3722

Таким образом, для регенерации 10 м3/ч ДЭГ требуется 144,72 м3/ч топливного газа, а для регенерации 2 м3/ч ДЭГ требуется 65,88 м3/ч топливного газа.

8. Технико-экономический расчет. Для определения затрат на регенерацию гликоля необходимо вычислить, какое количество часов в год (за сезон) работает огневой регенератор, ч/год:

rобщ zот.пер. 24 4344,

где zот.пер — количество дней отопительного периода.

Тогда суммарный расход топливного газа на регенерацию 2 м3/ч ДЭГ за отопительный период составит, м3/год:

В2год В2 rобщ 286183,

где В2 — секундный расход топливного газа, необходимого для регенерации 2 м2/ч ДЭГ; rобщ — количество часов отопительного периода.

Вычислим затраты на топливный газ, подаваемый в жаровую трубу на горение для регенерации 2 м3/ч ДЭГ, тыс. руб./год:

ИТ2 Вгод2 ЦТ 396,8,

где Вгод2 — суммарный расход топливного газа на регенерацию 2 м3/ч ДЭГ; ЦТ — стоимость

топливного газа (1,386 тыс. руб./1000 м3).

В свою очередь, суммарный расход топливного газа на регенерацию 10 м3/ч ДЭГ за отопительный период составит, м3/год:

Вгод10 В10 3600 rобщ 628664,

где В10 — секундный расход топливного газа, необходимого для регенерации 10 м3/ч ДЭГ. Затраты на топливный газ, подаваемый в жаровую трубу на горение для регенерации

2 м3/ч ДЭГ, составит, тыс. руб./год:

ИТ10 Вгод10 ЦТ 871,643,

где В10год — суммарный расход топливного газа на регенерацию 10 м3/ч ДЭГ.

Таким образом, экономия затрат на регенерацию составит, тыс. руб./год:

И ИТ10 ИТ2 474,843.

Выводы

1.Произведен аналитический анализ работы огневого регенератора гликоля при разных режимах работы (при загрузке всех абсорберов и при загрузке одного абсорбера). Проведенные расчеты экономической эффективности показали, что сокращение расхода диэтиленгликоля на регенерацию позволит экономить порядка 470 тысяч рублей за сезон отбора.

2.Достижение такого режима работы возможно двумя способами: установкой байпасной линии на подающий насос и установкой частотного регулятора на подающий насос. Использование первого способа даст возможность сократить расход диэтиленгликоля, идущего на регенерацию, а использование второго, помимо сокращения расхода диэтиленгликоля, позволит увеличить срок службы насоса и наработку на отказ.

Библиографический список

1. Алькин, В. А. Определение оптимального объема закачки газа по скважинам при эксплуатации газохранилищ (на примере Увязовского ПХГ) / В. А. Алькин, А. Я. Исхаков, В. Е. Кан // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2012. — № 2. — С. 58—61.

101

Научный журнал строительства и архитектуры

2.Аспекты технологической надежности и экономической эффективности эксплуатации подземных хранилищ природного газа Западной Сибири / А. Н. Шиповалов, Ю. Д. Земенков, С. Ю. Торопов [и др.]. — Тюмень: Нефтегазовый университет, 2012. — 364 с.

3.Бережная, Е. В. Математические методы моделирования экономических систем / Е. В. Бережная, В. И. Бережной. — М.: Финансы и статистика, 2001. — 268 с.

С. Н. Бузинов, А. А. Михайловский, А. Н. Соловьев, В. И. Парфенов // Транспорт и подземное хранение газа. — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003. — 59 с.

6.Власов, С. В. Развитие методологии вероятностного анализа безопасности для предупреждения явлений разрушительного и пожароопасного характера на энергетических комплексах подземного хранения газа / С. В. Власов, В. Р. Островский, И. А. Тутнов, И. А. Шпара // Нефть, газ и бизнес. — 2012. — № 12. — С. 44 — 53.

7.Гершанович, Г. Г. Методические указания по оптимизации технико-экономических показателей подземных хранилищ газа / Г. Г Гершанович, Е. Ф. Калмыков. — М.: ВНИИЭгазпром, 1983. — 45 с.

8.Гурбанов, А. Н. Повышение эффективности технологии подготовки газа к транспорту на подземных газохранилищах Азербайджана// Нафтогазова енергетика. — 2014. — № 2 (22). — С. 57 — 62.

9.Дудин, С. М. Физико-математическое моделирование технологических режимов транспорта и хранения углеводородных сред в трубопроводных системах / С. М. Дудин, В. О. Некрасов, Ю. Д. Земенков // Нефть и газ: отдельный выпуск Горного информационно-аналитического бюллетеня (научно-технического журнала). — М.: Горная книга, 2013. — С. 53 — 62.

10.Ермилов, О. М. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа / О. М. Ермилов, В. В. Ремизов, А. И. Ширковский, Л. С. Чугунов. — М.: Наука, 1996. — 541 с.

11.Интеллектуализация процессов работы подземных хранилищ газа / С. Н. Бузинов, С. А. Воронов, Ю. К. Дудникова [и др.] // Тезисы докладов 3-й междунар. науч.-техн. конф. «ПХГ: надежность и эффективность» (UGS—2011), 24—25 мая. — М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. — С. 27.

12.История начиналась так // Вестник ГАЗПРОМ ПХГ. — 2015. — № 1 (65). — С. 1 — 3.

13.Казарян, В. А. Подземное хранение газов и жидкостей / В. А. Казарян. — Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2006. — 432 с.

14.Киселев, А. И. Проблемы оптимизации развития и эксплуатации ПХГ / А. И. Киселев, Г. И. Солдаткин // Транспорт и хранение газа. — 1979. — № 1. — С. 6 — 10.

15.Лурье, М. В. Подземное хранение газа / М. В. Лурье, А. С. Дидковская, Д. В. Варчев, Н. В. Яковлева. — М.: Нефть и газ, 2004. — 172 с.

16.Медведева, О. Н. Основы сжигания газового топлива / О. Н. Медведева, А. И. Иванов. — Саратов: ИД «Райт-Экспо», 2016. — 130 с.

17.Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы: сб. науч. тр. — М.: ВНИИГАЗ, 2008. — 477 с.

18.Разработка энергоресурсосберегающих технологий при эксплуатации ПХГ газотранспортной системы [Электронный ресурс] / А. Н. Шиповалов, М. Ю. Земенкова, В. А. Шпилевой [и др.] // Современные проблемы науки и образования. — 2015. — № 2. — Режим доступа: http://www.science-education.ru/ru/ article/view?id=21717.

19.Совершенствование информационных и технических средства диагностики и мониторинга про-

мышленной безопасности ПХГ /С. В. Власов, И. В. Ещенко, Л. Г. Силантьев [и др.] / Газовая промышленность. — 2013. — № 6. — С. 78 — 82.

20. Сухарев, М. Г. Резервирование систем магистральных трубопроводов / М. Г. Сухарев, В. Р. Старовский. — М.: Недра, 1987. — 168 с.

21.Энергетическая стратегия России до 2035 года [Электронный ресурс]. — М.: Министерство Энергетики РФ, 2015. — Режим доступа: http://www.energystrategy.ru/ab_ins/source/ES-2035_09_2015.pdf.

22.Çetin Demirel, Nihan. Location Selection for Underground Natural Gas Storage Using Choquet Integral / Nihan Çetin Demirel, Tufan Demirel, Muhammet Deveci, GökhanVardar // Journal of Natural Gas Science and Engineering. — 2017. — Vol. 45. — P. 368 — 379.

23.Current Situations and Future Development of Oil and Gas Pipelines in the World / Quezhi Zhu, Peixia Duan, Hongju Wang [et al.] // Oil Gas Storage Transp. — 2015. — Vol. 34, № 12. — P. 1262 — 1266.

24.Ding, Guosheng. Demand and Challenges for Underground Gas Storages in China / Guosheng Ding // Nat Gas Ind. — 2011. — Vol. 31, № 12. — P. 90 — 93.

25.Dreyer, W. Underground Storage of Oil and Gas in Salt Depositsand Other Non-Hard Rocks / W. Dreyer. — New York: Hoisted Press, 1982. — 207 p.

26. Key Evaluation Techniques in the Process of Gas Reservoir Being Converted into Underground Gas Storage / Dewen Zheng, Hongcheng Xu, Jieming Wang [et al.] // Petroleum Exploration and Development. — 2017. — Vol. 44, № 5. — P. 840 — 849.

102

V.V. Remizov, V. I. Rezunenko, V. A. Kazaryan // Meeting of SMRI. — Cracow. 1997. — P. 475 — 480.

29.The Status Quo and Technical Development Direction of Underground Gas Storage in China / Guosheng Ding, Chun Li, Jieming Wang [et al.] // Nat Gas Ind. — 2015. — Vol. 35, № 11. — P. 107 — 112.

30. Underground Storage As a Solution for Stranded Associated Gas in Oil Fields / K. A. Lawal, M. I. Ovuru, S. I. Eyitayo [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. — 2017. — Vol. 150. —

P.366 — 375.

31.Žlender, B. Cost Optimization of the Underground Gas Storage / Bojan Žlender, Stojan Kravanja // Engineering Structures. — 2011. — Vol. 33, № 9. — P. 2554 — 2562.

References

1.Al'kin, V. A. Opredelenie optimal'nogo ob'ema zakachki gaza po skvazhinam pri ekspluatatsii gazokhranilishch (na primere Uvyazovskogo PKhG) / V. A. Al'kin, A. Ya. Iskhakov, V. E. Kan // Geologiya, geofizika

irazrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdenii. — 2012. — № 2. — S. 58—61.

2.Aspekty tekhnologicheskoi nadezhnosti i ekonomicheskoi effektivnosti ekspluatatsii podzemnykh khranilishch prirodnogo gaza Zapadnoi Sibiri / A. N. Shipovalov, Yu. D. Zemenkov, S. Yu. Toropov [et al.]. — Tyumen': Neftegazovyi universitet, 2012. — 364 s.

3.Berezhnaya, E. V. Matematicheskie metody modelirovaniya ekonomicheskikh sistem / E. V. Berezhnaya, V. I. Berezhnoi. — M.: Finansy i statistika, 2001. — 268 s.

S. N. Buzinov, A. A. Mikhailovskii, A. N. Solov'ev, V. I. Parfenov // Transport i podzemnoe khranenie gaza. — M.:

OOO«IRTs Gazprom», 2003. — 59 s.

6.Vlasov, S. V. Razvitie metodologii veroyatnostnogo analiza bezopasnosti dlya preduprezhdeniya yavlenii razrushitel'nogo i pozharoopasnogo kharaktera na energeticheskikh kompleksakh podzemnogo

khraneniya gaza / S. V. Vlasov, V. R. Ostrovskii, I. A. Tutnov, I. A. Shpara // Neft', gaz i biznes. — 2012. —

№12. — S. 44 — 53.

7.Gershanovich, G. G. Metodicheskie ukazaniya po optimizatsii tekhniko-ekonomicheskikh pokazatelei podzemnykh khranilishch gaza / G. G Gershanovich, E. F. Kalmykov. — M.: VNIIEgazprom, 1983. — 45 s.

8.Gurbanov, A. N. Povyshenie effektivnosti tekhnologii podgotovki gaza k transportu na podzemnykh gazokhranilishchakh Azerbaidzhana// Naftogazova energetika. — 2014. — № 2 (22). — S. 57 — 62.

9.Dudin, S. M. Fiziko-matematicheskoe modelirovanie tekhnologicheskikh rezhimov transporta i khraneniya uglevodorodnykh sred v truboprovodnykh sistemakh / S. M. Dudin, V. O. Nekrasov, Yu. D. Zemenkov // Neft' i gaz: otdel'nyi vypusk Gornogo informatsionno-analiticheskogo byulletenya (nauchno-tekhnicheskogo zhurnala). — M.: Gornaya kniga, 2013. — S. 53 — 62.

Yu. K. Dudnikova [et al.] // Tezisy dokladov 3-i mezhdunar. nauch.-tekhn. konf. «PKhG: nadezhnost' i effektivnost'» (UGS—2011), 24—25 maya. — M.: Gazprom VNIIGAZ, 2011. — S. 27.

12.Istoriya nachinalas' tak // Vestnik GAZPROM PKhG. — 2015. — № 1 (65). — S. 1 — 3.

13.Kazaryan, V. A. Podzemnoe khranenie gazov i zhidkostei / V. A. Kazaryan. — Izhevsk: NITs «Regulyarnaya i khaotichnaya dinamika», 2006. — 432 s.

14.Kiselev, A. I. Problemy optimizatsii razvitiya i ekspluatatsii PKhG / A. I. Kiselev, G. I. Soldatkin // Transport i khranenie gaza. — 1979. — № 1. — S. 6 — 10.

17.Podzemnoe khranenie gaza. Problemyi perspektivy: sb. nauch. tr. — M.: VNIIGAZ, 2008. — 477 s.

18.Razrabotka energoresursosberegayushchikh tekhnologii pri ekspluatatsii PKhG gazotransportnoi sistemy / A. N. Shipovalov, M. Yu. Zemenkova, V. A. Shpilevoi [et al.] // Sovremennye problemy nauki i obrazovaniya. — 2015. — № 2. — Available at: http://www.science-education.ru/ru/article/view?id=21717.

19.Sovershenstvovanie informatsionnykh i tekhnicheskikh sredstva diagnostiki i monitoringa promyshlennoi bezopasnosti PKhG / S. V. Vlasov, I. V. Eshchenko, L. G. Silant'ev [et al.] / Gazovaya promyshlennost'. — 2013. — № 6. — S. 78—82.

103

Научный журнал строительства и архитектуры

20.Sukharev, M. G. Rezervirovanie sistem magistral'nykh truboprovodov / M. G. Sukharev, V. R. Starovskii. — M.: Nedra, 1987. — 168 s.

21.Energeticheskaya strategiya Rossii do 2035 goda. — M.: Ministerstvo Energetiki RF, 2015. — Available at: http://www.energystrategy.ru/ab_ins/source/ES-2035_09_2015.pdf.

22.Çetin Demirel, Nihan. Location Selection for Underground Natural Gas Storage Using Choquet Integral / Nihan Çetin Demirel, Tufan Demirel, Muhammet Deveci, GökhanVardar // Journal of Natural Gas Science and Engineering. — 2017. — Vol. 45. — P. 368—379.

23.Current Situations and Future Development of Oil and Gas Pipelines in the World / Quezhi Zhu, Peixia Duan, Hongju Wang [et al.] // Oil Gas Storage Transp. — 2015. — Vol. 34, № 12. — P. 1262 — 1266.

24.Ding, Guosheng. Demand and Challenges for Underground Gas Storages in China / Guosheng Ding // Nat Gas Ind. —2011. — Vol. 31, № 12. — P. 90 — 93.

25.Dreyer, W. Underground Storage of Oil and Gas in Salt Depositsand Other Non-Hard Rocks / W. Dreyer. — New York: Hoisted Press, 1982. — 207 p.

26.Key Evaluation Techniques in the Process of Gas Reservoir Being Converted into Underground Gas Storage / Dewen Zheng, Hongcheng Xu, Jieming Wang [et al.] // Petroleum Exploration and Development. — 2017. — Vol. 44, № 5. — P. 840 — 849.

27. Lu, J. China’S Natural Gas Exploration and Development Strategies Under the New Normal / J. Lu,

Z.Suping // Natural Gas Industry B. — 2015. — Vol. 2, № 6. — P. 473 — 480.

28.Remizov, V. V. Prospects of Underground Gas Storage Construction in Rock Salt Deposits of Russia /

V.V. Remizov, V. I. Rezunenko, V. A. Kazaryan // Meeting of SMRI. — Cracow. 1997. — P. 475 — 480.

29.The Status Quo and Technical Development Direction of Underground Gas Storage in China / Guosheng Ding, Chun Li, Jieming Wang [et al.] // Nat Gas Ind. — 2015. — Vol. 35, № 11. — P. 107 — 112.

30.Underground Storage As a Solution for Stranded Associated Gas in Oil Fields / K. A. Lawal, M. I. Ovuru, S. I. Eyitayo [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. — 2017. — Vol. 150. — P. 366 — 375.

31.Žlender, B. Cost Optimization of the Underground Gas Storage / Bojan Žlender, Stojan Kravanja // Engineering Structures. — 2011. — Vol. 33, № 9. — P. 2554 — 2562.

THE OPTIMIZATION OF OPERATING MODES

OF TECHNOLOGICAL EQUIPMENT FOR UNDERGROUND GAS STORAGE

S. I. Astashev1, O. N. Medvedeva2, S. V. Chuikin3, K. A. Sklyarov4

Yuri Gagarin State Technical University of Saratov 1, 2

Russia, Saratov

Voronezh State Technical University 3, 4

Russia, Voronezh

1PhD student of the Dept. of Heat and Gas Supply, Ventilation, Water Supply and Applied Fluid Dynamics, e-mail: tester91@mail.ru

2D. Sc. in Engineering, Prof. of the Dept. of Heat and Gas Supply, Ventilation, Water Supply

and Applied Fluid Dynamics, e-mail: medvedeva-on@mail.ru

3PhD in Engineering, Assoc. Prof. of the Dept. of Heat and Gas Supply and Oil and Gas Business, tel.: (473)271-53-21, e-mail: ser.shu@vgasu.vrn.ru

4PhD in Engineering, Assoc. Prof., Dean of the Faculty of Construction and Technology, tel.: (473)271-59-26, e-mail: stf@vgasu.vrn.ru

Statement of the problem. The paper considers the process of regime adjustment of the gas preparation section of the Elshansk underground gas storage. Instead of the obsolete gas preparation section, a new gas treatment complex was constructed and new equipment was commissioned. However, commissioning identified a number of unresolved problems requiring optimization.

Results. The issues arising in the operational mode were eliminated by means of introducing a new section of complex gas treatment. In order to improve the quality of the gas prepared for transportation, analytical and technical-economic comparison of different modes of operation of the fireregenerator was carried out. Conclusions. Based on theresults of theresearch, an optimal method of adjusting thetechnological mode of operation of thegas preparation section was set forth. It allows material and financial resourcestobe saved.

Keywords: underground gas storage, equipment, gas preparation, absorber, fire regenerator, fuel gas.

104

DOI 10.25987/VSTU.2018.52.4.010

УДК 536.491

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГЕОТЕРМАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ С СИСТЕМАМИ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ И КОНДИЦИОНИРОВАНИЯ В КОМПЛЕКСЕ С ТЕПЛОВЫМ НАСОСОМ НА ТЕМПЕРАТУРУ ГРУНТОВОГО ПЛАСТА

Н. Ю. Сапрыкина1, М. Я. Панов2

Астраханский государственный архитектурно-строительный университет 1 Россия, г. Астрахань

Воронежский государственный технический университете 2 Россия, г. Воронеж

1Ст. преп. кафедры инженерных систем и экологии, тел.: +7-927-661-48-60, e-mail: nadin_id@mail.ru

2Д-р техн. наук, проф. кафедры теплогазоснабжения и нефтегазового дела, тел.: (473)271-53-21

Постановка задачи. Рассматривается задача исследования влияния режимов работы систем теплоснабжения и кондиционирования в комплексе с геотермальной скважиной и тепловым насосом на температуру грунтового массива вокруг скважины. Конечными целями являются получение критериальных зависимостей для расчета параметров работы геотермальной скважины и разработка методики проектирования геотермальных скважин с учетом их долгосрочной эксплуатации в циклическом режиме.

Результаты. Приводится описание изменения температуры пласта грунтового массива в условиях эксплуатации теплового насоса в двух режимах — стационарном и с чередованием «теплоснабжение — охлаждение (кондиционирование)» — в течении 5 лет.

Выводы. Выявлено снижение температурного напора в призабойной части пласта геотермальных скважин, используемых как нетрадиционный источник тепла в системах теплоснабжения и кондиционирования, что обусловлено нестационарными тепловыми нагрузками, определяемыми климатическими условиями.

Ключевые слова: тепловой насос, температурное поле, методика проектирования, критериальные уравнения.

Введение. Широкое использование геотермального тепла затруднено малыми фоновыми плотностями тепловых потоков в большинстве освоенных человеком регионов. Применение тепловых насосов для отбора тепла геотермальных скважин помогает решить эту проблемы, но опыт эксплуатации существующих скважин показывает, что техникоэкономические показатели скважин ухудшаются во время эксплуатации. При этом надежных методик учета этих изменений в настоящее время не разработано [1, 3—5, 8, 10]. В связи с этим выполнены исследования, направленные на решение задачи долгосрочного прогнозирования изменения параметров геотермальных скважин, работающих в системах теплоснабжения и кондиционирования и подчиненных циклическим изменениям режима работы этих систем.

1. Моделирование температурного поля грунта. Предложена модель тепломассооб-

менных процессов в пласте в зоне влияния скважины, включая нестационарную теплопроводность [7, 11] и перенос тепла фильтрационным потоком грунтовых вод [13]. В представленной работе, в отличие от [9, 15], рассматриваются вопросы расчетных режимов работы теплонасосной установки (ТНУ) для систем теплоснабжения и кондиционирования, определения начальных и граничных условий при выбранных режимах. Для построения расчетной

© Сапрыкина Н. Ю., Панов М. Я., 2018

105

Научный журнал строительства и архитектуры

модели выбраны следующие режимы (рис. 1) работы систем теплоснабжения и кондиционирования: однопоточный (только на теплоснабжение или только на кондиционирование) и знакопеременный (сезонные изменения нагрузки с изменением направления потока за счет переключения теплового насоса с режима теплоснабжения на режим кондиционирования и наоборот).

а)

б)

Рис. 1. Принципиальная схема:

а) теплоснабжение; б) теплоснабжение — кондиционирование

Отдельно исследована работа скважины при наличии фильтрационного потока грунтовых вод [12]. При этом сама Земля и скважина имеют существенные особенности, которые необходимо учитывать в математической модели. Во-первых, рассматриваемая геотермальная скважина определена как локальный источник или сток тепла и по своей сути вносит локальное искажение в глобальное температурное поле Земли, и это искажение сводится к повышению (в случае подвода тепла) или понижению температуры (в случае отвода тепла) в зоне влияния скважины. При остановке теплового насоса происходит постепенный возврат к фоновому значению. Во-вторых, значительная масса грунтового массива и термическое сопротивление пласта значительно сокращают зону влияния скважины, снижая темп охлаждения или нагрева. В сочетании с малыми плотностями фоновых тепловых потоков пласт целесообразно использовать как аккумулятор тепла, эффективность которого повышается в знакопеременном режиме эксплуатации теплового насоса, реализующем принцип регенерации

106

тепла. В-третьих, нестационарность режима работы скважины обусловлена работой теплового насоса на системы теплоснабжения или теплоснабжение — кондиционирование, потребность которых в тепле или холоде зависит от множества факторов технологического, гидрогеологического или климатического происхождения. В-четвертых, на работу скважины может влиять фильтрационный поток грунтовых вод.

Математическое моделирование температурного поля грунта при использовании геотермальной энергии сводится к решению задачи нестационарной теплопроводности — так же, как и в [17, 18, 20]. Но в данном случае для построения модели выбрана цилиндрическая система координат с учетом фонового теплового потока Земли к ее поверхности (рис. 2). Особенностью решаемой задачи является нестационарный теплообмен, формируемыми многократными чередующимися циклами включения системы теплоснабжения — кондиционирования с сезонными реверсами потока тепла и периодами ее отключения [14].

где t — температура грунта, 0С; τ — время, с; a — коэффициент температуропроводности, м2/с; r — радиальная координата, м; qv — источники и стоки тепла, обусловленные тепловыми потоками Земли, и тепловыделения через поверхность, Вт/м3; с — теплоемкость, Дж/(м3· С).

Рис. 2. Модель эксплуатируемого грунтового массива: а) общий вид; б) вид сверху;

rк — радиус обсадной колонны, м; rс — радиус скважины, м; Qфон — фоновый поток земли, Вт/м2

2. Граничные условия для построения модели. Граничные условия на забое скважи-

ны Tоси приняты в зависимости от технологических режимов.

1. Условия работы без изменения направления теплового потока:

на границе зоны влияния скважины в пласте приняты граничные условия 1-го рода

спостоянной фоновой температурой грунта t ( , τ) = tфон;

заданные как функция времени граничные условия 2-го рода на поверхности обсадной колонны скважины при работающем тепловом насосе:

t(rc , ) qскв ,r

и при неработающем:

t(rc, ) 0,

r

где qскв — плотность теплового потока на поверхности обсадной колонны скважины, определяемая тепловой нагрузкой системы теплоснабжения — кондиционирования;

107

Научный журнал строительства и архитектуры

принято упрощение в виде граничных условий 2-го рода на нижней образующей расчетного цилиндра, фоновый тепловой поток Земли, принимаем постоянным:

t(r, ) q;r

на поверхности Земли граничные условия 3-го рода, определяемые климатическими условиями и коэффициентом теплоотдачи с относительно малой погрешностью могут

быть заменены на граничные условия 1-го рода: t (r, ) = tклимат. Допущение сделано в связи с отличающимся на порядки в большую сторону коэффициентом теплоотдачи на поверхности относительно коэффициента теплопередачи грунта от поверхности до теплообменной части скважины.

2. Условия работы системы теплоснабжения/кондиционирования в знакопеременном режиме отличаются реверсом теплового потока на поверхности обсадной колонны:

t(rc , ) qскв .r

Для количественного описания соотношения подведенного и отведенного количества тепла при знакопеременном технологическом режиме введено понятие коэффициента регенерации тепла kр, определяемого отношением абсолютных значений отведенного и подведенного тепла:

где Qподвод — количество подведенного потока в холодный период года, Дж; Qотвод — количество отведенного потока в теплый период года, Дж.

3. Результаты численных экспериментов и натурных исследований. В отличие от

[16], рассматриваемая численная модель базируется на дискретном представлении уравнения энергии, граничных и начальных условий, но при различных плотностях теплового потока, и реализована на базе прикладного пакета программ MathLab. Изменение температурного поля при циклическом подводе тепла в скважину в 100 Вт/м2 изображено на рис. 3—4. Температура грунтового пласта скважины при однопоточном режиме с момента первого включения теплового насоса значительно повышается, а на 3-м году эксплуатации стабилизируется (рис. 3а). В период простоя (рис. 3б) температура пласта выравнивалась, и на забое скважины Tоси отклонение от фоновой температуры сохранилось в пределах 2 С.

Рис. 3 (начало). Изменение температурного поля:

а) активная нагрузка в течение 6 месяцев; б) в режиме простоя теплового насоса

108

в)

Рис. 3 (окончание). Изменение температурного поля: в) при знакопеременном режиме на этапе 1-го года

Квазистационарное состояние, соответствующее циклическому режиму без дальнейшего роста температур, наступает на этапе 2,5 года, в период простоя — 3 года (рис. 4 а). При сравнении с [1] изменения температурного поля в условиях реверса тепловой нагрузки на пласт (рис. 4а, б) показывает, что при наличии регенерации квазистационарное состояние наступает через 1,5 года.

в)

Рис. 4. Изменение температуры пласта с начала первого включения

до установления квазистационарного состояния: а) однопоточном режиме;

б) знакопеременном;

в) температурный график пласта при kр от 0 до 1

109

Научный журнал строительства и архитектуры

Анализируя влияние kр (рис. 4в), можно сделать вывод о сдвиге поля температур на этапе завершения отвода тепла в сторону снижения температур с ростом коэффициента регенерации.

Так, при kр = 0,25 температура на забое скважины Tоси составляла +12 С, а при kр = 1,0 температура понизилась до −4 С, а влияние предыдущего цикла подвода тепла в виде волны практически не наблюдалось, что свидетельствует о стабилизации температурного поля относительно фоновой температуры пласта, а при kр = 1,0 о повышении эффективности скважины даже относительно однократного включения.

4. Получение критериальных зависимостей. Для возможности распространения по-

лученных результатов и дальнейшего их практического использования в виде обобщающей зависимости использовалась теория подобия. Известные критерии подобия и критериальные уравнения [19, 21] не в полной мере отражают исследуемые явления, в связи с чем предложены следующие безразмерные комплексы: безразмерный активный поток Q, безразмерная температура θ.Температурное поле пласта описывается безразмерной функцией с тремя безразмерными влияющими параметрами: f = [Fo, Θ, Q]. Поставленная задача предполагает определение условий однозначности. В связи с этим принято изменять структуру уравнений, в частности модифицировать обобщающие критерии подобия:

критерий Fo:

a

Fo , (3) rС2

где а — коэффициент температуропроводности, м²/с; τ — характерное время изменения внешних условий, с; rc — характерный размер тела (радиус скважины), м;

активный безразмерный тепловой поток:

где qнагр — удельная, приведенная на единицу площади обсадной колонны тепловая нагрузка на скважину в определенный эксплуатируемый период, Вт/м2; qземли — фоновый тепловой поток Земли, Вт/м2;

безразмерная температура:

где tостаточноегрунт — температура грунта рассматриваемого эксплуатируемого периода,0С; tос — средняя температура окружающей среды эксплуатируемого периода,0С; tфоновоегрунт — фоновое значение температуры грунта, 0С.

Результаты расчета температуры на забое геотермальной скважины Тоси как функции от определяющих параметров в безразмерном виде представлены на рис. 5.

В результате обработки полученных результатов в безразмерном виде получены следующие обобщающие критериальные уравнения:

однопоточный:

110