太阳能光伏光热系统在原油集输中的应用研究

郝芸，，吕少华，李慧，张雄，李阳

（1.西安石油大学机械工程学院，陕西西安 710065；2.长庆油田第六采气厂，陕西西安 710018）

1 概述

重质原油的开采以及集输、处理等各个环节都需要耗费大量的能源，据统计，全世界用于石油生产和加工过程中消耗的油量占总生产油量的近10%，我国石油炼制工业所消耗的燃料油也占到了15%[1-2]。我国油气集输的生产能耗占到原油生产总能耗的30%～40%，原油集输系统的平均自耗气量为17.9 m3/t[2]，因此，将高效清洁的太阳能引入到石油行业中，对降低原油生产成本、提高油田的经济效益，实现节能降耗和绿色环保有着非常重要的意义。目前，太阳能在油田得到了一定的应用，但基本停留在单纯的光热利用[3-5]或光伏发电[6-8]层面。

将太阳能光伏和光热相结合，设计了一套适用于油田井口的光伏光热一体化原油加热系统，利用太阳能的光热效应直接对原油进行加热的同时，也将太阳能光伏发电过程产生的热能进行高效利用，最后将光伏发电储在电池内的电能通过电磁加热的方式进行转化，全方位提高太阳能的综合热效率。

2 系统介绍

光伏光热一体化的原油加热系统是一种结合太阳能光热转换和光伏发电的综合型系统，如图1所示。太阳光经过反射镜反射至光伏板上，光伏电池将太阳能转换为直流电，经过智能控制器的过充保护，将直流电储存在太阳能蓄电池中。井口所需要的压力、温度等信号传输用电可由蓄电池直接供电，通过DC/AC逆变器将蓄电池中直流电转换为交流电后，可以给总控制柜和单井来油的加热提供用电负荷。

太阳光透过玻璃罩被反射镜反射至光伏板上用于发电，在其发电过程中光伏板的背板温度很高，所以在其背板下布置光热单元，如图2 所示，在降低背板温度的同时，还可加热介质。单井来油进入光热加热管路进行升温，当温度达到工况要求时，直接将原油输送，当温度低于工况要求时，井口加热炉的燃料气阀门开启，用井口加热炉对原油进行二次加热。电磁加热控制系统包括总控制柜、电磁控制器和电磁感应圈。电磁控制器将太阳能蓄电池中的交流电整流变成直流电，再将直流电转换成高频高压电，高频高压电流流过线圈会产生高速变化的交变磁场，使钢管快速发热，从而达到加热管内原油的目的。

图1 井口光伏光热一体化原油加热系统流程

图2 太阳能光伏光热单元

3 太阳能光伏光热系统设计及应用

3.1 太阳辐射量的计算

太阳的位置可以用高度角Sal和方位角Saz两个角度来确定。太阳高度角也可称为仰角，是地面上观察点与太阳中心连线（入射光线）和观察点水平面之间的夹角，太阳方位角为太阳在观察点水平面上的投影与正南方向的夹角，西南向为正，东南向为负，如图3（a）中所示方位角为正。太阳的高度角和方位角不便得到，需要借助观察点纬度、赤纬角、时角等其他参数得到，见图3（b）。

太阳的高度角和方位角计算公式[10]如下：

式中：L 为当地计算点的纬度，rad；δs为太阳的赤纬角，rad；hs为太阳计算时角，rad。

赤纬角和太阳计算时角由公式（3）计算：

式中：day为所求日期在一年中的日子数；LST为当地太阳时，采用24小时制，即上午时太阳时角为负值，下午时太阳时角为正值，我国取北京时间为标准时。

地球上任一点、任一天、日间内任何时间，大气层外水平面上太阳的辐照度由公式（4）得出。其中Gsc为垂直于辐射传播方向上单位面积1小时内测得的太阳辐照度为1 353 W/m2，也称太阳常数。day为所求日期在一年中的日子数。

图3 相关角度的几何关系

3.2 能量平衡模型建立

投射到光伏电池表面上的太阳能只有5%～20%转化成电能，60%～70%的能量转化成热能被电池吸收[9]，电池吸收的热能一部分通过玻璃罩散失到环境中，一部分被冷却介质吸收。太阳能光伏光热单元的能量平衡方程为：

式中：qtot为聚光型光伏光热一体化系统的太阳总辐射量，W/m2，qtot＝CG（C为面积聚光比，取值10）；qE为光伏电池单位面积产生的电量，W/m2，qE＝ηCG（η为光电转换效率，取值0.15）；qC为介质吸收的热量，W/m2；qL为光伏光热单元与周围环境的损失，W/m2。

光伏光热单元与周围环境的能量损失，包括玻璃盖板与周围大气环境的辐射损失和对流损失。

（7）～（9）式中：σ为斯蒂芬－玻尔兹曼常数，5.67×10-8W/（m2·K4）；εr，εp分别为光伏电池和玻璃盖板的发射率为0.2，εp为0.94；Tr，Tp分别为光伏电池和玻璃盖板表面温度，K，Tr为403 K，Tp为353 K；Ta为周围环境温度，K，Ta为300 K；hw为玻璃盖板与周围环境的对流换热系数，W/（m2·K）；v为风速，m/s，计算地年平均风速为2 m/s。

3.3 应用效果

以新疆某油田单井为例，不同季节一天内，太阳高度角（仰角）和方位角变化规律如图4所示。

图4 各季节一天内的太阳高度角和方位角变化

由图4 可以看出，相对其他季节，夏至时，日照时间最长，太阳高度角和方位角变化最大；春秋两季入射光线的高度角和方位角变化规律基本相同；冬季日照时间最短，高度角和方位角变化也最小。

从图5可知，随着时间的推移，太阳辐照度先增大后减小。对应于春分、夏至、秋分和冬至中午12时，夏至时太阳辐照度最高，可达1 255 W/m2，冬至时太阳辐照度为625 W/m2，仅为夏至辐照度的50%，春秋时太阳辐照度基本相同，分别为1 037 W/m2和1 017 W/m2。

图5 一年内大气层外水平面太阳辐照度

图6 显示了在考虑太阳高度角和方位角的影响以后，该地区日平均太阳辐照度以秋分时为准，秋分日当天总辐照时间和总辐照度G分别为11.95 h和5 108 W/m2。

图6 考虑太阳高度角和方位角后秋分时太阳辐照度

在考虑了聚光比和能量损失的情况下，光伏光热系统平均光电转换效率14%，每天每平方太阳辐照能量通过光伏电池产生23 MJ电能、77 MJ热能。

经计算，该区域油田单井产液量45 t/d（含水20%），输送温度由45℃加热至75℃，每天需要 39.375 kW 的加热量。为了保证白天能够用太阳能加热，需要的光伏电池面积为22 m2，因此产生的电量除了满足井场信号要求外，还可实现3.59 h的夜间原油的加热，每年可节约天然气21 000 m3。

4 结论

通过对太阳能光伏光热一体化系统的分析和算例计算，明确将太阳能应用在井口原油加热输送系统中的可行性。太阳能光伏光热一体化系统与原有井口水套炉控制系统相互连接，保证了太阳能加热系统的正常运行。对于一口产液量为45 t/d的单井，在保证白天利用太阳能加热系统的前提下，其光伏系统所产生的电量不仅可以满足井场信号要求，同时还可实现3.59 h的夜间原油加热，每年可节约天然气21 000 m3。这比单独应用太阳能光热加热原油有明显的优势。