光热复合碟设备在长庆油田站场的应用分析

池坤，杨光，王荣敏，肖雪，耿奥

长庆工程设计有限公司

0 引言

为实现“碳达峰、碳中和”目标，中国大力推动绿色能源发展，逐渐减少传统化石能源的供应［1-3］。太阳能属于绿色、可再生资源，合理利用太阳能可有效缓解温室效应［4-5］。由于中国国内原油蜡含量较高，为实现油品顺利输送需使用加热炉加温后输送。中国大部分油田处于太阳能资源二类、三类地区，为建设聚光型太阳能光热锅炉提供了较好条件［6］。以长庆油田为例，对国内外3 种主要光热集热系统进行了对比分析，并对优选的光热设备在油田站场的应用情况进行了分析，以期为国内油田站场利用光热技术提供一定借鉴。

1 光热设备在油田适用性分析

结合油田区块太阳能资源分布、建设现状、用热参数及替代潜力，选择位于陕西省榆林市定边县的A 站场（脱水站）作为长庆油田第一批光热利用示范场地。该项目所在区域集合风能、光能等多种自然资源，除光热资源外，站外路边空地还设有光伏发电。根据Solargis 数据库资料，A 站场所处地区年总辐射量为5 127.8 MJ/m2，太阳能资源丰富程度为B 级（很丰富）［7-9］。

1.1 光热集热系统

目前，国内外主要有3 种光热集热系统，分别为槽式［10-11］、菲涅耳式［12］和碟式［13］。槽式和菲涅耳式光热系统的聚光集热方式均为线性聚焦，一般采用单轴跟踪，结构相对简单；碟式为点式聚焦系统，聚光率高于线性聚焦，多采用双轴跟踪，控制系统较为复杂。

1.1.1 槽式光热系统

槽式光热系统的聚光集热方式为线性聚焦，系统由一系列的基本集热单元组成（见图1a），每个单元主要包含空间扭矩框式钢结构支架、反射镜及真空集热管（见图1b）。12 个基本集热单元组成一个长约150 m 的集热组件，单元间紧固连接防止移动错位。系统运行时，槽式反射镜将太阳光汇聚在焦线处的集热管上以进行吸收。为提高聚光率，分别在集热单元末端轴向及集热组件间安装转动轴承和液压驱动装置。槽式光热系统技术较为成熟，且结构较为简单，易大批量生产安装，维护成本低。

图1 槽式光热系统结构及原理示意

1.1.2 菲涅耳式光热系统

菲涅耳式光热系统的聚光集热方式也为线性聚焦，系统包括反射镜、集热管与二次聚光器（见图2a）。系统运行时，反射镜先将太阳光投射到二次聚光器上，再汇聚到集热管上进行集热发热（见图2b）。为加强聚光作用，设有全机械（非液压）跟踪驱动装置实时跟踪太阳光。菲涅耳式光热系统结构简单、成本低，但菲涅耳式反射镜只对一定范围内的光进行反射或折射，导致其聚光能力差、集热发热效率低［14］。

图2 菲涅耳式光热系统结构与原理示意

1.1.3 碟式光热系统

碟式光热系统的聚光集热方式为点聚焦，采用多碟共焦塔式线性菲涅耳产品（简称复合碟）收集热能。该系统根据现有场地情况放置集热回路单元，集热回路单元间用主管网连接，并联成循环集热系统。系统运行时，太阳光通过反射镜汇聚到焦点上，通过光热装置进行加热（见图3）。系统主架体采用主动抗风设计与低矮桁架结构；聚光镜片采用厚度4 mm、反射率大于85.5%的超白玻璃，镜背保护漆为3 层氟碳漆，镜片之间设计泄风槽。追踪控制模式为“光控+轨迹”双轴，以光控为主，跟踪精度为0.01°，自动检测光强值，可区分晴天、阴天、夜间等工况（参数可调节）［15-16］。碟式光热系统安全性高、寿命长，能利用中高温太阳光集热，供热稳定且质量高。相较于槽式、菲涅耳式系统的大范围集热发热，碟式为独立模块就地进行热能转换，聚光效率较高［17-18］。

图3 碟式光热系统结构

1.2 光热集热系统对比

结合A 站场的热需求量，对以上3 种光热集热系统进行综合对比见表1。由表1可知，碟式光热技术替代率高、占地小、后期维护简单且费用较低，因此A 站场的光热系统采用碟式光热技术。

表1 3 种光热集热系统综合对比

2 光热复合碟设备在油田站场的应用

长庆油田站场共千余座［19］，由于小型站场热量需求低，使用光热复合碟设备经济性不高，因此光热复合碟设备仅适合在设计规模600 m3/d 以上的大中型站场使用。目前，长庆油田大中型站场共计293 座，年需求热量为3.0×106GJ，需要碟式设备采光面积约81×104m2，占地面积超过240×104m2。为验证复合碟设备的实际供热效果，选择A 站场进行先导性试验。

2.1 站场简介

A 站场的设计原油处理能力为1 500 m3/d，接收上游增压点来液量1 100 m3/d、井场来液量100 m3/d，含水率78%。来液平均温度16.8 ℃，加热炉出口温度55 ℃。站场主要功能包括原油升温、油气分离、原油脱水、净化油外输、采出水处理及回注等，主要设备情况见表2。A 站场天然气消耗量为157.5×104m3/d。

表2 A 站场设备一览

2.2 光热系统与站场衔接

在阳光充足条件下，光热系统通过太阳能加热导热油，对原油加热炉进行热源补充。光热系统与站场衔接流程：进站来液在进入三相分离器进行一段脱水后先与光热系统对接，再与原进加热炉的管道对接。集热镜场中每个复合碟并联连接，当太阳光达到一定强度、碟内管道的导热油温度达到设定温度时，下部电磁阀自动打开，导热油进入主管路开始循环加热，至导热油罐内，通过油油换热器和油水换热器为站内含水油和保障点生活用水提供热能。工艺流程见图4。

图4 A 站场工艺流程

光热系统中，复合碟单台独立运行，均设有一套循环管路，且设有温度变送器，通过温差控制该台设备的循环阀开启或关闭。主循环管网运行过程中，始终保持管路压力。复合碟分组循环，每组设有一套循环泵进行控制，由该组的复合碟提供控制信号，晴天且温度达到设定值时开启，将太阳能设备收集的热量传输至循环油箱。光热系统工艺流程示意图见图5。

图5 光热系统工艺流程示意

2.3 复合碟数量计算

对导热油与净化水功能性、适用性等方面进行对比（见表3）。由表3可知，相较于净化水，导热油的费用虽然较高，但其适用温度范围大、热效率高、使用期限长、操作简单，更适合作为热媒。不同季节的站场相关参数计算见表4。根据GB 50364—2018《民用建筑太阳能热水系统应用技术标准》中的公式确定集热面积：

表3 光热设备中换热介质对比

表4 不同季节站场计算所需的相关参数

式中：AC——集热器面积，m2；QW——导热油用量，kg；CW——导热油比热容，kJ/（kg·℃）；tend——贮油箱内导热油的设计温度，℃；t0——导热油的初始温度，℃；f——太阳能保证率，取50%；JT——当地集热器采光面上的年平均日太阳辐照量，kJ·m2；ηcd——集热器年平均即热效率，经验值为0.55；ηL——贮油箱和管路的热损失率，经验值为0.25。

经计算，AC=2 900 m2。根据单台复合碟产品参数：太阳能集热面积为100 m2；占地面积为12 m×11 m×10 m（可架高，底座占地1 m×1 m）。A 站场需29 个复合碟代替站内加热炉，占地约8 000 m2。

2.4 平面布置

A 站场西侧为保障点，东侧在用井场的南侧有一处废弃井场可拆除废旧设施，北侧有一处空地（见图6a），占地约9 334 m2，可新建光热设备进行供热。光热系统包含集热镜场、循环油泵、集热循环油泵、保障点热水储水箱、油油换热器、油水换热器、循环水泵、控制箱等。镜场分为两个部分，南、北两侧区域分别设立复合碟区（见图6b），摆放17 台、12 台复合碟。每个镜场各串联一组集热单元回路，两回路间用主管网连接，并联成一个循环集热系统。导热油罐、油油换热器、油水换热器、生活热水换热器、保障点热水储水箱均设置在站场东侧井场空地，光热管网埋地敷设。

图6 A 站场平面布置及镜场布置示意

2.5 节能效果

光热替代率是指光热系统为站场提供热能后节约的燃气与原站场消耗燃气量的比值，光热设备提供的热量越多，燃气的消耗量越少，替代率越高。A站场的节能效果计算情况见表5。站场采用光热系统后，耗费燃气量减少，费用降低，A 站场的光热系统替代率为30.2%。

表5 不同季节光热对燃气的替代情况

3 结论

相较槽式、菲涅耳式光热系统，碟式光热设备占地小，适用于站场征地困难、场地受限的情况，因此，长庆油田A 站场拟选用复合碟式共焦光热系统进行光热利用。

经计算，采用光热系统能提高站场加热效率、节约燃气，具有较好的节能效果。油田的光热利用尚处于起步探索阶段，在具体应用中，需结合油田光热资源条件、用热负荷、可用地等情况，统筹考虑投资费用、运行费用等进行综合论证，选取适合本油田资源、负荷特点的光热技术，助力节能减碳、绿色发展。