二氧化碳管道運輸系統優化模型及其應用

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 環境研究院, 北京 102206；2. 陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院, 西安 710075)

二氧化碳管道運輸系統優化模型及其應用

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 環境研究院, 北京 102206；2. 陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院, 西安 710075)

二氧化碳捕集利用與封存(CCUS)作為能夠實現煤化工行業溫室氣體大規模減排的前沿技術，已成為當前研究熱點.而管道運輸是該技術得以實施的關鍵環節，高昂運輸成本是影響該技術大規模推廣的主要因素.因此，通過開發煤化工二氧化碳(CO2)捕集壓縮、管道運輸系統優化模型，實現CO2管道運輸系統內關鍵環節的工藝和技術優化配置，降低捕集壓縮、運輸及注入整個系統的總成本.將模型初步應用于陜西延長榆林煤化工CCUS項目，結果表明：當封存區域CO2封存需求量小，而且能夠在封存現場提供方便的液化壓縮設備時，榆林能化煤化工企業可以采用氣相壓縮輸送方案，并結合封存地點液化加壓注入；對于大規模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再次加壓環節的成本，從而使整個流程更為經濟.

CO2管道運輸系統優化； CO2壓縮運輸優化模型； CO2壓縮；CO2管道輸送；CO2注入

二氧化碳捕集利用與封存(CCUS)作為能夠實現溫室氣體大規模減排的一項前沿技術，已成為全球研究熱點.當前國內外廣泛采用的技術手段是將二氧化碳(CO2)從氣源地捕集壓縮并輸送到合適的地理位置進行地質封存，不僅能夠有效地減少大規模人為溫室氣體的產生取得環保效益，還可強化提高油氣天然氣、石油、煤層氣的采收率，帶來明顯的經濟效益.CCUS技術的出現，對中國煤化工企業溫室氣體減排、油田發展乃至整個經濟發展都具有深遠意義.鑒于CCUS技術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技術項目的經濟性更加成為該技術能否規模推廣所考慮的主要問題.許多學者圍繞CCUS技術改進提升整體捕集、運輸和封存環節本身展開經濟效益分析評價.從目前研究情況看，碳捕集設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煙氣捕集技術經濟效益分析.朱磊等[2]對已經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技術后電力生產的經濟性進行評價以及對CCS技術所能夠實現火電的溫室氣體減排效果進行準確評估.中國CO2管輸技術起步較晚，國內僅有大慶油田和吉林油田在 CO2-EOR方面有先導性試驗，且均為氣體式輸送[3]，因此，當前關于管道輸送方面的研究主要采用數值模擬分析及開展相關的管道設計.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生的能耗及成本研究，得到了各參數對輸送過程經濟性的影響規律.張早校等[4]探討環境溫度對CO2超臨界管道輸送過程中管道設計的影響，并且利用ASPEN PLUS 10.1軟件對CO2管道直徑和加壓站數目進行了定量分析和優化設計.周成川等[5]提出了集成混合整數規劃的CO2輸送優化模型，在模型構建中考慮了設立中間節點如加壓站以及不同管徑連接節點.在CO2封存方面，鮑玲等[6]采用CO2驅油與封存機理，對其技術、經濟性能的現狀進行分析，指出CO2驅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用于驅油，及CO2回收、運輸、EOR這3個單元，建立了快速有效的經濟評價模型，為煉油廠CO2-EOR產業鏈的順利實施提供經濟參考.武守亞等[8]就二氧化碳驅油封存的技術進行探討，建立了油藏封存數學模型，并分析了影響封存效果的因素，在此基礎上提出了投資預測模型，為工程經濟可行性論證提供理論支持.

通過以上分析可知，當前關于CCUS的研究大多局限于單純CO2捕集、管道運輸及封存各個環節的技術經濟性或技術數值模擬研究，關于煤化工行業CO2壓縮、管道輸送及封存區注入全過程的經濟性模型尚未見報道.當前煤化工CO2壓縮、CO2運輸、封存區CO2注入3個環節存在著高度的互動作用和投資技術擴容選擇不確定性及投資建設的動態特點，而利用數學模型能夠有效反映實際工程開展過程中CO2管道輸送系統內部互動性及動態特點，而且通過系統內關鍵環節的工藝和技術優化配置，促進能量效率最大化，降低整個CO2捕集壓縮、運輸、注入系統的總成本.本研究基于CO2捕集壓縮、運輸及注入等各個環節之間的互動性、動態性，構建煤化工行業CO2運輸優化模型；將開發的CO2運輸模型應用于中國陜西榆林地區煤化工企業CCUS項目以檢驗開發模型的適用性，并為壓縮輸送提供科學決策方案.

1 CO2管道運輸系統優化模型

1.1 CO2管道運輸系統描述

本研究的CO2管道運輸系統邊界(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節；3)封存區CO2注入.

通常分離回收的CO2處于接近大氣壓力的狀態，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.壓縮環節對于氣體壓縮主要采用壓縮機，國內常見CO2壓縮機包含往復式、螺桿式和離心式壓縮機[9].往復式適應性強，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氣源比較穩定、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].壓縮機主要受當地公用設備條件的限制，可采用配套的驅動形式包含：1)變速電機驅動；2)蒸汽輪機透平驅動；3)柴油機驅動；4)燃氣輪機驅動.

常見CO2輸送形態包含氣態、液態、超臨界3種相態[11].由于管道內流體的多相流動比單相流動的壓降大，且易造成沖蝕，對管道的損壞嚴重，故一般要求輸送介質為單相[12].在封存區CO2注入方式包含：采用罐車的車載泵直接注入；封存區建立CO2的液化處理系統管輸增壓注入；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

1.2 CO2管道運輸系統優化模型

1.2.1 目標函數

本研究以最小化規劃期內整個系統的總成本為目標，尋求最優的CO2壓縮、運輸及封存投資和運營方案.目標函數表述如下:

minf=f1+f2+f3，

(1)

式中f1為CO2壓縮成本，包含壓縮及驅動設備投資成本，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CA代表壓縮技術(如往復式壓縮機、離心式壓縮機、螺桿式壓縮機)；下標ID對應單位規模壓縮投資成本(萬元/萬t)；下標FC為單位規模CO2壓縮設備固定運行成本費.變量Y是代表壓縮技術擴容選項是否擴容的0或1的二元的整數變量(當模型選0時不進行擴容，當取1時進行擴容)；XCCA為不同時期CO2壓縮量(萬t/a).NCA為壓縮機壓縮規模(萬t/a)；CID為設備單位規模CO2壓縮投資成本(萬元/萬t)；VCCCA單位規模CO2壓縮可變運行成本(萬元/萬t)；CFC為單位規模CO2壓縮設備固定運行成本費(萬元/萬t).

f2為運輸成本，包含運輸材料設備投資成本(管道、管道涂層、陰極保護、通訊設備)，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為單位規模CO2運輸的運行成本(萬元/萬t)；CFT為單位長度CO2運輸固定運行成本(萬元/km).

f3為封存區加壓注入成本，包含加壓設備投資(液化加壓設備投資)、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為封存區壓縮技術擴容選項取0或1整數變量；XCSI為封存區CO2加壓壓縮量(萬t/a)；NSC是封存區壓縮設備規模(萬t/a)；CIS為單位規模CO2壓縮注入設備投資成本(萬元/萬t)；VSCSI為封存區單位CO2壓縮運行成本(萬元/萬t)；CFS為封存區CO2壓縮設備固定運行成本費(萬元/萬t).

1.2.2 質量平衡約束

氣源區CO2壓縮量應大于等于管道CO2運輸量:

XCCA≥XCPC.

(5)

管道運輸量大于等于封存區CO2增壓處理量：

XCPC≥XCSI.

(6)

封存注入量大于等于封存區的封存目標：

XCSI≥MCO.

(7)

1.2.3 能力約束

CO2壓縮設備壓縮處理量小于等于該時期壓縮設備最大處理規模:

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模：

XCPC≤Ypo×NPS.

(9)

CO2封存區CO2壓縮處理量小于等于該時期壓縮設備最大處理規模:

XCSI≤YSO×NSC.

(10)

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

(11)

∑YCA≤1.

(12)

管道擴容技術選擇

(13)

∑Ypo≤1.

(14)

封存區壓縮設備的擴容約束

(15)

∑YSO≤1.

(16)

1.2.4 模型解法

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

根據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中使用標準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、全局求解器已經被設計成處理大型商業用途，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是最簡單就可以學習并開始使用建模優化的產品.

針對本研究具體算法步驟如下：

1)點擊What’s best工具按鈕，進行模型構建界面；

2)對目標函數進行構建，本研究是基于系統成本最小化原則.點擊What’s Best插件中Minimize，可以輕松實現式(1)中系統成本最小化的目標；

3)對整個1.2環節捕集、運輸和封存注入3個環節中的決策變量進行定義，具體點擊Make Adjustable 按鈕可以實現；

4)對于本研究中的壓縮、管道擴容投資、封存注入設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)進行構建，具體上是點擊軟件中的Constraints部分的3個按鈕實現；

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的CO2管道運輸系統優化模型的有效性，同時幫助決策者做出科學有效的決策，將開發的模型應用于陜西靖邊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業區啟動項目中的180萬t/a甲醇裝置的副產CO2放空氣，該副產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，以及投資建設時期的動態特點.

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，常規的罐車運輸難以保障驅油和封存的技術需求，因此，本項目的產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運輸到靖邊縣喬溝灣封存區，并且在喬溝灣封存區進行分流，一部分可以直接進行喬溝灣油藏封存區CO2封存，該區域目前具有的兩座CO2注氣站，最大注入規模是12萬t/a；而剩余的CO2則沿喬溝灣封存區-巴家河封存區分流管道繼續進行運輸，管道運輸距離為29 km，目前巴家河封存區的一座CO2注氣站，最大注入規模23萬t/a.

2.2 情景設計

煤化工氣源壓縮區內不同的公用設備條件(如電力、蒸汽條件)供應方式，封存區加壓液化設備利用方式的不同，以及CO2封存注入需求量的變化會對投資方案及整個系統的成本產生明顯影響.對以上關鍵因素篩選后設計了4種情景(表1)，并分別利用開發的模型進行驅動優化系統內關鍵環節的工藝和技術優化配置，降低整個系統的總成本，為決策者提供合理CO2運輸投資方案.

在設計的4種情景中，基準情景和情景1中假設榆林能化氣源區擁有自備電廠或當地擁有距離較近的電網時，往復式、螺桿式和離心式壓縮機采用電力驅動或變頻電力進行驅動技術上可行，但是若采用蒸汽輪機驅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動.情景2和3假設榆林能化廠區內生產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動壓縮，蒸汽輪機透平驅動方式可行而更經濟，此時電力形式驅動和蒸汽輪機驅動存在著經濟性的不確定性，整體投資則需要利用模型進行優化決定.根據封存區是否可以提供方便的CO2液化加壓注入設備、以及是否需要新建加壓泵裝置，可能存在多種封注入方式.基準情景是假設兩個封存區均具備液化加壓注入裝備，不需要購置新的加壓注入設施；情景1是兩個封存區均不具備液化設備但靖邊可以共用加壓注入裝備情景；情景2是兩個油田封存區均不具備液化加壓設備的情景；情景3是僅喬溝灣具備液化加壓注入裝備，而巴家河封存區作為靖邊擴大封存驅塊封存區完全不具備液化和加壓注入的情景.

對于CO2壓縮區、管道運輸以及封存區具體采用何種擴容方式、規模和擴容投資建設存在著動態的不確定性，需要利用開發的CO2管道運輸系統優化模型中壓縮、運輸、封存環節的擴容投資變量(0或1的二元整數規劃)進行優化.

表1 CO2壓縮運輸注入情景

2.3 參數調查

經調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CO2.參考國內遼寧沈鼓壓縮機制造廠提供的往復式壓縮機價格為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，盡管往復式壓縮機投資成本低，但是維修維護成本高，往復式壓縮機維護成本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動方式包括：普通電機驅動，設備單價為100萬元/臺；蒸汽輪機驅動，設備單價為200萬元/臺；當電力供應不穩定可能需要配套變頻電機驅動壓縮機，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蒸汽和自備電力會對壓縮過程產生明顯的影響，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約一大部分購置燃料的成本.

表2 榆林煤化工企業電力蒸汽單價及壓縮機維護參數

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)循環水/(元·t-1)電/(元·kW-1·h-1)蒸汽/(元·t-1)往復式壓縮機離心式壓縮機0.380.581305010

對應的管道榆林能化氣源到達靖邊封存區可以采用的管徑包括DN200、DN300、DN350.其中對應DN200可以滿足超臨界相態CO2運輸需求及小規模氣相運輸，而其余兩種規格管徑則主要適用于氣相態CO2運輸.對應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能夠適應超臨界相態及小規模氣相態CO2運輸，而DN200和DN250則廣泛適用于氣相運輸.國內市場對應DN150、200、250、300、350 5種管徑規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CO2管道運輸成本為37.20元/t[14].

在靖邊和杏子川封存區CO2加壓注入環節，對于氣相加壓注入主要包括：氣相液化進入儲罐，國內儲罐單價為50萬元；從儲罐經喂液泵升壓到3.0 MPa送給注入泵，采用屏蔽泵，國內單擊為15萬元；經注入泵升壓到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內能否提供公共設備條件制約(表1).當采用超臨界相態壓縮、輸送時則可以節約封存區再次加壓的成本，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系統內關鍵環節的工藝和技術優化配置，促進能量效率最大化，降低整個CO2捕集壓縮、運輸、注入系統的總成本.

2.4 CO2運輸系統規劃結果

本研究開展項目經濟評價的系統邊界包括:分離提純后在加壓站CO2統一進行加壓環節；CO2管道運輸；在封存區CO2加壓注入.該項目規劃期從2016—2035年，同時考慮資金的時間價值，按照5%貼現率將整個系統成本折現到期初，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.

經過模型優化后不同情景下的投資總成本如圖4所示，可以看出，不同情景下系統成本從高到低分別為情景1、基準情景、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.在整個規劃期內基準情景、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采用蒸汽方式驅動壓縮裝置，與其他情景相比，設備的投資成本較高，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輸送會降低整個管道的運輸及封存區CO2再次加壓成本，因此，單位規模CO2運輸更為經濟.

圖4 不同情景CO2運輸系統總成本

煤化工企業CO2壓縮區擴容及運營方案如表3所示，當封存區初期需求量小、氣源不穩地時，4種情景均會選擇在第1時期進行往復式壓縮機投資，規模為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，規模為24萬t/a.主要原因是往復式壓縮機適用初期不穩地小規模氣源進行壓縮，而對中后期大規模穩定壓縮需求離心式壓縮機更為經濟.受壓縮區公用設備條件限制，基準情景和情景1選擇變頻電機驅動，此時電網輸送的電力方便，蒸汽資源不足采用蒸汽透平驅動成本更高；情景2考慮煤化工廠內若能提供充足的蒸汽，采用蒸汽透平汽輪機驅動壓縮機加壓，輸出為超臨界狀態的CO2更為經濟.在假設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動，在第4時期采用蒸汽驅動離心式和往復式壓縮機進行壓縮.

表4顯示不同情景管道運輸的擴容選項及CO2運輸相態.基準情景理想情況中兩個封存區域均能提供液化加壓注入設備，第1時期投資建設連接到喬溝灣封存區管道，兩條管道均采用氣相運輸.在巴家河封存區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到靖邊油田是氣相CO2運輸，靖邊到巴家河管道超臨界相態運輸，此時整個流程更為經濟.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運輸，此時能夠降低兩個封存區加壓注入成本.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運輸，此時更為經濟.

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，基準情景可利用現有的液化加壓設備對氣相CO2加壓注入；情景1則統一在喬溝灣封存區加壓泵擴容(規模為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的壓縮運輸，無需封存區加壓；而情景3在喬溝灣封存區第一時期進行12萬t/a加壓泵的擴容，后期隨著CO2注入需求變大則統一進行超臨界相態壓縮運輸，無需對于封存區的再次加壓.

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 論

當前CO2管道運輸是陸地上影響CCUS工程項目開展實施的關鍵環節，但是CO2輸送規劃中還和CO2的壓縮和注入的過程密不可分，以上的壓縮、運輸及注入環節組成一個復雜系統.本研究開發了CO2管道運輸系統優化模型，來反映3個環節之間的互動性及各個環節擴容的動態特點，并通過優化工藝配置來降低CCUS項目的運輸成本.

將開發的模型初步應用到陜西延長CCUS項目的管道規劃，并開展多個情景設計及模型優化分析.結果表明，當CO2封存需求量小，并且能夠在封存現場提供方便的液化壓縮設備時，推薦采用氣相管道輸送方案，結合封存地點液化加壓注入；對于大規模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再次加壓環節的成本從而使整個CO2運輸系統更為經濟.

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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務費專項資金(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，博士生導師

林千果, lilinshi@hotmail.com

U172.4

A

0367-6234(2017)08-0116-07