Сравнительный анализ гидравлических расходов при переходе от централизованного к геотермальному теплоснабжению на примере характерных объектов жилой застройки

Введение

Актуальность модернизации тепловых сетей в России объясняется необходимостью снижения износа и теплопотерь, которые в централизованных системах достигают 10–12% от общего объема вырабатываемой энергии. Альтернативным решением является применение тепловых насосов, использующих тепло грунта при помощи вертикальных скважинных теплообменников [2]. Основы проектирования таких систем для условий холодного климата отмечены в трудах Г. П. Васильева и М. К. Безродного [1, с. 39-45; 2]. Моделирование теплового режима грунта около скважин опирается на зарубежные методы линейного источника тепла в работах L. R. Ingersoll и G. Hellström [7, 8].

Главная сложность заключается в изменении гидравлического режима. Классический режим работы централизованного теплоснабжения определяется высокими параметрами температурного графика 150/70°C с перепадом температур 80°C. Перевод системы теплоснабжения на низкотемпературные параметры геотермального контура +3,5/-3,5°С резко сокращает перепад до 7°C. Из базовых законов теплотехники следует, что для переноса равного количества теплоты зданиям необходимы большие объемы теплоносителя [4].

Цель данного исследования – сравнительный анализ и количественная оценка теплоносителя на вводах конкретных зданий при переходе с централизованного теплоснабжения к децентрализованному геотермальному контуру.

Материалы и методы

Объектом данного исследования является тепловая сеть жилого микрорайона, определенного для климатических условий г. Санкт-Петербурга. Суммарная тепловая нагрузка на нужды систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения застройки составляет 8,56 МВт. Параметры наружного воздуха принимались в соответствии с СП 131.13330.2025 [5]: температура наиболее холодной пятидневки с нормативной обеспеченностью 0,92 для Санкт-Петербурга установлена -24°C. Грунтовый слой определяется влажным суглинком со средней теплопроводностью 1,4 Вт/(м·К). Распределение тепловых нагрузок и нумерация зданий приведены на расчетной схеме тепловой сети (рис.).

Рис. Расчетная схема тепловой сети

Чтобы оценить пропускную способность сети и динамику потоков, для расчета были выбраны здания, наиболее удаленные от источника теплоты. Данные объекты находятся в наименее выгодных условиях, так как располагаемый напор и давление на вводах здесь минимальны. Для анализа приняты трубопроводные вводы в два конкретных здания южной зоны микрорайона (рис.) со следующими параметрами теплопотребления:

• Здание № 31 (смежный концевой участок № 24): расчетная мощность МВт (290 кВт);
• Здание № 32 (конечный участок № 25): расчетная мощность МВт (145 кВт).

Расход теплоносителя для обеих систем определялся по классическому уравнению теплового баланса (в соответствии с СП 60.13330.2020 [6]). Массовый расход теплоносителя , кг/с, необходимый для компенсации теплопотерь через ограждающие конструкции зданий, вычислялся по формуле:

, (1)

Где: – расчетная тепловая мощность объекта, кВт;

– удельная теплоемкость теплоносителя, кДж/(кг·К);

– температура теплоносителя в подающем трубопроводе, °C;

– температура теплоносителя в обратном трубопроводе, °C.

Чтобы оценить потери и подобрать насосное оборудование, массовые характеристики потока переводились в объемный расход , м³/ч, по формуле:

, (2)

Где – плотность теплоносителя при его средней эксплуатационной температуре, кг/м³.

При расчете централизованного теплоснабжения в качестве теплоносителя использована сетевая вода. Для котельной высокотемпературного графика 150/70°C перепад температур на вводах в здания составляет . Свойства воды в этом интервале стабильны, следовательно, удельная теплоемкость принимается константой кДж/(кг·К).

При исследовании децентрализованного геотермального контура в качестве теплоносителя использование воды невозможно из-за риска промерзания скважин. В качестве низкопотенциального теплоносителя принят 30%-й водный раствор пропиленгликоля. Низкотемпературный зимний график для внешнего контура задан в пределах +3,5/-3,5°C, что снижает располагаемый температурный перепад в испарителе теплового насоса до . Для данных условий учитывались реальные свойства раствора: плотность кг/м³, а удельная теплоемкость кДж/(кг·К) [4].

Для более точного сравнения диаметры подводящих труб к домам № 31 и № 32 в обоих вариантах были принятыми одинаковыми (Ду70). В качестве трубопроводов были приняты гидравлически гладкие трубы.

Результаты

По формулам (1) и (2) определены расходы теплоносителей для домов № 31 и № 32 соответственно. Полученные результаты для централизованного и геотермального теплоснабжения сведены в таблицу (табл.).

Таблица

Сравнительные параметры расходов теплоносителя для зданий № 31 и № 32

Данные таблицы (табл. 1) показывают, что изменение температурного графика и переход на другой теплоноситель приводят к значительному росту расходов на вводах в здания. Для дома № 31 расход увеличивается с 5,985 т/ч до 21,533 т/ч. Для здания № 32 определено аналогичное изменение – с 2,992 т/ч до 10,766 т/ч.

Коэффициент кратности увеличения объемного расхода  определяется по формуле (3) [1, с. 39-45; 4]:

, (3)

Из формулы (3) видно, что на увеличение расхода влияет не только температурный перепад, но и изменение теплоемкости для геотермального контура [2; 3, с. 85-92].

Обсуждение

Выявленный рост расходов теплоносителя в 3,6 раза требует пересмотра схемы тепловых сетей микрорайона.

При высокотемпературном режиме котельной (150/70°C) достаточно небольшие часовые расходы (в пределах 3–6 т/ч на один объект) позволяют использовать трубопроводы небольших диаметров. Однако исследования Г. П. Васильева [3, с. 85-92] и расчетные модели, разработанные под руководством А. Б. Сулина и А. А. Никитина [4] показывают, что принцип работы тепловых насосов исключает возможность использования стандартных радиальных или тупиковых схем распределения тепла в масштабах квартала.

Транспортировка больших объемов 30%-го раствора пропиленгликоля (свыше 21 т/ч только для здания № 31) от единого удаленного источника приведет к резкому скачку потерь давления в трубах. Это заставит увеличивать мощность насосного оборудования, что в дальнейшем приведет к увеличению годового расхода электроэнергии. Дополнительным фактором влияния служат свойства теплоносителя: его плотность и динамическая вязкость в геотермальном контуре значительно выше аналогичных показателей сетевой воды, что подтверждается данными М. К. Безродного [1, с. 39-45].

Полученные результаты вычислений подтверждают вывод из работ G. Hellström [8]: низкотемпературные геотермальные системы требуют децентрализованной структуры. Полученные данные дают понять, что геотермальный контур вертикальных скважин следует располагать не как единую систему, а локально у каждого здания – потребителя. Это позволяет избежать перекачки больших объемов более вязкого теплоносителя по магистральным трубам и сделать работу тепловых насосов достаточно эффективной.

Выводы

Переход от высокотемпературного централизованного теплоснабжения к низкотемпературным геотермальным системам на базе тепловых насосов приводит к увеличению расходов на вводах в здания. Одной из главных причин является слишком малый температурный перепад в земляном контуре. Дополнительным фактором служит низкая теплоемкость альтернативного теплоносителя по сравнению с водой.

Расчеты показывают, что при переходе на децентрализованное геотермальное теплоснабжение невозможно использовать аналогичную схему централизованной сети. Перекачка больших объемов жидкости увеличивает затраты и расход электроэнергии на работу насосов. Чтобы уменьшить энергопотребление на циркуляцию, геотермальный контур следует располагать как локальные модульные системы. Размещение вертикальных скважин в непосредственной близости от тепловых пунктов конкретных зданий исключает необходимость транспортировки низкопотенциальной теплоты по главной магистрали микрорайона.