“余热+光伏”能源互联技术在油田联合站的应用

刘子勇 刘宏亮 李静静 高中显 任晓勇

（1.胜利石油管理局有限公司新能源开发中心；2.胜利石油管理局有限公司运输分公司）

能源是经济发展的基础，随着社会经济的迅速发展，能源消耗量急剧增加，全球气候变暖、极端天气频发等一系列环境问题开始出现，节能减排成为当前应对气候变化的关键手段。为降低环境的影响，在减少化石能源的消耗量的同时，需要增加清洁可再生能源的开发利用效率。如何提高可再生能源的消纳比例，实现可再生能源的高效利用，是目前亟需解决的问题和技术突破的主要方向[1]。

可再生能源都具有间歇性和波动性等特点，如太阳能光伏发电受昼夜、季节、气候等随机因素影响大，大规模接入电网会对电网电能质量和可靠性产生不利影响。为引导可再生能源利用形式，“就地分散开发、就近消纳利用”成为当前国家对分布式发电项目的政策导向。同时，多能互补作为能源互联网的物理基础和落地形式，通过能源互联技术对多种清洁能源进行优化组合配置，互补运行，取长补短，实现多能协同供应和能源综合梯级利用，以提升电力系统消纳间歇性可再生能源的能力和综合效益。

1 区域资源概况

1.1 胜利油田能耗概况

胜利油田作为国内大型油气生产基地，既是产能大户，同时也是耗能大户。随着东部老油区采出液综合含水日益上升，原油产量逐步递减，地面工程系统能力过剩，运行能耗高，吨油气成本居高不下，影响着油田开发整体效益。目前油气生产主要耗能设备主要分布在机采、注水、注汽、集输四大地面工程系统，现有主要耗能设备设施3 万余台，吨油气综合能耗达到110 kg/t（标煤），能源消耗占分公司油田板块总能耗的90%以上。利用清洁能源替代常规化石能源，成为降低生产运行成本，削减安全风险的主要途径之一[2]。

近年来，胜利油田以乐安联合站为试点，充分利用油田采出水余热资源和本区域太阳能资源，形成“余热+光伏”的能源互联技术，降低了联合站原油加热工艺环节对天然气的消耗，提高了能源综合利用效率。

1.2 油田采出水余热资源

向油层注水保持油层压力来提高原油采收率是目前我国油田主要开发手段。胜利油田采出液综合含水高达90%左右，现有污水处理站72 座，日处理水量约89.9×104m3，温度在43～60 ℃。污水回注前均经过了除油除悬浮物处理，并且对水质稳定性进行了控制，腐蚀、结垢的趋势较弱，是有潜力进行综合利用的地热资源之一。按10 ℃温差计算，年可利用余热资源1 305×104GJ。同时与地热能常规开发利用相比，具有与油田生产关系密切，不需要额外的地热井钻井及尾水回灌工程投资及运行费用，以及绿色节能、运行成本低等优点[3]。

1.3 太阳能资源

东营地区年平均太阳总辐射量为5 199 MJ/m2，即1 441 kWh/m2， 年平均日照时数2 712.5 h，水平面上的年平均峰值日照时数为4.29 h，即年峰值日照时数为1 390 kWh/m2左右，为太阳能资源三类地区，接近资源较丰富的二类地区[4]。

2 项目介绍

2.1 余热利用部分

2.1.1 联合站工艺概况

胜利油田乐安联合站负责草桥区块产出液的脱水、原油净化外输和污水处理。原油处理采用“稀油混掺+热化学沉降”工艺，设计原油年脱水能力160×104t。乐安联合站每年消耗天然气458×104m3，通过燃气加热炉对含水原油及油水乳状液进行加热促进油水分离，或对外输原油降黏输送。污水处理采用“ 重力沉降＋过滤” 工艺。 设计能力1.0×104m/d，实际处理水量约为8 000～10 000 m3/d，温度为56～60 ℃。污水余热资源丰富、品质较高，热量未经利用便回注至地层。

2.1.2 设计思路

余热利用采用“电动压缩式高温热泵+换热器”技术，提取采出水余热，通过三级升温，完全替代现有加热炉系统。采用“循环水+风机盘管”采暖系统替代现有蒸汽供暖系统。如图1 所示。电动压缩式高温热泵机组由压缩机、冷凝器、节流阀、蒸发器组成，输入压缩机电功，而驱动热泵循环，使工质在热泵机组中每循环一次发生两次相变，其中流经蒸发器时从低温热源吸热蒸发以利用余热，再被压缩机压缩后流经冷凝器，向高温使用侧放热冷凝，实现制热目的。

2.1.3 具体方案

热泵余热站内置热泵机组、水泵、板式换热器、电气控制室，并入联合站工艺流程，如图2 所示：采出水进入换热器，与低温循环清水进行换热，低温清水在污水换热器内吸收热量温度进入热泵的蒸发器，在蒸发器内释放热量，由低温清水循环泵输送到污水换热器完成循环。中介水由高温清水循环泵输送至热泵，在热泵的发生器和冷凝器内吸收热量后温度升到90 ℃，90 ℃的高温热水分别进入含水原油换热器、稀油换热器，在换热器中换热降温至55 ℃后由高温清水循环泵输送回热泵完成循环。

图1 余热利用项目设计方案

图2 余热利用项目工艺流程

2.1.4 能耗对比

余热利用项目改造前，联合站原油加热炉燃气量为458×104m3/a。项目改造后，余热利用站用电量 约 为 908.7× 104kWh/a， 减 少 能 量 损 耗8.6×104GJ/a。

表1 余热利用项目改造前后能耗对比情况

2.2 太阳能光伏发电部分

2.2.1 设计思路

乐安联合站污水余热利用项目具有用电量大等特点，并网接入条件优越，同时乐安联合站现有闲置屋顶资源，特别适合建设屋顶太阳能分布式光伏并网电站。利用站内的原油处理站、污水处理站、余热换热站及邻近单位等闲置屋顶建设安装太阳能电池方阵。如图3 所示。

图3 联合站闲置屋顶资源

主要技术原理：太阳电池方阵在太阳光辐照下发出直流电，经逆变器转换为交流电，供余热换热站热泵使用，系统同时又与电网相联，在热泵系统停运检修时，可将太阳电池方阵发出的电量经并网逆变器逆变为符合所接电网电能质量要求的交流电馈入高压电网[5]。 如图4 所示。

图4 太阳能光伏发电系统原理

2.2.2 具体方案

总装机容量为783 kW，共计安装2 900 块270 W 多晶硅光伏组件。其中：

联合站屋顶用1 120 块光伏组件，污水处理站820 块光伏组件，余热利用站屋顶用480 块，临近单位屋顶用480 块。

联合站与临近单位的并网逆变器，经交流汇流箱汇流后至交流并网配电箱，经三相计量表后接入0.4 kV 配电室Ⅰ段母线；余热利用站与污水处理站的并网逆变器，经交流汇流箱汇流后至交流并网配电箱，经三相计量表后接入0.4 kV 配电室Ⅱ段母线。并入Ⅰ段母线的容量为399.6 kW，并入Ⅱ段母线的容量为383.4 kW。项目实施后，所发电量可实现全部自发自用。

根据光伏组件使用10 年输出功率下降不得超过使用前的10%，光伏组件使用20 年输出功率下降不得超过使用前的20%，光伏组件使用寿命不得低于25 年的特点，经测算可得：年均共可发电87.4×104kWh。

3 项目效益及推广前景

“余热+光伏”项目实现了清洁能源互联利用，一是通过余热利用减少了天然气资源消耗；二是通过太阳能光伏发电减少了余热利用系统耗电。促进了油田开发经济效益和清洁能源利用效率的显著提升。项目实施后，年可节约标煤2 938 t，年减排二氧化碳7 678 t、二氧化硫24.9 t、氮氧化物21.7 t。

胜利油田总占地面积833.4 km2，其中：井场占地266.7 km2，油田闲置土地、井场及厂矿屋顶等约130 km2，用电区域点多、面广，石油矿场区域有足够的建筑屋顶和场地资源，具有开发太阳能光伏、光热和场地资源优势。可根据油田资源条件及组成，因地制宜地实施“光伏+”能源互联技术，发挥各类能源优势，取长补短，有利于促进新能源消纳和增加可再生能源利用比重，进一步推进油田绿色低碳发展。