中深层地热供热技术在城镇供暖中的应用研究

引言

在“双碳”目标背景下,城镇供暖作为能源消耗和碳排放的重点领域,其清洁化转型具有重要意义。北方县域城镇传统供暖多依赖燃煤锅炉,存在能耗高、污染严重、供热稳定性不足等问题,与绿色低碳发展要求存在明显差距。

 

中深层地热作为储量丰富的清洁可再生能源,其开发利用技术已成为研究热点。国外在中深层地热供热领域起步较早,形成了成熟的采灌均衡技术体系,实现了地热资源的可持续开发。近年来,我国加大了中深层地热开发力度,主要采用“取热不取水”的间接换热模式, 核心技术包括地热井钻井工艺优化、高效换热设备选型、 回灌技术改进等。

 

文中以山东省冠县某新建小区为研究对象,围绕 “中深层地热开采-梯级换热-同层回灌-热泵耦合”一体化技术体系展开研究。

 

1 项目概况

冠县位于山东省西部,冬季极端最低气温达 -20.1 ℃,供暖需求迫切且持续时间长(每年1 1月15日~ 次年3月15日,共120 d)。城区某新建小区建筑面积 1 1.25 万m2,亟需清洁供暖解决方案,要求供暖系统满足供回水温度为45/35 ℃,热负荷适配30~50 W/m2的新建节能建筑需求,实现环保零排放、运行稳定可靠。针对上述需求,研究适配县域特点的中深层地热集中供热技术替代传统燃煤供暖模式,成为推动区域能源结构优化的关键举措。

 

2 关键技术研发

2.1 地热资源评价

2.1.1 地热资源评价方法

采用热储法结合水文地质分析法对冠县馆陶组热储层进行评价。

Qz=Q r+Q w=Adρ rc r(1-φ)(t)r-t01+ QLc wρ w(t)r-t01( 1) 式中:Qz——热储总热量,J;Q r——岩石储热量, J;Qw——水体储热量,J;A——计算区面积,m2;d——热储厚度,m;ρr——岩石密度,kg/m3;c r——岩石比热, J/(kg·℃);φ——孔隙度;tr——热储温度,℃;t 01——年平均气温,℃;QL——热储水量,m3;c w——水的比热, J/(kg·℃);ρw——水的密度,kg/m3。

通过区域地质资料分析和邻井数据类比,确定评价区块馆陶组热储参数。顶板埋深为1 335.0 m,底板埋深为 1 700.0 m,热储厚度271.4 m,孔隙度25.2%,渗透率600×10- 3 μm 2,热储温度60 ℃。结果表明,评价区块总地热资源量为2.75×101 6 J,折合标准煤93.80 万t;可利用地热资源量0.69×101 6J,折合标准煤23.45 万t,具备开发价值。

 

2.1.2 井位优化与井身结构设计

基于采灌均衡原则,采用“一采一灌”井位布置模式,设计井取水点间距为500 m,避免采灌干扰和热突破。生产井采用直井设计,回灌井采用定向井设计,均为二开井身结构。

一开:Φ444.50 mm钻头钻至450.00 m,下入 Φ339.70 mm×9.65 mm J55套管,水泥固井至地面;二开: 生产井Φ241.30 mm钻头钻至1 700.00 m,回灌井钻至 1 893.00 m,下入Φ177.80 mm×8.05 mm J55套管,滤水管完井。

井身结构设计考虑冠县地层特性,采用石油套管加工滤水管,提高热储层连通性和回灌效率。通过水文经验公式计算,单井影响半径为236.00 m,确保采灌均衡和热储层压力稳定。

 

2.1.3 水量水温预测

根据稳定流抽水试验结果,对涌水量Q与单位涌水量降深SW/Q的关系曲线进行拟合,确定流量与单位涌水量降深(SW/Q)曲线方程。同时,基于地热井抽水试验数据建立计算模型,选取3组涌水量值及其对应的稳定降深值,采用曲线误差拟合法绘制涌水量与水位降深关系曲线。抽水试验井涌水量方程拟合曲线如图1所示。由图1可知,涌水量与单位涌水量降深呈指数曲线关系。 当确定设计水位降深值后,代入该曲线方程,可以计算地热井的允许开采量。

依据《地热资源地质勘查规范》(GB/T 1 1615—2010),地热开采计算中的压力降低值通常不应超过 0.3 MPa(约30 m水位降深),其最大值不高于0.5 MPa (约50 m水位降深)。结合项目所在区域的实际地质条件与地热开采特征,基于地热井现场抽水试验实测数据, 通过曲线拟合方法进行预测。当单井采水导致水位降深达35 m时,该井稳定涌水量可维持在80 m3/h以上。

热储层温度预测采用井温梯度法。

t=(H-h)G+t0(2) 式中:t——热储层温度,℃;H——热储层埋深, 取预测热储层顶底板埋深的平均值,为1 550 m;h——恒温层顶界面埋深,取值为20 m;G——增温梯度,采用区域井温调查统计的平均值,取值为3.20 ℃/100 m;t0—— 恒温层温度,以当地年平均温度计,取值为12.8 ℃。

经计算,本项目热储中点温度约为61.7 ℃。地热流体在从热储层经井筒向井口运移的过程中,受流动速度、 涌水量规模、井壁摩擦阻力等因素影响,井口流出温度低于热储层内原生流体温度,且该温度损失随涌水量减小而愈发明显。根据区域同类项目实践经验,本区地热井的井口热流体温度普遍低于对应热储层温度1~2 ℃。因此,预测本项目地热井水温为60 ℃。

 

2.2 梯级换热与热泵耦合供热技术

2.2.1 梯级换热工艺设计

采用“一级换热+二级换热”梯级利用模式,最大化提取地热能量。第一,一级换热。地热水(60 ℃)通过板式换热器加热供暖循环水至45 ℃,地热尾水温度降至 37 ℃。第二,二级换热。地热尾水(37 ℃)进入二级板式换热器,为热泵机组提供低温热源,换热后尾水温度降至32.73 ℃,经回灌处理后注入回灌井。选用工业级钛板材质板式换热器,具有耐腐蚀、换热效率高的特点。高区一级板式换热器换热量1 715 kW,换热面积89 m2;低区一级板式换热器换热量1 066 kW,换热面积55 m2;低区二级板式换热器换热量516 kW,换热面积19 m2。

 

2.2.2 热泵耦合运行机制

热泵作为一种节能环保的能源采掘与利用装置,对低温热能的开发利用具有重要意义。热泵实质上是一种通过消耗一定的高位热能(电能、天然气等),将无法直接使用的低位热能(空气、水、土壤、太阳能及废热等) 提升后转换为可利用的高位热能,达到节约部分高位热能的节能装置。经计算,单井间接换热提供热量为 2 139.92 kW,热泵机组提取地热水热量为397.28 kW, 热泵性能系数(COP)按照5.5计算,热泵可提供热量为 485.56 kW,在极寒天气下可满足区域供暖需求。

 

2.3 采灌均衡与尾水处理技术

参考乐陵地区同类项目回灌经验,结合冠洲苑北区1 井回灌试验数据(回灌率97%以上),确定本项目单井采水量为80 m3/h时,可实现100%同层回灌。回灌加压泵选用变频控制,设计参数流量为100 m3/h,扬程为60 m, 输入功率为30 kW,以应对后期地层堵塞风险。此外, 建立采灌流量动态匹配机制,通过电磁流量计实时监测采灌流量,偏差控制在±5%以内。同时,采用氮气液位计监测地热井动水位,当动水位下降超过3 m时,自动调整采水流量,以确保热储层压力稳定。

 

3 系统集成与现场应用

3.1 设计思路

该系统遵循“资源适配、技术先进、经济合理、运维简便”的原则,采用“地热为主、热泵补热、蓄热调峰”总体设计思路。为满足小区冬季供暖需求,项目采用地热水作为热源,供回水温度设计为45/35 ℃,供暖系统在设计阶段配置1口生产井,生产井地热水流量为 80 m3/h,出水温度60 ℃。供暖系统将地热水进行梯级利用,采用“间接换热、梯级利用、采灌均衡”的工艺流程为小区供暖系统提供热源。末端热用户采用地板辐射供暖,采暖系统分高低区,高区通过一级板式换热器供暖,低区通过一级板式换热器和热泵机组供暖。当低区采暖热负荷较小时,仅开启地热水间接换热供暖,随着采暖热负荷增大,开启热泵机组制热,以满足用户供暖需求。工艺流程如图2所示。

3.2 系统组成

系统由地热开采单元、换热单元、热泵单元、蓄热单元、回灌单元及配套系统组成。地热开采单元包括 1口生产井(垂深1 700 m)、1口回灌井(垂深1 700 m, 进尺1 893 m),配备潜水泵(流量为100 m3/h,扬程为 162 m,输入功率为75.0 kW)和回扬泵(参数同潜水泵)。换热单元包括3台板式换热器(高区一级、低区一级、低区二级);热泵单元包括1台螺杆式热泵机组(制热量486 kW);循环单元包括高区供暖循环泵2台(流量为130 m3/h,扬程为34.3 m,输入功率为18.5 kW),低区供暖循环泵2台(参数同高区),热泵侧循环泵1台(流量为40 m3/h,扬程为22 m,输入功率为4.0 kW);补水回灌单元包括补水泵4台(高区2台、低区2台)、回灌加压泵2台、回灌过滤装置1套;配套系统供配电、自控、通信、暖通、给排水及消防系统。

 

3.3 现场应用效果

由表1可知,系统在2025年供暖季投入运行,供水温度为(45±2) ℃,满足地板辐射供暖需求,室内温度为 20~22 ℃,系统供暖稳定性为99%。与传统燃煤集中供热相比,系统节能减排效果明显。每个采暖季节省标准煤638.38 t,折合年节约能源费用约50万元。年减排二氧化碳1 570.42 t、颗粒物0.04 t、二氧化硫0.28 t、氮氧化物0.40 t。

 

3.4 经济效益分析

项目建设投资1 061.18万元,工程费用461.74万元, 其他费用57.67万元,预备费20.78万元,地热井费用 520.99万元。项目供暖面积为1 1.25 万m2,居民供暖面积为10.87 万m2,非居民供暖面积为0.38 万m 2。居民采暖用热价格为19 元/m2,非居民采暖用热价格为 25 元/m2,结合周边供暖收费率测算项目收入。结合运行工况及当地实际室外温度,计算各用电设备的运行功耗,进而得出全年总耗电量35.09 万kWh,全年动力成本为25.28万元。动力成本计算如表2所示。

 

若不考虑碳权收入带来的收益,税前静态投资回收期为10.26 a,财务内部收益率9.79%,财务净现值 77.99万元;税后静态投资回收期1 1.15 a,财务内部收益率8.41%,财务净现值17.57万元;累计未计入时间价值 (EVA)249.29万元,投资利润率为3.41%。

 

税后财务内部收益率敏感性分析如图3所示。由图3 可知,对项目财务内部收益率产生明显影响的关键因素主要包括动力成本、建设投资及供暖费收入,上述因素的变动均会在不同程度上对财务内部收益率产生影响。 建设投资对项目经济效益的敏感程度最高,应在确保供热质量的前提下,优选技术经济合理的方案,严控工程总投资规模。供暖费收入对经济效益的影响程度居中, 为提升项目收益,一方面应积极与相关部门沟通,争取合理的收费标准;另一方面需要健全收费管理制度,保障足额收缴。动力成本的影响相对较小,但仍需要通过优化运行策略、落实操作规程等方式降低能耗与运行费用,以进一步提升项目整体经济效益。

4 技术创新点

第一,通过热储法与水文地质分析相结合,实现井位合理布置,采用“一采一灌”井位布置模式,设计井取水点间距为500 m,避免采灌干扰和热突破。第二,研究“梯级换热+热泵耦合”供热技术,单井间接换热提供热量为2 139.92 kW,热泵机组提取地热水热量为 397.28 kW,极端低温天气下供热保障能力增强。第三, 构建“无压回灌+精密过滤+动态监控”采灌均衡系统, 建立采灌流量动态匹配机制,通过电磁流量计实时监测采灌流量,偏差控制在±5%以内。同时,采用氮气液位计监测地热井动水位,当动水位下降超过3 m时,自动调整采水流量,以确保热储层压力稳定。

 

5 结语

文中针对北方县域城镇供暖清洁化转型的迫切需求, 系统研究了“中深层地热开采+梯级换热+同层回灌+热泵耦合”一体化供热技术体系。通过热储法与水文地质分析相结合的地热资源评价、梯级换热与热泵耦合工艺优化、采灌均衡动态调控等关键技术,构建了清洁高效的供热系统。结果表明,系统供暖稳定性达99%,供回水温度45/35 ℃,满足新建节能建筑供暖需求;与燃煤集中供热相比,年节约标准煤638.38 t,减排二氧化碳 1 570.42 t,经济效益与环境效益明显。本研究为北方县域中深层地热供热工程提供了可复制、可推广的技术参考,对推动城镇供暖清洁化、低碳化转型具有重要意义。 未来,可进一步聚焦热泵机组低温性能提升与智能调控算法优化,拓展该技术在类似气候区域的推广应用,助力“双碳”目标的实现。