吳洋洋 蔡江闊 趙雪峰 孟嵐 李棟

摘要：提高浮頂油罐內(nèi)原油加熱維溫太陽能光熱利用率為降低常規(guī)能源消耗及拓寬太陽能應(yīng)用提供了一種新途徑。建立太陽能油儲(chǔ)維溫系統(tǒng)長周期能流輸運(yùn)模型，分析太陽能油儲(chǔ)維溫系統(tǒng)能流特性，探索系統(tǒng)能量動(dòng)態(tài)影響機(jī)制。結(jié)果表明：所建模型的模擬值與試驗(yàn)值的最大均方根誤差變異系數(shù)和標(biāo)準(zhǔn)平均偏差分別為 7.86%和 7.29%，模型具備有效性；在真空管集熱器、相變蓄熱箱及輔助熱源聯(lián)合供熱條件下，通過控制器協(xié)同調(diào)控系統(tǒng)使之實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定運(yùn)行；原油平均溫度高于設(shè)計(jì)溫度和相變材料平均溫度高于相變溫度的時(shí)長分別占全年時(shí)長的74.9%和50.96%，相變蓄熱箱和真空管集熱器最大供熱量占比分別為 34.16%和 67.07%。

關(guān)鍵詞：浮頂油罐； 太陽能； 相變蓄熱； 維溫； 能流

中圖分類號(hào)：TE 867 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

引用格式：吳洋洋，蔡江闊，趙雪峰，等.太陽能油儲(chǔ)維溫系統(tǒng)動(dòng)態(tài)能流分析［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)（自然科學(xué)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

原油維溫對(duì)保障浮頂油罐安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)維至關(guān)重要^［1］。鍋爐加熱是目前常見的原油儲(chǔ)備維溫方式，但此方式消耗能源大、排放溫室氣體多，影響原油儲(chǔ)備效益^［2］。對(duì)于10×10⁴m³的浮頂油罐，罐內(nèi)原油升高1 ℃，需消耗約7 t標(biāo)煤。目前采用太陽能、工業(yè)余熱等原油維溫方式多側(cè)重于工程技術(shù)試驗(yàn)或簡化理論分析^［3］，有關(guān)系統(tǒng)能流分布研究較少。根據(jù)原油維溫及用能特點(diǎn)，以清潔低碳的太陽能作為原油維溫?zé)嵩?sup>［4^-5］，利用高儲(chǔ)熱密度相變材料（phase change material，PCM）平抑能量供求側(cè)動(dòng)態(tài)波動(dòng)^［6］，提出太陽能原油加熱維溫技術(shù)。然而太陽能集熱器、相變儲(chǔ)熱單元、輔助熱源和浮頂油罐等各設(shè)備之間相輔相依、相互影響，太陽能油儲(chǔ)維溫系統(tǒng)性能受多種因素動(dòng)態(tài)耦合制約，發(fā)展此技術(shù)尚存在系統(tǒng)能流輸運(yùn)特性不清晰等問題。筆者從系統(tǒng)整體角度出發(fā)，建立太陽能油儲(chǔ)維溫系統(tǒng)長周期能流輸運(yùn)模型，試驗(yàn)驗(yàn)證所建模型的可靠性，數(shù)值研究太陽能油儲(chǔ)維溫系統(tǒng)運(yùn)行特性，獲得能流供需動(dòng)態(tài)影響規(guī)律，揭示太陽能原油維溫技術(shù)的實(shí)效性。

1 仿真模型建立

基于TRNSYS軟件搭建太陽能油儲(chǔ)維溫系統(tǒng)仿真模型，如圖1所示。為分析太陽能油儲(chǔ)維溫系統(tǒng)長周期運(yùn)行特性，對(duì)仿真模型做假設(shè)：①忽略集熱器表面的灰塵和雨雪對(duì)集熱器集熱性能的影響^［7］；②假定PCM相變溫度恒定^［8］；③傳熱流體（HTF）的熱物性與溫度無關(guān)^［9］。

1.1 控制策略

考慮系統(tǒng)運(yùn)行與浮頂油罐內(nèi)原油加熱維溫需求，系統(tǒng)控制策略如下：

集熱器出口溫度判斷控制器?；赥型器-1出口溫度，控制HTF在分流器-1中的流向。出口溫度大于48 ℃時(shí)，輸出信號(hào)為1；出口溫度小于45 ℃時(shí)，輸出信號(hào)為0。

蓄熱控制器。原油平均溫度大于42 ℃時(shí)，蓄熱控制器輸出信號(hào)為1；原油平均溫度小于40.5 ℃時(shí)，蓄熱控制器輸出信號(hào)為0。

集熱控制器。真空管集熱器出口溫度與原油平均溫度之間的溫差大于7 ℃時(shí)，HTF經(jīng)由真空管集熱器進(jìn)行流動(dòng)；真空管集熱器出口溫度與原油平均溫度之間的溫差小于2 ℃時(shí)，HTF經(jīng)分流器-2進(jìn)入T型器-1進(jìn)行流動(dòng)。

相變蓄熱控制器。記錄集熱器出口溫度判斷控制器、蓄熱控制器、輔助加熱控制器、集熱控制器和相變放熱控制器的輸出信號(hào)，并將信號(hào)輸出至分流器-1，用于調(diào)控HTF流動(dòng)路徑。

相變放熱控制器。相變蓄熱箱內(nèi)PCM平均溫度與浮頂油罐內(nèi)原油平均溫度之間的溫差大于2 ℃時(shí)，相變蓄熱箱為原油維溫提供熱量。

輔助加熱控制器。原油平均溫度低于41 ℃時(shí)，輸出信號(hào)為1，輔助熱源開啟；原油平均溫度高于45 ℃時(shí)，輸出信號(hào)為0，輔助熱源關(guān)閉。

循環(huán)泵控制器。集熱控制器、相變放熱控制器和輔助加熱控制器輸出信號(hào)為1，循環(huán)泵運(yùn)行，否則循環(huán)泵關(guān)閉。

1.2 系統(tǒng)建模

（1）真空管集熱器面積。對(duì)于季節(jié)蓄熱直接系統(tǒng)，集熱器面積計(jì)算式^［10］為

式中，A為真空管集熱器面積，m²；Q_J為浮頂油罐設(shè)計(jì)熱負(fù)荷，W；f為太陽能保證率，取50%^［10］；D_s為浮頂油罐加熱時(shí)間，取180 d；J_a為年平均日太陽輻照量，取15394 kJ/（m²·d）^［10］；η_cd為真空管集熱器平均集熱效率，取52%^［10］；η_L為管路及蓄熱裝置熱損失率，取15%^［10］；η_s為季節(jié)蓄熱系統(tǒng)效率，取0.8^［10］。

（2）相變蓄熱箱。相變蓄熱箱的傳熱量與能效分別為

式中，cPCM和cHTF分別為PCM和HTF的比熱容，J/（kg·K）；mHTF為HTF入口質(zhì)量流量，kg/s；ρPCM為PCM密度，kg/m3；VPCM為相變蓄熱箱體積，m3；ε為相變蓄熱箱平均能效，取70%；Tin、Tout、TPCM和分別為HTF入口溫度、出口溫度、PCM相變溫度和PCM平均溫度，℃；Tt、TL和Tb分別為相變蓄熱箱頂部、側(cè)壁和底部的表面溫度，℃；At、AL和Ab分別為相變蓄熱箱頂部、側(cè)壁和底部的表面積，m2；Ut、UL和Ub分別為相變蓄熱箱頂部、側(cè)壁和底部的傳熱系數(shù)，W/（m2·K）。

（3）浮頂油罐。浮頂油罐熱負(fù)荷主要包括浮頂油罐頂部、側(cè)壁和底部的散熱損失，其散熱損失計(jì)算式為

式中，Q_t，s為浮頂油罐散熱損失，W； U_s、U_c和U_x分別為浮頂油罐頂部、側(cè)壁和底部的熱損系數(shù)，W/（m²·K）；A_s、A_c和A_x分別為浮頂油罐頂部、側(cè)壁和底部面積，m²；T_oil為原油設(shè)計(jì)溫度，取40 ℃；T_air為大慶冬季室外平均溫度，取-8.6 ℃。

基于能量守恒定律，浮頂油罐內(nèi)換熱盤管提供的熱量等于浮頂油罐熱負(fù)荷，其計(jì)算式為

式中，Acoil為浮頂油罐內(nèi)換熱盤管面積，m2；THTF為換熱盤管內(nèi)HTF溫度，℃；oil為原油平均溫度，℃；c、n均為常數(shù)，分別取0.4和0.25； L為浮頂油罐內(nèi)換熱盤管長度，m；Ltank為浮頂油罐高度，m；

λoil為原油熱導(dǎo)率，W/（m·K）;g為重力加速度，m/s2；α為原油熱膨脹系數(shù)，1/K；ν為原油運(yùn)動(dòng)黏度，m2/s。

1.3 模型驗(yàn)證

為驗(yàn)證模型的可靠性，搭建了太陽能油儲(chǔ)維溫系統(tǒng)試驗(yàn)平臺(tái)，如圖2（a）所示。主要包括相變蓄熱箱、儲(chǔ)油罐、蓄液罐、電加熱器、電磁流量計(jì)、循環(huán)泵、安捷倫溫度巡檢儀和閥門等。相變蓄熱箱、儲(chǔ)油罐、蓄液罐的直徑為62 cm，高度為98 cm。圖2（b）為太陽能油儲(chǔ)維溫系統(tǒng)示意圖。

相變蓄熱箱、儲(chǔ)油罐、蓄液罐中的介質(zhì)均為水，HTF流速為1.2～1.3 m³/h，室內(nèi)環(huán)境平均溫度為17.9 ℃。分別就相變充能和相變釋能兩個(gè)傳熱過程進(jìn)行模型驗(yàn)證。采用相變蓄熱箱和儲(chǔ)油罐內(nèi)流體平均溫度作為真實(shí)值對(duì)所建模型進(jìn)行驗(yàn)證。相變蓄熱箱和儲(chǔ)油罐內(nèi)各測(cè)點(diǎn)溫度加權(quán)平均作為罐內(nèi)流體平均溫度，相變蓄熱箱內(nèi)盤管平均能效為0.11（試驗(yàn)測(cè)得相變蓄熱箱進(jìn)出口溫度及罐內(nèi)流體平均溫度，由式（3）計(jì)算而得），圖3為模型驗(yàn)證。由圖3可知，模擬值與試驗(yàn)值變化趨勢(shì)一致，且吻合較好。

對(duì)模型進(jìn)行評(píng)估的指標(biāo)為：①均方根誤差（RMSE）^［11］；②相對(duì)均方根誤差（PRMSE）^［12］；③均方根誤差變異系數(shù)（CVRMSE）^［13］；④平均偏差（MBE）^［14］；⑤標(biāo)準(zhǔn)平均偏差（NMBE）^［15］。表1為國際上常用的評(píng)估標(biāo)準(zhǔn)，選取ASHRAE 14評(píng)估標(biāo)準(zhǔn)驗(yàn)證本模型吻合度。

式中，S_i和M_i分別為模擬值和試驗(yàn)值；為平均試驗(yàn)值；n為數(shù)據(jù)個(gè)數(shù)。

經(jīng)計(jì)算，相變蓄熱箱和儲(chǔ)油罐的RMSE、PRMSE、CVRMSE、MBE和NMBE分別為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%，模擬值與試驗(yàn)值的偏差在ASHRAE 14范圍內(nèi)，產(chǎn)生偏差的原因主要有：①受試驗(yàn)儀器精度影響，試驗(yàn)測(cè)量存在一定程度的偏差；②模擬中液體介質(zhì)常物性，而試驗(yàn)中介質(zhì)受溫度影響其物性會(huì)略微變化；③分析周期較短，對(duì)誤差存在一定程度的影響。經(jīng)重復(fù)性試驗(yàn)發(fā)現(xiàn)試驗(yàn)測(cè)試偏差控制在0.3%內(nèi)。

2 太陽能油儲(chǔ)維溫系統(tǒng)能流特性

2.1 評(píng)估指標(biāo)

采用原油平均溫度、浮頂油罐散熱損失、PCM平均溫度、PCM液相體積分?jǐn)?shù)和逐月供熱量占比等指標(biāo)進(jìn)行定量評(píng)估。其中原油平均溫度、PCM平均溫度、PCM液相體積分?jǐn)?shù)和逐月供熱量占比可由TRNSYS軟件監(jiān)測(cè)所得。

浮頂油罐散熱損失計(jì)算式為

式中，Q_t為浮頂油罐散熱損失，W。

2.2 系統(tǒng)能流特性分析

氣象數(shù)據(jù)取自TRNSYS軟件中典型年氣象數(shù)據(jù)庫（TMY-2模塊），其逐時(shí)室外溫度和總太陽輻射強(qiáng)度（直射+散射）的變化曲線如圖4所示。

浮頂油罐罐高為10 m，原油密度、比熱容和熱導(dǎo)率分別為798 kg/m³、2000 J/（kg·K）和0.1516 W/（m·K）。HTF為乙二醇溶液，其密度、比熱容和熱導(dǎo)率分別為1064 kg/m³、3358 J/（kg·K）和0.394 W/（m·K），流速為7 kg/s。相變蓄熱箱內(nèi)PCM為熔點(diǎn)45 ℃的石蠟，其密度、比熱容分別為880（固相）/760（液相） kg/m³和2850 J/（kg·K）。PCM和原油的初始溫度分別為30和24 ℃。

圖5為相變蓄熱箱內(nèi)PCM液相體積分?jǐn)?shù)。由圖5可知，春、冬季PCM液相體積分?jǐn)?shù)為0，夏、秋季PCM處于非固相，主要是夏、秋季較高的環(huán)境溫度和輻射強(qiáng)度，系統(tǒng)優(yōu)先選擇利用相變蓄熱方式為原油維溫，高溫HTF加熱PCM，故而其液相體積分?jǐn)?shù)較高。春、冬季，環(huán)境溫度較低和太陽輻射波動(dòng)劇烈，從分流器-1出來的HTF優(yōu)先選擇經(jīng)T型器-2進(jìn)入輔助加熱裝置對(duì)原油維溫，保證在較低太陽能利用率的情況下，HTF攜帶的熱量優(yōu)先用于原油維溫，而非經(jīng)相變蓄熱后再加熱原油，避免能量輸運(yùn)過程的折損。

圖6為相變蓄熱箱內(nèi)PCM平均溫度和浮頂油罐內(nèi)原油平均溫度?？梢钥闯?，PCM平均溫度在春、冬季較低，在夏、秋季較高。PCM平均溫度高于相變溫度及以上的時(shí)長占全年時(shí)長的50.96%，即全年中有過半的時(shí)間可以發(fā)揮PCM蓄釋熱的優(yōu)勢(shì)。11～12月和1～3月時(shí)的PCM平均溫度均低于其相變溫度，

相變蓄釋能的優(yōu)勢(shì)無法體現(xiàn)，僅依靠真空管集熱器或輔助熱源進(jìn)行原油加熱維溫。主要原因與大慶地區(qū)太陽能資源（太陽能集熱量和集熱溫度有限）和PCM相變溫度有關(guān)（原油維溫溫度高，PCM的相變溫度亦相應(yīng)提高）。由圖6（b）可知，受系統(tǒng)初始溫度影響，0～2 199 h期間原油平均溫度低于設(shè)計(jì)溫度，2199 h后原油平均溫度在40～45 ℃波動(dòng)變化，且原油平均溫度高于設(shè)計(jì)溫度的時(shí)長占全年時(shí)長的74.9%。

圖7為浮頂油罐內(nèi)原油散熱損失。由圖7可知，原油散熱損失整體呈現(xiàn)先降低后上升的變化趨勢(shì)，春、冬季原油散熱損失較大，夏、秋季散熱損失較小，這是由于季節(jié)氣象變化所致。

圖7（b）為春、冬季原油維溫初期（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）的散熱損失，可以看出原油散熱損失呈周期性變化。維溫初期和后期，外界環(huán)境溫度高，原油與外界溫度差值小，原油散熱損失小，其值分別在200～400 kW和300～450 kW內(nèi)波動(dòng)；維溫中期，外界環(huán)境溫度低，原油與外界溫度差值大，原油散熱損失大，其值在400～600 kW內(nèi)波動(dòng)。

圖8為相變蓄熱箱、真空管集熱器和輔助熱源用于原油維溫的逐月供熱量占比。由圖8可知，真空管集熱器逐月供熱量占比呈現(xiàn)先增加后降低的變化趨勢(shì)，最大和最小供熱量占比分別出現(xiàn)在7月和12月，其值分別為67.07%和18.4%，這與外界溫度和太陽輻射強(qiáng)度有關(guān)。輔助熱源逐月供熱量占比呈現(xiàn)先降低后增加的變化趨勢(shì)，受外界環(huán)境影響，5、7和8月輔助熱源供熱量為0，表明原油維溫?zé)崃坑上嘧冃顭嵯浜驼婵展芗療崞魈峁?～10月，PCM相變放熱潛力得以激發(fā)，在8月相變蓄熱箱供熱量占比達(dá)到最大（34.16%），但在1～3月、11和12月相變蓄熱箱不參與原油維溫，主要原因是受初始條件和真空管集熱器提供給相變蓄熱箱的熱量低于相變蓄熱箱的散熱損失影響。

3 結(jié) 論

（1）太陽能油儲(chǔ)維溫系統(tǒng)長周期能流輸運(yùn)模型的最大均方根誤差變異系數(shù)和標(biāo)準(zhǔn)平均偏差分別為7.86%和7.29%，驗(yàn)證了所建模型的有效性。

（2）長周期動(dòng)態(tài)運(yùn)行下太陽能油儲(chǔ)維溫系統(tǒng)可實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定連續(xù)運(yùn)行，原油平均溫度高于設(shè)計(jì)溫度和PCM平均溫度高于相變溫度及以上的時(shí)長占全年時(shí)長的74.9%和50.96%。

（3）受外界環(huán)境影響，春、冬季采用以輔助熱源為主、真空管集熱器為輔的原油供熱模式，二者最大供熱量占比分別為81.6%和66.31%。

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（編輯 沈玉英）