水源热泵调峰技术在地热供暖系统中的应用——锅炉调峰供暖系统改造

周小霞（渤海石油水电服务公司天津300452）

水源热泵调峰技术在地热供暖系统中的应用
——锅炉调峰供暖系统改造

周小霞（渤海石油水电服务公司天津300452）

结合滨海石油新村供暖改造工程实例，详细讲述了如何将“地热-锅炉调峰”系统改造为“地热-水源热泵调峰”系统，从而提高地热利用率，降低尾水排放温度，增加企业经济效益，减少污染物排放。

水源热泵调峰地热供暖系统锅炉

0 引言

在实际供暖当中，地热供暖系统中采用锅炉调峰，地热的热能只利用了一部分，造成了地热利用率低，排水温度较高。如果采用水源热泵调峰，基本热负荷由地热负担，尖峰热负荷由水源热泵负担，通过地热资源的梯级利用及热泵技术的应用，可提高地热利用率，增加企业经济效益，减少污染物排放。

2010年11月投产的滨海石油新村“地热直供结合热泵完全替代锅炉供暖”工程成功利用燃气驱动水源热泵调峰供暖替代锅炉调峰供暖，实现供热模式新突破，取得了较好的经济效益和节能环保效益。现结合滨海石油新村供暖改造工程实例，详细讲述如何将“地热-锅炉调峰”系统改造为“地热-水源热泵调峰”系统。

1 项目改造

渤海石油滨海石油新村现有建筑面积约33万m2，其中工业建筑面积7万m2，民用建筑面积26万m2。冬季供暖主体热源为区内40蒸吨的重油燃油锅炉房，辅助热源为2口高温地热井和1口低温地热井。现采用“地热-锅炉调峰”供暖系统，地热尾水排放温度高，地热利用率低，且锅炉燃料油为重油，烟尘中带有大量的硫化物（SOx）、二氧化碳（CO2）、氮氧化物（NOx）、碳氢化合物（HC）等有害气体，环境污染严重，因此滨海新村供热系统改造势在必行。

1.1 热负荷

滨海石油新村冬季室外供暖计算温度为-9℃，根据《城市热力网设计规范》，建筑供暖供热平均热指标采用60W/m2。按滨海石油新村供暖实际情况统计，室内供暖温度20℃；供暖期从当年11月1日起，至次年3月31日止，供暖天数为150 d，供暖小时数为3 600 h。滨海石油新村现有供暖面积约33万m2，热负荷19.8MW；其中工业7万m2，热负荷4.2 MW；民用26万m2，热负荷15.6MW，年供暖供热量为16.89万GJ。全年热负荷见表1，供暖热负荷延时图见图1。

表1 滨海石油新村全年热负荷表

图1 供暖负荷延时图

1.2 改造前热源

1.2.1 改造前滨海石油新村内主要供热热源为燃油蒸汽锅炉，其中20 t/h（供热能力为14 MW）锅炉1台，10 t/h（供热能力为7MW）锅炉2台。

1.2.2 地热井3口：滨六井，滨七井，滨四井。其中高温井2口（滨六井、滨七井），总出水量140 t/h，水温为70℃（供暖供回水温度42～70℃，供热能力4.6 MW）；低温井1口（滨四井），出水量40 t/h，水温为42℃，作为锅炉水。

1.2.3 在供暖初、末期采用地热供暖，中期采用锅炉调峰供暖。

1.3 改造原则

在供暖初、末期利用地热直接对用户进行供暖，中期采用水源热泵进行调峰供暖，从而实现地热资源的梯级利用，降低地热排水温度，提高地热利用率，同时减少燃料燃烧污染物排放，使地热资源发挥最大效益。

1.4 扩建热源

1.4.1 改造后地热井供热能力计算。对滨六井和滨七井进行技术改造后，两井出水量由140 t/h变为170 t/h，出水温度为70℃。地热直供时供热能力为5.6 MW（供回水温度42～70℃）。

42℃低温水量为（170+40）t/h，其中10 t/h作为居民生活热水，其余200 t/h经热泵二次提取热量后，水温降至25℃，计算提取热量4MW。热泵cop值取1.7，热泵供热量为10MW。则“地热-热泵调峰”系统供热能力为5.6+10=15.6 MW，比小区热负荷19.8 MW少4.2MW。因此，决定采取新打一口热源井的方式来增加供热能力。

1.4.2 增加地热井后供热能力。在滨海石油新村新打一采一灌地热井，新井出水量为110 t/h，出水温度为70℃。地热直供时供热能力为9.2MW（供回水温度42～70℃）。42℃低温水量为（280+40）t/h，其中10 t/h作为居民生活热水，其余310 t/h经热泵二次提取热量后，水温降至25℃，计算提取热量为6.2MW，热泵cop值取1.7，即热泵供热量为15.5MW。则“地热-热泵调峰”系统供热能力为9.2+15.5=24.7MW，比小区热负荷19.8MW节省4.9MW，考虑能量转换过程中热损失等其他因素，预留余量。

1.4.3 在现有燃油锅炉房内利用拆除的20 t/h燃油锅炉的位置，新建3台8.0MW高温水源热泵机组及配套设施，热泵为燃气驱动，采取两用一备的运行方式。

1.4.4 新建1 000m3的地上式储热罐，保障地热水源的储存及调配。

1.4.5 备用热源。将两台10蒸吨的燃油蒸汽锅炉改为燃气蒸汽锅炉，作为应急备用热源，备用率70%。形成地热+高温水源热泵+备用燃气锅炉的一套具有多重保障的供热系统，为滨海石油新村的用户提供可靠的供热服务。

1.5 热平衡分析

通过对改造后的滨海新村供热系统进行热平衡分析（见表2），可得出这样的结论：地热-水源热泵调峰系统总供热量能够满足滨海新村的供热需求，改造后的两台10蒸吨燃气锅炉总供热量为14MW，可在事故工况下作为整个区域的备用保障性热源，使新村内供热稳定性、安全性进一步提高。

表2 滨海新村供热系统热平衡表

1.6 供热运行调节

1.6.1 供暖初、末期改造后滨海新村供暖系统在供暖初、末期采用地热直供，直供模式为：

供暖初、末期采用变流量调节方式进行运行调节，整个控制系统根据室外温度、通过调节热源井供水量来调节供暖循环水供水温度，同时对供暖循环水回水温度进行回水温度限制，当高温地热水系统不能满足负荷需求时，通过下式计算出热泵开启的时机：

Qn、Qn’——供暖设计热负荷和在室外温度tw下的供暖热负荷；

tn、tw’——室内外的计算温度。

地热直供供热能力9.2 MW,小区热负荷19.8 MW，室内计算温度20℃，室外计算温度-9℃，即9.2/19.8=（20-tw）/［20-（-9）］得tw=6.5℃，当室外温度为6.5℃时，开始启动热泵。

1.6.2 供暖中期当室外温度低于6.5℃时，启动热泵系统，部分低温水作为用户生活热水。在供暖中期采用质调节方式进行运行调节，整个控制系统根据室外温度、供暖循环水回水温度调节供水温度，以保证小区供热。

2 节能效益

2.1 供热能耗现状

原有燃油锅炉每年耗油量为3 600 t渣油，经折算每年耗标准煤约为5 143 t。

2.2 本项目达产后供热节能效益

根据滨海新村年供热量、供热时间、地热水供热能力、热泵启动时间、燃气低位热值等数据计算改造后每年消耗燃气量约为260万m3，折算标煤为3 227 t。项目实施后，与原有燃油锅炉相比每年节约标准煤1 916 t。

3 社会效益

3.1 滨海新村的环境现状

改造前滨海石油新村采用地热-燃油锅炉作为供热热源，经测算，二氧化碳排放1 052 t/a、锅炉烟气中二氧化硫排放22 t/a、氮氧化物排放26 t/a、烟尘排放32 t/a。

3.2 本项目达产后的环境效益

地热-水源热泵调峰项目投产后，由于扩大了地热的供暖面积，提高了地热利用率以及天然气替代渣油作为供暖燃料等原因，经测算，可减少二氧化碳排放620 t/a、锅炉烟气中二氧化硫排放9 t/a、氮氧化物排放11 t/a、烟尘排放13 t/a。

3.3 其他社会效益

将地热尾水综合利用到25℃以下进行回灌或达标排放，从而实现地热资源的有效利用，为实现可持续发展社会创造良好条件。

通过减少污染物的排放，有效改善滨海石油新村居民的居住环境，还小区一片蓝天，为建设和谐社会、和谐小区打下坚实基础。

4 结束语

“地热-水源热泵调峰”的供暖模式完全替代了沿用几十年的“地热-锅炉调峰”供暖模式，实现了供暖技术的重大突破。滨海“水源热泵调峰”项目的实施，实现了地热资源梯级利用，使地热利用率由40%提高到64%，地热利用率提高了40%，最大限度的利用地热资源，减少天然气用量，实现企业降低供暖运行成本和节能减排的目的。■

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2011-01-09