为缓解温室气体排放带来的负面影响，2020年，我国提出力争到2030年实现CO2排放量达到峰值，并在2060年前实现碳中和的发展目标[1-2]。CO2捕集、利用、封存与提高天然气采收率（carbon capture, utilization and storage - enhanced gas recovery，CCUS-EGR）技术可大幅提高天然气采收率并实现CO2有效埋存，同时兼顾减碳、增气两大功能，是落实“双碳”战略和保障能源安全的重要手段。CCUS技术中，CO2输送是连接碳源与封存/利用端的关键环节。由于捕集地点通常远离最终的封存或利用地点，管道输送凭借其输送量大、距离远的优势，成为CCUS项目最经济可行的CO2输送方式[3-4]。
目前，关于CO2管道输送的研究主要集中于CO2管道的腐蚀、泄漏扩散和输送工艺优化等[5-8]方面。陈兵等[9]研究了含杂质CO2管道泄漏扩散的安全性，并利用PHAST软件对CO2管道输送的安全性进行了评估。李玉星等[10]发现杂质对CO2混合气体的物性、相态特性和管道设计运行都有重要影响。Wang等[11]研究了在CO2流量不断增加的情况下，如何优化CO2管道设计。研究表明，在CO2流量增加较快且时间间隔较短的情况下，超尺寸设计更具经济效益；而当CO2流量增加较慢或时间间隔较长时，并联设计更具经济效益。Zhang等[12]研究了超临界CO2管道裂纹扩展和合理壁厚的确定，旨在为超临界CO2管道的设计和安全运行提供参考。国内外学者针对CO2管道输送的经济性分析开展的研究较少。Van Den Broek等[13]于2010年提出了一种基于管道直径和长度的线性成本模型，用于估算CO2管道输送的投资成本。2011年，高蓝宇等[14]开展了CO2输送方案设计与经济性对比分析，结果进一步证实了管道输送在经济性方面的优势。2013年，赵东亚等[15]基于CO2管道运输工程模型，构建了涵盖投资成本与运行维护成本的综合成本模型。2016年，田群宏等[16]构建了CO2管道优化模型，并利用算法对参数进行了优化设计，有效降低了管道输送的平准化费用。2023年，秦晶晶[17]对6种用于估算CO2管道成本的技术经济模型进行了探究，提出了一种关于CO2质量流速和管道长度的CO2管道输送技术经济模型；同年，丘惠娴等[18]对海上CO2长输管道的成本进行了分析，研究CO2输送距离和输送量对投资成本的影响。然而，CO2采用不同相态进行输送，其工艺计算和经济性分析会存在差异。Luo等[19]利用HYSYS软件，对英国Humber地区规划的CO2运输管道网络进行稳态过程模拟，并结合APEA软件，对CO2压缩机组和干线管道的不同设计方案进行了技术经济评估，以此探索优化CO2运输管道网络的设计，降低CCUS/CCS项目部署成本。
作为CCUS技术的关键环节之一，CO2管道输送的经济性评估至关重要。以中国石油西南油气田CCUS-EGR关键技术研究为背景，构建CO2管道输送经济性估算模型，并对比分析了气相、液相和超临界相3种相态下CO2管道输送的技术经济差异。
物性参数计算是管道设计的基础，涉及水力和热力计算。CO2的临界温度较低（tc=31.1 ℃），在输送过程中可能发生相态变化，且在临界点附近对温度和压力变化十分敏感，因此，准确计算其数值具有挑战性。
在常温常压下，CO2的稳定态为气态。随着温的度和压力的变化，CO2的相态也会发生改变，其相态图如图1所示。由图1可知，纯CO2的气液分界线为饱和蒸气压线，管道设计时需避免该曲线以防止相变。当压力高于临界压力且温度低于临界温度时，CO2处于致密液态；当压力和温度均高于临界点时，CO2进入超临界态。
1） 纯CO2密度
不同温度下纯CO2密度随压力变化曲线如图2所示。由图2可知，CO2的密度随温度升高而降低，随压力增加而增大。当温度低于临界温度（tc=31.1 ℃）时，随着压力上升，密度在达到饱和蒸气压时突变，之后增幅减缓；而高于临界温度时，密度曲线平滑，在临界压力处跃升不明显。气态CO2的密度一般低于200 kg/m3，液态CO2的密度通常为600~1 200 kg/m3，超临界CO2的密度为200~1 000 kg/m³。
2） 纯CO2压缩因子
不同温度下纯CO2压缩因子随压力变化曲线如图3所示。由图3可知，当温度低于临界温度（tc=31.1 ℃）时，压缩因子随压力升高急剧减小，在达到饱和蒸气压时明显转折，此后缓慢增加。高于临界温度时，曲线在临界压力处转折，压缩因子先减小后增大，但整体变化平缓，曲线光滑。
3） 纯CO2比定压热容
不同温度下纯CO2比定压热容随压力变化曲线如图4所示。由图4可知，随着压力上升，比定压热容增加，在达到饱和蒸气压时突变后缓慢减小。当温度远离临界温度（tc=31.1 ℃）时，曲线变化平缓；而接近临界温度时，尤其在临界压力附近，比定压热容的突变更明显，尖峰更突出。这是由于临界点附近物性参数对温度和压力变化敏感，因此设计时应避免靠近临界点。
4） 纯CO2黏度
不同温度下纯CO2黏度随压力变化曲线如图5所示。由图5可知，当温度低于临界温度时，CO2黏度随压力上升缓慢增加，在达到饱和蒸气压时曲线明显转折，随后黏度大幅增加；当温度高于临界温度时，曲线在临界压力处有拐点，但整体黏度变化平缓，曲线光滑。
管道运输是CO2大规模、长距离输送最为经济、可靠的方法。CO2管道输送主要有气相输送、液相输送和超临界相输送3种。
1） 气相输送
气相输送是指在管道内始终保持CO2的气相状态，通过压缩机提高输送压力。是否需要保温层取决于热力核算。当在气源增压气相CO2时，压力不得过高，以免超过临界压力而进入超临界状态，如图6所示。
2） 液相输送
液相输送指在管道内始终保持CO2为液相，通过增压泵提高压力，克服摩阻和地形高差。液相输送时必须避免相变，以防气堵影响输送。为保护增压泵，需确保CO2在进入管道前已为液相，并考虑在增压后设置换热器以冷却CO2，防止相变，见图7。
3） 超临界相输送
管道入口气体为超临界状态，输送过程中需确保CO2的温度和压力始终在临界点以上，并通过保温层保持流体的超临界状态，如图8所示。
选择上述3种输送状态时，需综合考虑线路状况、气体流量和基础设施。每种输送方式有其特点和适用范围，若未合理选择，将导致高昂投资和运行成本。
相关文献表明，国外已公布的CO2管道输送的管道投资估算模型有很多，如Ogden模型、MIT模型、Ecofys模型、IEA GHG模型（欧洲）和IEA GHG模型（北美）[20-24]。其适用范围和侧重点不同，需综合考虑多方面因素，并进行科学合理的设计和分析。
将计算得到的管径平均值代入国内管道年折合费用计算公式，所得结果与国外模型的比较结果如图9所示。由图9可知，不同模型计算得出的管道年折合费用存在差异，这主要归因于各模型所参考的管道样本、相关经济参数以及计算方法的不同。
通过对比可以发现，国内CO2管道经济模型的年折合管道建设费用与国外的Ecofys模型最为相近。尤其是超临界输送，二者之间的差值非常小。因此，虽然液相、超临界CO2管道输送成本估算模型较多，但综合考虑各模型所研究的管道样本及数量，相同条件下各模型计算出的管道建设投资、年折合费用以及与国内实际情况的吻合度，将Ecofys模型作为CO2管道经济性评估的补充和验证工具。
Ecofys模型作为一个综合性的能源系统模型，能够涵盖CCUS技术的全生命周期成本分析，并评估不同技术路线和政策方案的经济影响，非常适合用于本研究。此外，Ecofys模型包含详细的管道建设和运营成本数据库，可以根据不同的管道长度、直径、材质、地形等参数进行定制化分析，满足本研究对不同相态下CO2管道输送经济性进行精细化评估的需求。
Ecofys模型是CO2管道经济计算模型[22, 25]。管径计算采用试算法，如式（1）所示。
式中：D为管道内径，m；λ为水力摩阻系数；Qm为质量流量，kg/s；ρ为密度，kg/m3；$ \Delta {{p}} $为管道入口与出口压力之差，$\Delta p= $pin−pout，Pa；L为管道长度，m。
1） 年折合管道投资
Ecofys模型中CO2输送管道建设总投资计算如式（2）所示。
式中：CCapital为管道建设总投资，百万元；FT为地区修正系数，取1。
Ecofys模型设定管道投资回收期为25年，年基本投资收益率为10%，并以管道建设投资的2.1%作为年均操作维护费用，据此计算管道建设年均成本，从而得到年折合费用的计算公式，如式（3）所示。
式中：SA为年折合费，百万元；i为基本投资收益率，取0.1；n为投资回收期，取25年；$ O\& M $为年操作维护费用因子，取0.021。
2） 年折合建站投资
要达到管输条件，就需要对CO2进行预处理；另外，对于长距离CO2输送管道，通常需要设置中间增压站或补冷站。建站投资主要包括两部分：站场建设费用和设备投资费用。将建站投资分别乘以对应的投资回收系数和站场运行维护因子，即可得到年均站场成本（SB），如式（4）所示。
式中：SB为年折合建站投资费用，百万元；b0为站场建设费，百万元；b1为与设备功率有关的设备投资系数，百万元/kW；Nz为站场总数，个；Ni为第i座压缩机站（或泵站）的功率，kW。
参考国外油气管道和CO2长输管道站场投资研究[26-27]，并将相关经济数据转换为人民币，得到气相、液相以及超临界相CO2管道站场投资系数的参考取值，如表1所列。
对于增压站，其功率计算如式（5）所示。
式中：k为气体多变指数；ηi为第i站压缩机的多变效率；εi为第i座压缩机站的压力比；$ {Q_i} $为标准状态下第i座压气站的排量，m3/d；Zi为第i座压气站进口状态下的气体压缩系数；$ {T_{Zi}} $为第i座压气站进口状态下的气体温度，K。
对于泵站，其功率计算如式（6）所示。
式中：$ {q_j} $为输送温度下，第j站泵排量，m3/s；$ \rho $为输送温度下的液体密度，kg/m3；$ H $为输送量qj时泵的扬程，m；ηj为输送量qj时泵的效率；g为重力加速度，9.8 m/s2。
3） 运行维护费用
管道和站场建成投产后，为维持其正常运行，每年都需要投入一定的运行维护费用。根据管道工程经济评价的惯例，管道线路和站场的年运行维护费用（SC）计算如式（7）所示。
式中：SC为年运行维护费用，百万元；c0为管道的年运行维护因子，a−1；c1为站场的年运行维护因子，a−1。
借鉴国内油气管道运行经验，CO2输送管道的c0和c1见表2。
4） 能耗费用
站场每年的能耗费用（SD）计算如式（8）所示。
式中：SD为站场的能耗费用，百万元/a；d0为能耗附加系数，a−1；n为站场数，座；Ye为电价，元/（kW·h）；Nj为第j座压缩机站功率，kW；Hd为年运行天数，d。
在一定环境和输送量的条件下，CO2管道输送成本受输送方式的影响。最佳输送方式应基于经济性全面考虑。通过比较不同相态的输送成本，以确定最优方案。研究CO2管道特性，旨在确保安全经济运行，并以最低输送成本为目标，分析其经济性。以中国石油西南油气田公司CCUS-EGR先导试验净化厂捕集的CO2气体（体积分数为99.99%以上）为例进行计算。该先导试验的CO2管道长度约为8.1 km，输送量为2.6×104 t/a。
CO2气相、液相和超临界相输送工况如表3所列。由于流速、输送距离和输送量对管道输送经济性影响较大，为对各工况下的经济性进行对比，选取了相对总成本进行对比。相对总成本越低，表明经济性越好；相对总成本越高，表明经济性越差。
如图10所示，流速对气相输送时相对总成本的影响总体曲线趋势呈凹型，存在一个低谷，低谷即经济性最好，相对总成本最低。由图10可知：在不同输送量（20×104~200×104 t/a）下，随着流速的增加，相对总成本在降低；当降低到最低时，相对总成和本会随流速的增大而增大。对比图10（a）和图10（b）可知，当输送距离发生改变时，总体趋势不会变，经济流速都在一个区间内。同时，随着输送量的增加，相对总成本也随之增加。当输送量为200×104 t/a时，经济流速为3.0~4.0 m/s。
如图11所示，输送距离对气相输送时相对总成本的影响趋势呈线性变化。在不同输送距离下（20~200 km），随着输送距离的增加，相对总成本随之增大。在输送量为40×104 t/a时，相对总成本随管径的增加而增大；当输送量增加到120×104 t/a时，小管径的输送成本反而高于部分大管径的输送成本。
如图12所示，输送量对气相输送时相对总成本的影响趋势呈线性变化。在不同输送量（20×104~200×104 t/a）下，相对总成本随输送量增加而增大；相对总成本也随输送距离增加而增加。在输送量低于60×104 t/a时，管径越小，相对总成本越低；当输送量增大时，管径越小，输送的成本随之增加。在输送量为200×104 t/a、输送距离为200 km和管径规格为DN100时，气相输送的总成本最高。
如图13所示，流速对液相输送时相对总成本的影响规律与气相输送方案相似，原因也相同。相比于气相管道输送，液相管道最低输送成本较低。但流速过大时，液相管道输送相对总成本高于气相管道输送相对总成本。经济流速为1.0~1.8 m/s，低于气相的经济流速。
如图14所示，输送距离对液相输送时相对总成本的影响规律与气相输送方案相似，原因也相同。相比于气相输送管道，在输送距离相同的情况下，液相管道最低输送成本低于气相最低输送成本。
如图15所示，输送量对液相输送时相对总成本的影响规律与气相输送方案相似，原因相同。相比于气相输送管道，在输送量相同时，液相管道的最低输送成本低于气相最低输送成本。随着输送量的进一步增加，DN100管道的相对总成本升高很快，大于相同情况下的气相输送管道。图15表明，当输送量大时，小管径的液相输送成本高于气相输送成本。在输送量为200×104 t/a、输送距离为120 km和管径规格为DN100时，液相输送的相对总成本最高。液相管道输送成本高于气相管道输送成本。
如图16所示，流速对超临界相输送时相对总成本的影响规律与气相和液相输送方案相似，原因也相同。相比于气相和液相管道输送，超临界相管道最低输送成本低于气相和液相的最低输送成本。但当流速过大时，超临界相管道输送相对总成本高于气相管道的相对总成本，低于液相管道的相对总成本。经济流速为2.0~2.4 m/s，低于气相的经济流速，高于液相的经济流速。
如图17所示，输送距离对超临界相输送时相对总成本的影响规律与气相和液相输送方案相似，原因也相同。相比于气相和液相管道输送，在输送距离相同的情况下，超临界相管道最低输送成本低于气相和液相的最低输送成本。超临界相的最高输送相对总成本低于液相、高于气相。
如图18所示，输送量对超临界相输送时相对总成本的影响规律与气相和液相输送方案相似，原因也相同。相比于气相和液相管道输送，在输送量相同的情况下，超临界相管道最低输送成本低于气相和液相的最低输送成本。在高输送量的情况下（大于120×104 t/a），小管径的输送成本高于大管径的输送成本。超临界相输送相对总成本最高在输送量为200×104 t/a、输送距离为120 km和管径规格为DN100的情况下。超临界相的管道输送成本高于气相输送成本，低于液相输送成本。
1） 从最低输送成本来看，气相管道最高、液相管道次之、超临界相管道最低，气相管道的最低输送成本远高于液相和超临界相的最低输送成本。
2） 对于经济流速而言，气相管道最高、超临界相管道次之、液相管道最低。气相经济流速为3.0~4.0 m/s，超临界相经济流速为2.0~2.4 m/s，液相经济流速为1.0~1.8 m/s。
3） 3种相态下，在不同输送距离和输送量下（200 km、200×104 t/a以内），相对总成本随着距离和输送量的增加而增大，管径规格为DN200以上的增长较为缓慢。
4） 中国石油西南油气田CCUS-EGR先导试验的输送距离较近、输送量较低，无法发挥出超临界相和液相输送的规模效应，在输送压力低于CO2的临界点压力（约7.38 MPa）时，建议采用气相输送。
2024, Vol. 53 Issue (5): 93-102 2024, Vol. 53 Issue (5): 93-102