“地热+热泵”方式（通用3篇）
“地热+热泵”方式 篇1
摘要：地源热泵作为一项节能技术在欧美国家已得到大量的应用, 尤其供冷在市场上已被人接受, 但对于供热, 尤其是高温供热 (>50℃) , 仍处于论证阶段。尽管地源热泵至今已被使用了超过50年 (最先在美国) , 但是, 这项技术在市场上仍处于初期, 而燃料供热和空气源热泵供冷占据了市场的主要地位。在德国、瑞士、奥地利、丹麦、挪威、法国和美国, 大量地源热泵被使用, 而安装指南、质量控制和承包证明仍是现在主要的争议点。
关键词：地源热泵,地下蓄热,欧洲
0 引言
地源热泵系统，是热泵与地埋管换热器(闭环系统)或地下井水(开环系统)综合的系统。供热情况下，地球作为热源，流体(通常为水或水—防冻剂的混合液)作为媒介将热量从地球传递到热泵的蒸发器，因此，利用的是地热能。制冷时，地球为冷源。对于地埋管换热器(BHE)，地源热泵既能供热也能供冷，事实上能用于任何场所，对较多地适应各种要求。
大多数欧洲国家没有丰富的能直接利用的热水资源(除了冰岛、匈牙利和法国)[1]。在有特殊地下设施的地区，利用低焓地下水为大量顾客提供区域供热受到限制。这种情况下，在非集中GSHP(地源热泵)系统中，利用到处存在的浅层地热资源是一个明显的选择。因此，在许多欧洲国家，地源热泵得到了快速的应用和发展，结果是这种系统在市场上也得到了快速的推广，经营这一领域的公司数目也在逐步增加。
在欧洲中部和北部，地源热泵的市场大量推广，由于其气候条件，主要用于供热，空调使用较少。因此，不像地源热泵在美国，热泵在欧洲主要在供热模式下运行。在欧洲南部，尤其是希腊和土耳其西部，地源热泵安装使用还只是刚通过论证阶段;在瑞士人的技术支持下，第一个地埋管地源热泵系统试验点于1993年建在希腊(Papageorgakis, 1993)。这一努力促使了随后的雅典国立理工大学一工程的实行——使用地下水井和地埋管混合地源热泵系统对一采矿建筑进行供热供冷(Karytsas et al, 2002);随后还有其它的工程(Mendrinos et al, 2002)。考虑到在较大规模的商业建筑中需要供冷，还有这项技术在欧洲南部得到不断应用，同时供热和供冷将变得越来越重要。
1 GSHP技术的现状
地源热泵(GSHP)，实质上是热泵和与地下换热系统的综合。基本上，它们由地埋管换热器(闭环系统)或者地下井水换热系统(开环系统)组成。热量可通过以下几种方式从地下提取：
1)地下水井(“开式”系统);
2)竖直地埋管换热器(BHE);
3)水平地埋管换热器(包括水平铺设在管沟内的埋管，螺旋管等等);
4)“桩基埋管”(换热器安装在地基内)。
在过去的几年中，进行了实验和理论研究(现场测量和数值模拟)，为设计和性能评价地埋管系统得出详细可靠的数据(见Knoblich et al, 1993;Rybach和Hopkirk, 1995;Rybach和Eugster, 1997)。20世纪80年代，在瑞典的研究主要是对地埋管系统进行理论热分析(Claesson和Eskilson, 1988;Eskilson和Claesson, 1988)，同时，瑞士在进行监测和模拟(Gilby和Hopkirk, 1985;Hopkirk et al, 1988)，德国在测试点进行土壤热传导测量(Sanner, 1986)。
这些系统供热时将地球作为热源，流体(通常为水或水—防冻剂混合液)作为媒介将热量从地球传递到热泵蒸发器，因此，使用了地热能。制冷时，地球为冷源。每千瓦时的制热量或制冷量，通常需要消耗0.22～0.35KWh的电量，比空气源热泵系统节能30～50%[2]。
在既定的运行条件下，有用能与热泵耗电量的比值被定义为“性能系数”或COP。COP值取决于来自地下循环的热泵进水温度，而进水温度取决于地质条件(地下热参数和水压参数，气候条件)和技术参数(地埋管的长度和形式，材料，灌泥浆的性质，等)。其它影响热泵COP的因素有供热/供冷负荷，建筑供热/供冷系统的形式和有关的供水温度。地下大约10m深处，土壤温度常年为常数(取决于主要气候条件和周围环境温度)，而地表面以下温度随着深度的增加缓慢增加，因此，竖直埋管式换热器在性能和能效上优于水平埋管换热器。
在美国，水源热泵工程委员会(WSHPEC)，通过实验室测试对多种模型比较了不同标准下的能效比。其额定功率小于40kW，结果指出了现有的ARI(空调与制冷学会)标准：供热时地源热泵的最小COP值为2.5，供冷时最小为2.9。水源热泵工程委员会对2001年ASHRAE 90.1制定的水源热泵的最小能效比提出了推荐修正值，修正为供热时取3.1，供冷时取3.9。在欧洲相似的测量值主要来自瑞士热泵测试中心，已真实出现了更高的能效比值。当源侧温度为0℃，供热温度为35℃时，COP值能接近5，供热温度为50℃时COP值大约3.5(见图1)。
虽然对于已有的地源热泵系统的COP值最高为4.5左右，但是它们运行期间内的平均COP值较低。平均COP值，通常称“季节性能系数”(SPF)，定义为运行期间的平均COP值，SPF的取值大约为SPF=3.0-3.8[3]。当地源热泵系统的所有组成部分都达到高标准，而且采用最合适的建筑供热系统时，SPF值能达到4.0;这种情况下，热泵通常不提供生活热水。
使用竖直埋管换热器系统时，输出给定的功率所需要的埋管长度主要取决于土壤的性质，包括土壤的温度、含湿量、颗粒大小和形状、导热系数。选择正确的竖直埋管换热器的大小是设计的一个目的，特别要注意使相邻钻孔间的热干扰尽量小化。关键点在建筑负荷、钻孔间距、回填材料和所在地点的特征。由于地源热泵的初投资较高，设计过大则会导致比传统系统更高的损失。
最近几年，在地源热泵方面的两个重要的技术发展是：
1)热响应测试，现场确定地下的各项热参数;
2)使用加强导热的灌泥浆材料。
在热响应测试中(Sanner et al, 2000)，给定钻孔内埋管一定的热负荷，测试循环流体相应的温度变化从1999年中期开始，这项技术已在欧洲中部被用来设计更大的竖直埋管地源热泵系统，在可靠的地下数据的基础上确定钻孔尺寸。热响应测试最先于1995年在瑞典和美国出现(Gehlin, 1996;Austin, 1998)，现在被很多国家使用，包括土耳其。同时使用可靠的设计软件(Hellstrom和Sanner, 1994;Hellstrom et al, 1997)，即使大量使用，竖直埋管地源热泵系统能成为一项安全可靠的技术。
热加强灌泥浆材料在美国已使用了十几年。它的使用能显著的减少钻孔内的导热热阻，从而控制了远边土壤与埋管内流体间的温差。也能通过对不同灌泥浆材料的地埋管换热器进行热相应测试得出其结果。
2 市场机会和阻碍
竖直埋管的设计常出现对流动、压降和控制参数处理不当，由于设备的腐蚀出导致的渗漏，施工质量较差，还有管材和循环换热流体的选择等诸多问题。以上都要求工程师的专业技术和承包方的地源热泵安装资格，这些都为地源热泵的市场推广设置了很大的障碍。在地源热泵系统市场较好的国家(例如瑞典、瑞士和德国)，开始强制设立技术指南、承包资格证明、质量鉴定表彰等，以保护厂家和消费者避免质量很差和使用寿命短的地源热泵系统。
已有的地源热泵只适用于低温供热系统，因为它们不能满足欧洲地区大量老的供热建筑的高温供热要求，从而或多或少地限制了其在新建建筑中的使用。热泵系统提供热水给风机盘管、地板供热或低温散热器时，通常将水温从40℃升高到45℃，热水在建筑内供热系统中循环的最高温度为50℃。供水温度越高，热泵COP越低。水-水热泵内热水流入室内测的标准温度和最高温度分别为40℃和50℃。依据ISO13256-2，欧洲一些指南中的最高温度为55℃。
以上的商业热泵系统中的温度上限，使得其只限用于低温供热系统，比如风机盘管系统、低温散热器系统或低温地板辐射系统。但是，在欧洲许多建筑中安装的是传统供热系统，一般由燃油锅炉和标准散热器组成，也就是高温供热系统。散热器内热水温度为80～90℃，温降为10～20℃。由于商业热泵的设计温度最高为50℃或60℃，温降为5～6℃。因此，在已有的建筑中用低温供热系统替换高温供热系统则必须整个的替换，包括用风机盘管或其它高级系统取代散热器，还要安装更大管径的管子。瑞士已出现了能使用65℃热水的热泵SATAG;这可以认为是为老建筑进行翻新的第一步。
很难统计出欧洲已经安装的热泵的数目，尤其是统计每一种热源的热泵数目。图5给出了主要的欧洲国家所安装的热泵数目的一些数据。2001年瑞典的非常大的数目的出现是安装了大量的废气排气-水热泵系统和其他水-水热泵系统的结果。但是，瑞典安装的地源热泵系统的数目也最多。总的来说，除了瑞典和瑞士(表1)，欧洲地源热泵的市场推广仍比较适度。市场的进一步推广仍有充足的潜力，其技术前景也认可这一期望。以瑞士为例，其在产热量上的增长(图2)鼓舞了其他国家。德国的趋势(图3)也很乐观，2002年地源热泵(土壤源和水源)占了大约82%的份额。
(数据来源于Van de Ven, 1999)
数据来源于AWP销售统计数据。由瑞士伯尔尼联邦能源办事处调查 (见Wilhelm和Rybach, 1999) 。
(数据来源于汉诺威的IWZ e.V.和慕尼黑的BWP e.V.。不包括热泵用于提供生活热水)
3 结论
地源热泵技术最早是瑞士工程师Zoelly发明的一项专利，最初作为一种新能源利用方式的概念没有在实际工程中应用，随着1973年的世界能源危机，欧洲，北美等地区加大了对该项技术的研究，特别是工程塑料的管材替代原地源热泵钢管地埋管，克服了地下管材腐蚀的问题，地源热泵在欧洲和北美得到了大力发展。我国对该项技术的研究应用起步于上个世纪90年代，作为一项引进的技术，直接跨过了很多技术方面的“弯路”，特别是最近几年，地源热泵已作为一项节能标志，在工程上大量应用，但具体的早期土壤测试，设计，包括施工都没有适应中国气候环境的有力技术支持。从欧洲对这项技术的几十年的发展状况和现在研究的主要内容看，我国应该提高地源热泵应用的前提技术条件，即地埋管周围岩土的情况勘察，包括地下水流动。推广的区域应该是黄河以北的冬、夏季空调负荷相当的区域或供热为主的东北地区，特别是在需要供热的同时又适合使用地源热泵的北方广大农村，地源热泵替代小型家庭供热的“煤炉”将会给我国的“节能减排”带来显著效果。
参考文献
[1]Austin W, 1998.Development of an In-situ System for Measuring Ground Thermal Properties.MScthesis, OSU, Stillwater OK.Claesson, J, Eskilson, P, 1988.Conductive heat extraction from a deep borehole.Thermal analysis and dimensioning rules.Energy13/6, 509-527.
[2]Donnerbauer R, 2003.Neuer Trend:Vom Boden an die Wand.VDI-Nachrichten16, Du¨sseldorf.Eklo¨f, C., Gehlin, S., 1996.TED—A Mobile Equipment for Thermal Response Test.Master’s Thesis, 1996, 198E, Lulea University of Technology.
[3]张勇, 王晏平, 陈正顺.混合式地源热泵控制方法分析[M].建筑节能, 2009 (2) :47-49.
“地热+热泵”方式 篇2
1 新建住宅区配套供暖遇到的问题
因新建住宅小区对供热设计考虑不足, 往往远离热源, 配套供暖会遇到许多问题。
(1) 附近热源负荷满足, 可以接入既有系统。但由于供热距离远, 处于管线末端, 供热效果往往不好, 而且不是统一规划经常造成管线铺设困难, 使成本增加。
(2) 附近热源负荷不足, 无法接入既有系统。这部分住宅供暖处境尴尬。住宅小区面积只有达到一定程度, 才有可能新上燃煤锅炉房, 因为大型集中供热锅炉房在供热效率、污染控制方面都有有利条件。目前东营地区供热燃煤锅炉基本配置为40 t链条燃煤锅炉, 该型锅炉供暖能力在35×104～40×104m2。即新建住宅区面积小于这个数值, 供暖将会出现困难。
2 地热和水源热泵技术的供热优势
东营市位于山东省境内黄河三角洲中心地带, 东营市境内具有巨大的油气资源, 也蕴藏着丰富的地热资源。2005年, 山东省地矿局地矿工程集团成功探明了东营城区、孤岛和河口三个大型地热田, 潜在经济价值800×104元以上。这三个大型地热田属于低温地热资源, 温热-热水型。热储温度50～80℃, 埋深1 000～2 000 m。其中, 东营城区地热田可利用热能为764 MW, 面积342 km2;三大地热田合理开采, 采期均在100年以上。丰富的地热资源为该地区地热供暖提供了巨大的便利条件。
2.1 地热和水源热泵供暖占地少, 施工方便
采用地热和水源热泵供暖只需在小区内打1、2口地热井, 建设一座200 m2的设备用房即可。然后将小区供热管线接入站内。投资少、占地少、施工方便、建设工期短。
2.2 地热和水源热泵技术相结合供暖合理
东营地区地下水热储温度50～80℃, 但矿化度较高不能直接用于供暖, 可以采用水-水换热的方式供暖。但是考虑地下水抽取量, 换热效率, 简单利用地下水换热方式供暖存在供暖面积小, 热能浪费等问题。
2.2.1 单独采用地下水换热运行分析
目前东营地区新建住宅绝大部分是节能建筑, 而且地板采暖越来越多。计算参数:住宅热负荷45 W/m2;供回水温度60/50℃;单井地下水抽取量60 m3/h (100 m扬程电潜泵平均流量) , 出水温度70℃;板式换热器换热效率96%。
地下水释放热量:1 395.6 kW, 由此可计算二级网换热量为:1 395.6×96%=1 339.8 kW, 供热面积2.97×104m2。
此时地下水换热后外排温度50℃。
2.2.2 换热后尾水采用热泵提取热量运行分析
热泵提取地下水热量后外排温度一般在40℃左右, 可从地下水中提取697.8 kW的热量。
设热泵COP=4, 则热泵提供热量1 116.5kW, 可计算出热泵输入功率418.7 kW, 供热面积2.48×104m2。即通过热泵做少量的功 (418.7 kW) 就可以获得较大的热量 (1 116.5 kW) , 供热面积增加近一倍。
如果将热泵外排温度降低至10～15℃, 那么提取的热量将会增加2～3倍, 供热效能更加可观。
因此仅采用地热供暖是不经济的, 只有地热和水源热泵相结合供暖才是最合理、最经济的。
2.3 采用地热和水源热泵技术供热运行费用较低
采用地热和水源热泵技术供热主要运行费用为电费、人工费、地热资源补偿费, 主要运行设备为电潜泵、循环泵、清水泵、热泵。
2.3.1 电费
电潜泵:产水60 m3/h, 配套电动机功率约45 k W。
循环泵:供热面积为2.97×104m2+2.48×104m2=5.45×104m2。
管网流量:5.45×104m2×40 m3/ (104m2·h) =218m3/h, 地板采暖住宅通常按照40 m3/ (104m2·h) 计算。
配套电动机功率约37 k W。
清水泵:配套电动机功率约18.5 kW。
热泵:热泵输入功率418.7 kW, 可选择2台HTHP200-H热泵, 输入功率208 kW。
按照东营地区近几年气温统计, 供暖初期和供暖末期约40天时间, 住宅热负荷只有室内平均计算热负荷的60%, 即只需要地下水换热采暖就可以满足供暖需要。
循环泵运行电量:31 968 kW。
电潜泵运行电量:38 880 kW。
运行费用:42 225元。
其他时间需要开启热泵才能满足热负荷需求。
循环泵运行电量:63 936 kW。
电潜泵运行电量:77 760 kW。
清水泵运行电量:15 984 kW。
热泵运行电量:718 848 kW。
运行费用:52.241×104元。
2.3.2 人工费
这样规模的地热站运行人员需要4人 (4班3倒) , 年度人工费为12×104元。
2.3.3 地热资源补偿费
按照东营市国土资源局规定, 地下水温度≥60℃按1.00元/m3征收地热资源补偿费。
地下水取水量:17.28×104m3。
地热资源补偿费:17.28×104元。
2.3.4 折旧费及其他费用
设备折旧费及维修费、材料费约22×104元。
总运行费用:107.74万元。
运行成本:19.77元/m2。
2.3.5 在采暖季与其他供热方式成本对比
东营地区燃煤锅炉房运行成本:43元/m2。
燃油锅炉房运行成本:48元/m2。
水煤浆锅炉房运行成本:41元/m2。
地热与水源热泵供暖与燃煤锅炉房运行成本对比一个采暖季节约费用126.6×104元。
3 投资
采用地热和水源热泵技术供热前期费用主要有:
钻井费用:180×104元。
设备费用 (包括水泵、换热器、热泵) :390×104元。
土建及施工费:40×104元。
合计费用:610×104元。
从上节可知, 相比燃煤锅炉供暖, 采用地热和水源热泵供暖运行费用每个采暖季节约126.6×104元
工程回收期:4.8年。
4 小结
(1) 统筹考虑合理布局。地热采暖要本着可持续发展的思路, 必须按照地方政府有关政策开采。要统筹考虑合理布局保证该地区的地下水量平衡。
(2) 尾水温度合理利用。地下水经过热泵提取热量后, 尾水温度仍然很高, 对于热泵来讲, 10℃以下的水没有进一步提取热能价值。因此如果尾水温度高于10℃, 应该尽可能采用其他技术提取热量, 进一步提高能源利用效率。
(3) 东营地区应该充分利用地热资源丰富的优势, 对新建住宅采用地热和水源热泵结合的供暖方式, 最大限度地节约能源, 减少污染, 提高居民的生活质量。
摘要：东营地区地热资源丰富。利用地热和水源热泵技术为东营地区新建住宅供热存在诸多优势:①供暖占地少, 施工方便;②换热后底水采用热泵提取热量的运行方式, 供热面积可增加1倍;③运行费用低, 与燃煤锅炉房运行成本相比, 一个采暖季可节约费用126.6×104元。
“地热+热泵”方式 篇3
地热采暖在中国发展较为迅速,特别是在中国北方,地热作为一种清洁能源,应用于采暖的优势十分明显,已成为京津地区居民供暖的主要形式。截止到2005年,天津地热供暖面积已达1 000×104m2,占全国地热供暖面积的50%。随着地热资源的开发和利用,也暴露出地热利用中的一些问题。a)地热直供供暖后的尾水排放温度偏高,一般在46℃以上,地热资源利用率低,造成了资源的浪费和环境热污染;b)地热供暖后尾水没有回灌,直接排放造成土壤环境污染,引起地面下沉,影响地下结构的稳定性;c)有少数地热井水温度低(低于50℃)。这类低温热源用于供暖时需进一步升温,如采用传统的锅炉加热方式,供暖后的排放水温度仍将在40℃以上。如采用热泵调峰技术供暖,不仅可进一步回收地热直供尾水的热量,使排放水温度达到环保要求,同时还加大了地热的供暖能力,提升了地热资源的利用率[1]。
1 项目方案
1.1 改造前供暖概况
东沽石油新村位于天津市塘沽区,新村内民用住宅建筑面积50×104m2,工业建筑面积18×104m2。冬季采暖热源是2座燃油(渣油)锅炉房。渣油是石油炼制过程中产生的下层残渣油品,而在石油中所含的不易分解的多种重组分子及有害元素大部分集中在渣油中,故渣油的密度大、黏度大。由于渣油的油粒直径相对于轻柴油、煤油和其它燃料油的油粒要大很多,因此在燃烧过程中势必会造成燃烧不充分,造成燃烧效率低,以及烟尘中带有大量的硫化物(SOx)、一氧化碳(CO)、氮氧化物(NOx)、碳氢化合物(HC)等有害气体。因而烟尘排放浓度不达标。为此公司曾投资对锅炉房进行脱硫除尘改造,但效果不明显。同时,渣油价格的快速上涨,也造成了供热成本的大幅增加。
改造前新村内主要供热热源为燃油锅炉,其中20t/h蒸汽锅炉2台,14 MW热水锅炉2台。地热井4口,其中高温井3口,总出水量290 t/h(其中20 t/h用来供居民的用热水),用来供暖的出水量270 t/h,水温为70℃;低温井1口,出水量40 t/h,水温为49℃。东沽石油村供暖系统为直供模式,锅炉调峰,操作运行人员对直供模式较为熟悉,并且地热水腐蚀管网现象在多年的实际运行过程中并不明显。
1.2 改造目的
继续采用地热直供为基本的供暖热源,并联合高温水源热泵调峰技术替代现有燃油锅炉调峰供暖的冬季供热模式。供暖初末期,采用地热热源对用户直供供暖;严寒期应用地热直供联合溴化锂吸收式水源热泵调峰技术,以天然气作驱动热源,回收提升地热尾水中的余热,为68×104m2的民用及工业用户供热。
1.3 改造设计
1.3.1 热指标确定
根据CJJ 34—2002城市热力网设计规范,考虑到新村内现有建筑均为老式建筑,内外墙无保温层,窗户为老式单层窗,围护结构不好,能耗较高且供热效果较差的特点,建筑采暖供热平均热指标采用60 W/m2。
1.3.2 热负荷确定
东沽石油新村现有供暖面积约68×104m2,其中工业18×104m2,民用50×104m2。按采暖供热平均热指标采用60 W/m2,按照下式进行计算。
式中,Q为供暖设计热负荷,W;q为面积热指标,W/m2;F为供暖面积,m2。
东沽石油新村工业用热负荷为10.8 MW,民建用热负荷为30.0 MW,总供热负荷为40.8 MW。
1.3.3 地热井供热能力
现状新村内有地热井4口,其中高温井3口直接供给热用户,总出水量290 t/h(其中20 t/h用来供居民的生活热水),用来供暖的地热水量270 t/h,水温为70℃;低温井1口,出水量40 t/h,水温为49℃。高温井供热回水温度约为49℃。与低温井混合后供给热泵提取热量。
按照下式推算地热井直供热量:
式中,G为热力网设计流量,t/h;Q为设计热负荷,kW;c为水的比热容,kJ/(kg·℃);t1为热力网供水温度,℃;t2为热力网回水温度,℃[2]。
按高温水量为270 t/h,地热水供、回水温为70℃至49℃,计算得地热直供热量为6.6 MW。
低温水余量为(270+40)t/h,水温为49℃~25℃,计算得热量为8.65 MW。国内溴化锂吸收式热泵COP值一般在1.7左右,则热泵回收地热尾水后制热量为8.65×1.7/(1.7-1.0)=21.6 MW。即现有4口地热井和热泵总制热量为6.6+21.6=28.2 MW。与热负荷40.8MW,相差12.6 MW。
因为现状地热水水量不能满足供暖要求,公司经天津市地热院及相关部门批准采取新打两采两灌4眼井增加地热水量。新井水系为馆陶层,经测算,出水量在80 t/h,水量在70℃以上。按新井出水量在80 t/h,水量在70℃计算,高温水量为430 t/h,地热水供、回水温为70℃至49℃,计算得地热直供热量为10.5 MW。低温水余量为(430+40)t/h,水温为49℃至25℃,计算得热量为13.1 MW。则热泵回收地热尾水后制热量为13.1×1.7/(1.7-1.0)=32.8MW。总热量为10.5+32.8=43.3 MW。与热负荷40.8MW相比,满足要求。
根据以上计算可知,热泵需提供32.8 MW热量。
1.3.4 热泵选择
方案采用第一类燃气溴化锂吸收式热泵,4台,单机功率10.5 MW,三用一备。燃气溴化锂吸收式热泵以消耗燃气热能为驱动,燃气为一次能源。相比电压缩热泵消耗二次能源电能更具有节能优势。并且溴化锂吸收式热泵的单机能力大,最大制热能力可达14MW,而电压缩式热泵的目前单机最大制热能力为3.5MW。方案需要的热泵热源能力为40.8 MW,若选择电压缩式热泵,并联12台数,占地面积大,安装工程量大,运行调试难度大,且涉及到公司向市政相关部门申请电力增容等问题。
1.3.5 热泵工作原理
第一类Li Br吸收式热泵机组是一种以热源(本项目为燃气)为动力,LiBr溶液为吸收剂、水为制冷剂,利用低温热源(余热水)的热能,制取所需要的采暖用高温热媒水,实现从低温向高温输送热能的设备。
机组由发生器、冷凝器、蒸发器、吸收器和热交换器等主要部件及抽气装置、屏蔽泵(溶液泵和冷剂泵)等辅助部分组成。抽气装置抽除了机组内的空气等不凝性气体,并保持机组内一直处于高真空状态。
冷剂泵将冷剂水液囊中的冷剂水抽出并喷淋在蒸发器中的传热管表面,吸收流经传热管内余热水的热量,汽化成冷剂蒸汽,余热水在放出热量后温度降低流出机组;吸收余热水热量后产生的冷剂蒸汽流入吸收器,被吸收器顶部淋下的溴化锂浓溶液吸收。溴化锂浓溶液在吸收冷剂蒸汽时放出冷剂蒸汽的凝结热,加热流经吸收器传热管内的热媒水,使其温度升高后流入冷凝器;溴化锂浓溶液在吸收冷剂蒸汽后浓度越来越低,汇集在吸收器底部,被溶液泵抽出,经热交换器升温后进入发生器,在发生器中被蒸汽(或热水)加热浓缩,分离出冷剂蒸汽。浓溶液经热交换器传热管间与溴化锂稀溶液进行热量交换后流回吸收器,继续吸收蒸发器中产生的冷剂蒸汽;而发生器中产生的高温冷剂蒸汽流入冷凝器内,加热流经冷凝器传热管内的热媒水,使其温度再次升高后流出机组供用户使用,同时冷剂蒸汽放出热量后冷凝成冷剂水,经U形管节流进入蒸发器。因蒸发器中压力较低,进入蒸发器的冷剂水一部分闪发成冷剂蒸汽,另一部分冷剂水则因热量被闪发的那一部分带走而降温成饱和温度的冷剂水,流入蒸发器底部液囊。上述过程不断循环进行,即可不断地回收余热水热量并制取所需温度的热媒水[3]。
1.3.6 改造内容
a)新打两对开采、回灌井,出水量110 m3/h,水温70℃;b)将原系统补水水罐作为热泵尾水罐,存储热泵尾水用于回灌。在低温罐南侧空地新建一座1 000 m3水罐,分两格,600 m3存储地热供暖直供水。400 m3存储地热直供供暖回水,用于热泵给水;c)拆除锅炉房2台14 MW锅炉,并新作热泵基础,放置4台10.5 MW热泵;d)室内及室外供暖管网调整;e)新做热泵及换热间中控系统。
1.3.7 改造后热源
a)高温地热井5口,总供热水量为430 t/h(不包含20 t/h生活热水),出水温度为70℃;b)低温地热井总供热水量为40 t/h,出水温度为49℃;c)4台直燃型溴化锂吸收式热泵,单机制热功率10.5 MW;d)2台20蒸吨燃油蒸汽锅炉作为应急备用热源。
通过对改造后供暖系统热平衡分析,可以看出地热加高温水源热泵系统总供热量可以满足东沽新村内采暖热负荷需求。原有的2台20蒸吨锅炉总供热量为28 MW,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。
1.3.8 改造后供暖工艺示意图
供暖初末期地热直供模式,采用变流量调节方式进行调节,整个控制系统根据室外温度,通过调节地热井水量来调节供暖循环水供水温度。严寒期,启用热泵进行调峰,整个控制系统根据室外温度,通过热泵供水质调节方式,保证东沽片区供热正常运行。
从实际运行方面来看,当室外平均温度高于5℃时,基本不启用热泵调峰,地热直供基本能满足片区供暖。当室外平均温度在2℃~5℃时,除地热水直供外,热泵启用1台。当室外平均温度在2℃~-3℃时,除地热水直供外,热泵启用1台~2台。当室外平均温度在-3℃~-7℃时,除地热水直供外,热泵启用2台~3台。当室外平均温度低于-8℃时,除地热水直供外,热泵启用3台。
2 节能环保效益
将天然气替代渣油作为供暖燃料,经测算,可减少CO2排放1 234 t/a、减少锅炉烟气中SO2排放28 t/a、NOx排放19 t/a、烟尘排放45 t/a。将地热直供后回水梯级利用到25℃以下达标排放,从而实现地热资源的有效利用,避免了环境污染,为实现可持续发展社会创造良好条件。改造后新系统经过2个采暖期的平稳运行,经相关部门监测,除明显的环保效益之外,新系统带来的经济效益也相当显著。
3 结语
地热直供联合热泵调峰技术完全替代了东沽石油新村沿用近30 a的燃油锅炉供暖模式。高温水源热泵在地热供暖中对地热直供尾水温度的梯级利用极大地降低了供暖系统的运行费用,提高了地热资源的利用效率,达到环保排放标准,减少了对环境的危害。高温水源热泵在地热供暖行业中的大力推广,必将成为整个供暖行业的主流方向。
参考文献
[1]李新国,赵军.低温地热运用热泵供热的技术经济性[J].北京:太阳能学报,2000(4):447-450.
[2]田玉卓.供热工程[M].北京:机械工业出版社,2008.