建筑供暖領域化石能源替代是我國“雙碳”目標落地的重點與難點,我國北方城鎮供暖能耗占建筑總能耗40%以上,低碳轉型緊迫性突出。中深層地熱能作為清潔可再生能源,具有儲量大、分布廣、輸出穩定、清潔無污染的顯著優勢,是建筑供暖領域替代化石能源、助力“雙碳”目標的優選方案,但其規模化應用存在明顯不足,粗放式利用或簡單單級提溫易造成中低品位熱能浪費,綜合利用效率低且經濟性欠佳。傳統空氣源熱泵技術受制冷劑特性與壓縮機理限制,無法匹配我國北方既有建筑散熱器末端75~85℃的高溫供熱需求。將中深層地熱能與高溫熱泵技術深度耦合,可有效挖掘地熱能利用潛力,減少資源浪費、提升利用經濟性。雄安新區作為國家生態文明建設典范,規劃綱要明確要求構建以地熱等可再生能源為主導的清潔供熱系統,其零碳供暖的發展需求,進一步推動了地熱能與高溫熱泵耦合技術的研發與工程應用,雄安新區高鐵片區1號能源站作為首個全地下、規模化零碳示范項目,成為該耦合技術落地實踐的重要載體,本文以此為案例開展相關研究,為北方同類項目提供參考。

 

1 研究發展現狀

近年來,國內外學者圍繞中深層地熱能利用、高溫熱泵技術、能源系統集成及宏觀能源戰略等相關領域開展了大量系統性研究,獲得了一系列研究成果。在中深層地熱能利用領域,國內外科研團隊聚焦資源評估與開采回灌技術兩大核心方向展開研究。DONG等利用COMSOL軟件建立二維隨機裂隙滲流傳熱模型,探究了沉積盆地裂隙網絡幾何形態對地熱能開采的影響,發現中等開度、長度及傾角的裂隙網絡采熱效率最高,明確了裂隙性巖溶儲層地熱資源開發的有利靶區。有研究系統評估了我國中深層地熱資源分布特征與開發潛力,明確其在北方寒冷地區建筑供暖低碳轉型中的核心戰略價值,聚焦地熱開采與回灌技術優化,探索“取熱不取水”的環保開發模式。有效提升了地熱資源可持續利用能力,但現有研究多側重單一技術優化,中低品位地熱余熱難以充分利用。

 

在高溫熱泵技術領域,國內外學者和工程技術人員圍繞核心技術優化與性能提升開展了大量研究。劉繼平等系統分析了國內外工業余熱高溫熱泵的壓縮機類型及特點,明確離心式熱泵壓縮機宜重點關注高效葉輪、耐高溫電機與無油潤滑軸承,螺桿式壓縮機則需解決轉子熱變形及軸封問題,為高溫熱泵核心部件優化提供了重要參考。徐偉等研發了三元混合高溫制冷劑HTR01,基于該制冷劑研制的300 kW高溫水源熱泵機組,實測可穩定產生85℃左右熱水,有效提升了熱泵出水溫度與綜合能效。此外,相關綜述性研究系統總結了高溫熱泵在提升可再生能源利用溫度中的技術進展與核心瓶頸,明確其在破解地熱能溫度適配難題中的關鍵作用,但現有研究多停留在實驗室試驗或小型試點階段,缺乏與中深層地熱能梯級利用的規模化耦合實踐。

在能源系統集成領域,研究重點聚焦多能互補系統能量梯級匹配優化方法。金紅光基于吳仲華 “能的梯級利用與總能系統”思想,提出“溫度對口、梯級利用”的核心原理,為多能源協同利用系統集成提供了理論指導。金紅光進一步開展實踐研究,探究了多能源互補的分布式能源系統能量綜合轉換梯級利用方法,建立了多品位余熱梯級優化模型,但相關研究多聚焦于太陽能、工業余熱等能源類型,未針對中深層地熱能與高溫熱泵的深度耦合開展系統集成設計與優化,且忽略了深度梯級換熱與全綠電驅動的協同效應。在宏觀能源系統領域,已有研究明確了電氣化與綠電消納在建筑部門碳中和路徑中的核心地位,相關學者通過量化分析發現,清潔電力驅動的可再生能源供暖模式,可大幅降低建筑供暖領域碳排放強度,契合我國“雙碳”目標要求。

但現有研究多從宏觀政策與能源戰略層面展開,缺乏具體到中深層地熱供暖場景的工程實踐論證,未將高溫熱泵、深度梯級換熱與全綠電驅動三者進行深度融合,難以支撐北方寒冷地區規模化零碳供暖項目的推廣應用。現有研究已覆蓋中深層地熱能利用、高溫熱泵技術、系統集成等多個關鍵領域,形成了一系列理論與技術成果,但仍存在明顯研究空白。現有研究多聚焦單一技術優化,而將高溫熱泵、深度梯級換熱與全綠電驅動深度融合,應用于中深層地熱供暖的規模化工程實踐研究較為匱乏,缺乏詳盡的實體案例剖析、完整采暖季實測數據分析及系統性的技術經濟可行性論證,難以滿足我國北方寒冷地區同類零碳能源站的規劃、設計與運行需求。為此,文章關注雄安新區1號能源站實體案例,聚焦高溫熱泵與中深層地熱能深度耦合技術,開展規模化工程實踐研究,為北方同類項目提供技術參考與數據支撐。

 

2 項目概況與能源基礎條件

2.1 項目概況

雄安新區高鐵片區1號能源站是新區踐行“先地下、后地上、集約高效”城市發展理念的標志性能源基礎設施。該項目位于京雄城際鐵路雄安站西南側,所有主要工藝設備均布置于地下空間,地面則規劃為公共綠地景觀,實現了城市功能與生態景觀的融合。作為高鐵片區規劃的三座區域能源站中的核心樞紐,其設計總供熱負荷為160 MW。項目一期工程于2023年投運,供熱負荷30 MW,服務建筑面積約1 00萬m2;二期工程供熱負荷42.5 MW,服務建筑面積約160萬m2;后期擴容至滿足片區總計約402萬m2的行政辦公、商業服務及居住建筑的冬季供暖需求。

 

2.2 能源基礎條件分析

項目所在地具有豐富的中深層地熱資源,能源站位于華北平原著名的牛駝鎮地熱田范圍內。河北省地質勘查院的詳細勘查報告表明,該區域新近系館陶組熱儲層發育良好,埋深在1 200~1 800 m之間,厚度達80~1 20 m、滲透率為50~80 mD,具備高滲透性、地溫梯度適宜等特點。生產井出水溫度穩定在63~66℃,平均達65℃,單井出水量為1 20~1 50 m3/h。該熱儲層具備優良的回灌能力,為“取熱不取水”的可持續開發模式提供了地質保障。

雄安新區具有豐富的綠電供應,通過特高壓電網,高效接收來自張北、蒙西等可再生能源富集

區的清潔電力。根據國家電網與雄安新區供電公司的規劃與運行報告,新區已實現全區域電力消費的綠色化。豐富的地熱能與綠電資源,是構建“零碳能源站”的先決條件。這種“地熱+全綠電”的耦合模式,從根本上消除了系統運行環節的間接碳排放,是能源生產端與消費端協同轉型的典型體現。項目設計采用“7采6灌”的井群布局,采灌均衡穩定。

 

3 系統集成設計原理與優化

3.1 總體設計原則與思路

該系統的主要設計參數見表1。設計核心目標為在65℃地熱進水溫度與80℃供熱出水溫度的工況下,最大化提升地熱能利用效率,同時保障系統全工況運行的穩定性與經濟性。結合現有資源稟賦及需求現狀,確立以下設計原則。

3.1.1 溫度匹配與梯級利用原則

基于熱力學第二定律,以提升系統熱力學效率為導向,實現地熱水降溫過程與供熱回水升溫過程的溫度區間最優匹配,減少換熱不可逆損失。系統需將65℃地熱水冷卻至最優回灌溫度,同時將45℃供熱回水加熱至80℃,上述多溫階換熱過程通過多級換熱設備串聯完成,充分挖掘地熱能梯級利用潛力。

3.1.2 能效優先與設備協同原則

設備選型與運行策略均以能效最優為核心,優先由高效無動力設備板式換熱器承擔主要換熱

負荷,確保高能耗設備熱泵穩定運行于高效工況區。通過系統集成優化,保障熱泵始終處于小溫升、高蒸發溫度運行狀態,維持其較高綜合能效比,實現設備協同高效運行。

 

3.1.3 靈活調節與智慧調控原則

針對室外溫度變化引發的熱負荷大幅波動,系統需具備良好的適應性。通過優化管路與控制

系統設計,實現地熱直供、全梯級提溫等多種運行模式的靈活無縫切換,依托智慧化調控平臺完成系統全局優化,保障系統在不同工況下均能達到最優運行效果。

 

3.2 系統架構與分級設置邏輯

基于上述設計原則,構建“地熱側多級冷卻-用戶側多級加熱”耦合梯級利用系統,系統流程及

關鍵參數如圖1所示。地熱側采用五級板式換熱器串聯,將65℃地熱水冷卻至接近環境溫度(約25℃)以最大化提取熱能。多級換熱設置可減小單級換熱溫差,降低換熱不可逆損失,同時為后續熱泵提供多品位中低溫熱源以提升蒸發溫度;經熱經濟性模型權衡分析,五級配置可在顯著提升系統能效的同時,將投資回收期控制在合理范圍,各級板換出口水溫根據用戶側加熱溫升節點精準匹配計算確定。

聯”分級加熱策略,實現45℃供熱回水升至80℃ 的目標。首先利用地熱側一級板換,提取地熱水 46~65℃高品位熱能,將部分回水從45℃預熱至 63℃,此過程無動力消耗、能效最優;預熱后混合水溫約63℃,剩余1 7℃溫升通過四級熱泵串聯拆分實現,使每臺熱泵均維持低壓縮比、高蒸發溫度的高效運行狀態。

系統運行模式根據室外熱負荷動態調控:過渡季低負荷時段采用地熱井一級直供模式,65℃ 地熱水經一級板換換熱,供/回水溫度為65℃/ 42℃,直接為供熱側提供62℃/40℃熱水,熱泵不啟動以降低電耗;嚴寒期標準工況啟動全梯級模式,地熱水經五級板換依次冷卻至24.5℃回灌 (各級出口水溫分別為46.5℃、42℃、35℃、 29.5℃、24.5℃);用戶側45℃總回水分兩路,一部分經零級熱泵加熱至66.8℃,另一部分經一級板換預熱至63℃,混合后經三級熱泵依次加熱至 80℃,一期系統總制熱量30 MW,二期系統總制熱量42.5 MW,滿足高負荷供熱需求。

 

3.3 采暖季運行特性擬合與能效變化規律

2023—2024年采暖季運行情況如圖2所示。 數據表明,供熱負荷及供水溫度均隨室外溫度的降低呈顯著線性增長趨勢,擬合關系式見式(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為供熱負荷(MW);Tout為室外溫度(℃);Tg為供水溫度(℃)。

采集綜合系統輸入電耗數據,對比分析得出采暖季內不同室外溫度下的系統綜合能效比,變化曲線如圖3所示。

4 運行性能實測與綜合效益評估

4.1 設備性能與系統能效實測分析

為精準評估系統運行性能與能效水平,基于 2023—2024年完整采暖季累計運行2 880 h的連續在線監測數據,結合第三方能效測評報告進行驗證分析,重點開展高溫離心熱泵機組性能、供熱穩定性及地熱能綜合利用率3方面實測研究,具體結果如下。

高溫離心熱泵機組核心運行參數實測結果顯示蒸發器側平均進水溫度(Tg,in)為33.8℃,冷凝器側平均出水溫度(Tg,out)為80.2℃,機組平均輸入電功率(We)為1.25 MW,平均制熱功率(Qe)為 1 0.69 MW。

機組COP值按式(3)計算得出:

COP=Q e/We(3)

計算結果表明,機組COP值達8.55,優于常規地源熱泵在同類氣候區供暖工況下的典型COP 值(3.5~4.5),顯著優于空氣源熱泵嚴寒期運行性能。核心技術在于系統采用“小溫升、多級串聯”的優化設計,每級熱泵僅承擔4~6℃的溫升負荷,確保各級機組均穩定運行于高效工作區間, 從而實現系統整體能效的倍增效應,這與多級壓縮熱泵通過分攤溫升提升能效的技術原理高度契合。

 

供熱穩定性實測結果表明,整個采暖季供熱管網供水溫度始終穩定控制在79~8 1℃區間,達標率達98.7%;室外溫度-1 2℃的極端低溫日供水溫度不低于79.5℃,波動率低于3%。通過部署于用戶末端的500個無線溫度傳感器進行全域監測,整個采暖季用戶室內溫度達標率(大于等于 1 8℃)為1 00%,系統運行穩定可靠。

 

地熱能綜合利用率實測分析如表2所示。

 

地熱能綜合利用率(η)計算見式(4)~式(6):

地熱水總攜熱量:

Q t=Gg×c w×ρw×(Tg,in-T 0)×τ÷3 600(4)

系統實際提取熱量:

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

地熱能綜合利用率:

η=Q e/Qt(6)

式(4)~式(6)中:Qt為地熱水攜熱量(kW);Gg為地熱水總流量(m3/h);cw為水的比熱容[kJ/(kg·℃)];ρw為水的密度(kg/m3);Tg,in、T 0、Tg,out分別為地熱水進口平均溫度(℃)、回灌平均溫度(℃)和環境參考溫度(℃)。系統將地熱水有效利用溫差提升至40.2℃,實現了地熱能的高效深度開發。調研數據顯示,傳統中深層地熱供暖系統多采用直接換熱+部分回灌或單級熱泵提溫模式,地熱水利用溫差普遍小于25℃,綜合利用率低于40%;相較于傳統系統,本系統實測綜合利用率為75.85%,有效破解了傳統地熱利用模式粗放、資源浪費嚴重的難題,契合中深層地熱“梯級利用、高效開發”的發展方向。

 

4.2 環保、經濟效益分析

環保、經濟效益分析如表3所示。

1)碳減排效益計算

基準線設定為當前華北地區主流的燃氣鍋爐供熱。系統單采暖季總供熱量(Qs)由平臺累計為9.25×1 05GJ。節約的天然氣按式(7)計算為2.6×1 07m 3,碳排放量按式(8)計算為5.1× 1 04t。由于該項目使用1 00%綠電(排放因子為 0),此即為凈減排量。

Vgas=Q s/LHVgas(7) ΔCO2=Vgas×EFgas(8) 式(7)、式(8)中:LHVgas天然氣的低位熱值,取 35.9 MJ/m3;EFgas為天然氣單位體積的CO2排放系數,取0.001 96 t/m3。

2)運行成本分析

據統計系統總耗電量為1.826×106kWh。根據新區綠電交易結果,綜合到戶電價為0.378元/kWh。 總電費(Ce)為6.90×1 05元。一期供熱面積,A為單位面積此處取(1 00萬m2)運行成本(ce)按式 (9)計算,為0.69元/(m2·季)。c e=C e/A(9)

3)成本對比

雄安及周邊燃氣集中供熱平均運行成本約為 1.35元/(m2·季)。單位面積節省0.66元/(m2·季), 運行成本降低48.9%,單采暖季可節約運行費用約66萬元。

5 結論與展望

針對雄安1號能源站中深層地熱能高效開發與清潔供熱需求,研究了中深層地熱能與高溫離心熱泵耦合梯級利用關鍵技術,開發了“五級板換預熱+四級熱泵串聯”的供熱網提溫一體化系統。工程實證表明,該系統可實現地熱流體從65℃至24.5℃的深度取熱,將供熱網回水從 45℃提升至80℃;核心高溫熱泵優化工況下 COP值達8.55,地熱能綜合利用率達75.85%。在綠色電力支撐下,系統實現供熱運行零碳排放,供熱穩定性與室內溫度達標率均表現優異,驗證了該技術路徑的可行性、高效性與經濟性,為中深層地熱能規模化清潔供熱提供了技術范式與工程參考。