太阳能热电一体化技术在偏远单井的应用

2016-05-31赵德银赵毅邱海峰崔伟中国石油化工股份有限公司西北油田分公司

石油石化节能 2016年1期

赵德银　赵毅　邱海峰　崔伟（中国石油化工股份有限公司西北油田分公司）

太阳能热电一体化技术在偏远单井的应用

赵德银赵毅邱海峰崔伟（中国石油化工股份有限公司西北油田分公司）

摘要：西北油田分公司塔河油田地处沙漠戈壁地区，日照时间长，太阳能利用潜能巨大，该区域偏远单井电缆、燃气管线等配套建设成本高。因此，在偏远单井引进了太阳能热电一体化技术，该技术是对太阳能发电和太阳能加热原油技术的综合利用，以解决单井用电及原油加热问题。现场应用表明，4—10月期间采用太阳能热电一体化技术，11月至次年3月在采用太阳能热电一体化技术基础上，适量补充柴油发电和伴生气加热原油2部分能量，可满足井场用电和原油加热的用能需求。该应用每年可节约运行成本34.1万元，减少CO2排放24.31 t，具有较好的经济效益和环境效益。

关键词：偏远单井；太阳能；热电一体化；应用

1　引言

研究表明，新疆太阳能资源尤为丰富，年日照时数为2550～3500 h，比我国同纬度地区高5%～ 10%，比长江中下游地区高15%～25%[1]。西北油田分公司塔河油田地处新疆南部沙漠戈壁地区，太阳能利用潜能巨大。偏远单井通常采用拉油流程，地面原油通过装车泵装车，需人工值守，在黏度较大的稠油井需对原油加热；因此，在地面建设中需配套电缆、燃气管线，建设周期长、投资大。西北油田分公司选取了典型偏远单井应用太阳能热电一体化技术。通过现场应用情况表明，采用太阳能热电一体化技术可以有效地解决偏远单井供电和原油加热问题，为国内其它油田偏远单井太阳能综合利用提供借鉴。

2　太阳能热电一体化技术应用情况

示范单井（E101井）距最近的接转站18 km。E101井平均产液50 t/d，产气70 m3/d，黏度为1378 mm2/s，含蜡量为9.38%。单井采用拉油流程，由于原油含蜡量较高，黏度较大，为保障采出液在井口以及拉运过程保持较好的流动性和减少结蜡，春、秋、冬季需保持原油温度大于45℃，夏季保持原油温度大于35℃。

2.1太阳能发电技术应用

2.1.1单井用电情况

E101井用电主要包括生活和生产用电量2部分，最大功率不超过23 kW。示范井场用电负荷明细，见表1。

表1　示范井场用电负荷

2.1.2井场光伏发电系统

E101井场光伏发电系统主要由多晶硅电池板阵列、3台并网逆变器、6台双向逆变器、15 kW柴油发电机、并联控制器、蓄电池组、通讯监控系统等组成，设计总容量为41.4 kWp，光伏发电系统主要结构框架，见图1。

光伏阵列主要将太阳能转为电能。每个阵列由20块多晶硅电池板组成，电池板功率为230 Wp，整个系统共180块，合计41.4 kWp。并网逆变器主要将多晶硅电池板阵列产生直流电源转变为380/ 220 V的交流电源。双向逆变器主要是当蓄电池组需充电时将交流电源转化为直流电源，当蓄电池组需放电时可将直流电源转化为交流电源。并联控制器主要作用为检测并自动控制多晶硅电池板、蓄电池组、柴油发电机等各设备的运行状态，达到为负载提供可靠电源的目的。柴油发电机主要为冬季或非常规天气光照条件不足时作为光伏发电系统的补充备用电源。蓄电池组主要作用为储存太阳能发电的电能可随时向负载供电，系统共建2组50 V、5000 Ah蓄电池组，总装机容量为10 000 Ah。通讯监控系统主要将系统运行数据上传至管理中心或实现远程遥控功能。

图1　光伏发电主要结构示意图

2.1.3现场应用情况

E101井光伏发电系统自2014年4月正式投运，4—10月份期间，光伏发电电量能够满足井场用电负荷需求，11月至次年3月期间需使用柴油发电机发电补充光伏发电不足。光伏发电应用情况，见图2、图3。

图2　E101井光伏发电应用情况

由图3可知，在4—10月份期间，由于日照时间相对较长，环境温度较高，光伏发电系统除满足当日需求外，还能补给受沙尘暴、阴雨天带来的影响，7—9月可满足后续供电高达50 h以上。

2.2太阳能加热原油技术

2.2.1工作原理

目前，聚光型太阳能集热系统主要有槽式塔式、蝶式、菲涅尔式。由于菲涅尔式迎风面小，抗风沙能力强，更适合戈壁地区，因此选用菲涅尔式集热器[2]。E101原油加热采用天然气加热与太阳能加热相结合的方式，其主要原理（图4）是通过太阳能集热系统将导热油加热，加热后的导热油通过换热器与原油换热，换热后的原油进入高架罐储存。当夜间、阴雨天或冬季导热油温度不高时开启燃气加热炉，补充热量，以达到节约天然气的目的；当导热油热量富裕量较多时，部分导热油进入导热油储油器，供夜间使用。

图3　光伏发电次日持续时间

图4　导热油加热原油工艺原理图

2.2.2太阳能加热原油系统设计

原油加热所需热量计算如下：

式中：Q——每日加热单井混合物所需总热量，kJ；

MO、MW、MQ——原油、水、天然气的日均

产量，t/d；

CO、CW、CQ——原油、水、天然气比热容，

J /(kg·℃)。

太阳能集热面积计算（表2）如下：

式中：Q——每月日均加热所需总能量，kJ；

M——每月日均加热所需太阳能集热面积，m2；

QSM——每月日均当地太阳能每平米辐照量，

kJ/m2；

ηT——线性菲涅尔式太阳能集热器光热转换效

率，取0.5；

ηE——换热器效率，取0.85；

ϕ——管路损失，取0.1。

由表2可知，不同季节所需太阳能集热面积差异较大，其范围为159～955 m2，结合投资和热量需求综合考虑，E101井安装太阳能集热面积为500 m2。

表2　日均太阳能集热面积计算表

2.2.3现场应用情况

2014年4月，该技术在西北油田分公司示范单井运行。4—10月期间仅依靠太阳能满足加热需求；11月至次年3月，依靠单井生产伴生气作为单井燃料气，满足原油加热要求。太阳能加热原油系统运行情况，见表3。

表3　太阳能加热单井加热原油运行情况

3　效益分析

3.1经济效益

光伏发电年发电量为56 280 kWh，柴油机发电成本按3元/kWh计算，可节约发电费用16.9万元/ a；柴油发电机由30 kW改为15 kW，减少柴油机租赁费用10万元/a，即采用光伏发电可节约26.9万元/a。

采用太阳能加热原油可节约天然气量为

式中：N——太阳能加热原油可节约天然气量（标

况），m3/a；

ΔQsave——太阳能年节约能量，MJ/a；

AC——系统太阳能集热面积，m2；

JT——当地的年法相直射辐照量，MJ/m2；

ηcd——集热器年均集热效率，%；

ηc——管路损失率，%；

qL——单位体积天然气产生的有效能量，MJ/m3。

式（3）中，AC=500 m2，JT=6000 MJ/m2，ηc=0.1，ηcd=0.5，换热效率为85%，年节约天然气量为6×104m3。天然气价格为1.2元/m3，可增加效益7.2万元。

3.2环境效益

根据相关资料，1 L柴油约发电9.98 kWh，1 kg柴油完全燃烧排放CO2质量为3.19 kg[3]。由于光伏发电可节约电量为56 280 kWh/a，节约柴油约为5639 L，即可减少CO2排放12 952 kg/a。按1 m3天然气燃烧产生1.8 kg CO2计算[4]，节约天然气6×104m3，可减少CO2排放11 280 kg/a。因此，E101井采用太阳能热电一体化技术每年可产生效益34.1万元，减少CO2排放24.31 t。

3.3投资回收期分析

E101井太阳能热电一体化装置总投资为300万元，按目前效益为34.1万元/a计算，投资回收期约为8.8年。虽目前投资回收期较长，但随着该技术的推广，设备批量生产后，建设成本将进一步降低。若推广至接转站，替代功率更大的加热炉，效益将进一步提高。