起伏地区超临界CO2管道输送特性及管输工艺参数经济性研究

吕家兴，侯 磊，王玉江，刘芳媛，吴守志，

（1. 中国石油大学（北京） 油气管道输送安全国家工程实验室，北京 102249；2. 中国石化胜利油田分公司 工程技术管理中心，山东 东营 257000）

作为遏制全球变暖、控制温室气体排放和提高碳回收效率的重要手段，CO2捕集、 利用与封存（CCUS）技术发展迅速，其中CO2-EOR技术则成为封存的最佳选择[1,2]，在我国胜利油田和中原油田等已开展了相关工程应用[3,4]。 一般情况下，CO2捕集液化地与注入地往往相距甚远，而管道输送以其输送量大、输送距离远成为CO2输送最经济的途径[5-7]。 合理设计管道入口参数及管道尺寸， 不仅能够为CO2管道安全运行提供保障， 还能够有效降低输送费用，可见CO2管道输送参数优化设计是CCUS技术应用的关键环节之一。

国内外研究者针对CO2管道输送系统开展了相应研究，文献[8-10]开展了数值模拟研究，得到输送压力、温度等参数的变化规律，确定了合理的输送工艺参数。高蓝宇[11]针对CO2输送案例进行了方案设计和经济性对比分析， 验证了CO2管道输送方式的经济性优势。 田群宏等[12,13]建立了管道优化模型，运用算法进行了参数优化设计，降低了管道输送的平准化费用。Broek等[14]对CO2管道进行简化设计，通过固定中间泵站距离提出了优化设计方案。Zhang等[15]建立流体动力学模型，提出了CO2管道内径计算模型，对中间泵站进行了优化设计。 Knoope等[16]在考虑管道公称尺寸的基础上，对管道系统管材等级和管道输送参数进行了优化设计。

当前国内外研究超临界CO2管道输送重点针对不同管径和温压条件下的模拟计算，集中于技术层面，而经济性评价研究较少，且经济性评价也主要关注管道成本。 而实际的优化过程涉及变量较多，比如，由于管道公称尺寸不连续，优化结果准确性难以保证；CO2管道输送工艺优化时假定为水平管，而实际管道存在高程差。 本文在研究起伏地区超临界CO2管道输送特性的基础上，建立CO2管道输送经济计算模型，并考虑中间泵站和末站注入地层压力等因素， 通过经济性评价考察管输参数优化效果，为起伏地区CO2管道设计提供一种技术和经济相结合的评价方法。

1 管道输送特性分析

1.1 起伏地区概况

某CO2输送过程采取埋地敷设， 管道埋深处的冬季地温为3 ℃，夏季地温为12 ℃，管道末端注入地层压力为25～30 MPa。 气源地距离注入地约175.36 km，沿线有地形起伏，高程如图1所示。CO2以超临界-密相输送，要求管道压力始终高于临界压力。

CO2从煤化工捕集而来，输量约1 Mt/a，气体已除杂干燥处理， 经初压缩后的初始压力为2.2 MPa，来气温度20 ℃，组分见表1。

表1 CO2流体组分

利用HYSYS软件模拟含杂质CO2流体相态图，如图2所示，可见CO2流体的临界点压力和温度分别为7.72 MPa、28.0 ℃。 在临界点附近，物性参数对于温度和压力的变化都非常敏感。 为始终保持密相输送， 规定到管道沿线任一点的压力不应低于临界压力的1.1倍[17]，故设定超临界管道最低运行压力为8.49 MPa。

1.2 超临界CO2管道输送特性

为研究地形起伏的影响， 对上述地形进行简化， 分别设置小地形起伏管道沿线最大高程差为200 m、大地形为500 m、平坦地形为0 m，管道起伏如图3所示。同时设置管道跨长为12.5 km，管道入口温度为40 ℃，入口压力为15.3 MPa，管道埋深为1.2 m，管道埋深处土壤温度为3 ℃，管径为200 mm。

利用PipePhase建立管道水力学模型， 超临界CO2管道输送沿线压力变化如图4所示，温度变化如图5所示。

由图4可知，平坦地形管道的总压降为451.31 kPa，小起伏地形为458.19 kPa，大起伏地形为466.74 kPa，可见地形起伏程度对管道总压降的整体影响较小。但是，不同起伏程度对管道延程最大压降有显著影响。 当输送距离在9250 m时，小地形起伏管道的最大压降为2015.80 kPa， 大地形为4490.30 kPa。 图4中，管道位于上坡段时压力减小，下坡段时压力增大，这是因为管道在上坡段输送中一部分压力能用于克服地形高程差，使得管道压力减小，而管道在下坡段中能量被回收。 由图5可知，平坦地形管道的总温降为12.46 ℃，小地形为11.97 ℃，大地形为11.39 ℃，可见地形起伏程度对管道总温降的影响较小。但是，当输送距离在9250 m时大地形起伏管道的最大温降为15.39 ℃。 图5中，当管道位于上坡段时温度降低，下坡段时温度升高，原因与压力变化相同。

总体而言，对同一超临界CO2管道输送，不同起伏程度的地形对管路总压降和流体终温没有太大影响，但沿线地形起伏程度越大，输送过程中流体压力和温度的波动幅度也越大。 若CO2始终能以高压密相存在， 超临界CO2管道输送可视为单相流体输送，其密度、黏度及其他物理性质变化较小，主要需要考虑管道起终点的高差和沿程摩擦损失，并保证管道全线压力高于前述中最低运行压力即可。

2 管道输送设计参数分析

2.1 入口温度

分析不同管道入口温度对管输工况的影响，设定管道地形起终点高差为205 m，入口压力为15 MPa，如表2所示。

表2 温度计算参数

根据表2的参数设置， 利用HYSYS计算不同入口温度下管道沿线压力和温度，如图6所示。

由图6可知， 随入口温度升高管道出口压力逐渐降低，导致末站注入所需能耗增加，因为CO2密度的变化基本不受相态的影响， 但随着入口温度升高，CO2密度减小，在输量一定的条件下，密度减小使得管道内流速增加， 从而受到的摩擦阻力增加，管道沿线压降也相应增加。 同时，温度越高，对管道防腐等相关要求也相应提高，而增加入口温度对出口温度的提升很小，因此选定管道入口温度为40 ℃。

2.2 入口压力和管径

由于实际管道长度未超过200 km，根据IGCC项目建设经验[18]，从节省投资及减少复杂性出发，首先不考虑设置中间泵站，HYSYS计算所需基本参数见表3。

表3 管径计算参数

工程实际应用中管道直径和壁厚并不是连续的，需要根据GB/T 9711-2017《石油天然气工业管道输送系统用钢管》选择最小管道尺寸。 管径计算应选择实际工程中已被广泛使用验证的模型，由McCoy and Rubin管径公式[19]迭代计算得出管道内径和壁厚，管径计算如式(1)、式(2)，计算结果见表4。

式中，Di为管道内径，m；Zave为平均流体压缩系数；Vm为摩尔体积，L/mol；Tave为平均流体温度，K；Ff为范宁摩擦系数；m为设计质量流量，kg/s；R为气体常数，8.3145 J/(mol·K)；L为管道长度，m；M为相对分子质量；P1为管道入口压力，Pa；P2为管道出口压力，Pa；h1为管道入口高度，m；h2为管道出口高度，m；g为重力加速度，m/s2；Pave为管道内平均压力，Pa；e为钢管表面粗糙度，m；Re为雷诺数；μ为流体黏度，Pa·s。

由表4可知， 管径计算值随入口压力增加而减小，壁厚随入口压力增加而增加。 管径及壁厚影响管材单位长度质量，当管道内径由257.5 mm减小至255.7 mm时，壁厚对管材质量的影响大于管道内径的影响，管材单位长度质量增加。 所以，只从管道建设成本考虑，入口压力应选择12～13 MPa，但CO2输送成本还包括首站以及末站的增压费用等，需要进一步核算。

表4 管径计算结果

2.3 入口压力和泵站

根据不同入口压力及其对应管径，计算管道压降、出口压力、出口温度、最大流速以及翻越点处压力，结果见表5。 由表5可知，由于在147 km存在翻越点，其高程差为552 m，为保证管道全线密相输送，该点压力需满足最低运行压力8.49 MPa， 故在不设中间泵站的情况下管道入口压力应大于15 MPa。 而当CO2管道入口压力为10～14 MPa时需要设置中间泵站，根据管道水力坡降计算所需的中间泵站数以及泵功率，计算得出管道压降、管道出口压力、管道出口温度以及翻越点处压力，结果见表6。 由表6可见，入口压力为10～11 MPa时压降出现负值，因为高程差对管道输送压降的影响比沿线阻力的影响大，下坡段使得压降减小，甚至出现管道末端压力比入口压力还要大的情况。

表5 不同压力工况计算结果

表6 设置中间泵站不同压力工况计算结果

3 管输成本的经济性分析

在一定环境条件和输量要求下，CO2管道输送成本受管输压力、 管径和温度等多个因素的影响。其中，管道投资和运维费用与管道的长度、直径和壁厚有关；增压设备投资和能耗费用主要与管道的压降相关。 考虑起伏地形超临界CO2管道输送特性，保证安全经济运行， 以输送成本最低作为目标，分析管道的设计参数。

3.1 经济性估算模型

目前，国内尚无大规模CO2输送管道建设经验，经济评价资料缺乏，国外在工艺设计和经济性评估等方面都进行了大量实践， 如美国已建成总长约7500 km的CO2输送管道[20]。在参考相关文献基础上，提出各个费用模型，用以估算相关费用。 具体包括管道建设费用、增压设备费用、运行维护费用及能耗费用等。

3.1.1 管道建设费用

CO2管道建设费用主要包含工程费用、 其他费用、基本预备费、建设期利息等，计算见式(3)。 在美国，材料占成本的范围为22.4%～34.3%，考虑中国要素市场，估计为40%。

式中，Ipipe为管道总建设费用，元；c0为保温材料价格，元/m3；c1为管材价格， 元/kg；D为管道外径，m；ρpipe为管材密度。

管道建设年折合费用计算见式(4)，按照国内油气管道运行经验，管道工程的计算期一般可按20年计算，财务内部收益率为12%。

式中，n为经济评价年限；i为财务内部收益率。

3.1.2 增压设备费用

在不同的估算方式之间，具体的投资费用差异很大，主要是由于假定的安装条件不同所致。 根据McCollum压缩机站建设的费用计算公式[15,21]，当压缩机功率超过40 MW则需要并联压缩机组，考虑到中美国家之间机械设备价格的差异，增压设备的本地系数假定为0.7，美元兑人民币的汇率为7，计算见式(5)～(8)。

式中，Icomp为压缩机投资成本，元；m为质量流量，kg/s；Pcomp,out为压缩机的出口压力，MPa；Pcomp,in为压缩机的入口压力，MPa；T为压缩机入口温度，K；Wcomp为压缩机的功率，MW；Ntrain为并联压缩机台数；N为压缩级数；ks为平均比热比；Zs为平均压缩系数；M为CO2的分子量；ηiso为压缩机的等熵效率，80%；ηmech为压缩机的机械效率，99%。

国际能源署温室气体研发计划规定CO2泵的最大功率为2.0 MW，对于更大的功率，必须并行安装两个泵单元，根据McCollum泵站建设的费用计算公式[21]，计算见式(9)～(10)：

式中，Ipump为泵的投资费用，元；Wpump为泵的功率，kW；Ppump,out为泵的出口压力，MPa；Ppump,in为泵的入口压力，MPa；ρ为CO2的密度，kg/m3；ηpump为泵站效率，75%。

压缩机和泵的年折合费用计算见式(11)：

3.1.3 维护费用与能耗费用

管道和站场建成并投入生产后，每年将投入一定的费用以维持其正常运行，因此从建设期后开始计算运行维护费用，年度运营费用计算见式(12)：式中，OM为年运行维护费用，元；c为年运行维护因子，按照CNPC标准取2.5%。

管道系统中的电力消耗来自CO2压缩机和增压泵，能耗费用计算见式(13)：

式中，Ipower为每年耗电费用，元；Wcomp和Wpump分别为压缩机和泵的运行功率，kW；COE为大工业电价，元/(kW·h)；CF为压缩机设备容量因子；t为设备年运行时间，h。

3.1.4 经济性估算模型

管道输送成本计算见式(14)：

式中，ILevelized为单位运输成本，元/t；m为质量流量，t/a。

3.2 管输成本经济性评估

根据计算式(1)～(14)，求得不同入口压力下超临界CO2管道输送的相关投资和成本，见表7、表8。

表7 不同入口压力增压设备投资计算结果

根据CO2管道输送费用估算模型， 计算不同入口压力下管输CO2年化成本， 结果见表8。 由表8可知，管道建设费用与增压设备费用相接近，而能耗费用占比最大。

表8 不同入口压力超临界CO2管输年化成本计算结果

图7为不同入口压力下输送单位CO2的综合成本。 由图7可知，入口压力由10 MPa增至20 MPa，输送成本先减小后增大， 在11 MPa时输送成本最低，为50.93 元/t。 该条件下，翻越点压力为9.01 MPa，管输过程中避开了压缩性突变区域，始终保持高压密相运行，保障了管道的安全输送。

4 结论

（1）模拟不同程度起伏地形下的超临界CO2管道输送过程，全线压力需保持高于8.49 MPa，发现地形起伏对输送的总压降和温降影响不大，但起伏管道沿线压力和温度存在较大波动。

（2）对管输设计参数进行分析，确定管道入口温度40 ℃为佳，管道入口压力大于15 MPa时可不设置中间泵站。

（3）建立超临界CO2管输成本经济评估模型，综合评估设备投资及能耗费用等影响，发现输送成本随入口压力增加先减小再增大，而能耗费用是成本最大的组成部分。 当管道入口压力为11 MPa、管径为DN300 mm、 壁厚为7.1 mm时， 可以保证超临界CO2安全输送，且成本最低，为50.93 元/t。