运输及注入环节组成一个复杂系统.本研究开发了CO2管道运输系统优化模型，来反映3个环节之间的互动性及各个环节扩容的动态特点，并通过优化工艺配置来降低CCUS项目的运输成本.

将开发的模型初步应用到陕西延长CCUS项目的管道规划，并开展多个情景设计及模型优化分析.结果表明，当CO2封存需求量小，并且能够在封存现场提供方便的液化压缩设备时，推荐采用气相管道输送方案，结合封存地点液化加压注入；对于大规模CO2封存及运输需求时，推荐采用超临界/密相CO2输送，能够有效减少封存区再次加压环节的成本从而使整个CO2运输系统更为经济.

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(编辑 刘 彤)

Development of an optimization model for planning carbon dioxide pipeline transportation system and its application

ZHAI Mingyang1, LIN Qianguo1,WANG Xiangzeng2, GAO Ruimin2, TAO Hongsheng2, JIANG Shaojing2, WANG Hong2, LIANG Kaiqiang2

(1.Environmental Research Academy, North China Electric Power University, Beijing 102206,China;2.Research Institute of Shannxi Yanchang Petroleum (Group) Co., Ltd., Xi’an 710075, China)

Carbon dioxide (CO2) capture, utilization and storage, as an emerging technology that can help reduce coal chemical plant greenhouse gas emission by large scale, have drawn significant attention. Pipeline transportation is an essential part of the technology, but high cost has greatly limited its application. Therefore the main objective is to develop an optimization model for supporting CO2pipeline transportation system planning to reduce the overall carbon capture utilization and storage (CCUS) system cost by optimizing key technology process of a CO2transportation system. The developed model was further applied to Shaanxi Yanchang’s CCUS project for planning its CO2transportation system. The results indicated that in case of low demand of CO2storage, a gas-phase CO2pipeline transportation system coupled with in-situ compression and injection was recommended. In the case of high demand of CO2storage, this study would recommend a super-critical / density phase transportation system which could have lower system cost than gas phase pipeline system as the cost for compression at the site of storage can be saved.

carbon dioxide pipeline transportation system optimization; CO2pipeline transportation system optimization model; CO2compression; CO2pipeline transportation; CO2injection

10.11918/j.issn.0367-6234.201610077

2016-10-26

中央高校基本科研业务费专项资金(2015XS104)； 国家科技支撑计划(2012BAC26B00)

翟明洋(1988—)， 男，博士研究生; 林千果(1971—)， 男，教授，博士生导师

林千果, lilinshi@hotmail.com

U172.4

A

0367-6234(2017)08-0116-07