“双碳”目标下江苏地区CCUS源汇匹配研究

2023-08-01徐强

安全、健康和环境 2023年7期

徐强

(中国石化华东石油局,江苏南京 210019)

0 前言

2020年9月,习近平总书记在第七十五届联合国大会上首次明确提出了“2030年碳达峰,2060年碳中和”的气候行动目标。2021年10月,国务院发布的《2030年前碳达峰行动方案》进一步完善了我国碳中和“1+N”政策体系,提出要集中力量开展低成本CO2捕集利用与封存等技术创新,建设全流程、规模化CO2捕集利用与封存示范项目。

碳捕集、利用与封存(CCUS)是目前世界上公认的实现大规模减碳目标的重要技术路径。国际能源总署(IEA)发布的《能源技术展望2020报告》[1]也提出,未来50年,CCUS技术能够在电力和工业行业减排6 000亿吨CO2,相当于人类17年的排放总量。

我国对石油的消费需求规模较大,2022年国内原油产量2.04亿吨,原油进口量5.08亿吨,对外依存度达到71.3%,如此高依存度促使我国CO2驱油封存(CCUS-EOR)技术和项目快速增长,中国石油、中国石化、中国海油和延长石油都开展了CCUS技术研发和示范。截至2020年底,全国已建成35个CCUS示范项目。中国石化先后建成了燃煤电厂、炼厂烟气、高碳天然气分离的全流程CCUS示范项目,年捕集能力达到60万吨。

CCUS不仅是技术问题,同时也是经济问题。2002年,IEA发布的报告提出了在欧洲发展海上CO2封存利用及管道运输成本计算公式[2]。2015年,Hasan,等[3]提出了一个优化CCUS供应链网络的多尺度框架模型,该成本模型包括捕获、压缩、运输和注入成本,以及CO2利用的收益,计算得到了捕获使用和埋存每吨CO2的成本为36～43美元。

2009年,李永,等[4]建立了基于GIS平台的CCUS源汇匹配数学模型,得出了成本最优的CCUS源汇匹配路线,及最具潜力的封存地质结构。

2012年,李健,等[5]构建了基于捕集、运输、封存利用全过程的成本估算和收益估算模型。2018年,汪航,等[6]结合CCUS工程技术实际,界定了技术的成本核算边界、核算指标体系、技术不确定性处理方法,分别给出了不同技术路径下的捕集、运输以及封存利用等环节的成本核算方法。刘佳佳,等[7]预计至2030年,CO2捕集成本为90～390元/t,管道运输成本为0.7元/(t·km),封存成本为40～50元/t;到2060年,捕集成本约为20～130元/t;管道运输成本为0.4元/(t·km),封存成本为20～25元/t。

1 江苏地区CO2大规模排放源和驱油封存潜力

CO2捕集运输需要大规模投资并影响后续生产成本,因此必须采用最经济的源汇匹配方案。CCUS源汇匹配主要考虑排放源和封存场地的地理位置关系和环境适宜性。不需要CO2中继压缩站的最长管道距离为250 km,建设成本较低,常作为国内源汇匹配分析中的距离限制,超过250 km的CO2捕集源一般不予考虑[8]。

当某区域内同时存在多个性质和规模各异的碳排放源与封存汇时,捕集、封存、运输成本因多种因素而不同,因此需要研究如何选择合适的源汇组合进行匹配连接以实现总成本最小化。

1.1 江苏省境内CO2大规模排放源统计

江苏省工业发达,碳排放量高,2020年CO2排放当量约6.99×108t,排名全国第4,碳减排压力巨大。2021年,正在运行或新建的火电厂、钢铁厂、水泥厂、合成氨等4类企业(不含计划关停的)的227个大气固定排放源统计如表1所示。可以看出,火电与钢铁是江苏省主要的CO2固定排放源。在169个火电厂中,具备CO2捕集潜力(排放量大于10×104t/a)的火电厂排放量为3.57×104t/a,占总火电厂CO2排放量的99.33%,因此,从排放源规模判断,江苏地区CO2固定排放源具备较好的CO2捕集条件。

表1 江苏省固定排放源数量及排放量

从排放源、排放位置、排放量、气源成分浓度4个尺度对中国石化江苏省境内炼化企业CO2排放情况进行分析,发现满足CCUS实施要求的有5家企业,分别为扬子石化、扬子-巴斯夫公司、仪征化纤、金陵石化、南化公司。其中,南化公司排放高浓度(≥80%)CO2的装置主要为煤化工部合成氨装置和制氢装置;金陵石化高浓度CO2主要来自水煤浆制氢装置;扬子石化乙二醇装置和制氢装置排放的CO2为中高浓度,浓度在80%～99.9%之间;仪征化纤排放的CO2主要来自燃煤锅炉尾气,浓度较低(≤15%);扬子-巴斯夫公司的CO2排放主要来自乙二醇装置、燃气电厂和乙烯装置,以低浓度CO2为主。

1.2 苏北盆地CO2封存“汇”潜力统计

苏北盆地CO2封存资源丰富、类型多样,总体封存潜力大,但具体封存场址点多分散、单个规模小。初步估计,以油藏作为封存目标,驱油封存潜力0.56×108t;黄桥CO2气藏作为封存调节库,封存潜力为0.12×108t;苏北盆地地下深部存在的体积巨大的咸水含水层作为封存介质,封存潜力为6.65×108t(溱潼凹陷),如表2所示。

表2 苏北盆地驱油封存潜力

2 CCUS-EOR碳捕集封存场址匹配研究

确定CCUS-EOR项目经济性的主要因素包括:捕集成本、运输成本、驱油成本、驱油效果。从源汇匹配角度主要考虑前两个因素。

江苏省地处长江之尾、黄海之滨,跨江滨海,境内有长江、淮河、沂沭河三大水系,水面面积达1.73×104km2,水面所占比例居全国各省之首。尤其以长江以南的太湖平原和江淮之间的里下河平原最为显著,河流成蛛网状,分布极为稠密,因此,CO2源汇匹配及管网布局必须综合考虑地面条件及周边环境。

2.1 捕集成本

我国CCUS技术推广面临高能耗、高成本的挑战。CCUS技术因排放源类型及CO2浓度不同有明显差异,通常CO2浓度越高,捕集能耗和成本越低[9]。据统计,高浓度CO2捕集压缩成本在54～83元/t,中浓度CO2捕集压缩成本达到125～227元/t,而低浓度CO2捕集压缩成本则超过了300元/t。

捕集成本中固定成本构成为工资及福利费、场地租赁费、折旧摊销费、维护与修理费等;变动成本为CO2资源费、电费、水费、润滑油消耗费、制冷剂消耗费、销售费用、其他制造费和管理费、安全生产费等,各项变动成本与CO2捕集量直接相关。

2015年开始,华东石油局与南化公司合作建立尾气捕集装置,回收CO2尾气用于油田压注驱油项目,累计捕集能力15×104t/a。第一期装置捕集成本构成如图1,其中电费和管理费占比最高,具有较大优化潜力。近年来,通过技术优化改进,回收装置安全系数不断提升,能耗持续降低,采用氟利昂(R22)替代液氨制冷,危险性分类降为戊类,实现安全制冷;增设余冷回收器,利用闪蒸后的低温气体对压缩后的CO2进行预冷,能耗降低30%;将成品储罐和充装气相尾气接入压缩机入口进行循环利用,同时降低吸气温度和能耗;将成品储罐尾气作为自调阀仪表风气源,降低投资的同时进一步减少排放。第三期装置直接生产成本较第一期下降了30元/t。

图1 工业尾气捕集成本构成

预计到2023年末,第四期捕集装置完工后捕集能力可达到35×104t/年,单位年均CO2捕集成本=(年总固定成本总额+年总变动成本总额)/年总CO2捕集量,捕集成本与捕集量关系曲线如图2所示。

图2 捕集成本与捕集量关系

由图2可知,在年捕集量小于22×104t时,捕集成本为160～265元/t,且随捕集量的增大快速降低。当年捕集量(22～35)×104t时,捕集成本为148～160元/t,变化幅度很小,此阶段通过扩大捕集规模降低成本的潜力较小。

2.2 运输成本

CO2运输是CCUS的关键环节,目前CO2运输主要有管道、船舶、公路槽车和铁路槽车4种方式。运输方式的选择需要综合考虑运输起点与终点的位置和距离,CO2的品质、温度、压力和运输量,以及运输成本和运输设备等[10]。美国和加拿大多应用管道运输;欧洲已经有小规模(850～1 400 t)的CO2船运,将食品级的CO2从大型点源运输到沿海的配送终端[11];而中国大多采用公路槽车运输,少数采用管道运输(胜利、大庆、华东),船舶运输主要应用于水网发达地区,单体运输规模较国外小。

江苏油区目前具备槽车、槽船液态运输技术和管道密相输送技术。液态CO2运输条件为:温度-20 ℃、压力2 MPa、密度1.023 g/cm3;陆路槽车运输(T)能力为10～25 t/车;水路运输(S)能力为80～200 t/船;管道运输(P)为气相、中压超临界、高压密相管输。这3种方式的固定投资成本、固定运营成本、可变运营成本构成形成了组合运输成本(Z),计算方法如公式(1)所示:

Z=∑(XP(UP+FP)+LPVP+
XT(UT+FT)+LTVT+XS(US+FS)+LSVS

(1)

式中:X——CO2运输量,t/a;

L——运输距离,km;

U——固定投资成本,元/t;

F——固定运营成本,元/t;

V——可变运营成本,元/km。

以南化为气源点,运输量100×104t为条件,苏北CCUS-EOR项目运输费用测算如下:

a) 陆路运输:按照平均里程,注气运输费为137元/t,运输成本高。

b) 管道运输:投资约15.5亿元,结合运行成本,测算年总成本7 313万元,平均每吨CO2运输成本约73元。当年度管输量小于70×104t时,运输成本高于水路运输成本;当年度管输量小于53×104t时,运输成本高于陆路运输成本。

c) 水路运输:平均运输费105元/t,运输成本居中。

因此,当CO2年运输量大于70×104t时,管道运输是最经济的运输方式;年运输量在(53～70)×104t时,水路运输最为经济;年运输量小于53×104t时,陆路运输成本最低。

结合经济、技术、环境安全等多方面因素,3种运输方式优缺点对比如表3。从排放源、组合运输方式和经济性3个角度出发,建立排放源至油田各区块的多组合运输评价,得到水管联运为成本最低的运输方式,未来规划将主要采用此方式。

表3 3种运输方式优缺点对比

2.3 管网布局研究

2.3.1 输送相态比选

目前的碳源主要有两种,一种是浓度>98.5%的CO2气约100×104t,另一种是浓度80%的CO2气约200×104t。根据CO2的基本性质,如果采用超临界/密相输送浓度>98.5%的CO2气可以直接增压冷却后进管道,浓度80%的CO2气则需液化提纯后增压进管;如采用气相输送,两种浓度的气体均可直接混合增压进管道。由于CO2的相态特性,一般液体状态输送温度难以控制,必须进行保冷,长距离输送需要增加制冷站,实施难度大,一般不作为长输管道的比选方案。

若采用气相输送,注入前需在压注端液化提纯,油气田需要针对驱油和封存分别建设分支管网和液化装置,建设投资高,管理难度大;采用超临界/密相输送的气源因浓度高可以直接压注,可充分利用现有压注设施,驱油和封存可共用分支管网,节约建设投资,降低管理难度。

通过对不同相态输送优缺点比较(表4),密相/超临界管道输送为最优输送方式。

表4 不同CO2输送相态优缺点比较[12]

2.3.2 经济性分析

与CO2捕获和储存的成本相比,CO2的运输成本虽然相对较低,但大规模部署运输管道所需投资仍然巨大。单位投资随运输量增大而降低,相同运输量时,管道单位投资由高到低依次为气相、低温液相、密相、超临界相。CO2运输管道的成本因项目而异,主要取决于容量,管径长度和材料,人工成本和系统预期寿命等,并受其位置的影响较大(选线和征地)。与位于人口稠密地区的管道相比,位于偏远和人口稀少地区的管道的成本要低50%～80%[13]。

结合现有CO2不同输送相态研究成果,可以发现:

a) 由图3可以看出,不同输量下,各输送状态总投资与管输量成正比;总成本与管输量成反比;输送量大时,超临界/密相状态输送优势较明显,总投资比其他相态输送方式低8%～12%,总成本低8%～10%。密相输送和超临界输送时管径相同,在管道中流动状态几乎相同,但超临界流体输送的设计压力略高于密相输送,故超临界流体输送时投资略高于密相输送投资。

图3 不同CO2输量各输送状态总投资

b) 由图4可以看出,不同输送距离下,各输送状态的总投资随着输送距离的增加而增加;总成本随输送距离的增加而降低;超临界(密相)投资和管输费最低,气相和液相投资和管输费较高;短距离输送时,不同输送相态的项目总投资相差不大,远距离输送时,超临界(密相)状态输送优势较为明显,总投资比其他相态输送方式低8%～26%,总成本低8%～10%。

图4 不同输送距离下各输送状态总投资

2.3.3 安全性分析

国内至今没有长距离CO2管道输送的工程实例,北京工业大学对密相输送和气相输送两种输送方式下发生泄漏的影响范围和影响时间进行了初步模拟,结果为气相输送的泄漏总量远低于密相输送,影响范围和影响时间也较短[14]。

管道运行压力越高,管线发生爆破的超压能量越大,对人员伤害和地面建筑物破坏作用越大。因此,密相输送的影响范围和危险性均高于气相输送。在人口稀少的情况下,管道输送对安全间距不敏感,且超临界或密相输送投资较低,因此宜采用投资低的密相输送或超临界输送;在人口稠密的情况下,管道输送对安全性要求高,气相输送相对安全,若采用密相输送,为确保安全、控制安全间距,需要设置大量阀室或者进行大规模拆迁,因此,人口密集处宜采用安全性高的气相输送。

通过输送相态优缺点和经济性等指标综合评估,结合国内外经验,大规模、长距离CO2输送管道均是将CO2压缩至8 MPa以上的压力,以避免二相流和提升CO2密度,便于运输和降低成本。但输送规模大于100万吨/年时,应采用密相输送与气相输送相结合的方式,管线主体采用超临界/密相输送,但在气源地人口稠密的化工厂区捕集后采用气相输送至首个加压站,然后以超临界/密相进入管道。

2.4 碳捕集-封存场址匹配结果

基于江苏地区良好的水陆交通以及源汇匹配条件,按照经济评价结果,将南化公司、金陵石化的高浓度CO2作为碳源,结合水路、公路以及已有管线,以管道运输为主,多种运输方式组合输送至江苏油田和华东油气田,终点至黄桥CO2调峰中心,连接贯通长三角碳源市场与苏北油田两端,既可将采出气应用于油田驱油,又可封存CO2于地下作为永久埋存,形成“可调节储气库”。