Содержание к диссертации
Введение
1 Опыт эксплуатации тепловых насосов и обоснование возможности применения их в трубопроводном транспорте нефти 14
1.1 Принцип работы компрессионных тепловых насосов. Выбор типа компрессора для условий эксплуатации при трубопроводном транспорте нефти 18
1.2 Опыт применения тепловых насосов зарубежом 21
1.3 Обоснование возможности применения тепловых насосов в трубопроводном транспорте нефти 22
2 Способ транспортировки высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу с использованием тепловых насосов 26
2.1 Способ транспортировки высоковязкой нефти с «распределенным» подогревом 26
2.2 Устройство пункта подогрева для осуществления способа «распределенного» подогрева 28
3 Определение тепловой мощности фиксировано расположенных по трассе теплонасосных пунктов подогрева (с привязкой к источникам природного тепла) 35
3.1 Построение целевой функции 38
3.2 Определение температур нагрева на пунктах подогрева в пределах одного участка 39
3.3 Определение тепловых мощностей теплонасосных станций 42
3.4 Определение мощности теплонасосных пунктов подогрева для магистрального нефтепровода Уса-Ухта 47
3.4.1 Подготовка исходных данных 47
3.4.2 Определение температур нагрева нефти на пунктах подогрева в зависимости от полных дисконтированных затрат на участке 49
3.4.3 Определение мощности теплонасосных пунктов подогрева 56
4 Экономический эффект, получаемый за счет оборудования теплонасосных установок дополнительным электронагревателем, покрывающим пиковые нагрузки 62
4.1 Определение соотношения мощностей ТНУ и дополнительного нагревателя, покрывающего пиковые нагрузки для подземного магистрального нефтепровода 64
5 Рекомендации по проектированию теплонасосных пунктов подогрева 75
5.1 Влияние температуры испарения хладагента на коэффициент преобразования теплового насоса. 76
5.2 Грунт, как источник низкотемпературной тепловой энергии 80
5.2.1 Выбор грунтового теплообменника 84
5.2.2 Оценка изменений температуры теплоносителя на выходе из U-образного вертикального грунтового теплообменника при эксплуатации теплового насоса 85
5.3 Определение мощности когенерационных установок. Расчет экономии условного топлива. 89
5.4 Технико-экономическое обоснование повышения пропускной способности магистрального нефтепровода за счет использования автономных теплонасосных пунктов подогрева 95
Основные выводы и рекомендации 99
Список использованных источников 100
Приложения
- Обоснование возможности применения тепловых насосов в трубопроводном транспорте нефти
- Устройство пункта подогрева для осуществления способа «распределенного» подогрева
- Определение температур нагрева на пунктах подогрева в пределах одного участка
- Грунт, как источник низкотемпературной тепловой энергии
Введение к работе
В настоящее время наметилась тенденция увеличения доли добываемой высоковязкой нефти. В связи с этим возникают проблемы, связанные с неизбежным ростом гидравлического сопротивления магистральных нефтепроводов по которым перекачиваются высоковязкие неяти.
На территории Российской Федерации, Республики Казахстан действуют несколько магистральных неизотермических трубопроводов, перекачивающих высокопарафинистые нефти. На данных нефтепроводах применяются различные технологии перекачки высоковязких, высокозастываю щи х нефтей. На нефтепроводах Уса-Ухта-Ярославль (Российская Федерация), Кумколь-Каракоин-Шымкент (Республика Казахстан) для улучшения реологических свойств применяются депрессорные присадки; на нефтепроводе Узень - Гурьев - Самара (Республика Казахстан, Российская Федерация) используются печи для нагрева нефти.
В зимнее время, особенно в периоды резкого похолодания, температура нефти в трубопроводе снижается. Если гидравлическое сопротивление трубопровода значительно возрастает и превышает возможности насосного оборудования, то перекачку останавливают. В таком режиме эксплуатируется нефтепровод Кумколь-Каракоин, перекачка нефти по которому на 2-3 месяца прекращается, несмотря на добавление депрессорных присадок, улучшающих транспортабельные свойства перекачиваемой нефти.
На пределе своих возможностей в холодные зимние периоды работает магистральный нефтепровод Уса-Ухта. Модернизация или замена насосно-силового оборудования, с целью увеличения располагаемого напора для повышения производительности нефтепровода, ограничена предельным напором трубопровода. Сооружение новых пунктов подогрева, позволит разрешить проблему роста гидравлического сопротивления на этой важнейшей северной магистрали, частично проходящей по зонам островной вечной мерзлоты.
Следует отметить, что способ «горячей» перекачки в районах Крайнего Севера неприемлем, как не отвечающий требованиям экологической безопасности. Кроме того, в [83, 84] доказано, что для Усинских нефтей он экономически нецелесообразен. Возникла необходимость в разработке нового способа перекачки высоковязких нефтей, приемлемого для условий Крайнего Севера, с экосистемой, крайне чувствительной к тепловому воздействию, а потому и жесткими требованиями экологической безопасности.
В работе рассматривается способ транспортировки высоковязкой нефти с ограничением процессов сжигания за счет использования низкопотенциального природного тепла, которое трансформируют в тепловых насосах в источник подогрева нефти более высокого потенциала.
Использование тепловых насосов для подогрева нефти при магистральном транспорте имеет определенные преимущества.
Во-первых, применение тепловых насосов позволяет исключить из технологии перекачки высокотемпературный процесс сжигания топлива в печах и удовлетворить основное требование экологической безопасности: сохранение нулевого теплооборота на поверхности Земли - чрезвычайно важное для северных районов России [71, 39, 75, 74, 69, 70, 58, 49, 96, 10, 46].
Во-вторых, тепловые насосы чрезвычайно экономично трансформируют низкотемпературное природное тепло, обеспечивая минимальный уровень нагрева нефти, рассосредотачивая его практически равномерно по длине нефтепровода на уровне, достаточном для преодоления гидравлического сопротивления только за счет напора hpacm создаваемого насосными станциями.
В-третьих, при минимальном уровне нагрева нефти, тепловые насосы имеют высокую эффективность.
Целью данной работы является сокращение потребления первичных энергоресурсов при транспорте высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу за счет использования природного
низкопотенциального тепла. Для достижения цели потребовалось решить ряд задач, основными из которых являются:
1 Разработка способа «распределенного» подогрева высоковязкой
нефти с использованием рассредоточенных по трассе автономных
теплонасосных пунктов подогрева (ТНГШ).
2 Определение температурных режимов фиксированно расположенных
по трассе теплонасосных пунктов подогрева (с привязкой к источникам
природного тепла) при реконструкции магистрального нефтепровода.
3 Оценка эффективности применения на теплонасосных пунктах
подогрева дополнительных нагревателей, покрывающих пиковые нагрузки.
Методы исследований
В работе использовались:
а) графоаналитические методы;
б) промышленные исследования поставленных задач;
в) методы математического моделирования.
Научная новизна
1 Разработана методика расчета температурных режимов
теплонасосных пунктов подогрева из условия оптимизации затрат на ТНГШ
при их неравномерном расположении с учетом вида используемого
источника природного низкопотенциального тепла при известном
располагаемом напоре насосных станций.
2 Установлено влияние диапазона изменения температуры грунта на
глубине заложения нефтепровода на критерий соотношения мощностей
теплонасосной установки и дополнительного нагревателя.
Практическая ценность и реализация результатов работы
1 Результаты исследований по разработке способа использования природного тепла для подогрева нефти тепловыми насосами с целью
12 повышения пропускной способности магистрального нефтепровода включены в рабочую программу дисциплины «Ресурсосберегающие технологии при эксплуатации оборудования НС и КС» для подготовки дипломированных специалистов по специальности «Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ» (130501), специализации «Эксплуатация нефтегазоперекачивающих агрегатов, трубопроводов и хранилищ» и используются в учебном процессе Уфимского государственного нефтяного технического универсситета при чтении лекций, в курсовом и дипломной проектировании.
Методика определения тепловых мощностей фиксированно расположенных по трассе теплонасосных пунктов подогрева передана предприятию ООО ЭПЦ «Трубопроводсервис» и используется при проектировании теплонасосных пунктов подогрева.
Программа Stac-Di передана предприятию KazTransOil и использовалась для расчета эксплуатационных тешгогидравлических режимов магистрального нефтепровода ГШТС «Каракоин» - ГНПС «Атасу». Использование данной программы позволило повысить эффективность расчета эксплуатационных режимов насосных станций магистрального нефтепровода ГНПС «Каракоин» - ГНПС «Атасу».
Апробация работы
Основные положения диссертации доложены и обсуждены на:
1) Международной учебно-научно-практической конференции
«Трубопроводной транспорт - 2005», Уфа, 2005 г.
Всероссийской конференции-конкурсе студентов выпускного курса минерально-сырьевого комплекса РФ, Санкт-Петербург, 2005 г.
V международной научно-практической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта», Новополоцк, 2006 г.
4) VII научно-технической конференции молодежи ОАО «Северные
МН», Ухта, 2006 г.
5) Международной учебно-научно-практической конференции
«Трубопроводной транспорт - 2006», Уфа, 2006 г.
6) 54, 55, 56, 57, 58, 60 научно-технических конференциях студентов,
аспирантов и молодых ученых УГНТУ, Уфа, 2003-2009 гг.
Публикации
По материалам диссертации опубликовано 18 работ, в том числе 1 статья по списку ВАК, 1 статья (без соавторов) в сборнике научных трудов «Записки Горного института», и 15 работ опубликованы в материалах различных научно-технических конференций.
Автор защищает:
1 Способ «распределенного» подогрева высоковязкой нефти с
использованием рассредоточенных по трассе автономных теплонасосных
пунктов подогрева, в состав которых входят тепловой насос и
когенерационная установка.
2 Методика определения тепловой мощности фиксированно
расположенных по трассе теплонасосных станций (с привязкой к источникам
природного тепла).
3 Критерии установки пиковых нагревателей на ТНПП.
Обоснование возможности применения тепловых насосов в трубопроводном транспорте нефти
На рынке России тепловые насосы пользуются низким спросом, в сравнении с западными странами, хотя условия для развития нетрадиционной энергетики в нашей стране самые благоприятные. В развитых странах эти устройства, как видно из ранее приведенного материала, давно производятся и успешно эксплуатируются. Такое положение объяснялось, главным образом, технической политикой Советского Союза. Энергетическое, экологическое и техническое преимущество централизованного теплоснабжения над автономным в условиях монополии государственной собственности считалось априорным. Автономное и индивидуальное теплоснабжение отдельных домов было выведено за рамки энергетики и развивалось по остаточному принципу.
В настоящее время разрабатывается законопроект «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности», который будет способствовать развитию нетрадиционной энергетике в России, в том числе использованию ТНУ. Ожидается, что к 2010 году действующий парк ТНУ в России будет вырабатывать до 20 млн. Гкал тепла, а в 2015-м — более 45 млн. Гкал [42].
В таблице 1.1 приведены рабочие параметры и стоимости тепловых насосов, выпускаемых в России [11].
При использовании тепловых насосов на магистральном транспорте мощность тепловых насосов может колебаться от пятисот киловатт до нескольких мегаватт. При таких мощностях стоимость 1 кВт расчетной тепловой мощности ТНУ, выпускаемых в России составит от 83 $ США (таблица 1.1)1.
При использовании тепловых насосов импортного производства, например LLC Trane (приложение 4), стоимость оборудования с учетом всех расходов связанных с доставкой составит около 200 $ США.
Стоимость внешнего теплообменника (рисунок 3.1) может вдвое превышать стоимость теплового насоса. Несмотря на высокую стоимость тепловых насосов, использование природных источников низкотемпературного тепла для снижения вязкости перекачиваемой нефти и увеличения пропускной способности магистрального нефтепровода может быть эффективным и представляет задачу исследования.
Устройство пункта подогрева для осуществления способа «распределенного» подогрева
При реализации способа "распределенного" подогрева рассмотрим возможность использования тепловых насосов на тепловых станциях небольшой мощности [35, 30, 17, 34, 18, 23, 31, 29].
Парокомпрессионные тепловые насосы используют электричество для привода компрессора. Возможно как подключение теплового насоса к электросетям, так и создание автономной системы энергообеспечения.
КПД современных теплоэлектростанций при выработке электроэнергии меньше 40%. Кроме того, тарифы на электрическую энергию складываются из таких основных показателей, как тариф на производство электроэнергии и цена на услуги транспорта и распределения, которая составляет до 70% тарифа [61].
Рассмотрим возможность создания автономной системы энергообеспечения. Нефтепровод является потребителем тепла, а тепловой насос - электроэнергии. Так как в данном случае необходима генерация одновременно двух видов энергии, то возможно использование на теплонасосных пунктах подогрева когенерационных установок — минитеплоэлектростанций. В результате получается комбинированная установка, в состав которой входят минитеплоэлектростанция и тепловой насос (рисунок 2.2).
Когенерационная установка, вырабатывая одновременно два вида энергии, имеет суммарный КПД до 90%, при этом отсутствуют платежи за услуги по диспетчеризации, передаче и сбыту электроэнергии.
Таким образом, даже если в планируемом месте сооружения теплонасосного пункта подогрева доступна электроэнергия, то при существующих тарифах на электроэнергию подключение к сети является нерентабельным.
При работе когенерационной установки совместно с тепловым насосом, тепловая энергия идет на подогрев нефти в качестве второй ступени нагрева, а электроэнергия - на привод теплового насоса, циркуляционных насосов гидравлической обвязки и вентиляторного теплообменника. На первой ступени нагрева нефти используется низкопотенциальное тепло природного источника (грунт, русловые и подземные реки, озера и морские воды), которое затем трансформируют в тепловых насосах в источник подогрева нефти более высокого потенциала.
Тепловые насосы имеют существенные для практической реализации требования к источникам низкопотенциального тепла и обустройству внешнего контура (рисунок 2.3). Капитальные затраты на сооружение специального внешнего контура теплового съема с грунта выше, чем при использовании водных источников тепла, поэтому целесообразно пункты подогрева привязывать к месту нахождения последних. Если, используя только водные источники низкотемпературного тепла, невозможно добиться распределения температуры по длине нефтепровода, близкое к изотермическому, то принимают решение об установке дополнительных ТНПП, оборудованных фунтовыми теплообменниками.
На пунктах подогрева нефти, где решено использовать в качестве первичного источника тепла грунт, дополнительно устанавливается вентиляторный теплообменник. Данное решение позволит сократить время выхода системы грунт-теплообменник на устойчивый режим за счет аккумулирования энергии в объеме грунта в теплый период. При положительных температурах атмосферного воздуха, в качестве первичного источника тепла, вместо грунта используется воздух. При более высоких температурах атмосферного воздуха (15-20 градусов и выше), может быть использовано только тепло атмосферного воздуха. Способ осуществляется в следующем порядке:
Топливом для когенерационной установки 1 является нефть, газ или дизельное топливо. Тепловой насос 2, насосные группы 3, 4, 5 и вентиляторный теплообменник 6 соединены электрически с когенерационной установкой.
Обводную линию 9 магистрального нефтепровода 8 соединяют последовательно с трубным пространством теплообменников 10 и 11.
Источник низкотемпературного тепла 7 является первичным теплоотдатчиком, который передает тепло промежуточному энергоносителю, циркулирующему в контуре испарителя теплового насоса 2. Источниками низкотемпературного тепла 7 могут являться грунт, русловые и подземные реки, озера, морские воды, атмосферный воздух. Полученное хладагентом низкотемпературное тепло трансформируют в тепло более высокого потенциала при помощи теплового насоса. Полученное тепло более высокого потенциала, под воздействием температурного напора, передается промежуточному энергоносителю, который циркулирует в контуре конденсатора.
Нагретая в конденсаторе теплового насоса жидкость (промежуточный энергоноситель) перекачивается насосной группой 4 через межтрубное пространство теплообменника 10, в котором под воздействием созданного температурного напора происходит теплопередача от промежуточного энергоносителя к теплоприемнику, т.е. нагрев высоковязкой нефти и охлаждение промежуточного энергоносителя. Из трубного пространства теплообменника 9 подогретая нефть поступает в трубное пространство теплообменника 10, а из межтрубного пространства того же теплообменника 9 охлажденный промежуточный энергоноситель поступает вновь в тепловой насос, затем рабочий цикл повторяется.
Утилизируемое от когенерационной установки тепло передается промежуточному энергоносителю, который перекачивается насосной группой 5 через межтрубное пространство теплообменника 10, в котором под воздействием созданного температурного напора происходит теплопередача от промежуточного энергоносителя к теплоприемнику, т.е. нагрев высоковязкой нефти и охлаждение промежуточного энергоносителя. Из трубного пространства теплообменника 11 подогретая нефть поступает в магистральный нефтепровод, а из межтрубного пространства того же теплообменника 11 охлажденный промежуточный энергоноситель поступает вновь в когенерационную установку, затем рабочий цикл повторяется.
Для повышения производительности тепловой части когенерационной системы, утилизатор может дополняться экономайзером-теплообменником, обеспечивающим предварительный подогрев теплоносителя отходящими из теплоутилизатора газами до его подачи в основной теплообменник, где нагрев теплоносителя обеспечивается уже теплом отходящих газов двигателя. При этом происходит дополнительное снижение температуры отходящих из теплоутилизатора в атмосферу газов.
В предлагаемом способе обеспечивается энергосберегающая и экологически чистая технология транспортировки высоковязкой нефти, а на поверхности Земли поддерживается близкий к нулевому баланс тепла, обеспечивая при этом минимальное тепловое воздействие на грунты, что актуально для нефтегазоносных районов Крайнего Севера с вечномерзлыми, многолетнемерзлыми и сезоннооттаивающими грунтами.
Данный способ совмещает достоинства локальных и вдольтрассовых устройств подогрева нефти. Тем не менее, при наличии вдоль трассы нефтепровода КС магистрального газопровода, в настоящее время остается наиболее целесообразным способ, когда частично объединяют технологические процессы трубопроводного транспорта нефти и газа с помощью теплообменной системы. Происходит использование вторичных энергоресурсов газопровода для подогрева и снижения вязкости перекачиваемого нефтепродукта. [Патент RU 2171424, F17D 1/18, 06.09.1999.].
Определение температур нагрева на пунктах подогрева в пределах одного участка
Первым этапом при решении уравнения (3.6) нужно определить зависимость температурного режима нау-м участке от затрат на подогрев по данному участку из условия оптимума функции потерь на гидравлическое трение. Для этого необходимо решить дифференциальное уравнение Запишем уравнения для определения конечной температуры у -го участка [1, 2], полагая на всем протяжении этого участка К = const, Следует отметить, что на различных у -х участках температуры Atkj различные. Полные дисконтированные затраты нау -ом участке составят: Перепишем (3.10) с учетом (3.9): Выразим из полученного уравнения начальную температуру Atlll2: При перекачке с «распределенным» подогревом, температура нефти поддерживается на уровне, превышающем температуру появления напряжения сдвига, поэтому потери напора на преодоление напряжения сдвига hq - 0 : Уравнения (3.14-3.16) были решены графоаналитическим методом для нефтепровода Уса-Ухта, рассмотренного в примере 1. На рисунке 3.1 показана зависимость температур нагрева нефти в пределах одного у -го участка от дисконтированных затрат. Зависимость температур нагрева нефти от дисконтированных затрат Температура нагрева нефти на ТНПП возрастает с увеличением затрат на подогрев. Кривая температуры подогрева на ТНПП с грунтовым источником низкотемпературного тепла Д/Ні2 1 ниже, чем на фиксированно расположенном пункте подогрева с водным источником тепла из-за большей стоимости внешних теплообменников. Решением уравнений (3.14-3.16) являются зависимости, близкие к линейным, а значит, с достаточной степенью точности выражения (3.14-3.16) аппроксимируются линейными функциями: Дг,у1 -ах -Эу +«2, А/,,/2 =bt -Э +Ь2, Технологические параметры нагрева на смежных участках взаимосвязаны.
Следующим этапом расчета является определение оптимального соотношения мощностей ТНПП, расположенных на нескольких смежных участках, на каждом из которых определена зависимость температурного режима от затрат на подогрев. Потери на гидравлическое трение и затраты на подогрев нефти связаны функционально hj - hj\f{3j)), что позволяет проанализировать целевую кусочно-непрерывную функцию (3.4) со следующих позиций: Рассмотрим магистральный нефтепровод, состоящий из двух j-x участков. Так как располагаемый напор насосных станций Нрасп известен, то потери на гидравлическое трение на втором участке h2 зависят от потерь на первом участке h\\ Уменьшение затрат на подогрев на первом участке вызовет увеличение потерь на данном участке и с целью компенсации данного увеличения потерь необходимо понизить потери на втором участке. На рисунке 3.2 показано, что при определенном соотношении гидравлических потерь на трение на первом и втором участках наблюдается минимум дисконтированных затрат. Рассмотрим магистральный нефтепровод, состоящий из двух и более j-х участков (рисунок 3.3). При увеличении затрат на подогрев, увеличивается температура нагрева, а значит, увеличивается температурный напор между перекачиваемой нефтью и окружающей средой, поэтому, при увеличении затрат на подогрев, темп падения потребного напора падает, а значит, график функции (3.20) выпуклый вниз. Уменьшение затрат на подогрев на любом из участков (например, ДЭ, на участке длиной // или АЭ2 на участке длиной /?) вызовет увеличение потерь на данном участке и, с целью компенсации данного увеличения потерь, необходимо понизить потери на любом другом участке, причем для этого потребуются большие затраты (ДЭ ДЭ,, а ДО, ДЭ,). Таким образом, при поддержании заданной производительности и известном располагаемым напоре, любое отклонение от утверждения (3.6) вызовет увеличение расходов на подогрев. При выполнении условия (3.6) затраты на подогрев будут минимальны.
Грунт, как источник низкотемпературной тепловой энергии
Применение предлагаемой технологии подогрева нефти требует тщательного обследования трассы нефтепровода на наличие приоритетных источников низкотемпературного тепла. При наличии по трассе нефтепровода водных источников тепла, ТНПП привязываются к месту их нахождения из-за более низкой стоимости внешнего теплообменника. Если частота расположения водных источников недостаточна для обеспечения требуемого распределения температуры, то можно использовать доступный повсеместно грунт.
В качестве источника низкотемпературной тепловой энергии могут использоваться подземные воды, либо грунт поверхностных (глубиной до 400 м) слоев Земли. Теплосодержание грунтового массива в общем случае выше. Тепловой режим грунта поверхностных слоев Земли формируется под действием двух основных факторов: падающей на поверхность солнечной радиации и геотермального потока, то есть потока радиогенного тепла из земных недр. Сезонные и суточные изменения интенсивности солнечной радиации и температуры наружного воздуха вызывают колебания температуры верхних слоев грунта.
Глубина проникновения суточных колебаний температуры наружного воздуха и интенсивности падающей солнечной радиации зависит от конкретных почвенно-климатических условий и колеблется в пределах от нескольких десятков сантиметров до полутора метров.
Глубина нейтральной зоны, то есть глубина проникновения сезонных колебаний температуры наружного воздуха и падающей солнечной радиации не превышает, как правило, 15-20 м (рисунок 5.3, 5.4).
Температурный режим слоев грунта, расположенных ниже этой глубины («нейтральной зоны»), формируется под воздействием тепловой энергии, поступающей из недр Земли, и практически не зависит от сезонных, а тем более суточных изменений параметров наружного климата (рисунок 5.4). С увеличением глубины температура грунта возрастает в соответствии с геотермическим градиентом (примерно 3 С на каждые 100 м). Величина потока радиогенного тепла, поступающего из земных недр, для разных местностей различается. Например, для Центральной Европы эта величина составляет 0,05-0,12 Вт/м [105], для районов Крайнего Севера внутриземной тепловой поток равен 0,06 Вт/м [85]
В тепловых насосах большой мощности используют промежуточный теплоноситель - рассол, циркулирующий по трубкам в грунте и отдающий свое тепло хладагенту в специальном теплообменнике. Использование рассола в качестве промежуточного теплоносителя позволяет существенно снизить капитальные затраты при установке тепловых насосов.
Часто, для снижения периода окупаемости оборудования, увеличивают тепловой съем с единицы длины внешнего теплообменника, что обычно приводит к быстрому истощению источника низкотемпературного тепла [12]. В таблице 5.1 представлены рекомендуемые значения удельной мощности, отбираемой подземными тепловыми зондами (двойными U-образными теплообменниками), которые бы позволил эксплуатировать источник энергетических ресурсов длительное время [101]. Способность систем поддерживать требуемый уровень производства тепловой энергии длительное время называется «устойчивостью» (в англоязычной литературе - sustainability). Для систем использования низкопотенциального тепла Земли дано следующее определение устойчивости [103, 100]: «Для каждой системы использования низкопотенциального тепла земли и для каждого режима работы этой системы существует некоторый максимальный уровень производства энергии; производство энергии ниже которого можно поддерживать длительное время (100-300 лет)».
Огибающие теплового влияния многолетней эксплуатации системы теплосбора на естественный температурный режим грунта имеют ярко выраженный экспоненциальный характер, и к пятому году эксплуатации грунт выходит на новый режим, близкий к периодическому. Начиная с пятого года эксплуатации, многолетнее потребление тепловой энергии из грунтового массива системы теплосбора сопровождается периодическими изменениями его температуры [66]. Данное утверждение сформулировано для сезонного использования грунта, как источника низкотемпературного тепла. В [82] показано, что для «горячего» нефтепровода через пять циклов устанавливается квази-стационарный теплообмен. Таким образом, всю систему грунт-тепловой насос-нефтепровод можно, начиная с шестого цикла, рассматривать как квази-стационарную.
Похожие диссертации на Транспортировка высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу с использованием тепловых насосов
