Дата
В
р
ем
я
,
ч
Рисунок 5.20 – Интервалы работы теплового насоса Также был проведен анализ показаний датчиков выбранных скважин завесь рассматриваемый период и построены соответствующие диаграммы, отражающие режим работы (рисунок 5.21)
113 4
5 6
7 8
9 10 11 12 03.03.2008 05.03.2008 07.03.2008 09.03.2008 11.03.2008 13.03.2008 15.03.2008 17.03.2008
Дата
Т
ем
п
е
р
а
т
у
р
а
, См (выходящая линиям (выходящая линиям (выходящая линиям м (входящая линиям (входящая линия 9,5 10 10,5 11 11,5 12 12,5 03.03.08 05.03.08 07.03.08 09.03.08 11.03.08 13.03.08 15.03.08 17.03.08
Дата
Т
е
м
п
ер
а
т
у
р
а
, См мм м
Рисунок 5.21 – Изменение температуры в теплообменных скважинах а) VO71; б) MV1 Сопоставляя данные о режиме работы теплового насоса и изменении температур в теплообменной скважине, очевидно, что эти процессы находятся в а) б)
строгой зависимости друг от друга. Оценим эффективность работы теплообменной скважины. Ввиду отсутствия датчиков температуры в скважинах на уровне дневной поверхности, оценку произведем, используя данные о разнице температур на глубине 20 ми сопоставим их с интервалом работы теплового насоса (рисунок 5.22).
0 0,4 0,8 1,2 1,6 2
3.3.08 4.3.08 5.3.08 6.3.08 7.3.08 8.3.08 9.3.08 10.3.08
Дата
Р
а
зн
и
ц
а
температур,
0
С
усредненное снижение эффективности теплообменной скважины 4
8 12 16 20 24 0
3
.0 3
.2 0
0 8
0 4
.0 3
.2 0
0 8
0 5
.0 3
.2 0
0 8
0 6
.0 3
.2 0
0 8
0 7
.0 3
.2 0
0 8
0 8
.0 3
.2 0
0 8
0 9
.0 3
.2 0
0 8
1 0
.0 3
.2 0
0 8
Дата
В
р
е
м
я
,
ч
Рисунок 5.22 – Оценка эффективности работы скважины VO71 в зависимости от продолжительности ее работы а) изменение эффективной разницы температуры во времени б) продолжительность работы скважины а) б)
Эффективность работы теплообменной скважины VO71 за период с 03.03 по
07.03 снизилась примерно на 27%, ввиду длительности эксплуатации. Через два дня эффективность увеличилась на 13% по сравнению с первоначальным уровнем. Таким образом, длительность и режим эксплуатации скважин влияют на эффективность их работы, ввиду снижения температуры вмещающего массива горных пород, поэтому расстояние между скважинами является основополагающих фактором при проектировании подобных систем. С помощью обработанных данных можно оценить темп восстановления температурного поля вмещающего массива. Для этого подробно рассмотрим те интервалы времени, когда тепловой насос не функционировал. В эти моменты времени данные получаемые от температурных датчиков можно считать температурой стенки скважины. Наиболее подходящим для этих целей является датчик, установленный на глубине 140 м, так как на этой глубине нет двух потоков теплоносителя, а есть лишь поток в смесителе. Выделим периоды восстановления температуры массива горных породи построим зависимости температуры от времени восстановления (рисунок 5.23). Естественная температура массива в рассматриваемой скважине на глубине 140 м составляет в среднем 10,9 С. Вмещающими породами на данной глубине являются песчаники, среднее значение температуропроводности которых равно 9,6·10
-7
мс. Рассчитаем радиусы зон теплового влияния для каждого периода эксплуатации теплообменных скважин по формуле (5.5).
116 6
7 8
9 10 11 12 0
200 400 600 800 1000 1200 Время, мин
Т
ем
п
ер
а
т
у
р
а
,
0
С
03.мар
04.мар
05.мар
06.мар
07.мар
08.мар
09.мар
Рисунок 5.23 – Восстановление температуры пород массива после периодов эксплуатации Значения радиусов зон теплового влияния лежат в диапазоне от 36 до 40 см, со средним значением 35,9 см. Усредним графики за 4, 8 и 9 марта, приведенные на рисунке 5.23, проведем их аппроксимацию и экстраполируем полученную функцию до момента восстановления температуры до естественного значения рисунок 5.24). Пересечение полученного графика со значением естественной температуры пород приходится на момент полного восстановления температурного поля массива вмещающих горных пород. Найдем аналитическое выражение для определения времени восстановления температурного поля горного массива после остановки циркуляции теплоносителя в теплообменной скважине.
117 8 8,5 9 9,5 10 10,5 11 0 300 600 900 1200 Время, мин Температура, 0САппроксимирующая функция Естественная температура Рисунок 5.24 – Восстановление температуры пород массива после периодов эксплуатации Искомая величина будет прямо пропорциональна следующим параметрам квадрату радиуса зоны теплового влияния и обратно пропорциональна температуропроводность вмещающих пород 2 ПвaR(5.6) Определив коэффициент пропорциональности в соотношении (5.6), получили уравнение для определения времени восстановления естественного температурного поля в скважине 71 , 0 2 ПвaR (5.7) Проверка расчетных значений радиуса зоны теплового влияния не представляется возможным, ввиду того, что минимальное расстояние между скважинами на полигоне составляет 5 м. Расчет времени восстановления можно проверить, воспользовавшись другими графиком, например, за 5 марта рисунок 5.25). в 118 7 8 9 10 11 0 300 600 900 1200 1500 Время, мин Температура, 0САппроксимирующая функция Естественная температура Рисунок 5.25 – Восстановление температуры пород массива после эксплуатации 5 марта Графическое значение времени восстановления температуры равно примерно 1750 мин или 105000 с. Значение радиуса зоны теплового влияния – 37,3 см. Произведем расчет по формуле (5.8): 102897 10 6 , 9 373 , 0 71 , 0 71 , 0 7 2 2 caRПв Расхождение фактического значения и расчетного составляет примерно 10% или в абсолютном выражении около 3 часов. Дальнейшие расчеты показали максимальные расхождения 12…15%, таким образом, формула (5.8) может быть использована для примерной оценки времени восстановления температурного поля массива после окончания эксплуатации. Глубина бурения скважин, которая составляет 140 м, оказалась необоснованна при существующем режиме эксплуатации, так как согласно полученным данным основной теплообмен в скважинах происходит на глубинах ориентировочно дома глубже, поданным датчиков на глубинах 100 им, заметной разницы температур зачастую не наблюдается. Колебания температур в пяти наблюдательных скважинах MV не превышала 0,1˚C, что можно отнести к погрешности измерений. Опираясь на данный факт можно сделать вывод о том, что радиус зоны теплового влияния теплообменной в скважины завесь рассматриваемый период работы системы не превысил 5 м, именно такое расстояние между скважинами MV1 и VO75, MV1 и VO84 рисунок 1.7). После обработки данных, полученных с помощью датчиков, расположенных на входе и выходе первичного теплообменного контура в тепловом насосе, стала известна эффективная разница температур теплоносителя, иона колебалась в пределах от 3,5 до 5˚C, что свидетельствует о достаточной эффективности работы системы в целом. Также следует отметить эффективность работы системы, сточки зрения выполнения ее непосредственных задач, то есть отопление и кондиционирование помещений. Однако, тот факт, что функционирование теплообменных скважин не оказало никого ощутимого влияния на окружающий горный массив, говорит о том, что число скважин больше, чем это необходимо, либо нагрузка на сеть скважин может быть увеличена. Пользуясь зависимостями (5.7) и (5.5), введем понятие коэффициента цикличности как отношение времени восстановления температурного поля массива ко времени проведения опробования в степени 0,6, тогда получим выражение / 53 , 0 / 4 , 0 6 , 0 Пвцak (5.8) Зависимость (5.8) позволяет оценить время восстановления температурного поля массива в зависимости от длительности опробования и температуропроводности пород массива на начальных этапах разведочных работ. Также понятие коэффициента цикличности позволяет рассчитать и режимы эксплуатации групп теплообменных скважин таким образом, что их эффективность не будет снижаться ниже 70…75%, поскольку зависимости (5.7) и (5.5) рассчитаны именно на такое значение КПД. Графически зависимость времени восстановления температуры массива от длительности опробования представлена на рисунке 5.26. Рисунок 5.26 – Зависимость времени восстановления температуры пород массива от длительности опробования при различной температуропроводности пород
5.8 Методика проектирования теплообменных скважин Проектирование любой скважины начинается с анализа геолого- технических условий ее бурения и построения ее конструкции, то есть расчет диаметров, бурения, глубины и интервалов крепления. Диаметр скважин определяется назначением бурения скважин. В случае бурения на жидкие и газообразные полезные ископаемые конечный диаметр скважины прямо влияет на ее эксплуатационные характеристики. В случае бурения на твердые полезные ископаемые конечный диаметр регламентируется минимально допустимым диаметром керна достаточным для качественного опробования. Теплообменные скважины не являются исключением. В качестве полезного ископаемого в данном случае выступает тепловая энергия, аккумулированная в массиве горных пород. Таким образом, каждая вновь пробуренная теплообменная скважина является разведочно-эксплуатационной по
назначению. При сооружении подобных скважин проводятся следующие виды работ [53,73,75,94]:
1. Типизация геолого-технических параметров бурения и проектирование конструкции скважины
2. Собственно бурение
3. Уточнение геологического строения и распределения температуры в скважине в зависимости от глубины, внесение корректировок в проект
4. Оборудование скважины теплообменным коллектором [110];
5. Проведение теста тепловой восприимчивости (thermal response test) для определения фактических теплофизических параметров готовой теплообменной скважины и подготовка рекомендаций о ее эксплуатации [104];
6. Сдача скважины в эксплуатацию. Первый этап работ является самым ответственным, потому что, основываясь на их результатах, производится бурение – самый затратный этап сооружения теплообменной скважины. Ошибочное принятие решений может завысить стоимость работ или снизить производительность будущей теплообменной скважины.
5.9 Особенности типизации геолого-технических условий бурения теплообменных скважин (на примере Ленинградской области) Помимо традиционных геолого-технических условий бурения, таких как буримость горных пород, их абразивность, трещиноватость, проницаемость, устойчивость и т.д., при проектировании теплообменных скважин необходимо учитывать такие параметры как
глубина и температура нейтрального слоя
распределение температуры массива по глубине (геотермический градиент
наличие водоносных горизонтов, которые могут внести изменение в температурный режим массива
122 теплофизические свойства пород теплопроводность, теплоемкость, температуропроводность. Подробнее рассмотрим специфические условия, которые требуют учета при проектировании теплообменных скважин. Глубина нейтрального слоя является границей, разделяющей теплообменный коллектор на два участка участок активного теплообмена и участок возможных потерь тепла. Интервал скважины, находящийся в породах подверженных сезонным колебаниям температур может вести себя по-разному. Например, осенью, когда приповерхностная часть массива нагрета, теплообменная скважина будет получать дополнительную тепловую энергию, однако весной, будет наблюдаться обратное явление в связи с охлаждением массива за зимний период. С целью нивелировать эти колебания под расчетом глубины бурения скважин будем понимать расчет длины активного участка. Глубину нейтрального слоя на этапе проектирования можно оценить с помощью зависимости , ln 3 где АТ – амплитуда колебаний температуры почвы, С АТН – колебания температуры на глубине ННС , для расчетов принимают АТН=0,1 С τ max – продолжительность года, τ max =8760 ч а – температуропроводность первого от поверхности слоя горных пород, мс. Амплитуда колебаний температуры почвы принимается на 2,5 С меньше, чем амплитуда колебаний температуры воздуха. Температура нейтрального слоя и распределение температуры в массиве с глубиной зависит от геологического строения и геотермического режима массива горных пород на каждой территории. Рассмотрим эти параметры на примере Ленинградской области. На основе схематической карты, изображенной на рисунке 3.11 территорию Ленинградской области можно разбить на 9 районов, типизация которых проводилась сточки зрения использования низко потенциальной тепловой энергии горных пород (рисунок 5.27). Каждому району соответствуют свои значения следующих параметров среднее значение геотермического градиента, температура пород на глубине нейтрального слоя, средневзвешенные значения теплофизических параметров горных пород (до глубины 100 м) [18,19,20]. Данные параметры приведены в сводной таблице 5.7. Рисунок 5.27 – Схема выделенных районов Ленинградской области Приведенной геологической информации недостаточно для начала проектирования теплообменных скважин, помимо этого необходима информация о традиционных геолого-технических условиях и, самое главное, требуемая тепловая мощность, зависящая от параметров отапливаемого объекта, а также годовая периодичность работы будущей отопительной системы.
I а
III б б б б а
IX а а б а а б
1 Таблица 5.7 – Параметры выделенных районов Ленинградской области Параметр Тип разреза
I
IIa баба баба баб Средний геотермический градиент, Км
0,015 0,020 0,030 0,030 0,035 0,030 0,025 0,020 0,015 Температура на глубине нейтрального слоя, С
3…6 3…6 3…6 6…9 6…9 3…6 3…6 3…6 3…6 Средневзвешенная теплопроводность,
Вт/(м·К)*
2,23 2,23 1,09 1,09 1,58 1,20 1,52 1,25 1,58 1,20 1,65 1,20 1,25 1,10 1,25 Средневзвешенная теплоемкость, Дж/(кг·К)*
936 970 1240 1240 980 1100 1250 1100 980 1100 980 1200 1050 1170 1050 Средневзвешенная плотность, кг/м
3
*
2640 2520 2240 2240 2300 2400 2350 2500 2300 2400 2400 2500 2450 2300 2450 Средневзвешенная температуропроводность,
10
-7
мс
9,0 9,1 3,9 3,9 7,0 4,5 5,2 4,5 7,0 4,5 7,0 4,0 4,9 4,1 4,9
* даны средневзвешенные значения, рассчитанные до глубины 100 м для усредненных мощностей геологических элементов.
1 2
4
125 5.10 Проектирование конструктивных параметров теплообменных скважин, их количества и расстояния между ними Расчет конструкций теплообменных скважин является вариантным, так как согласно физике процесса общая тепловая мощность, получаемая от массива горных пород, зависит от суммарной длины теплообменного коллектора, то есть зависит от произведения числа скважин на их глубину. При соблюдении этого произведения на нужном уровне отопительные системы будут работать с одинаковой производительностью, поэтому вопрос определения глубин и количества скважин является вопросом финансовой оптимизации. Первый этап
– типизация геолого-технических условий, расчет средневзвешенных значений теплофизических параметров и расчетов глубины нейтрального слоя. Непосредственное определение конструктивных параметров следует начинать с вариантного расчета оптимальной скорости циркуляции теплоносителя в коаксиальном теплообменнике, задаваясь различными значениями диаметра скважины из стандартного геологоразведочного ряда, начиная от 56 мм, заканчивая 132 мм. Методика расчета подробно описана в п.п. 4.3 и 4.4 данной работы. Для расчетов задается отношение диаметра внутреннего канала к внешнему диаметру наружной трубы, который примерно равен диаметру скважины. На практике это соотношение колеблется в пределах 0,5…0,7
[54,79,88]. После чего получим следующее
D
1
→ Q
opt1
→ Re
1
→ α
1
;
D
2
→ Q
opt2
→ Re
2
→ α
2
;
……………………….;
D
n
→ Q
optn
→ Re
n
→ α
n
Таким образом, каждому из n значений диаметров соответствуют свои оптимальные подача теплоносителя, значения критерия
Рейнольдса и коэффициента теплоотдачи. Как показали натурные наблюдения на Исследовательском полигоне, и исследования в [69,76,98], время эксплуатации скважин в самый нагруженный отопительный период не превышало 20 часов, поэтому для расчета примем именно это значение. Коэффициент нестационарности теплового потока рассчитывается, как рекомендовано в [31,58], рассчитывается на время 2/3 от времени эксплуатации. В итоге получим зависимость для расчета глубины скважины НС) где D – диаметр скважины, м k
τ
– коэффициент нестационарности теплового потока, Вт/(м
2
·К); ∆t – температурный напор, К Q – потребная тепловая мощность, Вт а – число теплообменных скважин Н
НС
– глубина нейтрального слоям. Отношение потребной тепловой мощности и развиваемого температурного напора является характеристикой работы отопительной системы в целом, обозначив его через |
Скачать 3.09 Mb.