翟明洋,林千果,王香增,高瑞民,陶紅勝,江紹靜,王 宏,梁凱強

(1.華北電力大學(xué) 環(huán)境研究院, 北京 102206；2. 陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院, 西安 710075)

二氧化碳管道運輸系統(tǒng)優(yōu)化模型及其應(yīng)用

翟明洋1,林千果1,王香增2,高瑞民2,陶紅勝2,江紹靜2,王 宏2,梁凱強2

(1.華北電力大學(xué) 環(huán)境研究院, 北京 102206；2. 陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司研究院, 西安 710075)

二氧化碳捕集利用與封存(CCUS)作為能夠?qū)崿F(xiàn)煤化工行業(yè)溫室氣體大規(guī)模減排的前沿技術(shù)，已成為當(dāng)前研究熱點.而管道運輸是該技術(shù)得以實施的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，高昂運輸成本是影響該技術(shù)大規(guī)模推廣的主要因素.因此，通過開發(fā)煤化工二氧化碳(CO2)捕集壓縮、管道運輸系統(tǒng)優(yōu)化模型，實現(xiàn)CO2管道運輸系統(tǒng)內(nèi)關(guān)鍵環(huán)節(jié)的工藝和技術(shù)優(yōu)化配置，降低捕集壓縮、運輸及注入整個系統(tǒng)的總成本.將模型初步應(yīng)用于陜西延長榆林煤化工CCUS項目，結(jié)果表明：當(dāng)封存區(qū)域CO2封存需求量小，而且能夠在封存現(xiàn)場提供方便的液化壓縮設(shè)備時，榆林能化煤化工企業(yè)可以采用氣相壓縮輸送方案，并結(jié)合封存地點液化加壓注入；對于大規(guī)模CO2封存及運輸需求時，推薦超臨界/密相CO2輸送，能夠有效減少封存區(qū)再次加壓環(huán)節(jié)的成本，從而使整個流程更為經(jīng)濟.

CO2管道運輸系統(tǒng)優(yōu)化； CO2壓縮運輸優(yōu)化模型； CO2壓縮；CO2管道輸送；CO2注入

二氧化碳捕集利用與封存(CCUS)作為能夠?qū)崿F(xiàn)溫室氣體大規(guī)模減排的一項前沿技術(shù)，已成為全球研究熱點.當(dāng)前國內(nèi)外廣泛采用的技術(shù)手段是將二氧化碳(CO2)從氣源地捕集壓縮并輸送到合適的地理位置進行地質(zhì)封存，不僅能夠有效地減少大規(guī)模人為溫室氣體的產(chǎn)生取得環(huán)保效益，還可強化提高油氣天然氣、石油、煤層氣的采收率，帶來明顯的經(jīng)濟效益.CCUS技術(shù)的出現(xiàn)，對中國煤化工企業(yè)溫室氣體減排、油田發(fā)展乃至整個經(jīng)濟發(fā)展都具有深遠(yuǎn)意義.鑒于CCUS技術(shù)在溫室氣體減排方面的巨大潛力，越來越受到各個國家的重視，而CCUS技術(shù)項目的經(jīng)濟性更加成為該技術(shù)能否規(guī)模推廣所考慮的主要問題.許多學(xué)者圍繞CCUS技術(shù)改進提升整體捕集、運輸和封存環(huán)節(jié)本身展開經(jīng)濟效益分析評價.從目前研究情況看，碳捕集設(shè)備主要安裝在燃煤電廠，主要開展的是基于電力方面CCS的研究.如蔡建軍等[1]主要針對電廠低、中、高3種梯級濃度展開不同CO2煙氣捕集技術(shù)經(jīng)濟效益分析.朱磊等[2]對已經(jīng)投入運營的燃煤電廠進行CCUS改造投資決策問題研究，建立了基于偏均衡分析的CCUS投資評價模型，對火電廠安裝CCS技術(shù)后電力生產(chǎn)的經(jīng)濟性進行評價以及對CCS技術(shù)所能夠?qū)崿F(xiàn)火電的溫室氣體減排效果進行準(zhǔn)確評估.中國CO2管輸技術(shù)起步較晚，國內(nèi)僅有大慶油田和吉林油田在 CO2-EOR方面有先導(dǎo)性試驗，且均為氣體式輸送[3]，因此，當(dāng)前關(guān)于管道輸送方面的研究主要采用數(shù)值模擬分析及開展相關(guān)的管道設(shè)計.如劉敏等[3]基于超臨界管道輸送過程中流體溫降和壓降所產(chǎn)生的能耗及成本研究，得到了各參數(shù)對輸送過程經(jīng)濟性的影響規(guī)律.張早校等[4]探討環(huán)境溫度對CO2超臨界管道輸送過程中管道設(shè)計的影響，并且利用ASPEN PLUS 10.1軟件對CO2管道直徑和加壓站數(shù)目進行了定量分析和優(yōu)化設(shè)計.周成川等[5]提出了集成混合整數(shù)規(guī)劃的CO2輸送優(yōu)化模型，在模型構(gòu)建中考慮了設(shè)立中間節(jié)點如加壓站以及不同管徑連接節(jié)點.在CO2封存方面，鮑玲等[6]采用CO2驅(qū)油與封存機理，對其技術(shù)、經(jīng)濟性能的現(xiàn)狀進行分析，指出CO2驅(qū)油與封存亟待解決的問題.宋倩倩等[7]對于煉油廠回收的CO2用于驅(qū)油，及CO2回收、運輸、EOR這3個單元，建立了快速有效的經(jīng)濟評價模型，為煉油廠CO2-EOR產(chǎn)業(yè)鏈的順利實施提供經(jīng)濟參考.武守亞等[8]就二氧化碳驅(qū)油封存的技術(shù)進行探討，建立了油藏封存數(shù)學(xué)模型，并分析了影響封存效果的因素，在此基礎(chǔ)上提出了投資預(yù)測模型，為工程經(jīng)濟可行性論證提供理論支持.

通過以上分析可知，當(dāng)前關(guān)于CCUS的研究大多局限于單純CO2捕集、管道運輸及封存各個環(huán)節(jié)的技術(shù)經(jīng)濟性或技術(shù)數(shù)值模擬研究，關(guān)于煤化工行業(yè)CO2壓縮、管道輸送及封存區(qū)注入全過程的經(jīng)濟性模型尚未見報道.當(dāng)前煤化工CO2壓縮、CO2運輸、封存區(qū)CO2注入3個環(huán)節(jié)存在著高度的互動作用和投資技術(shù)擴容選擇不確定性及投資建設(shè)的動態(tài)特點，而利用數(shù)學(xué)模型能夠有效反映實際工程開展過程中CO2管道輸送系統(tǒng)內(nèi)部互動性及動態(tài)特點，而且通過系統(tǒng)內(nèi)關(guān)鍵環(huán)節(jié)的工藝和技術(shù)優(yōu)化配置，促進能量效率最大化，降低整個CO2捕集壓縮、運輸、注入系統(tǒng)的總成本.本研究基于CO2捕集壓縮、運輸及注入等各個環(huán)節(jié)之間的互動性、動態(tài)性，構(gòu)建煤化工行業(yè)CO2運輸優(yōu)化模型；將開發(fā)的CO2運輸模型應(yīng)用于中國陜西榆林地區(qū)煤化工企業(yè)CCUS項目以檢驗開發(fā)模型的適用性，并為壓縮輸送提供科學(xué)決策方案.

1 CO2管道運輸系統(tǒng)優(yōu)化模型

1.1 CO2管道運輸系統(tǒng)描述

本研究的CO2管道運輸系統(tǒng)邊界(如圖1)包括：1)煤化工CO2進行提純壓縮；2)CO2運輸及中途再次加壓環(huán)節(jié)；3)封存區(qū)CO2注入.

通常分離回收的CO2處于接近大氣壓力的狀態(tài)，需要通過多級壓縮才能將壓力提升到管道入口所需的壓力水平.壓縮環(huán)節(jié)對于氣體壓縮主要采用壓縮機，國內(nèi)常見CO2壓縮機包含往復(fù)式、螺桿式和離心式壓縮機[9].往復(fù)式適應(yīng)性強，即排氣量范圍較廣，且不受壓力高低影響；離心式壓縮機只能適應(yīng)氣源比較穩(wěn)定、氣量較大、壓縮比小的工況；螺桿式壓縮機適用于低壓、中小流量的情況[10].壓縮機主要受當(dāng)?shù)毓迷O(shè)備條件的限制，可采用配套的驅(qū)動形式包含：1)變速電機驅(qū)動；2)蒸汽輪機透平驅(qū)動；3)柴油機驅(qū)動；4)燃?xì)廨啓C驅(qū)動.

常見CO2輸送形態(tài)包含氣態(tài)、液態(tài)、超臨界3種相態(tài)[11].由于管道內(nèi)流體的多相流動比單相流動的壓降大，且易造成沖蝕，對管道的損壞嚴(yán)重，故一般要求輸送介質(zhì)為單相[12].在封存區(qū)CO2注入方式包含：采用罐車的車載泵直接注入；封存區(qū)建立CO2的液化處理系統(tǒng)管輸增壓注入；罐車液化低溫儲存后采用變頻泵注入[13].

圖1 CO2管道運輸系統(tǒng)

1.2 CO2管道運輸系統(tǒng)優(yōu)化模型

1.2.1 目標(biāo)函數(shù)

本研究以最小化規(guī)劃期內(nèi)整個系統(tǒng)的總成本為目標(biāo)，尋求最優(yōu)的CO2壓縮、運輸及封存投資和運營方案.目標(biāo)函數(shù)表述如下:

minf=f1+f2+f3，

(1)

式中f1為CO2壓縮成本，包含壓縮及驅(qū)動設(shè)備投資成本，壓縮過程的可變運營成本(耗材、燃料及動力、處置費等)及固定運行成本(維修維護成本，管理費用等)，即

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

(2)

式中：下標(biāo)CA代表壓縮技術(shù)(如往復(fù)式壓縮機、離心式壓縮機、螺桿式壓縮機)；下標(biāo)ID對應(yīng)單位規(guī)模壓縮投資成本(萬元/萬t)；下標(biāo)FC為單位規(guī)模CO2壓縮設(shè)備固定運行成本費.變量Y是代表壓縮技術(shù)擴容選項是否擴容的0或1的二元的整數(shù)變量(當(dāng)模型選0時不進行擴容，當(dāng)取1時進行擴容)；XCCA為不同時期CO2壓縮量(萬t/a).NCA為壓縮機壓縮規(guī)模(萬t/a)；CID為設(shè)備單位規(guī)模CO2壓縮投資成本(萬元/萬t)；VCCCA單位規(guī)模CO2壓縮可變運行成本(萬元/萬t)；CFC為單位規(guī)模CO2壓縮設(shè)備固定運行成本費(萬元/萬t).

f2為運輸成本，包含運輸材料設(shè)備投資成本(管道、管道涂層、陰極保護、通訊設(shè)備)，可變運營成本(CO2運輸過程的燃料動力等費用)及固定運行成本(管道維修維護成本)，即

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

(3)

式中：YPO為管道投資技術(shù)擴容選項；XCPC為CO2的管道運輸量(萬t/a)；LCSPD為管道的運輸距離(km)；NPS為管道擴容規(guī)模選項(萬t/a)；CIP為單位長度管道投資成本(萬元/km)；VCCPC為單位規(guī)模CO2運輸?shù)倪\行成本(萬元/萬t)；CFT為單位長度CO2運輸固定運行成本(萬元/km).

f3為封存區(qū)加壓注入成本，包含加壓設(shè)備投資(液化加壓設(shè)備投資)、CO2壓縮注入的可變運行成本及固定運行成本，即

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

(4)

式中：YSO為封存區(qū)壓縮技術(shù)擴容選項取0或1整數(shù)變量；XCSI為封存區(qū)CO2加壓壓縮量(萬t/a)；NSC是封存區(qū)壓縮設(shè)備規(guī)模(萬t/a)；CIS為單位規(guī)模CO2壓縮注入設(shè)備投資成本(萬元/萬t)；VSCSI為封存區(qū)單位CO2壓縮運行成本(萬元/萬t)；CFS為封存區(qū)CO2壓縮設(shè)備固定運行成本費(萬元/萬t).

1.2.2 質(zhì)量平衡約束

氣源區(qū)CO2壓縮量應(yīng)大于等于管道CO2運輸量:

XCCA≥XCPC.

(5)

管道運輸量大于等于封存區(qū)CO2增壓處理量：

XCPC≥XCSI.

(6)

封存注入量大于等于封存區(qū)的封存目標(biāo)：

XCSI≥MCO.

(7)

1.2.3 能力約束

CO2壓縮設(shè)備壓縮處理量小于等于該時期壓縮設(shè)備最大處理規(guī)模:

XCCA≤YCA×NCA.

(8)

管道運輸能力約束：管路運輸CO2量小于等于管到的運輸規(guī)模：

XCPC≤Ypo×NPS.

(9)

CO2封存區(qū)CO2壓縮處理量小于等于該時期壓縮設(shè)備最大處理規(guī)模:

XCSI≤YSO×NSC.

(10)

排放區(qū)壓縮擴容技術(shù)的擴容選項(每個時期壓縮擴容選項為二元整數(shù)，并且要求在整個規(guī)劃期內(nèi)壓縮技術(shù)的擴容次數(shù)至多1次，以確定投資擴容只有一種)

(11)

∑YCA≤1.

(12)

管道擴容技術(shù)選擇

(13)

∑Ypo≤1.

(14)

封存區(qū)壓縮設(shè)備的擴容約束

(15)

∑YSO≤1.

(16)

1.2.4 模型解法

本文模型是基于混合整數(shù)規(guī)劃建立的，整數(shù)規(guī)劃是指要求部分或者全部決策變量的取值為整數(shù)的規(guī)劃問題.若變量全部取整數(shù)，成為純整數(shù)規(guī)劃；若其中僅部分變量要求取整數(shù)，則成為混合整數(shù)規(guī)劃.本模型中對于二氧化碳的壓縮、運輸及末端加壓的技術(shù)擴容選項存在0-1兩種類型的整數(shù)變量，而其他決策變量則是連續(xù)自然數(shù)，因此,本模型是混合整數(shù)模型.

根據(jù)本文模型的實際特點，選用What’s Best軟件對模型進行求解(圖2).What’s Best 是微軟Excel的一個插件.用戶可以在Excel中使用標(biāo)準(zhǔn)的電子表格公式將模型自由組織成一個特定的格式，能有效地求解大型而難解的模型.在What’s Best中的線性、整數(shù)、全局求解器已經(jīng)被設(shè)計成處理大型商業(yè)用途，并且被全世界眾多的公司檢驗過.對于Excel的用戶來說，What’s Best是最簡單就可以學(xué)習(xí)并開始使用建模優(yōu)化的產(chǎn)品.

針對本研究具體算法步驟如下：

1)點擊What’s best工具按鈕，進行模型構(gòu)建界面；

2)對目標(biāo)函數(shù)進行構(gòu)建，本研究是基于系統(tǒng)成本最小化原則.點擊What’s Best插件中Minimize，可以輕松實現(xiàn)式(1)中系統(tǒng)成本最小化的目標(biāo)；

3)對整個1.2環(huán)節(jié)捕集、運輸和封存注入3個環(huán)節(jié)中的決策變量進行定義，具體點擊Make Adjustable 按鈕可以實現(xiàn)；

4)對于本研究中的壓縮、管道擴容投資、封存注入設(shè)施的擴容決策變量進行定義，具體是點擊What’s Best軟件中Integers；

5)對本研究中1.2.2部分的約束公式(5)～(13)進行構(gòu)建，具體上是點擊軟件中的Constraints部分的3個按鈕實現(xiàn)；

6)在完成以上5步后進行最終求解，點擊軟件中的Solve.

2 案例研究

2.1 項目概述

為了有效地驗證開發(fā)的CO2管道運輸系統(tǒng)優(yōu)化模型的有效性，同時幫助決策者做出科學(xué)有效的決策，將開發(fā)的模型應(yīng)用于陜西靖邊CCUS示范項目，該項目具體的CO2排放氣源、封存區(qū)及運輸路線如圖3所示.該項目位于陜西榆林市，CO2氣源來源于延長中煤在靖邊能源化工綜合利用產(chǎn)業(yè)區(qū)啟動項目中的180萬t/a甲醇裝置的副產(chǎn)CO2放空氣，該副產(chǎn)CO2放空氣排放量約為23 000 m3/h(折36萬t/a).對于CO2壓縮方式存在多種壓縮選項(往復(fù)式壓縮機、離心式壓縮機、螺桿式壓縮機)，而且存在多種擴容投資組合選擇，以及投資建設(shè)時期的動態(tài)特點.

圖3 陜西延長CO2管道運輸項目路線

由于陜西延長CCUS項目每年CO2封存需求量比較大，常規(guī)的罐車運輸難以保障驅(qū)油和封存的技術(shù)需求，因此，本項目的產(chǎn)品方案選擇利用管道方式進行運輸.該項目CO2運輸路線如圖3所示，管道輸送線路分為兩段，第一條是將榆林能化煤化工提純加壓后的CO2運輸?shù)骄高吙h喬溝灣封存區(qū)，并且在喬溝灣封存區(qū)進行分流，一部分可以直接進行喬溝灣油藏封存區(qū)CO2封存，該區(qū)域目前具有的兩座CO2注氣站，最大注入規(guī)模是12萬t/a；而剩余的CO2則沿喬溝灣封存區(qū)-巴家河封存區(qū)分流管道繼續(xù)進行運輸，管道運輸距離為29 km，目前巴家河封存區(qū)的一座CO2注氣站，最大注入規(guī)模23萬t/a.

2.2 情景設(shè)計

煤化工氣源壓縮區(qū)內(nèi)不同的公用設(shè)備條件(如電力、蒸汽條件)供應(yīng)方式，封存區(qū)加壓液化設(shè)備利用方式的不同，以及CO2封存注入需求量的變化會對投資方案及整個系統(tǒng)的成本產(chǎn)生明顯影響.對以上關(guān)鍵因素篩選后設(shè)計了4種情景(表1)，并分別利用開發(fā)的模型進行驅(qū)動優(yōu)化系統(tǒng)內(nèi)關(guān)鍵環(huán)節(jié)的工藝和技術(shù)優(yōu)化配置，降低整個系統(tǒng)的總成本，為決策者提供合理CO2運輸投資方案.

在設(shè)計的4種情景中，基準(zhǔn)情景和情景1中假設(shè)榆林能化氣源區(qū)擁有自備電廠或當(dāng)?shù)負(fù)碛芯嚯x較近的電網(wǎng)時，往復(fù)式、螺桿式和離心式壓縮機采用電力驅(qū)動或變頻電力進行驅(qū)動技術(shù)上可行，但是若采用蒸汽輪機驅(qū)動則需要單獨購置蒸汽輪機以及外購蒸汽或天然氣進行驅(qū)動.情景2和3假設(shè)榆林能化廠區(qū)內(nèi)生產(chǎn)過程中可以獲得一定量的蒸汽和天然氣，可以利用多余的蒸汽進行驅(qū)動壓縮，蒸汽輪機透平驅(qū)動方式可行而更經(jīng)濟，此時電力形式驅(qū)動和蒸汽輪機驅(qū)動存在著經(jīng)濟性的不確定性，整體投資則需要利用模型進行優(yōu)化決定.根據(jù)封存區(qū)是否可以提供方便的CO2液化加壓注入設(shè)備、以及是否需要新建加壓泵裝置，可能存在多種封注入方式.基準(zhǔn)情景是假設(shè)兩個封存區(qū)均具備液化加壓注入裝備，不需要購置新的加壓注入設(shè)施；情景1是兩個封存區(qū)均不具備液化設(shè)備但靖邊可以共用加壓注入裝備情景；情景2是兩個油田封存區(qū)均不具備液化加壓設(shè)備的情景；情景3是僅喬溝灣具備液化加壓注入裝備，而巴家河封存區(qū)作為靖邊擴大封存驅(qū)塊封存區(qū)完全不具備液化和加壓注入的情景.

對于CO2壓縮區(qū)、管道運輸以及封存區(qū)具體采用何種擴容方式、規(guī)模和擴容投資建設(shè)存在著動態(tài)的不確定性，需要利用開發(fā)的CO2管道運輸系統(tǒng)優(yōu)化模型中壓縮、運輸、封存環(huán)節(jié)的擴容投資變量(0或1的二元整數(shù)規(guī)劃)進行優(yōu)化.

表1 CO2壓縮運輸注入情景

2.3 參數(shù)調(diào)查

經(jīng)調(diào)查榆林能化煤化工排放的CO2主要集中在甲醇洗單元，具有排放集中、濃度高的特點，因此，可以直接采用液化壓縮捕集CO2.參考國內(nèi)遼寧沈鼓壓縮機制造廠提供的往復(fù)式壓縮機價格為350萬元/臺，采用一用一備，而離心式壓縮機價格為500萬元/臺.如表2所示，盡管往復(fù)式壓縮機投資成本低，但是維修維護成本高，往復(fù)式壓縮機維護成本50萬元/臺用于更換零件和檢修費用，離心式壓縮機每年的維護費用為10萬元/a(表2).壓縮機可以采用的驅(qū)動方式包括：普通電機驅(qū)動，設(shè)備單價為100萬元/臺；蒸汽輪機驅(qū)動，設(shè)備單價為200萬元/臺；當(dāng)電力供應(yīng)不穩(wěn)定可能需要配套變頻電機驅(qū)動壓縮機，其中變頻電機投資成本為150萬元/臺.CO2壓縮部分所消耗的燃料動力費用包括電費、蒸汽費、人工費、折舊費、維護費，具體單位燃料動力費和維護費單價如表2所示.能否利用榆林能化廠內(nèi)蒸汽和自備電力會對壓縮過程產(chǎn)生明顯的影響，表2中是采用外購電力和蒸汽的情景，此部分壓縮燃料成本可以節(jié)約一大部分購置燃料的成本.

表2 榆林煤化工企業(yè)電力蒸汽單價及壓縮機維護參數(shù)

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

燃料動力費維護費用/(元·t-1)循環(huán)水/(元·t-1)電/(元·kW-1·h-1)蒸汽/(元·t-1)往復(fù)式壓縮機離心式壓縮機0.380.581305010

對應(yīng)的管道榆林能化氣源到達靖邊封存區(qū)可以采用的管徑包括DN200、DN300、DN350.其中對應(yīng)DN200可以滿足超臨界相態(tài)CO2運輸需求及小規(guī)模氣相運輸，而其余兩種規(guī)格管徑則主要適用于氣相態(tài)CO2運輸.對應(yīng)3種單位長度投資成本；而從靖邊到達杏子川油田的管道直徑包括DN150、DN200和DN250，DN150能夠適應(yīng)超臨界相態(tài)及小規(guī)模氣相態(tài)CO2運輸，而DN200和DN250則廣泛適用于氣相運輸.國內(nèi)市場對應(yīng)DN150、200、250、300、350 5種管徑規(guī)格的投資成本分別為19.92，29.36，31.38，37.43和40.92萬元/km.參考國內(nèi)CO2管道運輸成本為37.20元/t[14].

在靖邊和杏子川封存區(qū)CO2加壓注入環(huán)節(jié)，對于氣相加壓注入主要包括：氣相液化進入儲罐，國內(nèi)儲罐單價為50萬元；從儲罐經(jīng)喂液泵升壓到3.0 MPa送給注入泵，采用屏蔽泵，國內(nèi)單擊為15萬元；經(jīng)注入泵升壓到16.0 MPa后輸至各個單井口，采用柱塞泵，價格為20萬元[15].其中加壓注入部分主要氣相液化只是針對氣相CO2運輸方式，液化方式同時受兩個封存區(qū)內(nèi)能否提供公共設(shè)備條件制約(表1).當(dāng)采用超臨界相態(tài)壓縮、輸送時則可以節(jié)約封存區(qū)再次加壓的成本，但是可能會增加CO2壓縮和管道的能耗和成本.在此背景下需要利用模型實現(xiàn)系統(tǒng)內(nèi)關(guān)鍵環(huán)節(jié)的工藝和技術(shù)優(yōu)化配置，促進能量效率最大化，降低整個CO2捕集壓縮、運輸、注入系統(tǒng)的總成本.

2.4 CO2運輸系統(tǒng)規(guī)劃結(jié)果

本研究開展項目經(jīng)濟評價的系統(tǒng)邊界包括:分離提純后在加壓站CO2統(tǒng)一進行加壓環(huán)節(jié)；CO2管道運輸；在封存區(qū)CO2加壓注入.該項目規(guī)劃期從2016—2035年，同時考慮資金的時間價值，按照5%貼現(xiàn)率將整個系統(tǒng)成本折現(xiàn)到期初，方便決策者做出參考比較.模型通過What’s Best 軟件進行求解，具體求解步驟參考1.2.4部分.

經(jīng)過模型優(yōu)化后不同情景下的投資總成本如圖4所示，可以看出，不同情景下系統(tǒng)成本從高到低分別為情景1、基準(zhǔn)情景、情景2和情景3，分別是1.83億元、1.81億元、1.13億元和1.02億元.在整個規(guī)劃期內(nèi)基準(zhǔn)情景、情景1、情景2和情景3的CO2運輸總量分別為660萬t、660萬t、660萬t、612萬t，單位CO2運輸成本分別為27.73、27.42、17.12、16.67元/t.顯然情景2和3采用蒸汽方式驅(qū)動壓縮裝置，與其他情景相比，設(shè)備的投資成本較高，但是會降低整個壓縮運營成本，而且壓縮輸出采用超臨界相態(tài)輸送會降低整個管道的運輸及封存區(qū)CO2再次加壓成本，因此，單位規(guī)模CO2運輸更為經(jīng)濟.

圖4 不同情景CO2運輸系統(tǒng)總成本

煤化工企業(yè)CO2壓縮區(qū)擴容及運營方案如表3所示，當(dāng)封存區(qū)初期需求量小、氣源不穩(wěn)地時，4種情景均會選擇在第1時期進行往復(fù)式壓縮機投資，規(guī)模為12萬t/a；隨著封存需求逐漸變大，則分別在第2或4時期對離心式壓縮機的擴容投資，規(guī)模為24萬t/a.主要原因是往復(fù)式壓縮機適用初期不穩(wěn)地小規(guī)模氣源進行壓縮，而對中后期大規(guī)模穩(wěn)定壓縮需求離心式壓縮機更為經(jīng)濟.受壓縮區(qū)公用設(shè)備條件限制，基準(zhǔn)情景和情景1選擇變頻電機驅(qū)動，此時電網(wǎng)輸送的電力方便，蒸汽資源不足采用蒸汽透平驅(qū)動成本更高；情景2考慮煤化工廠內(nèi)若能提供充足的蒸汽，采用蒸汽透平汽輪機驅(qū)動壓縮機加壓，輸出為超臨界狀態(tài)的CO2更為經(jīng)濟.在假設(shè)同時可以具備電力和蒸汽資源的情景下，情景3在第1時期采用變頻電力驅(qū)動，在第4時期采用蒸汽驅(qū)動離心式和往復(fù)式壓縮機進行壓縮.

表4顯示不同情景管道運輸?shù)臄U容選項及CO2運輸相態(tài).基準(zhǔn)情景理想情況中兩個封存區(qū)域均能提供液化加壓注入設(shè)備，第1時期投資建設(shè)連接到喬溝灣封存區(qū)管道，兩條管道均采用氣相運輸.在巴家河封存區(qū)液化加壓裝置需要新建時，情景1采用的運輸方式是從氣源區(qū)到靖邊油田是氣相CO2運輸，靖邊到巴家河管道超臨界相態(tài)運輸，此時整個流程更為經(jīng)濟.情景2中兩段管道運輸擴容與以上相同但是采用超臨界相態(tài)運輸，此時能夠降低兩個封存區(qū)加壓注入成本.情景3中連接到喬溝灣管道采用氣相CO2運輸，而分流管道則在第4時期進行擴容，兩段管道均進行超臨界相態(tài)運輸，此時更為經(jīng)濟.

表3 CO2壓縮機擴容方案

注：表中0代表不擴容，1代表擴容

表4 CO2管道運輸擴容方案

注：表中0代表不擴容，1代表擴容

表5為CO2加壓注入擴容方案，基準(zhǔn)情景可利用現(xiàn)有的液化加壓設(shè)備對氣相CO2加壓注入；情景1則統(tǒng)一在喬溝灣封存區(qū)加壓泵擴容(規(guī)模為36萬t/a)，并分流到巴家河注入封存；情景2在全流程采用超臨界相態(tài)的壓縮運輸，無需封存區(qū)加壓；而情景3在喬溝灣封存區(qū)第一時期進行12萬t/a加壓泵的擴容，后期隨著CO2注入需求變大則統(tǒng)一進行超臨界相態(tài)壓縮運輸，無需對于封存區(qū)的再次加壓.

表5 CO2加壓注入擴容方案

注：表中0代表不擴容，1代表擴容

3 結(jié) 論

當(dāng)前CO2管道運輸是陸地上影響CCUS工程項目開展實施的關(guān)鍵環(huán)節(jié)，但是CO2輸送規(guī)劃中還和CO2的壓縮和注入的過程密不可分，以上的壓縮、運輸及注入環(huán)節(jié)組成一個復(fù)雜系統(tǒng).本研究開發(fā)了CO2管道運輸系統(tǒng)優(yōu)化模型，來反映3個環(huán)節(jié)之間的互動性及各個環(huán)節(jié)擴容的動態(tài)特點，并通過優(yōu)化工藝配置來降低CCUS項目的運輸成本.

將開發(fā)的模型初步應(yīng)用到陜西延長CCUS項目的管道規(guī)劃，并開展多個情景設(shè)計及模型優(yōu)化分析.結(jié)果表明，當(dāng)CO2封存需求量小，并且能夠在封存現(xiàn)場提供方便的液化壓縮設(shè)備時，推薦采用氣相管道輸送方案，結(jié)合封存地點液化加壓注入；對于大規(guī)模CO2封存及運輸需求時，推薦采用超臨界/密相CO2輸送，能夠有效減少封存區(qū)再次加壓環(huán)節(jié)的成本從而使整個CO2運輸系統(tǒng)更為經(jīng)濟.

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(編輯 劉 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?；究蒲袠I(yè)務(wù)費專項資金(2015XS104)； 國家科技支撐計劃(2012BAC26B00)

翟明洋(1988—)， 男，博士研究生; 林千果(1971—)， 男，教授，博士生導(dǎo)師

林千果, lilinshi@hotmail.com

U172.4

A

0367-6234(2017)08-0116-07