4. 大规模开发的稠油作业区光热解决方案

前述两个方案主要针对已开发的稠油作业区开展以热替热的可再生能源供能替代。对于大规模新上产能的稠油作业区，则需要系统性配置低碳供能解决方案，在保障供能的基础上做好与新能源的融合发展，并兼顾经济性要求。为此提出光热/光伏耦合燃机热电联产方案，可在最大限度上满足新上产能的作业区清洁用电、用热的需求。基于以下指导原则开展低碳供能方案的配置。

①同一地区光资源的变化情况与光热制蒸汽与光伏发电出力变化曲线基本一致。

②燃机热电联产技术成熟，属于清洁供能，其供热与发电出力随燃机负荷变化可同步快速调整。

③耦合光热、光伏与燃机实现热电联产匹配。白天通过太阳能为油田提供无碳蒸汽与电力，燃机热电联产机组作为调峰以及夜间基荷供应，削峰填谷起到可再生能源的压舱石作用。

太阳能、天然气、风能等一次能源目前主要是通过高温光热、燃机热电联产、光伏发电、风力发电等技术转换为二次能源（如蒸汽和电力等）加以利用，转换流程见图5。稠油开发的主要用能为蒸汽和电力，因此，可以考虑耦合高温光热制蒸汽、光伏发电和燃机热电联产等技术，通过多能互补的形式为稠油开发提供蒸汽和电力。

新疆油田公司拟开发的某稠油作业区采取太阳能，基本运行模式如下。

①白天光热制蒸汽系统高负荷运行，燃机可采取一台运行、一台备用的模式。

②当光热制蒸汽系统转为低负荷或停运时，通过增加燃机出力或启动另一台燃机提升供汽能力。

③燃机采取以热定电的运行方式，耦合光热制蒸汽系统为作业区提供所需蒸汽，作为供汽调峰，同时兼顾电网调峰。

通过以充分利用太阳能且整体供汽量保持稳定为目标的系统优化，配置了太阳能光热+燃机热电联产耦合供汽的供能设施参数，见表4。

通过光热/光伏耦合燃机热电联产方式，实现了对稠油作业区大规模可靠的供能，在维持现有供汽成本的前提下提升供能设施的清洁性并与新能源有效融合。方案配置可根据蒸汽电力需求灵活耦合熔盐电加热装置，配置熔盐储热方式，根据供能规模配置不同规模、数量的燃机。例如对于蒸汽需求在150~200 t/h的作业区，可配置1台套燃机热电联产系统，1套44 MW的CS-DSG系统，或者1~2套耦合电熔盐加热器的CS-SGS系统；对于100~150 t/h蒸汽需求的作业区，采取小规模的燃机配置实现热电匹配。

5.  结论与建议

光热在稠油热采中的应用是利用高温太阳能聚光集热技术将太阳能转化为热能，替代燃烧煤炭、天然气生产高品质蒸汽，用于稠油热采注汽，实现稠油蒸汽驱油的可再生能源替代。

1）对于已开发区块特别是采用SAGD开发方式的稠油作业区，利用形成地下汽腔的储热能力，现阶段优先考虑采用CS-DSG技术，耦合现有注汽锅炉联合供汽，井口变流量注汽方式。

2）对于蒸汽驱或蒸汽吞吐开发方式的稠油作业区，依托周边风电光伏产生的绿电、弃电以及谷电资源，采用CS-SGS技术，耦合高温聚光集热与电加热，匹配熔盐储热系统生产蒸汽，在降低蒸汽成本基础上实现可再生能源连续为稠油开采提供蒸汽。

3）对于新上产能稠油作业区，结合国家对建设油气与太阳能同步开发综合利用示范工程的要求及新疆油田上产规划，利用光热制蒸汽+光伏发电耦合燃机热电联产的方式为油田提供绿色、清洁、低碳的蒸汽与电力供应。

4）光热制蒸汽成本已经接近传统燃气注汽锅炉的蒸汽成本，随着光热制蒸汽系统成本降低与技术进步，预计未来3～5年光热制蒸汽成本将与天然气注汽锅炉制汽成本持平，光热制蒸汽在稠油热采中的应用具有广阔的发展前景。