Науковий вісник НГУ

Методика оцінки показників геотермальної системи відкритого типу з використання тепла шахтних вод

• 
• 

Рейтинг користувача:  / 0

ГіршийКращий 

Деталі

Батьківська категорія: 2022

Категорія: Зміст №1 2022

Створено: 08 березня 2022

Останнє оновлення: 08 березня 2022

Опубліковано: 30 листопада -0001

Автор: Д. В. Рудаков, . В. Інкін

Перегляди: 3425

Authors:

Д. В. Рудаков, Національний технічний університет «Дніпровська політехніка», м. Дніпро, Україна, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

O. В. Інкін, Національний технічний університет «Дніпровська політехніка», м. Дніпро, Україна, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

повний текст / full article

Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu. 2022, (1): 005 - 011

https://doi.org/10.33271/nvngu/2022-1/005

Abstract:

Мета. Розробка методики оцінки термо­гідродинамічних показників геотермальної системи відкритого типу зі скидом шахтних вод у поверхневі водотоки, а також її тестування для умов реального об’єкту з урахуванням різних технологічних варіантів, геотехнічних і термодинамічних чинників.

Методика. Використано співвідношення гідравліки й термодинаміки, проведено інженерний аналіз геотермальних систем відкритого типу, що відбирають тепло із шахтних вод, досліджені гідродинамічні й гірничо-технічні умови шахти № 2 «Новогродівська». Розроблена методика включає визначення температури порід, що оточують затоплені виробки, довжини гідравлічної течії та гідравлічного опору гірничих виробок.

Результати. Оцінена температура води, що подаватиметься до теплообмінників на денній поверхні та становитиме 17,8 + 0,25 °С, а теплова потужність системи – 1070 + 21 кВт. Прогнозоване охолодження води у виробках розглянутої шахти за рахунок розбавлення інфільтраційною водою протягом періоду експлуатації геотермальної системи у 25 років становитиме 0,6–1,0 °С, що відповідає зниженню її теплової потужності на 5,6–8,3 %. Оцінене охолодження шахтної води при її підйомі у стволі не перевищуватиме 1 °С. Енергетичний критерій ефективності геотермальної системи зменшується від 1,81 при відборі близько до рівня шахтних вод до 1,05 при відборі на глибині 460 м за коефіцієнта перетворення теплового насоса, що досягає 5,0.

Наукова новизна. Домінуючими чинниками, що визначають потужність відкритої геотермальної системи при усталеному режимі течії, є витратна характеристика й довжина гідравлічної течії на різних горизонтах відпрацювання, та температура порід, які оточують затоплені виробки. Глибина відбору води виявилася впливовим чинником для енергетичної ефективності геотермальної системи.

Практична значимість. Запропонована методика дозволяє визначати енергетичний критерій геотермальної системи відкритого типу зі скидом шахтних вод у поверхневі водотоки, що дає можливість оптимізувати параметри експлуатації системи.

Ключові слова: шахтні води, геотермальні системи, тепловий потік, гідравлічна модель, теплова потужність

References.

1. LANUV NRW (2018). Landesamt für Natur, Umwelt, und Verbraucherschutz Nordrhein-Westfahlen: Potenzialstudie warmes Grubenwasser. Fachbericht 90. Recklinghausen. Retrieved from https://www.lanuv.nrw.de/fileadmin/lanuvpubl/3_fachberichte/LANUV-Fachbericht_90_web.pdf .

2. Banks, D., Athresh, A., Al-Habaibeh, A., & Burnside, N. (2019). Water from abandoned mines as a heat source: practical experiences of open- and closed-loop strategies, United Kingdom. Sustainable Water Resources Management, 5, 29-50. https://doi.org/10.1007/s40899-017-0094-7.

3. Sadovenko, I., Inkin, O., Dereviahina, N., & Khryplyvets, Y. (2019). Actualization of prospects of thermal usage of groundwater of mines during liquidation. E3S Web of Conferences 123, 01046. Ukrainian School of Mining Engineering, 1-9. https://doi.org/10.1051/e3sconf/201912301046.

4. Pivnyak, G., Samusia, V., Oksen, Y., & Radiuk, M. (2014). Parameters optimization of heat pump units in mining enterprises. In: Progressive technologies of coal, coalbed methane and ores mining, CRC Press, 19-24. https://doi.org/10.1201/b17547.

5. Pivnyak, G., Samusia, V., Oksen, Y., & Radiuk, M. (2015). Efficiency increase of heat pump technology for waste heat recovery in coal mines. New Developments in Mining Engineering 2015: Theoretical and Practical Solutions of Mineral Resources Mining, 1-4. https://doi.org/10.1201/b19901-2.

6. Ramos, E. P., Breede, K., & Falcone, G. (2015). Geothermal heat recovery from abandoned mines: a systematic review of projects implemented worldwide and a methodology for screening new projects. Environmental Earth Sciences,. 73, 6783-6795. https://doi.org/10.1007/s12665-015-4285-y.

7. Sadovenko, I., Rudakov, D., & Inkin, O. (2014). Geotechnical schemes to the multi-purpose use of geothermal energy and resources of abandoned mines. Progressive Technologies of Coal, Coalbed Methane, and Ores Mining, 443-450. https://doi.org/10.1201/b17547-76.

8. Loredo, C., Roqueñí, N., & Ordóñez, A. (2016). Modelling flow and heat transfer in flooded mines for geothermal energy use: A review. International JournalInt J of Coal Geology, 164, 115-122. https://doi.org/10.1016/j.coal.2016.04.013.

9. Burnside, N. M., Banks, D., & Boyce, A. J. (2016). Sustainability of thermal energy production at the flooded mine workings of the former Caphouse Colliery, Yorkshire, United Kingdom. International Journal of Coal GeologyInt J Coal Geol, 164, 85-91. https://doi:10.1016/j.coal.2016.03.006.

10. Ni, L., Dong, J., Yao, Y., Shen, C., Qv, D., & Zhang, X. (2015). A review of heat pump systems for heating and cooling of buildings in China in the last decade. Renewable Energy, 30-45.

11. Gillespie, M. R., Cran, E. J., & Barron, H. F. (2013). Deep geothermal energy potential in Scotland British Geological Survey Geology and Landscape, Scotland Programme. Commissioned Report Cr/12/131, 125 p.

12. Bongole, K., Sun, Z., & Yao, J. (2021). Potential for geothermal heat mining by analysis of the numerical simulation parameters in proposing enhanced geothermal system at Bongor basin, Chad. Simulation Modelling Practice and Theory, 107, 102218. https://doi.org/10.1016/j.simpat.2020.102218.

13. Bao, T., Cao, H., Qin, Y., Jiang, G., & Liu, Z.L. (2020). Critical insights into thermohaline stratification for geothermal energy recovery from flooded mines with mine water. JournalJ of Cleaner Production, 273, 122989. https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2020.122989.

14. Zhai, Y., Cao, X., Jiang, Y., Sun, K., Hu, L., Teng, Y., Wang, J., …, & Li, J. (2021). Further discussion on the influence radius of a pumping well: a parameter with little scientific and practical significance that can easily be misleading. Water, 13, 2050. https://doi.org/10.3390/w13152050.

15. Purgina, D. V., & Kuzevanov, K. I. (2018). Water inflows into underground mine workings under the influence of external boundary conditions in the development of coal deposits. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Engineering of georesources, (4), 74-96.

16. Kyrychenko, Y., Samusia, V., Kyrychenko, V., & Romanyukov, A. (2013). Experimental investigation of aero-hydroelastic instability parameters of the deep-water hydrohoist pipeline. Middle-East Journal of Scientific Research, 18(4), 530-534.

17. Orlov, V. A., & Khurgin, R. E. (2010). Optimization of hydraulic calculation of pipelines from various materials. Bulletin of the Moscow State University of Civil Engineering, (3), 118-122.

18. Sadovenko, I., & Inkin, А. (2018). Method for Stimulating Underground Coal Gasification. Journal of Mining Science, 54(3), 514-521. https://doi.org/10.1134/S1062739118033941.

19. Moiseev, B. V. (2016). Methods of thermal calculation of pipelines for various purposes. Tyumen: TIU, 183 p.

20. Rudakov, D., Inkin, O., Dereviahina, N., & Sotskov, V. (2020). Effectiveness evaluation for geothermal heat recovery in closed mines of Donbas. E3S Web of Conferences 201, 01008. Ukrainian School of Mining Engineering, 1-10. https://doi.org/10.1051/e3sconf/202020101008.

• Наступна >