Теплоэнергетика, 2021, № 7, стр. 58-64

ИССЛЕДОВАНИЕ ОТБОРА ТЕПЛА С ГОРНОЙ ПОРОДЫ СКВАЖИННЫМ ТЕПЛООБМЕННИКОМ

Циркуляция промежуточного теплоносителя в грунтовом теплообменнике влияет на тепловое поле вокруг скважины. Диаметр зоны возмущения температурного поля зависит от диаметра скважины, интенсивности и длительности работы грунтового теплообменника, температуры и теплофизических свойств пород и промежуточного теплоносителя.

Процесс теплопередачи в вертикальном грунтовом теплообменнике описывается уравнением

при граничном условии

где t₁ – температура промежуточного теплоносителя, °С; Z – вертикальная координата, м; k – линейный коэффициент теплопередачи от горной породы к промежуточному теплоносителю, Вт/(м ⋅ К); G – массовый расход промежуточного теплоносителя, кг/с; ${{c}_{p}}$ – теплоемкость промежуточного теплоносителя, Дж/(кг ⋅ К); t₀ – температура нейтрального слоя, °С; Г – геотермический градиент, °С/м; t_н – температура промежуточного теплоносителя на входе в теплообменник.

Решая (1), можно получить окончательную формулу для изменения температуры промежуточного теплоносителя по глубине грунтового теплообменника:

Циркуляция промежуточного теплоносителя в вертикальном грунтовом теплообменнике влияет на тепловое поле вокруг скважины из-за разности температур между промежуточным теплоносителем и породами, через которые проходит скважина. Диаметр зоны нарушения термического режима зависит от диаметра скважины, интенсивности и длительности работы грунтового теплообменника, а также от температуры и теплофизических свойств пород и промежуточного теплоносителя.

Теоретически при циркуляции промежуточного теплоносителя температура пород должна изменяться на бесконечно большом расстоянии от скважины. Однако практически всегда в пласте можно установить границу, за пределами которой он сохраняет свою естественную температуру.

Эффективный радиус круга R, внутри которого температура пород вокруг скважины отклонена от естественного распределения, можно найти, решив уравнение теплопроводности. В представленном случае, когда радиус возмущения много меньше глубины скважины, можно рассмотреть радиальную задачу, подробное решение которой приведено в ранее опубликованной работе авторов [6]:

где а – температуропроводность пород, м²/с; τ – время эксплуатации скважины, с.

Тогда линейный коэффициент теплопередачи можно определить по формуле

где d₃ – диаметр скважины по буровому долоту, м; d₂, d₁ – наружный и внутренний диаметры наружной колонны труб; λ_п, λ_ц и λ_м – коэффициент теплопроводности горной породы, цементного кольца и металла соответственно, Вт/(м ⋅ К); α – коэффициент теплоотдачи от внутренней стенки наружной колонны труб к промежуточному теплоносителю, Вт/(м² ⋅ К).

В процессе эксплуатации теплообменника эффективность съема тепла с горной породы снижается, что связано с постепенным увеличением эффективного радиуса R и снижением коэффициента теплопередачи k. Теплообменник глубиной 100 м, находящийся в эксплуатации в течение нескольких суток, по отбираемому теплу практически равнозначен теплообменнику глубиной 200 м, который непрерывно эксплуатируется в течение всего отопительного сезона. Расчеты показывают, что оптимальный расход промежуточного теплоносителя составляет 0.5–0.6 кг/с (рис. 2). Дальнейшее увеличение расхода практически не приводит к увеличению теплосъема с горной породы.

Извлекаемая из грунтового теплообменника тепловая энергия линейно зависит от глубины теплообменника (рис. 3). При этом удельный съем тепла q с горной породы на каждый метр глубины теплообменника составляет q = 33 Вт/м для теплообменника глубиной 200 м, эксплуатируемого в течение 150 сут, и q = 60 Вт/м при глубине теплообменника 100 м и его эксплуатации в течение 1 сут.

Из полученных данных следует, что оптимальным может стать ТСТ с двумя грунтовыми теплообменниками неглубокого залегания в вертикальных скважинах, которые попеременно работают в циклическом режиме (одна скважина работает в течение 1–2 сут, другая находится в простое для восстановления температурного поля вокруг нее).

Необходимость в частом переключении циркуляционного потока от одной скважины к другой – это существенный недостаток ТСТ с двумя скважинами. В то же время капитальные затраты на устройство ТСТ с одной глубокой скважиной (200 м) превышают суммарные затраты на устройство двух скважин глубиной 100 м каждая. Кроме того, и эксплуатационные затраты, связанные с прокачкой теплоносителя, в глубокой скважине выше в силу увеличения в 2 раза потерь напора на трение по высоте теплообменника.

Исследования процесса охлаждения горной породы при съеме с нее тепла скважинным теплообменником и восстановления теплового поля в породе во время простоя скважины в межотопительный период подтвердили, что температурное поле в горной породе за летний период простоя скважины восстанавливается лишь частично притоком тепла от пород вне зоны охлаждения [7, 8]. Радиус фронта охлаждения за отопительный период может достигать 6–8 м. Полностью восстановить температурное поле вокруг скважины за время ее простоя не удается. Температура на стенке скважины восстанавливается за месяц примерно на 50% и более, за летний сезон – на 80–85%, вдали от скважины процесс восстановления происходит с некоторым запозданием и на меньшие значения. В этих условиях возникает проблема полного восстановления теплового поля в горной породе вокруг скважины во время ее простоя в летний период.

КОМБИНИРОВАННАЯ СОЛНЕЧНО-ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ

Для бесперебойного энергоснабжения потребителей наиболее перспективны технологические системы, в которых используются возобновляемые источники энергии (ВИЭ) двух и более типов. Практически во всех регионах России есть ВИЭ одного или двух типов, коммерческая эксплуатация которых может быть оправдана, при этом некоторые регионы богаты возобновляемыми источниками всех типов.

Разработана и запатентована комбинированная солнечно-геотермальная технология для обеспечения горячей водой и теплом децентрализованных потребителей небольшой мощности (рис. 4) [9]. Такая технология включает в себя солнечные коллекторы 1, теплообменник 3, бак-аккумулятор 2, тепловой насос 9 и скважину-теплообменник 14. Теплоноситель (антифриз) циркулирует через солнечный коллектор, где нагревается энергией солнца, и затем отдает тепловую энергию воде через теплообменник 3, вмонтированный в бак-аккумулятор 2. В баке-аккумуляторе хранится горячая вода до момента ее использования, поэтому он должен иметь хорошую теплоизоляцию. В первом контуре, где расположен солнечный коллектор, может применяться естественная или принудительная циркуляция теплоносителя. На линии горячего водоснабжения вмонтирован электрический нагреватель 6. При уменьшении температуры в баке-аккумуляторе ниже установленной (продолжительная пасмурная погода или малое количество часов солнечного сияния зимой) электронагреватель включается и нагревает воду до заданной температуры.

Энергоблок солнечного коллектора эксплуатируется круглогодично и обеспечивает потребителя горячей водой, а энергоблок низкотемпературного напольного отопления с ТН и скважиной-теплообменником глубиной 100–200 м включается в эксплуатацию только в отопительный период.

В цикле ТН холодная вода с температурой 5°С опускается в межтрубном пространстве скважины-теплообменника и отбирает низкопотенциальное тепло с окружающей горной породы. Далее, нагретая в зависимости от глубины скважины до температуры 10–15°С вода поднимается по центральной колонне труб на поверхность. Для предотвращения обратного оттока тепла центральная колонна снаружи теплоизолирована. На поверхности вода из скважины поступает в испаритель ТН, где происходит нагрев и испарение низкокипящего рабочего агента. После испарителя охлажденная вода вновь направляется в скважину. За отопительный период при постоянной циркуляции воды в скважине происходит постепенное охлаждение окружающей ее горной породы.

В летний период избыток тепловой энергии в виде горячей воды из бака-аккумулятора направляется в скважину для полного восстановления температуры в горной породе вокруг нее.

В период отключения отопления вентили 12 и 13 закрыты, и при открытых вентилях 10 и 11 горячая вода из бака-аккумулятора циркуляционным насосом закачивается в межтрубное пространство скважины, где по мере ее спуска происходит теплообмен с окружающей горной породой. Затем охлажденная вода по центральной теплоизолированной колонне направляется обратно в бак-аккумулятор. В отопительный период, наоборот, вентили 12 и 13 открыты, а 10 и 11 закрыты.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ СОЛНЕЧНО-ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ СИСТЕМА

Комбинированная солнечно-геотермальная система для отопления и горячего водоснабжения дома коттеджного типа построена на полигоне Объединенного института высоких температур РАН в г. Махачкала. Система включает в себя скважинный теплообменник¹¹ глубиной 100 м для отбора тепла с горной породы (рис. 5), солнечные коллекторы (20 шт.) общей площадью 20 м², теплоизолированный бак-аккумулятор горячей воды объемом 1.2 м³ с встроенным теплообменником, линию горячей воды, а также энергоблок низкотемпературного отопления с тепловым насосом мощностью 15 кВт и циркуляционным насосом для прокачки промежуточного теплоносителя.

В системе использованы солнечные плоские коллекторы нового поколения, разработанные в Институте проблем геотермии и возобновляемой энергетики – филиале Объединенного института высоких температур РАН (ИПГВЭ ОИВТ РАН), производимые НПП “Ресурс-М”, которые имеют следующие технические характеристики:

В коллекторах используются современные термостойкие полимерные материалы – сотовые поликарбонат и полипропилен. Коллекторы включают в себя металлический адсорбер типа “труба в листе” и прозрачное покрытие из сотового поликарбоната толщиной 4 мм. Защита тыльной стороны коллектора выполнена из сотового полипропилена, теплоизоляция – из минеральной ваты. Боковое ограждение коллектора изготавливается из специально разработанного алюминиевого профиля. Этот коллектор, как лучший исполненный проект, награжден золотой медалью IX Московского международного салона инноваций и инвестиций. В настоящее время такие коллекторы широко используются на юге России в солнечных водонагревательных установках различного назначения.

Бак-аккумулятор рассчитан на трехсуточный запас горячей воды на четырех человек, внутри бака смонтирован металлический теплообменник, образующий с коллекторами первичный замкнутый контур, который заполняется незамерзающей жидкостью. Это обеспечивает работоспособность системы в зимний период. На время длительного отсутствия солнечной радиации в системе предусмотрен дублирующий электрический водонагреватель, который автоматически включается при падении температуры в системе горячего водоснабжения ниже заданного значения.

Грунтовый аккумулятор представляет собой вертикальную скважину со следующими характеристиками:

Теплоноситель (вода) нагнетается круглый год в кольцевой зазор между лифтовой колонной и скважиной, в отопительный период тепло отбирается с горной породы, в остальное время происходит восстановление теплового поля в горной породе вокруг скважины. На линии со скважиной установлен тепловой насос типа “вода–вода” MSR-J043WHC мощностью 15 кВт.

Солнечные коллекторы служат для обеспечения горячего водоснабжения в зимний период эксплуатации системы, когда солнечное сияние минимальное. В результате теплового расчета их площадь и количество были несколько увеличены. В летний период избыток тепловой энергии в виде горячей воды из бака-аккумулятора направляется в скважину для полного восстановления температуры в горной породе вокруг скважины.

Проведены испытания солнечных коллекторов в режиме с постоянным расходом теплоносителя. Такой режим наиболее распространен в солнечных водонагревательных установках, в которых циркуляция теплоносителя осуществляется с помощью насоса. Испытания выполняли в солнечные дни с 10 по 25 сентября 2019 г. В ходе испытаний измеряли температуру теплоносителя на входе и выходе коллекторов, плотность солнечной радиации, температуру наружного воздуха. Количество коллекторов равно 20, их суммарная площадь 20 м². Производительность циркуляционного насоса – 0.08 кг/с. В установке использовано параллельное соединение коллекторов, расход теплоносителя через один коллектор составляет 0.004 кг/с. Система работает в режиме накопления тепла в баке-аккумуляторе. Во время испытаний коллекторов не производились отбор тепла на отопление, горячее водоснабжение и передача тепла в грунтовый аккумулятор.

Результаты испытаний показали, что дневная производительность одного коллектора в сентябрьский солнечный день равна 14.24 МДж/м², при этом суммарная дневная солнечная радиация на поверхности коллектора, измеренная в ходе испытания, – 23.4 МДж/м². Следовательно, среднедневное значение КПД коллекторов составляет 0.62. При этом среднедневная температура теплоносителя в коллекторах – примерно 56°С.

Одновременно были проведены пробные закачки теплоносителя в скважину-теплообменник. До этого грунт вокруг скважины не подогревался закачкой теплоносителя и у породы была естественная температура скважины, которая плавно нарастала от ее устья к забою с 15.0 до 18.5°С. Для закачки была использована артезианская вода температурой 29°С, извлекаемая из отдельной скважины с глубины 400 м для хозяйственно-питьевых нужд полигона ОИВТ РАН. Вода закачивалась с расходом 0.33 кг/с, на выходе из скважины температура закачиваемой воды снижалась до 21°С, что свидетельствует об успешной аккумуляции тепла в горной породе.

Необходимо отметить, что в летний период для восстановления температуры в горной породе в скважинах неглубокого залегания можно успешно применять поверхностную воду, предварительно нагретую солнечным теплом в открытом бассейне.

Вырабатываемая солнечными коллекторами тепловая энергия используется полностью, при этом в летний период часть тепловой энергии, в других конструкциях солнечных установок теряемая безвозвратно, в предлагаемой системе накапливается в грунтовом аккумуляторе и в отопительный период тепловым насосом подается для отопления дома.

Теплонасосные системы теплоснабжения с вертикальными грунтовыми теплообменниками могут быть успешно применены для создания экологически чистых децентрализованных систем отопления и горячего водоснабжения, а также для снабжения теплом сельских потребителей. Скважины-теплообменники не требуют заметного отчуждения земли и могут сооружаться под фундаментом здания или в непосредственной близости от него. Широкое применение этих технологий теплоснабжения позволит решить не только трудные задачи, связанные с приобретением и доставкой энергоносителей в отдаленные населенные пункты, но и некоторые социальные проблемы на селе.

Поверхностные слои грунта – это довольно универсальный и повсеместно доступный источник низкопотенциального тепла, и в России имеются неограниченные возможности для применения технологий ТСТ с вертикальными грунтовыми теплообменниками. На сегодняшний день в стране насчитывается более 30 млн индивидуальных генераторов тепла, в состав которых входит, как правило, низкоэффективное оборудование с повышенным выбросом загрязняющих веществ в атмосферу и от которых в ближайшее время необходимо отказаться. Перспективным направлением решения этой проблемы будет широкое внедрение технологий солнечно-геотермальных систем теплоснабжения с грунтовыми теплообменниками в вертикальных скважинах.

ВЫВОДЫ

1. Предложенная комбинированная технология по отбору и аккумулированию тепловой энергии верхних слоев земной коры, включающая в себя вертикальный скважинный теплообменник неглубокого заложения, тепловой насос и солнечные коллекторы и реализованная на полигоне Объединенного института высоких температур в г. Махачкала для тепло- и горячего водоснабжения дома коттеджного типа, по результатам проведенных испытаний показала высокую эффективность для теплоснабжения децентрализованных потребителей небольшой мощности.

2. Окончательный выбор комбинированной ТСТ, режим ее эксплуатации, глубина и количество скважинных теплообменников зависят от потребляемой тепловой мощности и технико-экономического обоснования с учетом капитальных и эксплуатационных затрат, а также горно-геологических и теплофизических свойств пород разреза.