太阳能-热泵复合加热技术在采油三厂的应用探讨

杨孝刚 王宝明 邢磊 牛金玲 樊晓庆 邓海林 韩军 强利东

（1.长庆油田第三采油厂；2.长庆油田第四采油厂）

1 概况

1.1 资源状况

长庆油气区地处黄土高原和毛乌素沙漠，太阳能年辐射总量大于5 020 MJ/m2，年日照时数在

2 560 h 以上，具备开发利用的客观条件。

为了积极响应国家关于节能减排的倡导和要求，针对采油三厂探区的区域特点，结合现阶段国内外在清洁能源和节能技术的发展成果，在油田产液加热环节试验了太阳能-热泵复合加热技术，并在现场进行了设备的运行测试，初步验证了设备运行的可靠性，实现了产液加热环节集约化管理和节能降耗的设计目标，为节能技术的进一步扩大运用取得了经验。

1.2 井组原油集输现状

长庆油田采油三厂生产区域主要位于黄土高原，原油生产输送主要依托单井管线汇集到增压点站至接转站集中外输，原油脱水温度为45 ℃，输送温度25～60 ℃，目前井口产液综合含水50%左右，且有逐年递增的趋势。由于受气候因素及原油品质的影响，在低温输送时会发生凝固或凝结，使原油的黏度增大，流动性变差，造成单井输油管线结蜡堵塞，影响输送效率，且管线堵塞会使油井井日回压升高，抽油机负荷，为了保证原油的正常生产和输送，在输送过程中必须对原油进行加热与保温，长期以来原油集输主要采取加热炉燃烧伴生气、煤等方式加热提升输送效率。但受燃烧条件的影响，传统加热方式因为燃烧不充分影响加热效果，造成能源浪费和环境污染，且安全隐患较大。同时，可用于产液加热的低成本的伴生气却逐年减少，能耗缺口只能依靠燃煤、燃油和电能进行补充，使加热成本大幅提高。

原油加热依靠的设备为燃煤锅炉、燃油锅炉、燃气锅炉、伴生气简易加热炉和电磁加热器。据不完全统计采油三厂原油加热生产环节每年消耗散烧原煤5 948.37 t、原油25 284 t、天然气3 835.45×104m3、耗电量约38 456.3×104kWh。

2 太阳能-热泵技术应用研究

2.1 太阳能-热泵原油加热系统功能简介

2.1.1 系统构成

油田在用原油太阳能-热泵复合加热装置通常由保温换热水箱、远程控制柜、循环泵组、超低温空气源热泵模块/水源热泵模块和可选安装的太阳能金属热管集热器、连接管道构成，具体构成见图1。

图1 系统结构示意图

该装置可根据安装场站的实际条件进行配置选型，一般需要考虑的因素有总热负荷、可利用面积和朝向、有无可利用的回注水和现场供电条件，根据不同的工况可选择采用空气源热泵、水源热泵并确定太阳能的集热面积，装置运行后，优先使用太阳能，当太阳能能量不足时启动热泵进行加热，满足总热负荷的需要。

为了提高节能率，降低成本和排放，在太阳能加热系统中增加了热泵技术，进一步减少了常规能源的消耗。热泵技术是根据热力学第二定律，通过使用压缩机将环境空气或水中的低品位能量提升至高品位能量并输出的技术，其过程中需要消耗一定的电能（图2）。热泵装置从低温热源（如10 ℃的空气或水）吸收热量，吸收到的热量连同压缩机消耗的电能一起被输出成为可用的高温热能（如45 ℃）。热泵装置输出的热量与消耗的电能的比值称为热泵的能效比或性能系数或效率（COP），比如一台热泵在某个工况的COP 为4.5，则每消耗1 kWh 的电能该热泵可以产生4.5 kWh 的热能[1-4]。

2.1.2 远传控制系统

太阳能-热泵原油加热系统远传控制系统由PLC 控制柜、DTU（数据传输单元）、组态软件、终端服务器构成（图3）。太阳能-热泵原油加热系统通过装置异地远程监控、实时数据在线采集，确保了设备现场无人值守、实时数据在线监控，形成了适合油田野外生产要求的集成、稳定的自动化控制系统。

2017年、2018年抽穗期均遇持续1个月高温，该组合结实率均在80%以上，抗高温性好。2017年9月后，长时间阴雨，其他品种均有倒伏，而该组合未发生倒伏，抗倒伏性强。

图2 空气热泵技术原理

图3 装置远程拓扑结构示意图和远程终端控制界面

2.1.3 系统功能

太阳能-热泵原油加热系统采用强制集热循环方式将太阳能量以热水方式保存至集热水箱，实现对外输原油的加热，通过设置水箱温度范围，使原油温度保持在一定温度。

1）在优先使用太阳能的条件下，采用热泵技术实现场站管输原油的定温加热，具备保持原油冬季正常输送温度的加热能力，并可以根据各个场站的实际生产条件和环境状态及时调节运行参数，使装置在最经济条件下稳定运行。

2）通过优选集热材料和储热换热方式，使太阳能利用率最大化，结合不同场站的工艺条件，对太阳能、空气源热泵和水源热泵多种加热手段进行科学配比，精确选型，取得合理的经济效益。

3）系统主要部件参照油田行业标准设计制造，模块化设计，增强可靠性和适用范围。

4）装置采用远程PLC 云控制系统，及时调整经济运行参数，实现设备无人值守[5-8]。

2.2 现场试验

根据现场调研，2018 年在采油三厂4 个作业区现场试验了原油太阳能-热泵复合加热技术，具体安装明细见表1。

经过1 年以上的长时间运行，装置节能效果显著，运行期间通过采用不同方法在不同环境温度条件下的运行数据分析，使我们对装置的主要部件能效有了更进一步的了解，为今后太阳能和空气源热泵的现场设计应用提供了充分的参照。

1）分析测试数据。在相同的环境温度下热泵-太阳能复合模式的能效比最高，1 m3产液升温1 ℃的单位耗电量最低。

2）运行数据分析。产液的平均温升对设备整体的能效比和单位能耗影响较大，基于设备的运行原理，优先使用太阳能，其次采用空气源热泵，最后采用电加热的加热方法，如果设定的产液温度高，则温升加大到一定程度所造成的能源消耗大多是由电加热提供，所以，在设备设计初期和实际运行的不同时期要考虑合理经济的产液输出温度，避免过高的能耗补充。

3）现场的测试分析。验证了原油太阳能-热泵复合加热技术的经济性和可靠性，通过对不同加热模式的实际数据分析，初步掌握了各个加热手段的特点和优势，为在油田生产的不同环境和外部条件下的具体应用提供了有价值的参考和经验，而原油太阳能-热泵复合加热技术不断成熟、推广和应用也会为长庆油田逐步取缔散烧燃煤锅炉、减少原油和电能消耗提供合理有效的解决方案，带来巨大的经济效益和环境效益。

表1 太阳能-热泵原油加热系统安装明细

表2 太阳能-热泵原油加热系统测试数据

3 效果评价

3.1 理论计算

1）加热炉节能监测标准。原油加热系统节能测试及计算方法依据SY/T 6381—2016《加热炉热工测定》，太阳能-热泵原油加热系统的热效率评价则按照以下公式计算：

式中：ηT——太阳能集热器效率，%；

ΔQy——太阳能辅助电加热装置有效输出热能，kJ/h；

QT——太阳辐射热能，kJ/h。

2）节能效果评价计算标准。太阳能-热泵原油加热系统的节能指标计算执行SY/T 6422—2016《石油企业节能产品节能效果测定》，节能率计算方法按以下公式计算[8-10]：

式中，ξL——应用节能产品节能率，%；

B1——应用节能产品前的有效输出热量单耗，kg/MJ；

B2——应用节能产品后的有效输出热量单耗，kg/MJ。

3.2 现场应用测试评价

2018 年，采油三厂现场组织试验4 台太阳能，现场测试见表3：在正常运行中的太阳能-热泵辅助加热装置，运行时出口原油平均温度达到49.6 ℃，平均加热效率 45.81%，平均日节电量为407.65 kWh，折合501 kg（标煤），达到了很好的节能效果。

表3 4 台太阳能-热泵辅助加热装置效果统计

4 结论

1）长庆油田第三采油厂太阳能资源丰富，伴生气资源匮乏，且太阳能技术成熟度高，推广应用该项技术是可行的。

2）该系统在低成本条件下实现了对井组外输原油的全年持续加热，设备运行稳定，实现了异地远程监控、实时数据采集和现场无人执守，能够满足油田野外环境应用的高集成、高稳定性需求。

3）太阳能-热泵原油加热系统的应用是油田降低能源消耗、提高经济效益的可行性举措，且减少了碳排放，为长庆油田低碳绿色发展开辟了一条新途径。

4）该系统可有效防止油管结蜡，与传统加药和电加热油管相比，成本低，操作简单，具有广阔的应用前景。