起伏地區超臨界CO2管道輸送特性及管輸工藝參數經濟性研究

呂家興，侯 磊，王玉江，劉芳媛，吳守志，

（1. 中國石油大學（北京） 油氣管道輸送安全國家工程實驗室，北京 102249；2. 中國石化勝利油田分公司 工程技術管理中心，山東 東營 257000）

作為遏制全球變暖、控制溫室氣體排放和提高碳回收效率的重要手段，CO2捕集、 利用與封存（CCUS）技術發展迅速，其中CO2-EOR技術則成為封存的最佳選擇[1,2]，在我國勝利油田和中原油田等已開展了相關工程應用[3,4]。 一般情況下，CO2捕集液化地與注入地往往相距甚遠，而管道輸送以其輸送量大、輸送距離遠成為CO2輸送最經濟的途徑[5-7]。 合理設計管道入口參數及管道尺寸， 不僅能夠為CO2管道安全運行提供保障， 還能夠有效降低輸送費用，可見CO2管道輸送參數優化設計是CCUS技術應用的關鍵環節之一。

國內外研究者針對CO2管道輸送系統開展了相應研究，文獻[8-10]開展了數值模擬研究，得到輸送壓力、溫度等參數的變化規律，確定了合理的輸送工藝參數。高藍宇[11]針對CO2輸送案例進行了方案設計和經濟性對比分析， 驗證了CO2管道輸送方式的經濟性優勢。 田群宏等[12,13]建立了管道優化模型，運用算法進行了參數優化設計，降低了管道輸送的平準化費用。Broek等[14]對CO2管道進行簡化設計，通過固定中間泵站距離提出了優化設計方案。Zhang等[15]建立流體動力學模型，提出了CO2管道內徑計算模型，對中間泵站進行了優化設計。 Knoope等[16]在考慮管道公稱尺寸的基礎上，對管道系統管材等級和管道輸送參數進行了優化設計。

當前國內外研究超臨界CO2管道輸送重點針對不同管徑和溫壓條件下的模擬計算，集中于技術層面，而經濟性評價研究較少，且經濟性評價也主要關注管道成本。 而實際的優化過程涉及變量較多，比如，由于管道公稱尺寸不連續，優化結果準確性難以保證；CO2管道輸送工藝優化時假定為水平管，而實際管道存在高程差。 本文在研究起伏地區超臨界CO2管道輸送特性的基礎上，建立CO2管道輸送經濟計算模型，并考慮中間泵站和末站注入地層壓力等因素， 通過經濟性評價考察管輸參數優化效果，為起伏地區CO2管道設計提供一種技術和經濟相結合的評價方法。

1 管道輸送特性分析

1.1 起伏地區概況

某CO2輸送過程采取埋地敷設， 管道埋深處的冬季地溫為3 ℃，夏季地溫為12 ℃，管道末端注入地層壓力為25～30 MPa。 氣源地距離注入地約175.36 km，沿線有地形起伏，高程如圖1所示。CO2以超臨界-密相輸送，要求管道壓力始終高于臨界壓力。

CO2從煤化工捕集而來，輸量約1 Mt/a，氣體已除雜干燥處理， 經初壓縮后的初始壓力為2.2 MPa，來氣溫度20 ℃，組分見表1。

表1 CO2流體組分

利用HYSYS軟件模擬含雜質CO2流體相態圖，如圖2所示，可見CO2流體的臨界點壓力和溫度分別為7.72 MPa、28.0 ℃。 在臨界點附近，物性參數對于溫度和壓力的變化都非常敏感。 為始終保持密相輸送， 規定到管道沿線任一點的壓力不應低于臨界壓力的1.1倍[17]，故設定超臨界管道最低運行壓力為8.49 MPa。

1.2 超臨界CO2管道輸送特性

為研究地形起伏的影響， 對上述地形進行簡化， 分別設置小地形起伏管道沿線最大高程差為200 m、大地形為500 m、平坦地形為0 m，管道起伏如圖3所示。同時設置管道跨長為12.5 km，管道入口溫度為40 ℃，入口壓力為15.3 MPa，管道埋深為1.2 m，管道埋深處土壤溫度為3 ℃，管徑為200 mm。

利用PipePhase建立管道水力學模型， 超臨界CO2管道輸送沿線壓力變化如圖4所示，溫度變化如圖5所示。

由圖4可知，平坦地形管道的總壓降為451.31 kPa，小起伏地形為458.19 kPa，大起伏地形為466.74 kPa，可見地形起伏程度對管道總壓降的整體影響較小。但是，不同起伏程度對管道延程最大壓降有顯著影響。 當輸送距離在9250 m時，小地形起伏管道的最大壓降為2015.80 kPa， 大地形為4490.30 kPa。 圖4中，管道位于上坡段時壓力減小，下坡段時壓力增大，這是因為管道在上坡段輸送中一部分壓力能用于克服地形高程差，使得管道壓力減小，而管道在下坡段中能量被回收。 由圖5可知，平坦地形管道的總溫降為12.46 ℃，小地形為11.97 ℃，大地形為11.39 ℃，可見地形起伏程度對管道總溫降的影響較小。但是，當輸送距離在9250 m時大地形起伏管道的最大溫降為15.39 ℃。 圖5中，當管道位于上坡段時溫度降低，下坡段時溫度升高，原因與壓力變化相同。

總體而言，對同一超臨界CO2管道輸送，不同起伏程度的地形對管路總壓降和流體終溫沒有太大影響，但沿線地形起伏程度越大，輸送過程中流體壓力和溫度的波動幅度也越大。 若CO2始終能以高壓密相存在， 超臨界CO2管道輸送可視為單相流體輸送，其密度、黏度及其他物理性質變化較小，主要需要考慮管道起終點的高差和沿程摩擦損失，并保證管道全線壓力高于前述中最低運行壓力即可。

2 管道輸送設計參數分析

2.1 入口溫度

分析不同管道入口溫度對管輸工況的影響，設定管道地形起終點高差為205 m，入口壓力為15 MPa，如表2所示。

表2 溫度計算參數

根據表2的參數設置， 利用HYSYS計算不同入口溫度下管道沿線壓力和溫度，如圖6所示。

由圖6可知， 隨入口溫度升高管道出口壓力逐漸降低，導致末站注入所需能耗增加，因為CO2密度的變化基本不受相態的影響， 但隨著入口溫度升高，CO2密度減小，在輸量一定的條件下，密度減小使得管道內流速增加， 從而受到的摩擦阻力增加，管道沿線壓降也相應增加。 同時，溫度越高，對管道防腐等相關要求也相應提高，而增加入口溫度對出口溫度的提升很小，因此選定管道入口溫度為40 ℃。

2.2 入口壓力和管徑

由于實際管道長度未超過200 km，根據IGCC項目建設經驗[18]，從節省投資及減少復雜性出發，首先不考慮設置中間泵站，HYSYS計算所需基本參數見表3。

表3 管徑計算參數

工程實際應用中管道直徑和壁厚并不是連續的，需要根據GB/T 9711-2017《石油天然氣工業管道輸送系統用鋼管》選擇最小管道尺寸。 管徑計算應選擇實際工程中已被廣泛使用驗證的模型，由McCoy and Rubin管徑公式[19]迭代計算得出管道內徑和壁厚，管徑計算如式(1)、式(2)，計算結果見表4。

式中，Di為管道內徑，m；Zave為平均流體壓縮系數；Vm為摩爾體積，L/mol；Tave為平均流體溫度，K；Ff為范寧摩擦系數；m為設計質量流量，kg/s；R為氣體常數，8.3145 J/(mol·K)；L為管道長度，m；M為相對分子質量；P1為管道入口壓力，Pa；P2為管道出口壓力，Pa；h1為管道入口高度，m；h2為管道出口高度，m；g為重力加速度，m/s2；Pave為管道內平均壓力，Pa；e為鋼管表面粗糙度，m；Re為雷諾數；μ為流體黏度，Pa·s。

由表4可知， 管徑計算值隨入口壓力增加而減小，壁厚隨入口壓力增加而增加。 管徑及壁厚影響管材單位長度質量，當管道內徑由257.5 mm減小至255.7 mm時，壁厚對管材質量的影響大于管道內徑的影響，管材單位長度質量增加。 所以，只從管道建設成本考慮，入口壓力應選擇12～13 MPa，但CO2輸送成本還包括首站以及末站的增壓費用等，需要進一步核算。

表4 管徑計算結果

2.3 入口壓力和泵站

根據不同入口壓力及其對應管徑，計算管道壓降、出口壓力、出口溫度、最大流速以及翻越點處壓力，結果見表5。 由表5可知，由于在147 km存在翻越點，其高程差為552 m，為保證管道全線密相輸送，該點壓力需滿足最低運行壓力8.49 MPa， 故在不設中間泵站的情況下管道入口壓力應大于15 MPa。 而當CO2管道入口壓力為10～14 MPa時需要設置中間泵站，根據管道水力坡降計算所需的中間泵站數以及泵功率，計算得出管道壓降、管道出口壓力、管道出口溫度以及翻越點處壓力，結果見表6。 由表6可見，入口壓力為10～11 MPa時壓降出現負值，因為高程差對管道輸送壓降的影響比沿線阻力的影響大，下坡段使得壓降減小，甚至出現管道末端壓力比入口壓力還要大的情況。

表5 不同壓力工況計算結果

表6 設置中間泵站不同壓力工況計算結果

3 管輸成本的經濟性分析

在一定環境條件和輸量要求下，CO2管道輸送成本受管輸壓力、 管徑和溫度等多個因素的影響。其中，管道投資和運維費用與管道的長度、直徑和壁厚有關；增壓設備投資和能耗費用主要與管道的壓降相關。 考慮起伏地形超臨界CO2管道輸送特性，保證安全經濟運行， 以輸送成本最低作為目標，分析管道的設計參數。

3.1 經濟性估算模型

目前，國內尚無大規模CO2輸送管道建設經驗，經濟評價資料缺乏，國外在工藝設計和經濟性評估等方面都進行了大量實踐， 如美國已建成總長約7500 km的CO2輸送管道[20]。在參考相關文獻基礎上，提出各個費用模型，用以估算相關費用。 具體包括管道建設費用、增壓設備費用、運行維護費用及能耗費用等。

3.1.1 管道建設費用

CO2管道建設費用主要包含工程費用、 其他費用、基本預備費、建設期利息等，計算見式(3)。 在美國，材料占成本的范圍為22.4%～34.3%，考慮中國要素市場，估計為40%。

式中，Ipipe為管道總建設費用，元；c0為保溫材料價格，元/m3；c1為管材價格， 元/kg；D為管道外徑，m；ρpipe為管材密度。

管道建設年折合費用計算見式(4)，按照國內油氣管道運行經驗，管道工程的計算期一般可按20年計算，財務內部收益率為12%。

式中，n為經濟評價年限；i為財務內部收益率。

3.1.2 增壓設備費用

在不同的估算方式之間，具體的投資費用差異很大，主要是由于假定的安裝條件不同所致。 根據McCollum壓縮機站建設的費用計算公式[15,21]，當壓縮機功率超過40 MW則需要并聯壓縮機組，考慮到中美國家之間機械設備價格的差異，增壓設備的本地系數假定為0.7，美元兌人民幣的匯率為7，計算見式(5)～(8)。

式中，Icomp為壓縮機投資成本，元；m為質量流量，kg/s；Pcomp,out為壓縮機的出口壓力，MPa；Pcomp,in為壓縮機的入口壓力，MPa；T為壓縮機入口溫度，K；Wcomp為壓縮機的功率，MW；Ntrain為并聯壓縮機臺數；N為壓縮級數；ks為平均比熱比；Zs為平均壓縮系數；M為CO2的分子量；ηiso為壓縮機的等熵效率，80%；ηmech為壓縮機的機械效率，99%。

國際能源署溫室氣體研發計劃規定CO2泵的最大功率為2.0 MW，對于更大的功率，必須并行安裝兩個泵單元，根據McCollum泵站建設的費用計算公式[21]，計算見式(9)～(10)：

式中，Ipump為泵的投資費用，元；Wpump為泵的功率，kW；Ppump,out為泵的出口壓力，MPa；Ppump,in為泵的入口壓力，MPa；ρ為CO2的密度，kg/m3；ηpump為泵站效率，75%。

壓縮機和泵的年折合費用計算見式(11)：

3.1.3 維護費用與能耗費用

管道和站場建成并投入生產后，每年將投入一定的費用以維持其正常運行，因此從建設期后開始計算運行維護費用，年度運營費用計算見式(12)：式中，OM為年運行維護費用，元；c為年運行維護因子，按照CNPC標準取2.5%。

管道系統中的電力消耗來自CO2壓縮機和增壓泵，能耗費用計算見式(13)：

式中，Ipower為每年耗電費用，元；Wcomp和Wpump分別為壓縮機和泵的運行功率，kW；COE為大工業電價，元/(kW·h)；CF為壓縮機設備容量因子；t為設備年運行時間，h。

3.1.4 經濟性估算模型

管道輸送成本計算見式(14)：

式中，ILevelized為單位運輸成本，元/t；m為質量流量，t/a。

3.2 管輸成本經濟性評估

根據計算式(1)～(14)，求得不同入口壓力下超臨界CO2管道輸送的相關投資和成本，見表7、表8。

表7 不同入口壓力增壓設備投資計算結果

根據CO2管道輸送費用估算模型， 計算不同入口壓力下管輸CO2年化成本， 結果見表8。 由表8可知，管道建設費用與增壓設備費用相接近，而能耗費用占比最大。

表8 不同入口壓力超臨界CO2管輸年化成本計算結果

圖7為不同入口壓力下輸送單位CO2的綜合成本。 由圖7可知，入口壓力由10 MPa增至20 MPa，輸送成本先減小后增大， 在11 MPa時輸送成本最低，為50.93 元/t。 該條件下，翻越點壓力為9.01 MPa，管輸過程中避開了壓縮性突變區域，始終保持高壓密相運行，保障了管道的安全輸送。

4 結論

（1）模擬不同程度起伏地形下的超臨界CO2管道輸送過程，全線壓力需保持高于8.49 MPa，發現地形起伏對輸送的總壓降和溫降影響不大，但起伏管道沿線壓力和溫度存在較大波動。

（2）對管輸設計參數進行分析，確定管道入口溫度40 ℃為佳，管道入口壓力大于15 MPa時可不設置中間泵站。

（3）建立超臨界CO2管輸成本經濟評估模型，綜合評估設備投資及能耗費用等影響，發現輸送成本隨入口壓力增加先減小再增大，而能耗費用是成本最大的組成部分。 當管道入口壓力為11 MPa、管徑為DN300 mm、 壁厚為7.1 mm時， 可以保證超臨界CO2安全輸送，且成本最低，為50.93 元/t。