水源熱泵調峰技術在地熱供暖系統中的應用
——鍋爐調峰供暖系統改造

周小霞（渤海石油水電服務公司天津300452）

水源熱泵調峰技術在地熱供暖系統中的應用
——鍋爐調峰供暖系統改造

周小霞（渤海石油水電服務公司天津300452）

結合濱海石油新村供暖改造工程實例，詳細講述了如何將“地熱-鍋爐調峰”系統改造為“地熱-水源熱泵調峰”系統，從而提高地熱利用率，降低尾水排放溫度，增加企業經濟效益，減少污染物排放。

水源熱泵調峰地熱供暖系統鍋爐

0 引言

在實際供暖當中，地熱供暖系統中采用鍋爐調峰，地熱的熱能只利用了一部分，造成了地熱利用率低，排水溫度較高。如果采用水源熱泵調峰，基本熱負荷由地熱負擔，尖峰熱負荷由水源熱泵負擔，通過地熱資源的梯級利用及熱泵技術的應用，可提高地熱利用率，增加企業經濟效益，減少污染物排放。

2010年11月投產的濱海石油新村“地熱直供結合熱泵完全替代鍋爐供暖”工程成功利用燃氣驅動水源熱泵調峰供暖替代鍋爐調峰供暖，實現供熱模式新突破，取得了較好的經濟效益和節能環保效益。現結合濱海石油新村供暖改造工程實例，詳細講述如何將“地熱-鍋爐調峰”系統改造為“地熱-水源熱泵調峰”系統。

1 項目改造

渤海石油濱海石油新村現有建筑面積約33萬m2，其中工業建筑面積7萬m2，民用建筑面積26萬m2。冬季供暖主體熱源為區內40蒸噸的重油燃油鍋爐房，輔助熱源為2口高溫地熱井和1口低溫地熱井。現采用“地熱-鍋爐調峰”供暖系統，地熱尾水排放溫度高，地熱利用率低，且鍋爐燃料油為重油，煙塵中帶有大量的硫化物（SOx）、二氧化碳（CO2）、氮氧化物（NOx）、碳氫化合物（HC）等有害氣體，環境污染嚴重，因此濱海新村供熱系統改造勢在必行。

1.1 熱負荷

濱海石油新村冬季室外供暖計算溫度為-9℃，根據《城市熱力網設計規范》，建筑供暖供熱平均熱指標采用60W/m2。按濱海石油新村供暖實際情況統計，室內供暖溫度20℃；供暖期從當年11月1日起，至次年3月31日止，供暖天數為150 d，供暖小時數為3 600 h。濱海石油新村現有供暖面積約33萬m2，熱負荷19.8MW；其中工業7萬m2，熱負荷4.2 MW；民用26萬m2，熱負荷15.6MW，年供暖供熱量為16.89萬GJ。全年熱負荷見表1，供暖熱負荷延時圖見圖1。

表1 濱海石油新村全年熱負荷表

圖1 供暖負荷延時圖

1.2 改造前熱源

1.2.1 改造前濱海石油新村內主要供熱熱源為燃油蒸汽鍋爐，其中20 t/h（供熱能力為14 MW）鍋爐1臺，10 t/h（供熱能力為7MW）鍋爐2臺。

1.2.2 地熱井3口：濱六井，濱七井，濱四井。其中高溫井2口（濱六井、濱七井），總出水量140 t/h，水溫為70℃（供暖供回水溫度42～70℃，供熱能力4.6 MW）；低溫井1口（濱四井），出水量40 t/h，水溫為42℃，作為鍋爐水。

1.2.3 在供暖初、末期采用地熱供暖，中期采用鍋爐調峰供暖。

1.3 改造原則

在供暖初、末期利用地熱直接對用戶進行供暖，中期采用水源熱泵進行調峰供暖，從而實現地熱資源的梯級利用，降低地熱排水溫度，提高地熱利用率，同時減少燃料燃燒污染物排放，使地熱資源發揮最大效益。

1.4 擴建熱源

1.4.1 改造后地熱井供熱能力計算。對濱六井和濱七井進行技術改造后，兩井出水量由140 t/h變為170 t/h，出水溫度為70℃。地熱直供時供熱能力為5.6 MW（供回水溫度42～70℃）。

42℃低溫水量為（170+40）t/h，其中10 t/h作為居民生活熱水，其余200 t/h經熱泵二次提取熱量后，水溫降至25℃，計算提取熱量4MW。熱泵cop值取1.7，熱泵供熱量為10MW。則“地熱-熱泵調峰”系統供熱能力為5.6+10=15.6 MW，比小區熱負荷19.8 MW少4.2MW。因此，決定采取新打一口熱源井的方式來增加供熱能力。

1.4.2 增加地熱井后供熱能力。在濱海石油新村新打一采一灌地熱井，新井出水量為110 t/h，出水溫度為70℃。地熱直供時供熱能力為9.2MW（供回水溫度42～70℃）。42℃低溫水量為（280+40）t/h，其中10 t/h作為居民生活熱水，其余310 t/h經熱泵二次提取熱量后，水溫降至25℃，計算提取熱量為6.2MW，熱泵cop值取1.7，即熱泵供熱量為15.5MW。則“地熱-熱泵調峰”系統供熱能力為9.2+15.5=24.7MW，比小區熱負荷19.8MW節省4.9MW，考慮能量轉換過程中熱損失等其他因素，預留余量。

1.4.3 在現有燃油鍋爐房內利用拆除的20 t/h燃油鍋爐的位置，新建3臺8.0MW高溫水源熱泵機組及配套設施，熱泵為燃氣驅動，采取兩用一備的運行方式。

1.4.4 新建1 000m3的地上式儲熱罐，保障地熱水源的儲存及調配。

1.4.5 備用熱源。將兩臺10蒸噸的燃油蒸汽鍋爐改為燃氣蒸汽鍋爐，作為應急備用熱源，備用率70%。形成地熱+高溫水源熱泵+備用燃氣鍋爐的一套具有多重保障的供熱系統，為濱海石油新村的用戶提供可靠的供熱服務。

1.5 熱平衡分析

通過對改造后的濱海新村供熱系統進行熱平衡分析（見表2），可得出這樣的結論：地熱-水源熱泵調峰系統總供熱量能夠滿足濱海新村的供熱需求，改造后的兩臺10蒸噸燃氣鍋爐總供熱量為14MW，可在事故工況下作為整個區域的備用保障性熱源，使新村內供熱穩定性、安全性進一步提高。

表2 濱海新村供熱系統熱平衡表

1.6 供熱運行調節

1.6.1 供暖初、末期改造后濱海新村供暖系統在供暖初、末期采用地熱直供，直供模式為：

供暖初、末期采用變流量調節方式進行運行調節，整個控制系統根據室外溫度、通過調節熱源井供水量來調節供暖循環水供水溫度，同時對供暖循環水回水溫度進行回水溫度限制，當高溫地熱水系統不能滿足負荷需求時，通過下式計算出熱泵開啟的時機：

Qn、Qn’——供暖設計熱負荷和在室外溫度tw下的供暖熱負荷；

tn、tw’——室內外的計算溫度。

地熱直供供熱能力9.2 MW,小區熱負荷19.8 MW，室內計算溫度20℃，室外計算溫度-9℃，即9.2/19.8=（20-tw）/［20-（-9）］得tw=6.5℃，當室外溫度為6.5℃時，開始啟動熱泵。

1.6.2 供暖中期當室外溫度低于6.5℃時，啟動熱泵系統，部分低溫水作為用戶生活熱水。在供暖中期采用質調節方式進行運行調節，整個控制系統根據室外溫度、供暖循環水回水溫度調節供水溫度，以保證小區供熱。

2 節能效益

2.1 供熱能耗現狀

原有燃油鍋爐每年耗油量為3 600 t渣油，經折算每年耗標準煤約為5 143 t。

2.2 本項目達產后供熱節能效益

根據濱海新村年供熱量、供熱時間、地熱水供熱能力、熱泵啟動時間、燃氣低位熱值等數據計算改造后每年消耗燃氣量約為260萬m3，折算標煤為3 227 t。項目實施后，與原有燃油鍋爐相比每年節約標準煤1 916 t。

3 社會效益

3.1 濱海新村的環境現狀

改造前濱海石油新村采用地熱-燃油鍋爐作為供熱熱源，經測算，二氧化碳排放1 052 t/a、鍋爐煙氣中二氧化硫排放22 t/a、氮氧化物排放26 t/a、煙塵排放32 t/a。

3.2 本項目達產后的環境效益

地熱-水源熱泵調峰項目投產后，由于擴大了地熱的供暖面積，提高了地熱利用率以及天然氣替代渣油作為供暖燃料等原因，經測算，可減少二氧化碳排放620 t/a、鍋爐煙氣中二氧化硫排放9 t/a、氮氧化物排放11 t/a、煙塵排放13 t/a。

3.3 其他社會效益

將地熱尾水綜合利用到25℃以下進行回灌或達標排放，從而實現地熱資源的有效利用，為實現可持續發展社會創造良好條件。

通過減少污染物的排放，有效改善濱海石油新村居民的居住環境，還小區一片藍天，為建設和諧社會、和諧小區打下堅實基礎。

4 結束語

“地熱-水源熱泵調峰”的供暖模式完全替代了沿用幾十年的“地熱-鍋爐調峰”供暖模式，實現了供暖技術的重大突破。濱海“水源熱泵調峰”項目的實施，實現了地熱資源梯級利用，使地熱利用率由40%提高到64%，地熱利用率提高了40%，最大限度的利用地熱資源，減少天然氣用量，實現企業降低供暖運行成本和節能減排的目的。■

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2011-01-09