太阳能油储维温系统动态能流分析

吴洋洋 蔡江阔 赵雪峰 孟岚 李栋

摘要：提高浮顶油罐内原油加热维温太阳能光热利用率为降低常规能源消耗及拓宽太阳能应用提供了一种新途径。建立太阳能油储维温系统长周期能流输运模型，分析太阳能油储维温系统能流特性，探索系统能量动态影响机制。结果表明：所建模型的模拟值与试验值的最大均方根误差变异系数和标准平均偏差分别为 7.86%和 7.29%，模型具备有效性；在真空管集热器、相变蓄热箱及辅助热源联合供热条件下，通过控制器协同调控系统使之实现稳定运行；原油平均温度高于设计温度和相变材料平均温度高于相变温度的时长分别占全年时长的74.9%和50.96%，相变蓄热箱和真空管集热器最大供热量占比分别为 34.16%和 67.07%。

关键词：浮顶油罐； 太阳能； 相变蓄热； 维温； 能流

中图分类号：TE 867 文献标志码：A

引用格式：吴洋洋，蔡江阔，赵雪峰，等.太阳能油储维温系统动态能流分析［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2023，47（1）：141-147.

WU Yangyang， CAI Jiangkuo， ZHAO Xuefeng， et al. Dynamic energy transport analysis of crude oil heating system with solar energy［J］.Journal of China University of Petroleum（Edition of Natural Science）， 2023，47（1）：141-147.

Dynamic energy transport analysis of crude oil heating

system with solar energy

WU Yangyang¹， CAI Jiangkuo¹， ZHAO Xuefeng²， MENG Lan²， LI Dong¹

（1.School of Architecture and Civil Engineering， Northeast Petroleum University， Daqing 163318， China;

2.Daqing Oilfield Company Limited， Daqing 163453， China）

Abstract： Improving the solar energy utilization for heating crude oil in the floating roof oil tank provides a new way to reduce the energy consumption and broaden the application of solar energy. A long-term energy transport model of crude oil heating system with solar energy was established， and the energy transport and the dynamic mechanism of the system were explored. The results show that the maximum cumulative root mean square error and the standard mean bias error between the simulated and experimental values are 7.86% and 7.29%， respectively， which indicates that the model is effective. Under the condition of combined heating of evacuated tube solar collector， phase change heat storage tank and auxiliary heat source， the system can achieve a stable operation by means of the controller. The average temperature of crude oil higher than the design temperature and the average temperature of the phase change material higher than the phase transition temperature account for 74.9% and 50.96% of the whole year， respectively. The maximum heat supply proportion of the phase change heat storage tank and the evacuated tube solar collector account for 34.16% and 67.07%， respectively.

Keywords： floating roof oil tank; solar energy; phase change thermal storage; temperature maintenance; energy transport

原油維温对保障浮顶油罐安全经济运维至关重要^［1］。锅炉加热是目前常见的原油储备维温方式，但此方式消耗能源大、排放温室气体多，影响原油储备效益^［2］。对于10×10⁴m³的浮顶油罐，罐内原油升高1 ℃，需消耗约7 t标煤。目前采用太阳能、工业余热等原油维温方式多侧重于工程技术试验或简化理论分析^［3］，有关系统能流分布研究较少。根据原油维温及用能特点，以清洁低碳的太阳能作为原油维温热源^［4-5］，利用高储热密度相变材料（phase change material，PCM）平抑能量供求侧动态波动^［6］，提出太阳能原油加热维温技术。然而太阳能集热器、相变储热单元、辅助热源和浮顶油罐等各设备之间相辅相依、相互影响，太阳能油储维温系统性能受多种因素动态耦合制约，发展此技术尚存在系统能流输运特性不清晰等问题。笔者从系统整体角度出发，建立太阳能油储维温系统长周期能流输运模型，试验验证所建模型的可靠性，数值研究太阳能油储维温系统运行特性，获得能流供需动态影响规律，揭示太阳能原油维温技术的实效性。

1 仿真模型建立

基于TRNSYS软件搭建太阳能油储维温系统仿真模型，如图1所示。为分析太阳能油储维温系统长周期运行特性，对仿真模型做假设：①忽略集热器表面的灰尘和雨雪对集热器集热性能的影响^［7］；②假定PCM相变温度恒定^［8］；③传热流体（HTF）的热物性与温度无关^［9］。

1.1 控制策略

考虑系统运行与浮顶油罐内原油加热维温需求，系统控制策略如下：

集热器出口温度判断控制器。基于T型器-1出口温度，控制HTF在分流器-1中的流向。出口温度大于48 ℃时，输出信号为1；出口温度小于45 ℃时，输出信号为0。

蓄热控制器。原油平均温度大于42 ℃时，蓄热控制器输出信号为1；原油平均温度小于40.5 ℃时，蓄热控制器输出信号为0。

集热控制器。真空管集热器出口温度与原油平均温度之间的温差大于7 ℃时，HTF经由真空管集热器进行流动；真空管集热器出口温度与原油平均温度之间的温差小于2 ℃时，HTF经分流器-2进入T型器-1进行流动。

相变蓄热控制器。记录集热器出口温度判断控制器、蓄热控制器、辅助加热控制器、集热控制器和相变放热控制器的输出信号，并将信号输出至分流器-1，用于调控HTF流动路径。

相变放热控制器。相变蓄热箱内PCM平均温度与浮顶油罐内原油平均温度之间的温差大于2 ℃时，相变蓄热箱为原油维温提供热量。

辅助加热控制器。原油平均温度低于41 ℃时，输出信号为1，辅助热源开启；原油平均温度高于45 ℃时，输出信号为0，辅助热源关闭。

循环泵控制器。集热控制器、相变放熱控制器和辅助加热控制器输出信号为1，循环泵运行，否则循环泵关闭。

1.2 系统建模

（1）真空管集热器面积。对于季节蓄热直接系统，集热器面积计算式^［10］为

式中，A为真空管集热器面积，m²；Q_J为浮顶油罐设计热负荷，W；f为太阳能保证率，取50%^［10］；D_s为浮顶油罐加热时间，取180 d；J_a为年平均日太阳辐照量，取15394 kJ/（m²·d）^［10］；η_cd为真空管集热器平均集热效率，取52%^［10］；η_L为管路及蓄热装置热损失率，取15%^［10］；η_s为季节蓄热系统效率，取0.8^［10］。

（2）相变蓄热箱。相变蓄热箱的传热量与能效分别为

式中，cPCM和cHTF分别为PCM和HTF的比热容，J/（kg·K）；mHTF为HTF入口质量流量，kg/s；ρPCM为PCM密度，kg/m3；VPCM为相变蓄热箱体积，m3；ε为相变蓄热箱平均能效，取70%；Tin、Tout、TPCM和分别为HTF入口温度、出口温度、PCM相变温度和PCM平均温度，℃；Tt、TL和Tb分别为相变蓄热箱顶部、侧壁和底部的表面温度，℃；At、AL和Ab分别为相变蓄热箱顶部、侧壁和底部的表面积，m2；Ut、UL和Ub分别为相变蓄热箱顶部、侧壁和底部的传热系数，W/（m2·K）。

（3）浮顶油罐。浮顶油罐热负荷主要包括浮顶油罐顶部、侧壁和底部的散热损失，其散热损失计算式为

式中，Q_t，s为浮顶油罐散热损失，W； U_s、U_c和U_x分别为浮顶油罐顶部、侧壁和底部的热损系数，W/（m²·K）；A_s、A_c和A_x分别为浮顶油罐顶部、侧壁和底部面积，m²；T_oil为原油设计温度，取40 ℃；T_air为大庆冬季室外平均温度，取-8.6 ℃。

基于能量守恒定律，浮顶油罐内换热盘管提供的热量等于浮顶油罐热负荷，其计算式为

式中，Acoil为浮顶油罐内换热盘管面积，m2；THTF为换热盘管内HTF温度，℃；oil为原油平均温度，℃；c、n均为常数，分别取0.4和0.25； L为浮顶油罐内换热盘管长度，m；Ltank为浮顶油罐高度，m；

λoil为原油热导率，W/（m·K）;g为重力加速度，m/s2；α为原油热膨胀系数，1/K；ν为原油运动黏度，m2/s。

1.3 模型验证

为验证模型的可靠性，搭建了太阳能油储维温系统试验平台，如图2（a）所示。主要包括相变蓄热箱、储油罐、蓄液罐、电加热器、电磁流量计、循环泵、安捷伦温度巡检仪和阀门等。相变蓄热箱、储油罐、蓄液罐的直径为62 cm，高度为98 cm。图2（b）为太阳能油储维温系统示意图。

相变蓄热箱、储油罐、蓄液罐中的介质均为水，HTF流速为1.2～1.3 m³/h，室内环境平均温度为17.9 ℃。分别就相变充能和相变释能两个传热过程进行模型验证。采用相变蓄热箱和储油罐内流体平均温度作为真实值对所建模型进行验证。相变蓄热箱和储油罐内各测点温度加权平均作为罐内流体平均温度，相变蓄热箱内盘管平均能效为0.11（试验测得相变蓄热箱进出口温度及罐内流体平均温度，由式（3）计算而得），图3为模型验证。由图3可知，模拟值与试验值变化趋势一致，且吻合较好。

对模型进行评估的指标为：①均方根误差（RMSE）^［11］；②相对均方根误差（PRMSE）^［12］；③均方根误差变异系数（CVRMSE）^［13］；④平均偏差（MBE）^［14］；⑤标准平均偏差（NMBE）^［15］。表1为国际上常用的评估标准，选取ASHRAE 14评估标准验证本模型吻合度。

式中，S_i和M_i分别为模拟值和试验值；为平均试验值；n为数据个数。

经计算，相变蓄热箱和储油罐的RMSE、PRMSE、CVRMSE、MBE和NMBE分别为3.18 ℃和2.60 ℃、0.06%和0.11%、6.18%和7.86%、0.06和0.07、5.75%和7.29%，模拟值与试验值的偏差在ASHRAE 14范围内，产生偏差的原因主要有：①受试验仪器精度影响，试验测量存在一定程度的偏差；②模拟中液体介质常物性，而试验中介质受温度影响其物性会略微变化；③分析周期较短，对误差存在一定程度的影响。经重复性试验发现试验测试偏差控制在0.3%内。

2 太阳能油储维温系统能流特性

2.1 评估指标

采用原油平均温度、浮顶油罐散热损失、PCM平均温度、PCM液相体积分数和逐月供热量占比等指标进行定量评估。其中原油平均温度、PCM平均温度、PCM液相体积分数和逐月供热量占比可由TRNSYS软件监测所得。

浮顶油罐散热损失计算式为

式中，Q_t为浮顶油罐散热损失，W。

2.2 系統能流特性分析

气象数据取自TRNSYS软件中典型年气象数据库（TMY-2模块），其逐时室外温度和总太阳辐射强度（直射+散射）的变化曲线如图4所示。

浮顶油罐罐高为10 m，原油密度、比热容和热导率分别为798 kg/m³、2000 J/（kg·K）和0.1516 W/（m·K）。HTF为乙二醇溶液，其密度、比热容和热导率分别为1064 kg/m³、3358 J/（kg·K）和0.394 W/（m·K），流速为7 kg/s。相变蓄热箱内PCM为熔点45 ℃的石蜡，其密度、比热容分别为880（固相）/760（液相） kg/m³和2850 J/（kg·K）。PCM和原油的初始温度分别为30和24 ℃。

图5为相变蓄热箱内PCM液相体积分数。由图5可知，春、冬季PCM液相体积分数为0，夏、秋季PCM处于非固相，主要是夏、秋季较高的环境温度和辐射强度，系统优先选择利用相变蓄热方式为原油维温，高温HTF加热PCM，故而其液相体积分数较高。春、冬季，环境温度较低和太阳辐射波动剧烈，从分流器-1出来的HTF优先选择经T型器-2进入辅助加热装置对原油维温，保证在较低太阳能利用率的情况下，HTF携带的热量优先用于原油维温，而非经相变蓄热后再加热原油，避免能量输运过程的折损。

图6为相变蓄热箱内PCM平均温度和浮顶油罐内原油平均温度。可以看出，PCM平均温度在春、冬季较低，在夏、秋季较高。PCM平均温度高于相变温度及以上的时长占全年时长的50.96%，即全年中有过半的时间可以发挥PCM蓄释热的优势。11～12月和1～3月时的PCM平均温度均低于其相变温度，

相变蓄释能的优势无法体现，仅依靠真空管集热器或辅助热源进行原油加热维温。主要原因与大庆地区太阳能资源（太阳能集热量和集热温度有限）和PCM相变温度有关（原油维温温度高，PCM的相变温度亦相应提高）。由图6（b）可知，受系统初始温度影响，0～2 199 h期间原油平均温度低于设计温度，2199 h后原油平均温度在40～45 ℃波动变化，且原油平均温度高于设计温度的时长占全年时长的74.9%。

图7为浮顶油罐内原油散热损失。由图7可知，原油散热损失整体呈现先降低后上升的变化趋势，春、冬季原油散热损失较大，夏、秋季散热损失较小，这是由于季节气象变化所致。

图7（b）为春、冬季原油维温初期（10月1日～10月7日）、中期（12月1日～12月7日）和后期（3月1日～3月7日）的散热损失，可以看出原油散热损失呈周期性变化。维温初期和后期，外界环境温度高，原油与外界温度差值小，原油散热损失小，其值分别在200～400 kW和300～450 kW内波动；维温中期，外界环境温度低，原油与外界温度差值大，原油散热损失大，其值在400～600 kW内波动。

图8为相变蓄热箱、真空管集热器和辅助热源用于原油维温的逐月供热量占比。由图8可知，真空管集热器逐月供热量占比呈现先增加后降低的变化趋势，最大和最小供热量占比分别出现在7月和12月，其值分别为67.07%和18.4%，这与外界温度和太阳辐射强度有关。辅助热源逐月供热量占比呈现先降低后增加的变化趋势，受外界环境影响，5、7和8月辅助热源供热量为0，表明原油维温热量由相变蓄热箱和真空管集热器提供。4～10月，PCM相变放热潜力得以激发，在8月相变蓄热箱供热量占比达到最大（34.16%），但在1～3月、11和12月相变蓄热箱不参与原油维温，主要原因是受初始条件和真空管集热器提供给相变蓄热箱的热量低于相变蓄热箱的散热损失影响。

3 结 论

（1）太阳能油储维温系统长周期能流输运模型的最大均方根误差变异系数和标准平均偏差分别为7.86%和7.29%，验证了所建模型的有效性。

（2）长周期动态运行下太阳能油储维温系统可实现稳定连续运行，原油平均温度高于设计温度和PCM平均温度高于相变温度及以上的时长占全年时长的74.9%和50.96%。

（3）受外界环境影响，春、冬季采用以辅助热源为主、真空管集热器为辅的原油供热模式，二者最大供热量占比分别为81.6%和66.31%。

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（編辑 沈玉英）