基于高温热泵与中深层地热能梯级利用的近零碳能源站实践

建筑供暖领域化石能源替代是我国“双碳”目标落地的重点与难点,我国北方城镇供暖能耗占建筑总能耗40%以上,低碳转型紧迫性突出。中深层地热能作为清洁可再生能源,具有储量大、分布广、输出稳定、清洁无污染的显著优势,是建筑供暖领域替代化石能源、助力“双碳”目标的优选方案,但其规模化应用存在明显不足,粗放式利用或简单单级提温易造成中低品位热能浪费,综合利用效率低且经济性欠佳。传统空气源热泵技术受制冷剂特性与压缩机理限制,无法匹配我国北方既有建筑散热器末端75~85℃的高温供热需求。将中深层地热能与高温热泵技术深度耦合,可有效挖掘地热能利用潜力,减少资源浪费、提升利用经济性。雄安新区作为国家生态文明建设典范,规划纲要明确要求构建以地热等可再生能源为主导的清洁供热系统,其零碳供暖的发展需求,进一步推动了地热能与高温热泵耦合技术的研发与工程应用,雄安新区高铁片区1号能源站作为首个全地下、规模化零碳示范项目,成为该耦合技术落地实践的重要载体,本文以此为案例开展相关研究,为北方同类项目提供参考。

 

1 研究发展现状

近年来,国内外学者围绕中深层地热能利用、高温热泵技术、能源系统集成及宏观能源战略等相关领域开展了大量系统性研究,获得了一系列研究成果。在中深层地热能利用领域,国内外科研团队聚焦资源评估与开采回灌技术两大核心方向展开研究。DONG等利用COMSOL软件建立二维随机裂隙渗流传热模型,探究了沉积盆地裂隙网络几何形态对地热能开采的影响,发现中等开度、长度及倾角的裂隙网络采热效率最高,明确了裂隙性岩溶储层地热资源开发的有利靶区。有研究系统评估了我国中深层地热资源分布特征与开发潜力,明确其在北方寒冷地区建筑供暖低碳转型中的核心战略价值,聚焦地热开采与回灌技术优化,探索“取热不取水”的环保开发模式。有效提升了地热资源可持续利用能力,但现有研究多侧重单一技术优化,中低品位地热余热难以充分利用。

 

在高温热泵技术领域,国内外学者和工程技术人员围绕核心技术优化与性能提升开展了大量研究。刘继平等系统分析了国内外工业余热高温热泵的压缩机类型及特点,明确离心式热泵压缩机宜重点关注高效叶轮、耐高温电机与无油润滑轴承,螺杆式压缩机则需解决转子热变形及轴封问题,为高温热泵核心部件优化提供了重要参考。徐伟等研发了三元混合高温制冷剂HTR01,基于该制冷剂研制的300 kW高温水源热泵机组,实测可稳定产生85℃左右热水,有效提升了热泵出水温度与综合能效。此外,相关综述性研究系统总结了高温热泵在提升可再生能源利用温度中的技术进展与核心瓶颈,明确其在破解地热能温度适配难题中的关键作用,但现有研究多停留在实验室试验或小型试点阶段,缺乏与中深层地热能梯级利用的规模化耦合实践。

在能源系统集成领域,研究重点聚焦多能互补系统能量梯级匹配优化方法。金红光基于吴仲华 “能的梯级利用与总能系统”思想,提出“温度对口、梯级利用”的核心原理,为多能源协同利用系统集成提供了理论指导。金红光进一步开展实践研究,探究了多能源互补的分布式能源系统能量综合转换梯级利用方法,建立了多品位余热梯级优化模型,但相关研究多聚焦于太阳能、工业余热等能源类型,未针对中深层地热能与高温热泵的深度耦合开展系统集成设计与优化,且忽略了深度梯级换热与全绿电驱动的协同效应。在宏观能源系统领域,已有研究明确了电气化与绿电消纳在建筑部门碳中和路径中的核心地位,相关学者通过量化分析发现,清洁电力驱动的可再生能源供暖模式,可大幅降低建筑供暖领域碳排放强度,契合我国“双碳”目标要求。

但现有研究多从宏观政策与能源战略层面展开,缺乏具体到中深层地热供暖场景的工程实践论证,未将高温热泵、深度梯级换热与全绿电驱动三者进行深度融合,难以支撑北方寒冷地区规模化零碳供暖项目的推广应用。现有研究已覆盖中深层地热能利用、高温热泵技术、系统集成等多个关键领域,形成了一系列理论与技术成果,但仍存在明显研究空白。现有研究多聚焦单一技术优化,而将高温热泵、深度梯级换热与全绿电驱动深度融合,应用于中深层地热供暖的规模化工程实践研究较为匮乏,缺乏详尽的实体案例剖析、完整采暖季实测数据分析及系统性的技术经济可行性论证,难以满足我国北方寒冷地区同类零碳能源站的规划、设计与运行需求。为此,文章关注雄安新区1号能源站实体案例,聚焦高温热泵与中深层地热能深度耦合技术,开展规模化工程实践研究,为北方同类项目提供技术参考与数据支撑。

 

2 项目概况与能源基础条件

2.1 项目概况

雄安新区高铁片区1号能源站是新区践行“先地下、后地上、集约高效”城市发展理念的标志性能源基础设施。该项目位于京雄城际铁路雄安站西南侧,所有主要工艺设备均布置于地下空间,地面则规划为公共绿地景观,实现了城市功能与生态景观的融合。作为高铁片区规划的三座区域能源站中的核心枢纽,其设计总供热负荷为160 MW。项目一期工程于2023年投运,供热负荷30 MW,服务建筑面积约1 00万m2;二期工程供热负荷42.5 MW,服务建筑面积约160万m2;后期扩容至满足片区总计约402万m2的行政办公、商业服务及居住建筑的冬季供暖需求。

 

2.2 能源基础条件分析

项目所在地具有丰富的中深层地热资源,能源站位于华北平原著名的牛驼镇地热田范围内。河北省地质勘查院的详细勘查报告表明,该区域新近系馆陶组热储层发育良好,埋深在1 200~1 800 m之间,厚度达80~1 20 m、渗透率为50~80 mD,具备高渗透性、地温梯度适宜等特点。生产井出水温度稳定在63~66℃,平均达65℃,单井出水量为1 20~1 50 m3/h。该热储层具备优良的回灌能力,为“取热不取水”的可持续开发模式提供了地质保障。

雄安新区具有丰富的绿电供应,通过特高压电网,高效接收来自张北、蒙西等可再生能源富集

区的清洁电力。根据国家电网与雄安新区供电公司的规划与运行报告,新区已实现全区域电力消费的绿色化。丰富的地热能与绿电资源,是构建“零碳能源站”的先决条件。这种“地热+全绿电”的耦合模式,从根本上消除了系统运行环节的间接碳排放,是能源生产端与消费端协同转型的典型体现。项目设计采用“7采6灌”的井群布局,采灌均衡稳定。

 

3 系统集成设计原理与优化

3.1 总体设计原则与思路

该系统的主要设计参数见表1。设计核心目标为在65℃地热进水温度与80℃供热出水温度的工况下,最大化提升地热能利用效率,同时保障系统全工况运行的稳定性与经济性。结合现有资源禀赋及需求现状,确立以下设计原则。

3.1.1 温度匹配与梯级利用原则

基于热力学第二定律,以提升系统热力学效率为导向,实现地热水降温过程与供热回水升温过程的温度区间最优匹配,减少换热不可逆损失。系统需将65℃地热水冷却至最优回灌温度,同时将45℃供热回水加热至80℃,上述多温阶换热过程通过多级换热设备串联完成,充分挖掘地热能梯级利用潜力。

3.1.2 能效优先与设备协同原则

设备选型与运行策略均以能效最优为核心,优先由高效无动力设备板式换热器承担主要换热

负荷,确保高能耗设备热泵稳定运行于高效工况区。通过系统集成优化,保障热泵始终处于小温升、高蒸发温度运行状态,维持其较高综合能效比,实现设备协同高效运行。

 

3.1.3 灵活调节与智慧调控原则

针对室外温度变化引发的热负荷大幅波动,系统需具备良好的适应性。通过优化管路与控制

系统设计,实现地热直供、全梯级提温等多种运行模式的灵活无缝切换,依托智慧化调控平台完成系统全局优化,保障系统在不同工况下均能达到最优运行效果。

 

3.2 系统架构与分级设置逻辑

基于上述设计原则,构建“地热侧多级冷却-用户侧多级加热”耦合梯级利用系统,系统流程及

关键参数如图1所示。地热侧采用五级板式换热器串联,将65℃地热水冷却至接近环境温度(约25℃)以最大化提取热能。多级换热设置可减小单级换热温差,降低换热不可逆损失,同时为后续热泵提供多品位中低温热源以提升蒸发温度;经热经济性模型权衡分析,五级配置可在显著提升系统能效的同时,将投资回收期控制在合理范围,各级板换出口水温根据用户侧加热温升节点精准匹配计算确定。

联”分级加热策略,实现45℃供热回水升至80℃ 的目标。首先利用地热侧一级板换,提取地热水 46~65℃高品位热能,将部分回水从45℃预热至 63℃,此过程无动力消耗、能效最优;预热后混合水温约63℃,剩余1 7℃温升通过四级热泵串联拆分实现,使每台热泵均维持低压缩比、高蒸发温度的高效运行状态。

系统运行模式根据室外热负荷动态调控:过渡季低负荷时段采用地热井一级直供模式,65℃ 地热水经一级板换换热,供/回水温度为65℃/ 42℃,直接为供热侧提供62℃/40℃热水,热泵不启动以降低电耗;严寒期标准工况启动全梯级模式,地热水经五级板换依次冷却至24.5℃回灌 (各级出口水温分别为46.5℃、42℃、35℃、 29.5℃、24.5℃);用户侧45℃总回水分两路,一部分经零级热泵加热至66.8℃,另一部分经一级板换预热至63℃,混合后经三级热泵依次加热至 80℃,一期系统总制热量30 MW,二期系统总制热量42.5 MW,满足高负荷供热需求。

 

3.3 采暖季运行特性拟合与能效变化规律

2023—2024年采暖季运行情况如图2所示。 数据表明,供热负荷及供水温度均随室外温度的降低呈显著线性增长趋势,拟合关系式见式(1)~ 式(2)。

Q=21.6-1.2×T out(1) Tg=70.1-1.42×T out(2) 式(1)、式(2)中:Q为供热负荷(MW);Tout为室外温度(℃);Tg为供水温度(℃)。

采集综合系统输入电耗数据,对比分析得出采暖季内不同室外温度下的系统综合能效比,变化曲线如图3所示。

4 运行性能实测与综合效益评估

4.1 设备性能与系统能效实测分析

为精准评估系统运行性能与能效水平,基于 2023—2024年完整采暖季累计运行2 880 h的连续在线监测数据,结合第三方能效测评报告进行验证分析,重点开展高温离心热泵机组性能、供热稳定性及地热能综合利用率3方面实测研究,具体结果如下。

高温离心热泵机组核心运行参数实测结果显示蒸发器侧平均进水温度(Tg,in)为33.8℃,冷凝器侧平均出水温度(Tg,out)为80.2℃,机组平均输入电功率(We)为1.25 MW,平均制热功率(Qe)为 1 0.69 MW。

机组COP值按式(3)计算得出:

COP=Q e/We(3)

计算结果表明,机组COP值达8.55,优于常规地源热泵在同类气候区供暖工况下的典型COP 值(3.5~4.5),显著优于空气源热泵严寒期运行性能。核心技术在于系统采用“小温升、多级串联”的优化设计,每级热泵仅承担4~6℃的温升负荷,确保各级机组均稳定运行于高效工作区间, 从而实现系统整体能效的倍增效应,这与多级压缩热泵通过分摊温升提升能效的技术原理高度契合。

 

供热稳定性实测结果表明,整个采暖季供热管网供水温度始终稳定控制在79~8 1℃区间,达标率达98.7%;室外温度-1 2℃的极端低温日供水温度不低于79.5℃,波动率低于3%。通过部署于用户末端的500个无线温度传感器进行全域监测,整个采暖季用户室内温度达标率(大于等于 1 8℃)为1 00%,系统运行稳定可靠。

 

地热能综合利用率实测分析如表2所示。

 

地热能综合利用率(η)计算见式(4)~式(6):

地热水总携热量:

Q t=Gg×c w×ρw×(Tg,in-T 0)×τ÷3 600(4)

系统实际提取热量:

Q e=Gg×c w×ρw×(Tg,in-Tg,out)×τ÷3 600(5)

地热能综合利用率:

η=Q e/Qt(6)

式(4)~式(6)中:Qt为地热水携热量(kW);Gg为地热水总流量(m3/h);cw为水的比热容[kJ/(kg·℃)];ρw为水的密度(kg/m3);Tg,in、T 0、Tg,out分别为地热水进口平均温度(℃)、回灌平均温度(℃)和环境参考温度(℃)。系统将地热水有效利用温差提升至40.2℃,实现了地热能的高效深度开发。调研数据显示,传统中深层地热供暖系统多采用直接换热+部分回灌或单级热泵提温模式,地热水利用温差普遍小于25℃,综合利用率低于40%;相较于传统系统,本系统实测综合利用率为75.85%,有效破解了传统地热利用模式粗放、资源浪费严重的难题,契合中深层地热“梯级利用、高效开发”的发展方向。

 

4.2 环保、经济效益分析

环保、经济效益分析如表3所示。

1)碳减排效益计算

基准线设定为当前华北地区主流的燃气锅炉供热。系统单采暖季总供热量(Qs)由平台累计为9.25×1 05GJ。节约的天然气按式(7)计算为2.6×1 07m 3,碳排放量按式(8)计算为5.1× 1 04t。由于该项目使用1 00%绿电(排放因子为 0),此即为净减排量。

Vgas=Q s/LHVgas(7) ΔCO2=Vgas×EFgas(8) 式(7)、式(8)中:LHVgas天然气的低位热值,取 35.9 MJ/m3;EFgas为天然气单位体积的CO2排放系数,取0.001 96 t/m3。

2)运行成本分析

据统计系统总耗电量为1.826×106kWh。根据新区绿电交易结果,综合到户电价为0.378元/kWh。 总电费(Ce)为6.90×1 05元。一期供热面积,A为单位面积此处取(1 00万m2)运行成本(ce)按式 (9)计算,为0.69元/(m2·季)。c e=C e/A(9)

3)成本对比

雄安及周边燃气集中供热平均运行成本约为 1.35元/(m2·季)。单位面积节省0.66元/(m2·季), 运行成本降低48.9%,单采暖季可节约运行费用约66万元。

5 结论与展望

针对雄安1号能源站中深层地热能高效开发与清洁供热需求,研究了中深层地热能与高温离心热泵耦合梯级利用关键技术,开发了“五级板换预热+四级热泵串联”的供热网提温一体化系统。工程实证表明,该系统可实现地热流体从65℃至24.5℃的深度取热,将供热网回水从 45℃提升至80℃;核心高温热泵优化工况下 COP值达8.55,地热能综合利用率达75.85%。在绿色电力支撑下,系统实现供热运行零碳排放,供热稳定性与室内温度达标率均表现优异,验证了该技术路径的可行性、高效性与经济性,为中深层地热能规模化清洁供热提供了技术范式与工程参考。