油页岩原位热采耗热量巨大,为降低开采过程中的化石能源消耗,同时降低油页岩的生产成本（PC）,本文提出了一种利用太阳能间歇供热进行油页岩原位开采的方法,并对系统及其运行策略进行了优化设计,主要研究内容如下。在系统建模方面,本文提出了一种改进的油页岩开采模型和网格划分方法,模拟计算的时效性和准确性得到提高。分析不同加热方式（纯太阳能间歇加热和天然气或天然气辅助太阳能连续加热）下油页岩层的温度分布和产油量,可以得出:利用纯太阳间歇供热进行油页岩原位开采是可行的。在系统设计优化方面,本文以油页岩生产成本（PC）为指标,对系统的主要参数—集热场太阳倍数（SM）、储热容量以及注汽井与生产井之间的距离（Dw）,进行优化;并对不同加热模式的经济性进行了对比。结果表明:当SM为2.5、储热容量为16 h、Dw为20 m时,采用太阳能间歇加热模式的PC最低（306.0 $/t）,低于以天然气和天然气辅助太阳能供热的连续加热系统。PC对集热场各项投资成本及Dw变化的敏感性分析表明:运维成本对PC的影响最大,Dw最小。考虑贷款利率对不同加热模式下PC的影响,发现太阳能间歇加热模式下系统可以承担更高的贷款利率,为 3.57%。在系统运行及参数优化方面,本文对不同加热模式下系统的各项热耗进行分析,并利用夹点分析的方法对系统余热回收和蒸汽参数优化展开研究。结果表明:间歇加热与连续加热下系统各项热耗占比相差较小,其中排汽余热损失占比最大（约76%）,其他热损（管道热损、地层散热）占比最小（小于2%）。通过回收排汽余热加热给水,可以将系统热效率提高4%以上。油页岩开采最优的蒸汽压力为35.5MPa、温度为525℃。最后,本文对开采系统进行改进:考虑地层承压能力,将初蒸汽参数从9MPa、550℃提高至15.3MPa、550℃;间歇加热下,油页岩耗热量与注热总量之比从20.3%提升至33.5%。余热回收利用后,油页岩耗热量与注热总量之比提升至38.4%,PC降至174.7$/t;此时,开采系统可承受的最高贷款利率为12.5%。系统的热效率和经济性大幅提升。