Pour modéliser les champs de température et pour d’autres calculs, il est nécessaire de connaître la température du sol à une profondeur donnée.

La température du sol en profondeur est mesurée à l’aide de thermomètres de profondeur du sol. Il s'agit d'études planifiées qui sont régulièrement réalisées par les stations météorologiques. Les données de recherche servent de base aux atlas climatiques et à la documentation réglementaire.

Pour obtenir la température du sol à une profondeur donnée, vous pouvez essayer par exemple deux des moyens simples. Les deux méthodes impliquent l'utilisation d'ouvrages de référence :

1. Pour une détermination approximative de la température, vous pouvez utiliser le document TsPI-22. "Transitions des chemins de fer par pipelines." Ici, dans le cadre de la méthodologie de calcul thermique des canalisations, le tableau 1 est donné, où pour certaines régions climatiques les valeurs des températures du sol sont données en fonction de la profondeur de mesure. Je présente ce tableau ci-dessous.

Tableau 1

1. Tableau des températures du sol pour différentes profondeurs d'une source «pour aider un ouvrier de l'industrie gazière» remontant à l'époque de l'URSS

Profondeurs de congélation standard pour certaines villes :

La profondeur de gel du sol dépend du type de sol :

Je pense que l'option la plus simple consiste à utiliser les données de référence ci-dessus, puis à les interpoler.

L’option la plus fiable pour effectuer des calculs précis utilisant les températures du sol consiste à utiliser les données des services météorologiques. Certains annuaires en ligne fonctionnent sur la base de services météorologiques. Par exemple, http://www.atlas-yakutia.ru/.

Ici, il vous suffit de sélectionner un habitat, un type de sol et vous pouvez obtenir une carte de température du sol ou ses données sous forme de tableau. En principe, c'est pratique, mais il semble que cette ressource soit payante.

Si vous connaissez d'autres moyens de déterminer la température du sol à une profondeur donnée, veuillez écrire des commentaires.

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La plus grande difficulté est d'éviter la microflore pathogène. Et cela est difficile à faire dans un environnement saturé d’humidité et suffisamment chaud. Même dans les meilleures caves, il y a toujours de la moisissure. Par conséquent, nous avons besoin d’un système permettant de nettoyer régulièrement les tuyaux de toutes les saletés qui s’accumulent sur les murs. Et faire cela avec une pose de 3 mètres n'est pas si simple. La première chose qui me vient à l'esprit est méthode mécanique- brosse. Quant au nettoyage des cheminées. Utiliser une sorte de produit chimique liquide. Ou du gaz. Si vous pompez du phosgène à travers un tuyau, par exemple, tout mourra et cela peut suffire pour quelques mois. Mais n'importe quel gaz entre dans la chimie. réagit avec l'humidité dans le tuyau et, par conséquent, s'y dépose, ce qui rend la ventilation longue. Et une ventilation à long terme entraînera la restauration des agents pathogènes. Cela nécessite une approche compétente et une connaissance des produits de nettoyage modernes.

En général, je m'abonne à chaque mot ! (Je ne sais vraiment pas de quoi être heureux ici).

Dans ce système, je vois plusieurs problèmes qui doivent être résolus :

1. La longueur de cet échangeur de chaleur est-elle suffisante pour son utilisation efficace (il y aura évidemment un certain effet, mais on ne sait pas quoi)
2. Condensation. En hiver, cela n'existera pas, puisque l'air froid sera pompé à travers le tuyau. La condensation tombera de l'extérieur du tuyau - dans le sol (il fait plus chaud). Mais en été... Le problème est de savoir COMMENT pomper les condensats sous une profondeur de 3 m - j'ai déjà pensé à fabriquer un puits en verre scellé du côté de la collecte des condensats pour collecter les condensats. Installez-y une pompe qui pompera périodiquement les condensats...
3. On suppose que les conduites d'égout (en plastique) sont scellées. Si tel est le cas, les eaux souterraines ne doivent pas pénétrer et ne doivent pas affecter l’humidité de l’air. Par conséquent, je pense qu’il n’y aura pas d’humidité (comme au sous-sol). Au moins en hiver. Je pense que le sous-sol est humide à cause d'une mauvaise ventilation. La moisissure n'aime pas la lumière du soleil et les courants d'air (il y aura des courants d'air dans le tuyau). Et maintenant la question est : quelle est l'étanchéité des canalisations d'égout dans le sol ? Combien d’années vont-ils me durer ? Le fait est que ce projet est lié - une tranchée est creusée pour l'assainissement (elle sera à une profondeur de 1 à 1,2 m), puis une isolation (polystyrène expansé) et plus profondément - un accumulateur de terre). Cela signifie que ce système ne peut pas être réparé s'il se dépressurise - je ne le déterrerai pas - je vais juste le recouvrir de terre et c'est tout.
4. Nettoyage des tuyaux. J'ai pensé à faire un puits d'observation au point le plus bas. Maintenant, il y a moins « d'enthousiasme » à propos de cette question - les eaux souterraines - il se peut qu'elles soient inondées et cela n'aura aucun sens. Sans puits, il n’y a pas beaucoup d’options :
UN. Des révisions sont effectuées des deux côtés (pour chaque tuyau de 110 mm), qui atteignent la surface, et un câble en acier inoxydable est tiré à travers le tuyau. Pour le nettoyage, nous y attachons un kvach. Inconvénients - un tas de tuyaux remontent à la surface, ce qui affectera la température et les conditions hydrodynamiques de la batterie.
b. inonder périodiquement les tuyaux avec de l'eau et de l'eau de Javel, par exemple (ou un autre désinfectant), en pompant l'eau du puits de condensation à l'autre extrémité des tuyaux. Séchez ensuite les tuyaux avec de l'air (éventuellement en mode printemps - depuis l'extérieur de la maison, même si je n'aime pas vraiment cette idée).
5. Il n'y aura pas de moisissure (projet). mais d'autres micro-organismes qui vivent dans les boissons - tout à fait. Il y a de l'espoir pour le régime hivernal - l'air froid et sec désinfecte bien. Une option de protection est un filtre à la sortie de la batterie. Ou ultraviolet (cher)
6. À quel point est-il stressant de faire circuler de l’air à travers une telle structure ?
Filtre (maille fine) à l'entrée
-> baisser de 90 degrés
-> Tuyau de 4 m de 200 mm vers le bas
-> répartition du flux en 4 tuyaux de 110 mm
-> 10 mètres horizontalement
-> baisser de 90 degrés
-> 1 mètre plus bas
-> faire pivoter de 90 degrés
-> 10 mètres horizontalement
-> collecte des flux dans un tuyau de 200 mm
-> 2 mètres de hauteur
-> tourner à 90 degrés (dans la maison)
-> filtre à poche en papier ou en tissu
-> ventilateur

Nous avons 25 m de tuyaux, 6 tours à 90 degrés (les virages peuvent être rendus plus doux - 2x45), 2 filtres. Je veux 300-400m3/h. Vitesse d'écoulement ~4 m/sec

Dans notre pays riche en hydrocarbures, la géothermie est une sorte de ressource exotique qui, compte tenu de la situation actuelle, ne risque pas de concurrencer le pétrole et le gaz. Cependant, ce type d’énergie alternative peut être utilisé presque partout et de manière assez efficace.

L'énergie géothermique est la chaleur de l'intérieur de la Terre. Il est produit dans les profondeurs et atteint la surface de la Terre en différentes formes et avec des intensités différentes.

La température des couches supérieures du sol dépend principalement de facteurs externes (exogènes) - l'éclairement solaire et la température de l'air. En été et pendant la journée, le sol se réchauffe jusqu'à certaines profondeurs, et en hiver et la nuit il se refroidit suite aux changements de température de l'air et avec un certain retard qui augmente avec la profondeur. L'influence des fluctuations quotidiennes de la température de l'air se termine à des profondeurs de quelques à plusieurs dizaines de centimètres. Les fluctuations saisonnières affectent les couches de sol plus profondes - jusqu'à des dizaines de mètres.

À une certaine profondeur - de dizaines à centaines de mètres - la température du sol reste constante, égale à la température annuelle moyenne de l'air à la surface de la Terre. Vous pouvez facilement le vérifier en descendant dans une grotte assez profonde.

Lorsque la température annuelle moyenne de l'air dans une zone donnée est inférieure à zéro, elle se manifeste sous forme de pergélisol (plus précisément de pergélisol). En Sibérie orientale, l'épaisseur, c'est-à-dire l'épaisseur, des sols gelés toute l'année atteint à certains endroits 200 à 300 m.

A partir d'une certaine profondeur (différente pour chaque point de la carte), l'action du Soleil et de l'atmosphère s'affaiblit tellement que les facteurs endogènes (internes) viennent en premier et que l'intérieur de la Terre se réchauffe de l'intérieur, de sorte que la température commence à augmenter. avec profondeur.

Le réchauffement des couches profondes de la Terre est principalement associé à la désintégration des éléments radioactifs qui s'y trouvent, bien que d'autres sources de chaleur soient également appelées, par exemple, des processus physico-chimiques et tectoniques dans les couches profondes de la croûte et du manteau terrestre. Mais quelle qu’en soit la raison, la température des roches et des substances liquides et gazeuses associées augmente avec la profondeur. Les mineurs sont confrontés à ce phénomène : il fait toujours chaud dans les mines profondes. À une profondeur de 1 km, une chaleur de trente degrés est normale et, plus profondément, la température est encore plus élevée.

Le flux de chaleur de l'intérieur de la Terre atteignant la surface de la Terre est faible : sa puissance moyenne est de 0,03 à 0,05 W/m2, soit environ 350 Wh/m2 par an. Dans le contexte du flux de chaleur du Soleil et de l'air chauffé par celui-ci, c'est une valeur imperceptible : le Soleil donne à chaque mètre carré de la surface terrestre environ 4 000 kWh par an, soit 10 000 fois plus (bien sûr, c'est en moyenne, avec un écart important entre les latitudes polaires et équatoriales et en fonction d'autres facteurs climatiques et météorologiques).

L'insignifiance du flux de chaleur de l'intérieur vers la surface sur la majeure partie de la planète est associée à la faible conductivité thermique des roches et aux particularités de la structure géologique. Mais il existe des exceptions : les endroits où le flux de chaleur est élevé. Il s’agit tout d’abord de zones de failles tectoniques, d’activité sismique accrue et de volcanisme, où l’énergie de l’intérieur de la Terre trouve un débouché. De telles zones sont caractérisées par des anomalies thermiques de la lithosphère ; ici, le flux de chaleur atteignant la surface de la Terre peut être plusieurs fois, voire plusieurs ordres de grandeur, plus puissant que « d'habitude ». Les éruptions volcaniques et les sources chaudes apportent d'énormes quantités de chaleur à la surface de ces zones.

Ce sont les zones les plus favorables au développement de la géothermie. Sur le territoire de la Russie, il s'agit avant tout du Kamtchatka, des îles Kouriles et du Caucase.

Dans le même temps, le développement de l'énergie géothermique est possible presque partout, car l'augmentation de la température avec la profondeur est un phénomène universel, et la tâche est d'« extraire » la chaleur des profondeurs, tout comme on en extrait les matières premières minérales.

En moyenne, la température augmente avec la profondeur de 2,5 à 3 °C tous les 100 m. Le rapport entre la différence de température entre deux points situés à des profondeurs différentes et la différence de profondeur entre eux est appelé gradient géothermique.

L'inverse est l'étape géothermique, ou l'intervalle de profondeur auquel la température augmente de 1°C.

Plus le gradient est élevé et, par conséquent, plus l’étage est bas, plus la chaleur des profondeurs terrestres se rapproche de la surface et plus cette zone est prometteuse pour le développement de l’énergie géothermique.

Dans différentes zones, en fonction de la structure géologique et d'autres conditions régionales et locales, le taux d'augmentation de la température avec la profondeur peut varier considérablement. À l'échelle de la Terre, les fluctuations de l'ampleur des gradients et des échelons géothermiques atteignent 25 fois. Par exemple, dans l'Oregon (États-Unis), la pente est de 150°C pour 1 km, et dans Afrique du Sud- 6°C par 1 km.

La question est : quelle est la température à grande profondeur – 5, 10 km ou plus ? Si la tendance se poursuit, les températures à une profondeur de 10 km devraient être en moyenne d’environ 250 à 300°C. Ceci est plus ou moins confirmé par des observations directes dans des puits ultra-profonds, même si le tableau est bien plus compliqué qu'une augmentation linéaire de la température.

Par exemple, dans le puits très profond de Kola, foré dans le bouclier cristallin de la Baltique, la température jusqu'à une profondeur de 3 km change à raison de 10°C/1 km, puis le gradient géothermique devient 2 à 2,5 fois plus élevé. A une profondeur de 7 km, une température de 120°C a déjà été enregistrée, à 10 km - 180°C et à 12 km - 220°C.

Un autre exemple est un puits foré dans la région de la Caspienne du Nord, où à une profondeur de 500 m une température de 42°C a été enregistrée, à 1,5 km - 70°C, à 2 km - 80°C, à 3 km - 108°C. .

On suppose que le gradient géothermique diminue à partir d'une profondeur de 20 à 30 km : à une profondeur de 100 km, les températures estimées sont d'environ 1 300 à 1 500°C, à une profondeur de 400 km à 1 600°C, dans la zone terrestre. noyau (profondeurs supérieures à 6 000 km) - 4 000 à 5 000 °C.

À des profondeurs allant jusqu'à 10 à 12 km, la température est mesurée au moyen de puits forés ; là où ils ne sont pas présents, elle est déterminée par des signes indirects de la même manière qu'à de plus grandes profondeurs. De tels signes indirects peuvent être la nature du passage des ondes sismiques ou la température de la lave en éruption.

Cependant, pour les besoins de l'énergie géothermique, les données sur les températures à des profondeurs supérieures à 10 km ne présentent pas encore d'intérêt pratique.

Il y a beaucoup de chaleur à plusieurs kilomètres de profondeur, mais comment l'augmenter ? Parfois, la nature elle-même résout ce problème pour nous à l'aide d'un liquide de refroidissement naturel - des eaux thermales chauffées qui remontent à la surface ou se trouvent à une profondeur accessible à nous. Dans certains cas, l’eau des profondeurs est chauffée jusqu’à devenir de la vapeur.

Il n’existe pas de définition stricte de la notion d’« eaux thermales ». En règle générale, il s'agit des eaux souterraines chaudes à l'état liquide ou sous forme de vapeur, y compris celles qui arrivent à la surface de la Terre avec une température supérieure à 20°C, c'est-à-dire généralement supérieure à la température de l'air. .

La chaleur des eaux souterraines, de la vapeur et des mélanges vapeur-eau est de l'énergie hydrothermale. En conséquence, l'énergie basée sur son utilisation est appelée hydrothermale.

La situation est plus compliquée avec l'extraction de chaleur directement des roches sèches - l'énergie pétrothermique, d'autant plus que des températures assez élevées commencent généralement à des profondeurs de plusieurs kilomètres.

Sur le territoire de la Russie, le potentiel de l'énergie pétrothermique est cent fois supérieur à celui de l'énergie hydrothermale - respectivement 3 500 et 35 000 milliards de tonnes. carburant standard. C'est tout à fait naturel : la chaleur des profondeurs de la Terre est disponible partout et les eaux thermales se trouvent localement. Cependant, en raison de difficultés techniques évidentes, les eaux thermales sont actuellement principalement utilisées pour produire de la chaleur et de l'électricité.

Les eaux dont la température est comprise entre 20 et 30 °C et 100 °C conviennent au chauffage, tandis que les températures de 150 °C et plus conviennent à la production d'électricité dans les centrales géothermiques.

En général, les ressources géothermiques de la Russie, en termes de tonnes d'équivalent combustible ou de toute autre unité de mesure de l'énergie, sont environ 10 fois supérieures aux réserves de combustibles fossiles.

Théoriquement, uniquement à cause de l'énergie géothermique il serait possible de satisfaire pleinement les besoins énergétiques du pays. Presque allumé ce moment sur la majeure partie de son territoire, cela n'est pas réalisable pour des raisons techniques et économiques.

Dans le monde, l’utilisation de l’énergie géothermique est le plus souvent associée à l’Islande, pays situé à l’extrémité nord de la dorsale médio-atlantique, dans une zone tectonique et volcanique extrêmement active. Tout le monde se souvient probablement de la puissante éruption du volcan Eyjafjallajökull ( Eyjafjallajökull) en 2010.

C’est grâce à cette spécificité géologique que l’Islande possède d’énormes réserves d’énergie géothermique, dont des sources chaudes qui émergent à la surface de la Terre et jaillissent même sous forme de geysers.

En Islande, plus de 60 % de toute l’énergie consommée provient actuellement de la Terre. Les sources géothermiques assurent 90 % du chauffage et 30 % de la production d'électricité. Ajoutons que le reste de l’électricité du pays est produit par des centrales hydroélectriques, c’est-à-dire également à partir d’une source d’énergie renouvelable, ce qui fait de l’Islande une sorte de norme environnementale mondiale.

La domestication de l’énergie géothermique au XXe siècle a grandement bénéficié à l’économie islandaise. Jusqu'au milieu du siècle dernier, c'était un pays très pauvre, il se classe aujourd'hui au premier rang mondial en termes de capacité installée et de production d'énergie géothermique par habitant et se classe parmi les dix premiers en termes de capacité installée absolue de centrales géothermiques. . Cependant, sa population n'est que de 300 000 personnes, ce qui simplifie la tâche de transition vers des sources d'énergie respectueuses de l'environnement : le besoin en est généralement faible.

Outre l'Islande, une part élevée de l'énergie géothermique dans le bilan global de la production électrique est fournie en Nouvelle-Zélande et dans les pays insulaires d'Asie du Sud-Est (Philippines et Indonésie), pays d'Amérique centrale et d'Afrique de l'Est, dont le territoire est également caractérisé par une forte activité sismique et volcanique. Pour ces pays, à leur niveau actuel de développement et de besoins, l’énergie géothermique apporte une contribution significative au développement socio-économique.

L'utilisation de l'énergie géothermique a une très longue histoire. L'un des premiers exemples connus est l'Italie, un lieu de la province de Toscane, aujourd'hui appelé Larderello, où, au début du XIXe siècle, les eaux thermales chaudes locales, coulant naturellement ou extraites de puits peu profonds, étaient utilisées à des fins énergétiques.

L'eau de sources souterraines, riche en bore, était utilisée ici pour obtenir acide borique. Initialement, cet acide était obtenu par évaporation dans des chaudières en fer et le bois ordinaire des forêts voisines était utilisé comme combustible, mais en 1827, Francesco Larderel créa un système qui fonctionnait sur la chaleur des eaux elles-mêmes. Dans le même temps, l'énergie de la vapeur d'eau naturelle a commencé à être utilisée pour faire fonctionner les plates-formes de forage et, au début du 20e siècle, pour chauffer les maisons et les serres locales. Là, à Larderello, en 1904, la vapeur d'eau thermale est devenue une source d'énergie pour produire de l'électricité.

L'exemple de l'Italie a été suivi par plusieurs autres pays à la fin du XIXe et au début du XXe siècle. Par exemple, en 1892, les eaux thermales ont été utilisées pour la première fois pour le chauffage local aux États-Unis (Boise, Idaho), en 1919 au Japon et en 1928 en Islande.

Aux États-Unis, la première centrale électrique fonctionnant à l'énergie hydrothermale est apparue en Californie au début des années 1930, en Nouvelle-Zélande - en 1958, au Mexique - en 1959, en Russie (le premier GeoPP binaire au monde) - en 1965.

Ancien principe sur une nouvelle source

La production d’électricité nécessite davantage haute température hydrosource que pour le chauffage - plus de 150°C. Le principe de fonctionnement d'une centrale géothermique (GeoPP) est similaire à celui d'une centrale thermique conventionnelle (CHP). En fait, une centrale géothermique est un type de centrale thermique.

Dans les centrales thermiques, la principale source d’énergie est généralement le charbon, le gaz ou le fioul, et le fluide de travail est la vapeur d’eau. Le combustible, lorsqu'il est brûlé, chauffe l'eau jusqu'à l'état de vapeur, qui tourne turbine à vapeur, et il produit de l'électricité.

La différence entre un GeoPP est que la principale source d'énergie ici est la chaleur de l'intérieur de la Terre et que le fluide de travail sous forme de vapeur est fourni aux aubes de turbine du générateur électrique sous une forme « prête » directement à partir du puits de production. .

Il existe trois principaux schémas d'exploitation des GeoPP : direct, utilisant de la vapeur sèche (géothermique) ; indirecte, à base d'eau hydrothermale, et mixte, ou binaire.

L'utilisation de l'un ou l'autre schéma dépend de l'état d'agrégation et de la température du vecteur énergétique.

Le plus simple et donc le premier des schémas maîtrisés est direct, dans lequel la vapeur provenant du puits passe directement à travers la turbine. La première centrale géoélectrique au monde à Larderello en 1904 fonctionnait également à la vapeur sèche.

Les GeoPP à fonctionnement indirect sont les plus courants à notre époque. Ils utilisent de l'eau souterraine chaude, qui est pompée sous haute pression dans un évaporateur, où une partie est évaporée, et la vapeur qui en résulte fait tourner une turbine. Dans certains cas, des dispositifs et circuits supplémentaires sont nécessaires pour purifier l'eau géothermique et la vapeur des composés agressifs.

La vapeur d'échappement pénètre dans le puits d'injection ou est utilisée pour chauffer les locaux - dans ce cas, le principe est le même que lors de l'exploitation d'une centrale thermique.

Dans les GeoPP binaires, l'eau thermale chaude interagit avec un autre liquide qui remplit les fonctions d'un fluide de travail avec un point d'ébullition plus bas. Les deux fluides traversent un échangeur de chaleur, où l'eau thermale évapore le fluide de travail, dont les vapeurs font tourner la turbine.

Ce système est fermé, ce qui résout le problème des émissions dans l'atmosphère. De plus, les fluides de travail à point d'ébullition relativement bas permettent d'utiliser des eaux thermales peu chaudes comme principale source d'énergie.

Les trois projets utilisent une source hydrothermale, mais l’énergie pétrothermique peut également être utilisée pour produire de l’électricité.

Le schéma de circuit dans ce cas est également assez simple. Il est nécessaire de forer deux puits interconnectés – d’injection et de production. L'eau est pompée dans le puits d'injection. En profondeur, il est chauffé, puis l'eau chauffée ou la vapeur formée à la suite d'un fort chauffage est amenée à la surface par le puits de production. Ensuite, tout dépend de la manière dont l’énergie pétrothermique est utilisée – pour le chauffage ou pour produire de l’électricité. Un cycle fermé est possible en pompant la vapeur et l’eau usées vers le puits d’injection ou une autre méthode d’élimination.

L'inconvénient d'un tel système est évident : pour obtenir une température suffisamment élevée du fluide de travail, il est nécessaire de forer des puits à de grandes profondeurs. Et ce sont des coûts importants et des risques de pertes de chaleur importantes lorsque le fluide monte. Par conséquent, les systèmes pétrothermiques sont encore moins répandus que les systèmes hydrothermaux, bien que le potentiel de l'énergie pétrothermique soit plusieurs fois plus élevé.

Actuellement, le leader dans la création de systèmes de circulation dits pétrothermiques (PCS) est l'Australie. De plus, ce domaine de la géothermie se développe activement aux États-Unis, en Suisse, en Grande-Bretagne et au Japon.

Cadeau de Lord Kelvin

L'invention de la pompe à chaleur en 1852 par le physicien William Thompson (alias Lord Kelvin) a offert à l'humanité une réelle opportunité d'utiliser la chaleur de faible qualité des couches supérieures du sol. Le système de pompe à chaleur, ou comme l'appelle Thompson, le multiplicateur de chaleur, est basé sur processus physique transfert de chaleur de environnement au réfrigérant. Essentiellement, il utilise le même principe que les systèmes pétrothermiques. La différence réside dans la source de chaleur, ce qui peut soulever une question terminologique : dans quelle mesure une pompe à chaleur peut-elle être considérée comme un système géothermique ? Le fait est que dans les couches supérieures, jusqu'à des profondeurs de plusieurs dizaines à centaines de mètres, les roches et les fluides qu'elles contiennent sont chauffés non pas par la chaleur profonde de la terre, mais par le soleil. Ainsi, c'est le soleil dans ce cas qui est la principale source de chaleur, même si elle provient, comme dans les systèmes géothermiques, du sol.

Le fonctionnement d'une pompe à chaleur est basé sur le retard de réchauffement et de refroidissement du sol par rapport à l'atmosphère, ce qui entraîne la formation d'un gradient de température entre la surface et les couches plus profondes qui retiennent la chaleur même en hiver, comme cela se produit dans les réservoirs. . L’objectif principal des pompes à chaleur est le chauffage des locaux. Il s’agit essentiellement d’un « réfrigérateur inversé ». La pompe à chaleur et le réfrigérateur interagissent avec trois composants : l'environnement interne (dans le premier cas - une pièce chauffée, dans le second - la chambre refroidie du réfrigérateur), l'environnement externe - une source d'énergie et un réfrigérant (réfrigérant) , qui est également un liquide de refroidissement qui assure le transfert de chaleur ou de froid.

Une substance à faible point d’ébullition agit comme un réfrigérant, ce qui lui permet d’absorber la chaleur d’une source dont la température est même relativement basse.

Dans le réfrigérateur, le réfrigérant liquide s'écoule à travers un papillon (régulateur de pression) dans l'évaporateur, où, en raison d'une forte diminution de la pression, le liquide s'évapore. L'évaporation est un processus endothermique nécessitant l'absorption de chaleur extérieure. En conséquence, la chaleur est évacuée des parois internes de l'évaporateur, ce qui produit un effet de refroidissement dans la chambre du réfrigérateur. Ensuite, le réfrigérant est aspiré de l’évaporateur vers le compresseur, où il est ramené à l’état liquide. Ce processus inverse, conduisant à la libération de la chaleur évacuée dans le milieu extérieur. En règle générale, il est jeté à l'intérieur et mur arrière le réfrigérateur est relativement chaud.

Une pompe à chaleur fonctionne presque de la même manière, à la différence que la chaleur est extraite de l'environnement extérieur et pénètre via l'évaporateur dans l'environnement interne - le système de chauffage de la pièce.

Dans une véritable pompe à chaleur, l'eau est chauffée en passant par un circuit externe placé dans le sol ou dans un réservoir, puis entre dans l'évaporateur.

Dans l'évaporateur, la chaleur est transférée à un circuit interne rempli d'un réfrigérant à bas point d'ébullition qui, en passant à travers l'évaporateur, passe de l'état liquide à l'état gazeux, évacuant ainsi la chaleur.

Ensuite, le réfrigérant gazeux entre dans le compresseur, où il est comprimé à haute pression et température, et entre dans le condenseur, où un échange de chaleur se produit entre le gaz chaud et le liquide de refroidissement du système de chauffage.

Le compresseur a besoin d'électricité pour fonctionner, cependant, le taux de transformation (rapport entre l'énergie consommée et générée) en systèmes modernes suffisamment élevés pour garantir leur efficacité.

Actuellement, les pompes à chaleur sont très largement utilisées pour le chauffage des locaux, principalement à des fins économiques. pays développés.

Une énergie éco-correcte

L’énergie géothermique est considérée comme respectueuse de l’environnement, ce qui est généralement vrai. Tout d’abord, il utilise une ressource renouvelable et quasiment inépuisable. La géothermie ne nécessite pas de grands territoires, contrairement aux grandes centrales hydroélectriques ou aux parcs éoliens, et ne pollue pas l’atmosphère, contrairement à l’énergie des hydrocarbures. En moyenne, un GeoPP occupe 400 m 2 pour 1 GW d'électricité produite. Le même chiffre pour une centrale thermique au charbon, par exemple, est de 3 600 m2. Les avantages environnementaux des GeoPP incluent également une faible consommation d'eau - 20 litres d'eau douce pour 1 kW, tandis que les centrales thermiques et nucléaires nécessitent environ 1 000 litres. A noter qu’il s’agit des indicateurs environnementaux du GeoPP « moyen ».

Mais il existe encore des effets secondaires négatifs. Parmi eux, le bruit, la pollution thermique de l'atmosphère et la pollution chimique de l'eau et du sol, ainsi que la formation de déchets solides, sont le plus souvent identifiés.

La principale source de pollution chimique de l'environnement est l'eau thermale elle-même (à température et minéralisation élevées), contenant souvent grandes quantités composés toxiques, et il existe donc un problème d'élimination des eaux usées et des substances dangereuses.

Les effets négatifs de l'énergie géothermique peuvent être retracés à plusieurs étapes, à commencer par le forage des puits. Les mêmes dangers surviennent ici que lors du forage de n'importe quel puits : destruction du sol et de la couverture végétale, contamination des sols et des eaux souterraines.

Au stade de l'exploitation du GeoPP, des problèmes de pollution de l'environnement subsistent. Les fluides thermiques - eau et vapeur - contiennent généralement du dioxyde de carbone (CO 2), du sulfure de soufre (H 2 S), de l'ammoniac (NH 3), du méthane (CH 4), du sel de table (NaCl), du bore (B), de l'arsenic (As ), mercure (Hg). Rejetés dans le milieu extérieur, ils deviennent des sources de pollution. De plus, un environnement chimique agressif peut provoquer une destruction corrosive des structures des centrales géothermiques.

Dans le même temps, les émissions de polluants des GeoPP sont en moyenne inférieures à celles des centrales thermiques. Par exemple, les émissions gaz carbonique pour chaque kilowattheure d'électricité produite, cela peut aller jusqu'à 380 g dans les GeoPP, 1 042 g dans les centrales thermiques au charbon, 906 g dans les centrales électriques au fioul et 453 g dans les centrales thermiques au gaz.

La question se pose : que faire des eaux usées ? Si la minéralisation est faible, elle peut être rejetée dans les eaux de surface après refroidissement. Une autre solution consiste à le réinjecter dans l'aquifère via un puits d'injection, qui est de préférence et principalement utilisé à l'heure actuelle.

L'extraction de l'eau thermale des aquifères (ainsi que le pompage de l'eau ordinaire) peut provoquer des affaissements et des mouvements de sol, d'autres déformations des couches géologiques et des micro-séismes. La probabilité que de tels événements se produisent est généralement faible, même si cas individuels enregistrées (par exemple au GeoPP de Staufen im Breisgau en Allemagne).

Il convient de souligner que la plupart des GeoPP sont situés dans des zones relativement peu peuplées et dans des pays du tiers monde, où les exigences environnementales sont moins strictes que dans les pays développés. De plus, le nombre de GeoPP et leurs capacités sont actuellement relativement faibles. Avec le développement à plus grande échelle de l’énergie géothermique, les risques environnementaux pourraient augmenter et se multiplier.

Quelle est l’énergie de la Terre ?

Les coûts d'investissement pour la construction de systèmes géothermiques varient dans une très large fourchette - de 200 à 5 000 dollars pour 1 kW de capacité installée, c'est-à-dire que les options les moins chères sont comparables au coût de construction d'une centrale thermique. Ils dépendent tout d’abord des conditions d’apparition des eaux thermales, de leur composition et de la conception du système. Le forage à de grandes profondeurs, la création d'un système fermé avec deux puits et la nécessité de purifier l'eau peuvent augmenter le coût plusieurs fois.

Par exemple, les investissements dans la création d'un système de circulation pétrothermique (PCS) sont estimés entre 1,6 et 4 mille dollars pour 1 kW de capacité installée, ce qui dépasse les coûts de construction d'une centrale nucléaire et est comparable aux coûts de construction d'énergie éolienne et centrales solaires.

L’avantage économique évident de GeoTES est l’énergie gratuite. À titre de comparaison, dans la structure des coûts d’une centrale thermique ou d’une centrale nucléaire en exploitation, le combustible représente 50 à 80 %, voire plus, selon les prix actuels de l’énergie. D'où un autre avantage du système géothermique : les coûts d'exploitation sont plus stables et prévisibles, puisqu'ils ne dépendent pas des conditions externes des prix de l'énergie. En général, les coûts d'exploitation des centrales géothermiques sont estimés entre 2 et 10 centimes (60 kopecks – 3 roubles) pour 1 kWh d'électricité produite.

Le deuxième poste de dépense après l'énergie (et très important) est, en règle générale, salaire personnel de l'usine, qui peut varier considérablement selon les pays et les régions.

En moyenne, le coût de 1 kWh d'énergie géothermique est comparable à celui des centrales thermiques (dans les conditions russes - environ 1 rouble/1 kWh) et dix fois plus élevé que le coût de production d'électricité dans une centrale hydroélectrique (5 à 10 kopecks/1 kWh ).

Ce coût élevé s’explique en partie par le fait que, contrairement aux centrales thermiques et hydrauliques, les centrales géothermiques ont une capacité relativement faible. De plus, il est nécessaire de comparer les systèmes situés dans la même région et dans des conditions similaires. Par exemple, au Kamtchatka, selon les experts, 1 kWh d'électricité géothermique coûte 2 à 3 fois moins cher que l'électricité produite dans les centrales thermiques locales.

Les indicateurs de l'efficacité économique d'un système géothermique dépendent, par exemple, de la nécessité ou non d'éliminer les eaux usées et de la manière dont cela est fait, ainsi que de la possibilité d'une utilisation combinée de la ressource. Donc, éléments chimiques et les composés extraits de l’eau thermale peuvent fournir des revenus supplémentaires. Rappelons l'exemple de Larderello : la production chimique y était primordiale, et l'utilisation de l'énergie géothermique était initialement à caractère auxiliaire.

L’énergie géothermique en avant

L’énergie géothermique se développe un peu différemment de l’énergie éolienne et solaire. Actuellement, cela dépend beaucoup plus de la nature de la ressource elle-même, qui varie fortement selon les régions, et les concentrations les plus élevées sont associées à des zones étroites d'anomalies géothermiques, généralement associées à des zones de failles tectoniques et de volcanisme.

De plus, l’énergie géothermique est moins gourmande en technologie que l’énergie éolienne et, surtout, l’énergie solaire : les systèmes de stations géothermiques sont assez simples.

Dans la structure globale de la production mondiale d'électricité, la composante géothermique représente moins de 1 %, mais dans certaines régions et pays, sa part atteint 25 à 30 %. En raison des conditions géologiques, une partie importante de la capacité d'énergie géothermique est concentrée dans les pays du tiers monde, où se trouvent trois pôles de plus grand développement de l'industrie - les îles de l'Asie du Sud-Est, de l'Amérique centrale et de l'Afrique de l'Est. Les deux premières régions font partie de la «ceinture de feu de la Terre» du Pacifique, la troisième est liée au rift est-africain. Il est fort probable que l’énergie géothermique continue à se développer dans ces ceintures. Une perspective plus lointaine est le développement de l'énergie pétrothermique, utilisant la chaleur des couches terrestres situées à plusieurs kilomètres de profondeur. Il s'agit d'une ressource quasi omniprésente, mais son extraction nécessite des coûts élevés, c'est pourquoi l'énergie pétrothermique se développe principalement dans les pays les plus puissants économiquement et technologiquement.

De manière générale, compte tenu de la large répartition des ressources géothermiques et d'un niveau acceptable de sécurité environnementale, il y a des raisons de croire que l'énergie géothermique a de bonnes perspectives de développement. Surtout avec la menace croissante d’une pénurie des ressources énergétiques traditionnelles et de la hausse de leurs prix.

Du Kamtchatka au Caucase

En Russie, le développement de l'énergie géothermique a une histoire assez longue et, à plusieurs égards, nous sommes parmi les leaders mondiaux, même si la part de l'énergie géothermique dans le bilan énergétique global de cet immense pays est encore négligeable.

Deux régions sont devenues des pionnières et des centres de développement de l'énergie géothermique en Russie - le Kamtchatka et le Caucase du Nord, et si dans le premier cas nous parlons principalement de l'industrie de l'énergie électrique, alors dans le second - de l'utilisation de l'énergie thermique de eau thermale.

Dans le Caucase du Nord - dans le territoire de Krasnodar, en Tchétchénie et au Daghestan - la chaleur des eaux thermales était utilisée à des fins énergétiques avant même la Grande Guerre patriotique. Dans les années 1980-1990, le développement de l’énergie géothermique dans la région, pour des raisons évidentes, s’est arrêté et n’est pas encore sortie de sa stagnation. Néanmoins, l'approvisionnement en eau géothermique dans le Caucase du Nord fournit de la chaleur à environ 500 000 personnes et, par exemple, la ville de Labinsk dans le territoire de Krasnodar, avec une population de 60 000 habitants, est entièrement chauffée par les eaux géothermiques.

Au Kamchatka, l'histoire de l'énergie géothermique est avant tout liée à la construction de GeoPP. Les premières d'entre elles, les stations Pauzhetskaya et Paratunka, toujours en activité, ont été construites en 1965-1967, tandis que le GeoPP Paratunka d'une capacité de 600 kW est devenu la première station au monde dotée d'un cycle binaire. C'est ce qu'ont développé les scientifiques soviétiques S.S. Kutateladze et A.M. Rosenfeld de l'Institut de thermophysique SB RAS, qui ont reçu en 1965 un certificat d'auteur pour l'extraction d'électricité à partir d'eau à une température de 70°C. Cette technologie est ensuite devenue le prototype de plus de 400 GeoPP binaires dans le monde.

La capacité du GeoPP Pauzhetskaya, mis en service en 1966, était initialement de 5 MW et a ensuite été augmentée à 12 MW. Actuellement, une unité binaire est en construction à la centrale, ce qui augmentera sa capacité de 2,5 MW supplémentaires.

Le développement de l'énergie géothermique en URSS et en Russie a été entravé par la disponibilité des sources d'énergie traditionnelles - pétrole, gaz, charbon, mais n'a jamais été arrêté. Les plus grandes installations d'énergie géothermique à l'heure actuelle sont le GeoPP Verkhne-Mutnovskaya avec une capacité totale de unités de puissance de 12 MW, mise en service en 1999, et le GeoPP Mutnovskaya avec une capacité de 50 MW (2002).

Les GeoPP Mutnovskaya et Verkhne-Mutnovskaya sont des objets uniques non seulement pour la Russie, mais aussi à l'échelle mondiale. Les stations sont situées au pied du volcan Mutnovsky, à une altitude de 800 mètres au-dessus du niveau de la mer, et fonctionnent dans des conditions climatiques extrêmes, où l'hiver dure 9 à 10 mois par an. L'équipement des GeoPP de Mutnovsky, actuellement l'un des plus modernes au monde, a été entièrement créé dans des entreprises nationales d'ingénierie énergétique.

Actuellement, la part des stations Mutnovsky dans la structure globale de consommation d'énergie du pôle énergétique central du Kamtchatka est de 40 %. Il est prévu d'augmenter la capacité dans les années à venir.

Une mention spéciale doit être faite aux développements pétrothermiques russes. Nous n’avons pas encore de grands centres de forage, mais nous disposons de technologies avancées pour forer à de grandes profondeurs (environ 10 km), qui n’ont pas non plus d’analogues dans le monde. Leur la poursuite du développement réduira radicalement les coûts de création de systèmes pétrothermiques. Les développeurs de ces technologies et projets sont N. A. Gnatus, M. D. Khutorskoy (Institut géologique de l'Académie des sciences de Russie), A. S. Nekrasov (Institut de prévision économique nationale de l'Académie des sciences de Russie) et des spécialistes de l'usine de turbines de Kaluga. Actuellement, le projet de système de circulation pétrothermique en Russie est au stade expérimental.

L'énergie géothermique a des perspectives en Russie, même si elles sont relativement lointaines : à l'heure actuelle, le potentiel est assez important et la position de l'énergie traditionnelle est forte. Dans le même temps, dans un certain nombre de régions reculées du pays, l'utilisation de l'énergie géothermique est économiquement rentable et est déjà très demandée. Il s'agit de territoires à fort potentiel géoénergétique (Tchoukotka, Kamtchatka, îles Kouriles - la partie russe de la «ceinture de feu de la Terre» du Pacifique, les montagnes du sud de la Sibérie et du Caucase) et en même temps éloignés et coupés du système centralisé. approvisionnements en énergie.

Probablement, dans les décennies à venir, l'énergie géothermique dans notre pays se développera précisément dans ces régions.

"Utilisation de l'énergie thermique de faible qualité de la terre dans les systèmes de pompes à chaleur"

Vasiliev G.P., directeur scientifique d'OJSC INSOLAR-INVEST, docteur en sciences techniques, président du conseil d'administration d'OJSC INSOLAR-INVEST
N. V. Shilkin, ingénieur, NIISF (Moscou)

Utilisation rationnelle des combustibles et des ressources énergétiques représente aujourd'hui l'un des problèmes mondiaux mondiaux, dont la solution réussie, apparemment, sera d'une importance décisive non seulement pour le développement ultérieur de la communauté mondiale, mais également pour la préservation de son habitat. L'un des moyens prometteurs de résoudre ce problème est application de nouvelles technologies d'économie d'énergie utiliser des sources d’énergie renouvelables non traditionnelles (NRES) L'épuisement des réserves traditionnelles de combustibles fossiles et les conséquences environnementales de leur combustion ont conduit à dernières décennies une augmentation significative de l'intérêt pour ces technologies dans presque tous les pays développés du monde.

Les avantages des technologies d'approvisionnement en chaleur utilisées, par rapport à leurs homologues traditionnels, sont associés non seulement à des réductions significatives des coûts énergétiques dans les systèmes de survie des bâtiments et des structures, mais également à leur respect de l'environnement, ainsi qu'à de nouvelles opportunités dans le domaine. augmenter le degré d'autonomie des systèmes de survie. Apparemment, dans un avenir proche, ces qualités revêtiront une importance décisive pour façonner la situation concurrentielle sur le marché des équipements de production de chaleur.

Analyse zones possibles application dans l'économie russe des technologies d'économie d'énergie utilisant sources d'énergie non traditionnelles, montre qu'en Russie, le domaine le plus prometteur pour leur mise en œuvre est celui des systèmes de survie des bâtiments. Dans le même temps, une utilisation généralisée semble être une direction très efficace pour introduire les technologies considérées dans la pratique de la construction domestique. systèmes de chauffage par pompe à chaleur (TVH), utilisant le sol des couches superficielles de la Terre comme source de chaleur à faible potentiel universellement accessible.

En utilisant La chaleur de la Terre Deux types d'énergie thermique peuvent être distingués : à haut potentiel et à faible potentiel. La source d'énergie thermique à haut potentiel sont les ressources hydrothermales - les eaux thermales chauffées à la suite de processus géologiques à une température élevée, ce qui leur permet d'être utilisées pour fournir de la chaleur aux bâtiments. Cependant, l’utilisation de la chaleur à fort potentiel de la Terre est limitée aux zones présentant certains paramètres géologiques. En Russie, il s'agit par exemple du Kamtchatka, la région des eaux minérales du Caucase ; En Europe, il existe des sources de chaleur à fort potentiel en Hongrie, en Islande et en France.

Contrairement à l'utilisation « directe » de chaleur de haute qualité (ressources hydrothermales), utilisation de la chaleur de faible qualité de la Terre l'utilisation de pompes à chaleur est possible presque partout. Actuellement, il s’agit de l’un des domaines d’utilisation les plus dynamiques. sources d'énergie renouvelables non traditionnelles.

Chaleur de faible qualité de la Terre peut être utilisé de nombreuses manières dans différents types de bâtiments et de structures : pour le chauffage, l'approvisionnement en eau chaude, la climatisation (refroidissement), les chemins de chauffage dans heure d'hiver année, pour éviter le givrage, les champs de chaleur dans les stades ouverts, etc. Dans la littérature technique anglaise, de tels systèmes sont désignés sous le nom de « GHP » - « pompes à chaleur géothermiques », pompes à chaleur géothermiques.

Les caractéristiques climatiques des pays d'Europe centrale et septentrionale, qui, avec les États-Unis et le Canada, sont les principales zones d'utilisation de la chaleur de faible qualité de la Terre, déterminent principalement les besoins de chauffage ; refroidissement par air même dans période estivale Requis relativement rarement. Ainsi, contrairement aux États-Unis, pompes à chaleur dans les pays européens, ils fonctionnent principalement en mode chauffage. AUX ETATS-UNIS pompes à chaleur sont plus souvent utilisés dans les systèmes de chauffage de l'air combinés à une ventilation, qui permet à la fois de chauffer et de refroidir l'air extérieur. Dans les pays européens pompes à chaleur généralement utilisé dans les systèmes de chauffage de l’eau. Parce que le efficacité de la pompe à chaleur augmente à mesure que la différence de température entre l'évaporateur et le condenseur diminue ; les systèmes de chauffage par le sol sont souvent utilisés pour chauffer des bâtiments dans lesquels un liquide de refroidissement circule à une température relativement basse (35 à 40 °C).

Majorité pompes à chaleur en Europe, conçus pour utiliser la chaleur de faible qualité de la Terre, sont équipés de compresseurs électriques.

Au cours des dix dernières années, le nombre de systèmes utilisant la chaleur de faible qualité du sol pour chauffer et refroidir les bâtiments grâce à pompes à chaleur, a considérablement augmenté. Le plus grand nombre de ces systèmes est utilisé aux États-Unis. Un grand nombre de tels systèmes fonctionnent au Canada et dans les pays d'Europe centrale et septentrionale : Autriche, Allemagne, Suède et Suisse. La Suisse est leader en termes d'utilisation de l'énergie thermique de faible qualité de la Terre par habitant. En Russie, au cours des dix dernières années, seuls quelques objets ont été construits grâce à la technologie et avec la participation d'OJSC INSOLAR-INVEST, spécialisée dans ce domaine, dont les plus intéressants sont présentés dans.

À Moscou, dans le microdistrict Nikulino-2, il a été construit pour la première fois système d'alimentation en eau chaude par pompe à chaleur immeuble résidentiel à plusieurs étages. Ce projet a été mis en œuvre en 1998-2002 par le ministère de la Défense de la Fédération de Russie en collaboration avec le gouvernement de Moscou, le ministère de l'Industrie et des Sciences de Russie, l'association du NP « ABOK » et dans le cadre "Programme d'économies d'énergie à long terme à Moscou".

La chaleur du sol dans les couches superficielles de la Terre, ainsi que la chaleur de l'air de ventilation évacué, sont utilisées comme source d'énergie thermique à faible potentiel pour les évaporateurs des pompes à chaleur. L'installation de préparation de l'alimentation en eau chaude est située au sous-sol du bâtiment. Il comprend les principaux éléments suivants :

• unités de pompe à chaleur à compression de vapeur (HPU);
• réservoirs de stockage d'eau chaude;
• des systèmes de collecte de l'énergie thermique de faible qualité du sol et de la chaleur de faible qualité de l'air de ventilation évacué ;
• pompes de circulation, équipements de contrôle et de mesure

Le principal élément d'échange de chaleur du système de collecte de chaleur au sol de faible qualité est constitué d'échangeurs de chaleur au sol verticaux de type coaxial situés à l'extérieur le long du périmètre du bâtiment. Ces échangeurs de chaleur sont constitués de 8 puits de 32 à 35 m de profondeur chacun, situés à proximité de la maison. Puisque le mode de fonctionnement des pompes à chaleur utilisant chaleur de la terre et la chaleur de l'air évacué est constante et la consommation d'eau chaude est variable, le système d'alimentation en eau chaude est équipé de réservoirs de stockage.

Les données évaluant le niveau mondial d'utilisation de l'énergie thermique à faible potentiel de la Terre grâce aux pompes à chaleur sont présentées dans le tableau.

Tableau 1. Niveau mondial d'utilisation de l'énergie thermique de la Terre à faible potentiel grâce aux pompes à chaleur

Le sol comme source d’énergie thermique à faible potentiel

Les eaux souterraines à température relativement basse ou le sol provenant des couches superficielles (jusqu'à 400 m de profondeur) de la Terre peuvent être utilisés comme source d'énergie thermique à faible potentiel.. Le contenu thermique de la masse de sol est généralement plus élevé. Le régime thermique du sol dans les couches superficielles de la Terre se forme sous l'influence de deux facteurs principaux : le rayonnement solaire incident à la surface et le flux de chaleur radiogénique provenant de l'intérieur de la Terre.. Les changements saisonniers et quotidiens de l'intensité du rayonnement solaire et de la température de l'air extérieur provoquent des fluctuations de la température des couches supérieures du sol. La profondeur de pénétration des fluctuations quotidiennes de la température de l'air extérieur et de l'intensité du rayonnement solaire incident, en fonction des conditions pédologiques et climatiques spécifiques, varie de plusieurs dizaines de centimètres à un mètre et demi. La profondeur de pénétration des fluctuations saisonnières de la température de l’air extérieur et de l’intensité du rayonnement solaire incident ne dépasse généralement pas 15 à 20 m.

Le régime de température des couches de sol situées en dessous de cette profondeur (« zone neutre ») se forme sous l'influence de l'énergie thermique provenant des entrailles de la Terre et est pratiquement indépendant des changements saisonniers, et plus encore quotidiens, des paramètres de l'environnement extérieur. climat (Fig. 1).

Riz. 1. Graphique de l'évolution de la température du sol en fonction de la profondeur

À mesure que la profondeur augmente, la température du sol augmente en fonction du gradient géothermique (environ 3 degrés C tous les 100 m). L'ampleur du flux de chaleur radiogénique provenant de l'intérieur de la Terre varie selon les régions. Pour l’Europe centrale, cette valeur est de 0,05 à 0,12 W/m2.

Pendant la période d'exploitation, la masse de sol située dans la zone d'influence thermique du registre des tuyaux de l'échangeur de chaleur du sol du système de captage de chaleur du sol à faible potentiel (système de captage de chaleur), en raison des changements saisonniers des paramètres de l'extérieur Le climat, ainsi que sous l'influence des charges opérationnelles sur le système de collecte de chaleur, est généralement soumis à des gels et dégivrages répétés. Dans ce cas, il se produit naturellement un changement dans l'état global de l'humidité contenue dans les pores du sol et, dans le cas général, simultanément dans les phases liquide, solide et gazeuse. En d'autres termes, la masse de sol du système de collecte de chaleur, quel que soit son état (gelé ou dégelé), est un système hétérogène polydispersé triphasé complexe, dont le squelette est formé d'un grand nombre de particules solides de de formes et de tailles variées et peuvent être rigides ou mobiles, selon que les particules sont étroitement liées entre elles ou si elles sont séparées les unes des autres par une substance en phase mobile. Les espaces entre les particules solides peuvent être remplis d’humidité minéralisée, de gaz, de vapeur et de glace, ou les deux. La modélisation des processus de transfert de chaleur et de masse qui forment le régime thermique d'un tel système multicomposant est une tâche extrêmement complexe, car elle nécessite la prise en compte et la description mathématique de divers mécanismes de leur mise en œuvre : conductivité thermique dans une particule individuelle, transfert de chaleur de d'une particule à l'autre lors de leur contact, la conductivité thermique moléculaire dans le milieu comblant les espaces entre les particules, la convection de la vapeur et de l'humidité contenues dans l'espace poreux, et bien d'autres.

Une attention particulière doit être accordée à l'influence de l'humidité de la masse de sol et de la migration de l'humidité dans son espace poreux sur les processus thermiques qui déterminent les caractéristiques du sol en tant que source d'énergie thermique à faible potentiel.

Dans les systèmes capillaires-poreux, tels que la masse de sol d'un système de collecte de chaleur, la présence d'humidité dans l'espace poreux a un effet notable sur le processus de propagation de la chaleur. La prise en compte correcte de cette influence est aujourd'hui associée à des difficultés importantes, qui sont principalement liées au manque d'idées claires sur la nature de la répartition des phases solide, liquide et gazeuse de l'humidité dans une structure particulière du système. La nature des forces de liaison entre l'humidité et les particules du squelette et la dépendance des formes de liaison entre l'humidité et le matériau sur différentes étapes l'humidification, le mécanisme de mouvement de l'humidité dans l'espace interstitiel.

S'il existe un gradient de température dans l'épaisseur de la masse de sol, les molécules de vapeur se déplacent vers des endroits avec un potentiel de température faible, mais en même temps, sous l'influence des forces gravitationnelles, un flux d'humidité de direction opposée se produit dans la phase liquide. De plus, le régime de température des couches supérieures du sol est influencé par l'humidité des précipitations atmosphériques, ainsi que par les eaux souterraines.

Les principaux facteurs sous l'influence desquels se forment régime de température Les systèmes de massifs de sol destinés à collecter la chaleur du sol à faible potentiel sont illustrés à la Fig. 2.

Riz. 2. Facteurs sous l'influence desquels se forme le régime de température du sol

Types de systèmes d'utilisation de l'énergie thermique à faible potentiel de la Terre

Les échangeurs de chaleur au sol se connectent équipement de pompe à chaleur avec un sol massif. En plus d’« extraire » la chaleur de la Terre, les échangeurs de chaleur souterrains peuvent également être utilisés pour accumuler de la chaleur (ou du froid) dans une masse de sol.

De manière générale, on peut distinguer deux types de systèmes d'utilisation de l'énergie thermique de la Terre à faible potentiel ::

• systèmes ouverts : les eaux souterraines fournies directement aux pompes à chaleur sont utilisées comme source d'énergie thermique de faible qualité ;
• systèmes fermés : les échangeurs de chaleur sont situés dans la masse de sol ; lorsqu'un liquide de refroidissement ayant une température plus basse par rapport au sol circule à travers eux, l'énergie thermique est « sélectionnée » du sol et transférée à l'évaporateur pompe à chaleur(ou, lors de l'utilisation d'un liquide de refroidissement ayant une température plus élevée par rapport au sol, son refroidissement).

L'essentiel des systèmes ouverts sont constitués de puits, qui permettent d'extraire les eaux souterraines des aquifères et de restituer l'eau vers ces mêmes aquifères. Des puits appariés sont généralement installés à cet effet. Un schéma d'un tel système est présenté sur la Fig. 3.

Riz. 3. Schéma d'un système ouvert d'utilisation de l'énergie thermique à faible potentiel des eaux souterraines

L'avantage des systèmes ouverts est la possibilité d'obtenir de grandes quantités d'énergie thermique à des coûts relativement faibles. Cependant, les puits nécessitent un entretien. De plus, l’utilisation de tels systèmes n’est pas possible dans tous les domaines. Les principales exigences en matière de sol et d’eaux souterraines sont les suivantes :

• une perméabilité suffisante du sol, permettant de reconstituer les réserves d'eau ;
• Bonne chimie des eaux souterraines (par exemple, faible teneur en fer) pour éviter les problèmes de tartre et de corrosion des canalisations.

Les systèmes ouverts sont plus souvent utilisés pour fournir du chauffage ou du refroidissement aux grands bâtiments. Le plus grand système de pompe à chaleur géothermique au monde utilise les eaux souterraines comme source d’énergie thermique de faible qualité. Ce système est situé aux États-Unis à Louisville, Kentucky. Le système est utilisé pour l'approvisionnement en chaleur et en froid d'un complexe hôtelier-bureau ; sa puissance est d'environ 10 MW.

Parfois, les systèmes qui utilisent la chaleur de la Terre incluent également des systèmes qui utilisent la chaleur de faible qualité provenant de plans d’eau ouverts, naturels et artificiels. Cette approche a été adoptée notamment aux États-Unis. Les systèmes qui utilisent la chaleur de faible qualité provenant de réservoirs sont classés comme ouverts, tout comme les systèmes qui utilisent la chaleur de faible qualité des eaux souterraines.

Les systèmes fermés, quant à eux, sont divisés en horizontaux et verticaux.

Échangeur de chaleur au sol horizontal(dans la littérature anglaise, les termes « collecteur de chaleur au sol » et « boucle horizontale » sont également utilisés), il est généralement installé à côté de la maison à faible profondeur (mais en dessous du niveau de gel du sol en hiver). L'utilisation d'échangeurs de chaleur horizontaux au sol est limitée par la taille du site disponible.

Dans les pays d'Europe occidentale et centrale, les échangeurs de chaleur horizontaux au sol sont généralement des tuyaux individuels, posés de manière relativement étanche et reliés les uns aux autres en série ou en parallèle (Fig. 4a, 4b). Pour gagner de la place, des types améliorés d'échangeurs de chaleur ont été développés, par exemple des échangeurs de chaleur en forme de spirale situés horizontalement ou verticalement (Fig. 4e, 4f). Cette forme d'échangeurs de chaleur est courante aux États-Unis.

Riz. 4. Types d'échangeurs de chaleur au sol horizontaux
a – échangeur de chaleur constitué de tuyaux connectés en série ;
b – échangeur de chaleur constitué de tuyaux connectés en parallèle ;
c – collecteur horizontal posé dans une tranchée ;
d – échangeur de chaleur en forme de boucle ;
d – échangeur de chaleur en forme de spirale situé horizontalement (collecteur dit « slinky » ;
e – échangeur de chaleur en forme de spirale situé verticalement

Si un système avec échangeurs de chaleur horizontaux est utilisé uniquement pour produire de la chaleur, son fonctionnement normal n'est possible que s'il y a un apport de chaleur suffisant depuis la surface de la Terre en raison du rayonnement solaire. C'est la raison pour laquelle la surface située au-dessus des échangeurs de chaleur doit être exposée au soleil.

Échangeurs de chaleur verticaux au sol(dans la littérature anglaise, la désignation « BHE » est acceptée - « échangeur de chaleur de forage ») permettent l'utilisation de faibles potentiels l'énérgie thermique masse de sol située en dessous de la « zone neutre » (10 à 20 m du niveau du sol). Les systèmes avec échangeurs de chaleur verticaux au sol ne nécessitent pas de grandes surfaces et ne dépendent pas de l'intensité du rayonnement solaire incident à la surface. Les échangeurs de chaleur verticaux au sol fonctionnent efficacement dans presque tous les types de milieux géologiques, à l'exception des sols à faible conductivité thermique, comme le sable sec ou le gravier sec. Les systèmes avec échangeurs de chaleur verticaux au sol sont devenus très répandus.

Le schéma de chauffage et d'alimentation en eau chaude d'un immeuble résidentiel à un seul appartement utilisant une installation de pompe à chaleur avec un échangeur de chaleur géothermique vertical est illustré à la Fig. 5.

Riz. 5. Schéma de chauffage et d'alimentation en eau chaude d'un immeuble résidentiel à un seul appartement utilisant une installation de pompe à chaleur avec un échangeur de chaleur au sol vertical

Le liquide de refroidissement circule dans des canalisations (le plus souvent en polyéthylène ou en polypropylène) posées dans des puits verticaux d'une profondeur de 50 à 200 M. Deux types d'échangeurs de chaleur verticaux au sol sont généralement utilisés (Fig. 6) :

• Échangeur de chaleur en forme de U, composé de deux tuyaux parallèles reliés par le bas. Une ou deux (moins souvent trois) paires de ces tuyaux sont situées dans un puits. L'avantage de ce système est le coût de fabrication relativement faible. Les échangeurs de chaleur double U sont le type d’échangeur de chaleur vertical au sol le plus largement utilisé en Europe.
• Échangeur de chaleur coaxial (concentrique). L'échangeur de chaleur coaxial le plus simple est constitué de deux tuyaux de diamètres différents. Un tuyau de plus petit diamètre est situé à l’intérieur d’un autre tuyau. Les échangeurs de chaleur coaxiaux peuvent avoir des configurations plus complexes.

Riz. 6. Section divers typeséchangeurs de chaleur verticaux au sol

Pour augmenter l'efficacité des échangeurs de chaleur, l'espace entre les parois du puits et les tuyaux est rempli de matériaux spéciaux conducteurs de chaleur.

Les systèmes dotés d’échangeurs de chaleur verticaux au sol peuvent être utilisés pour fournir du chauffage et du refroidissement à des bâtiments de différentes tailles. Pour un petit bâtiment, un seul échangeur de chaleur suffit ; pour les grands bâtiments, il peut être nécessaire d'installer tout un groupe de puits avec échangeurs de chaleur verticaux. Le plus grand nombre de puits au monde est utilisé dans le système d'approvisionnement en chauffage et en refroidissement du Richard Stockton College aux États-Unis, dans l'État du New Jersey. Les échangeurs de chaleur verticaux au sol de ce collège sont répartis dans 400 puits d'une profondeur de 130 m. le plus grand nombre des puits (154 puits d'une profondeur de 70 m) sont utilisés dans le système d'alimentation en chauffage et en refroidissement du bureau central du contrôle aérien allemand (« Deutsche Flug-sicherung »).

Un cas particulier de systèmes fermés verticaux est l'utilisation de structures de bâtiment comme échangeurs de chaleur au sol, par exemple des pieux de fondation avec des canalisations encastrées. La coupe transversale d'un tel pieu avec trois circuits d'un échangeur de chaleur géothermique est représentée sur la Fig. 7.

Riz. 7. Schéma des échangeurs de chaleur au sol encastrés dans les pieux de fondation d'un bâtiment et la section transversale d'un tel pieu

La masse de sol (dans le cas d'échangeurs de chaleur au sol verticaux) et les structures de bâtiments équipées d'échangeurs de chaleur au sol peuvent être utilisées non seulement comme source, mais aussi comme accumulateur naturel d'énergie thermique ou « froide », par exemple la chaleur de l'énergie solaire. radiation.

Il existe des systèmes qui ne peuvent pas être clairement classés comme ouverts ou fermés. Par exemple, un même puits profond (profondeur de 100 à 450 m) rempli d'eau peut être à la fois de production et d'injection. Le diamètre du puits est généralement de 15 cm. Une pompe est placée dans la partie inférieure du puits, à travers laquelle l'eau du puits est fournie aux évaporateurs de la pompe à chaleur. L’eau de retour retourne au sommet de la colonne d’eau dans le même puits. Le puits est constamment réapprovisionné en eau souterraine et le système ouvert fonctionne comme un système fermé. Les systèmes de ce type dans la littérature anglaise sont appelés « standing column well system » (Fig. 8).

Riz. 8. Schéma d'un puits de type « puits à colonne debout »

Généralement, les puits de ce type sont également utilisés pour approvisionner les bâtiments en eau potable.. Cependant, un tel système ne peut fonctionner efficacement que dans des sols qui fournissent un approvisionnement constant en eau au puits, ce qui l'empêche de geler. Si l'aquifère est trop profond, une pompe puissante sera nécessaire pour le fonctionnement normal du système, ce qui nécessitera une consommation d'énergie accrue. La grande profondeur du puits entraîne un coût assez élevé de tels systèmes, ils ne sont donc pas utilisés pour l'approvisionnement en chaleur et en froid de petits bâtiments. Il existe actuellement plusieurs systèmes de ce type en service dans le monde, aux États-Unis, en Allemagne et en Europe.

L'une des orientations prometteuses est l'utilisation de l'eau des mines et des tunnels comme source d'énergie thermique à faible potentiel. La température de cette eau est constante tout au long de l'année. L'eau des mines et des tunnels est facilement accessible.

« Durabilité » des systèmes d'utilisation de la chaleur de faible qualité de la Terre

Lors du fonctionnement d'un échangeur de chaleur géothermique, une situation peut survenir lorsque, pendant saison de chauffage la température du sol à proximité de l'échangeur de chaleur géothermique diminue et en été, le sol n'a pas le temps de se réchauffer jusqu'à la température initiale - son potentiel de température diminue. La consommation d'énergie au cours de la prochaine saison de chauffage entraîne une baisse encore plus importante de la température du sol et une réduction supplémentaire de son potentiel de température. Cela oblige lors de la conception des systèmes utilisation de la chaleur de faible qualité de la Terre considérer le problème de la « durabilité » de tels systèmes. Les ressources énergétiques sont souvent utilisées de manière très intensive pour réduire la période d'amortissement des équipements, ce qui peut conduire à leur épuisement rapide. Il est donc nécessaire de maintenir un niveau de production d’énergie qui permettrait d’exploiter la source de ressources énergétiques pendant une longue période. Cette capacité des systèmes à maintenir le niveau requis de production d’énergie thermique sur une longue période est appelée « durabilité ». Pour les systèmes utilisant un faible potentiel La chaleur de la Terre la définition suivante de la durabilité est donnée : « Pour chaque système d'utilisation de la chaleur de faible qualité de la Terre et pour chaque mode de fonctionnement de ce système, il existe un certain niveau maximum de production d'énergie ; La production d’énergie en dessous de ce niveau peut être maintenue pendant une longue période (100 à 300 ans).

Réalisée en OJSC "INSOLAIRE-INVEST" des études ont montré que la consommation d'énergie thermique de la masse de sol à la fin de la saison de chauffage provoque une diminution de la température du sol à proximité du registre des tuyaux du système de collecte de chaleur, ce qui, dans les conditions pédologiques et climatiques de la majeure partie du territoire La Russie n'a pas le temps de compenser pendant la période estivale de l'année et, au début de la prochaine saison de chauffage, le sol repart avec un potentiel de température réduit. La consommation d'énergie thermique au cours de la prochaine saison de chauffage provoque une nouvelle diminution de la température du sol et, au début de la troisième saison de chauffage, son potentiel de température s'écarte encore plus de celui naturel. Et ainsi de suite. Cependant, les enveloppes de l'influence thermique du fonctionnement à long terme du système de collecte de chaleur sur le régime de température naturel du sol ont un caractère exponentiel prononcé, et dès la cinquième année de fonctionnement, le sol atteint un nouveau régime, proche du périodique, c'est-à-dire qu'à partir de la cinquième année d'exploitation, la consommation à long terme d'énergie thermique des systèmes de collecte de chaleur massique du sol s'accompagne de changements périodiques de sa température. Ainsi, lors de la conception systèmes de chauffage par pompe à chaleur Il semble nécessaire de prendre en compte la baisse des températures du massif de sol provoquée par de nombreuses années de fonctionnement du système de captage de chaleur, et d'utiliser les températures du massif de sol attendues pour la 5ème année de fonctionnement du TST comme paramètres de conception.

Dans les systèmes combinés, utilisé à la fois pour l'apport de chaleur et de froid, le bilan thermique est réglé « automatiquement » : en hiver (un apport de chaleur est nécessaire), la masse de sol est refroidie, en été (un apport de froid est nécessaire), la masse de sol est chauffée. Dans les systèmes qui utilisent la faible chaleur des eaux souterraines, il y a une reconstitution constante des réserves d’eau grâce à l’eau qui s’infiltre de la surface et à l’eau provenant des couches plus profondes du sol. Ainsi, le contenu thermique des eaux souterraines augmente à la fois « par le haut » (en raison de la chaleur de l'air atmosphérique) et « par le bas » (en raison de la chaleur de la Terre) ; La quantité de chaleur apportée « par le haut » et « par le bas » dépend de l'épaisseur et de la profondeur de l'aquifère. En raison de ces apports de chaleur, la température de la nappe phréatique reste constante tout au long de la saison et évolue peu pendant l'exploitation.

Dans les systèmes équipés d'échangeurs de chaleur verticaux au sol, la situation est différente. Lorsque la chaleur est évacuée, la température du sol autour de l’échangeur thermique géothermique diminue. La diminution de la température est affectée à la fois par les caractéristiques de conception de l'échangeur de chaleur et par son mode de fonctionnement. Par exemple, dans les systèmes avec des valeurs élevées de dissipation d'énergie thermique (plusieurs dizaines de watts par mètre de longueur d'échangeur de chaleur) ou dans les systèmes avec un échangeur de chaleur au sol situé dans un sol à faible conductivité thermique (par exemple, dans du sable sec ou sec gravier), la baisse de température sera particulièrement perceptible et peut conduire au gel de la masse de sol autour de l'échangeur de chaleur géothermique.

Des experts allemands ont mesuré la température de la masse de sol dans laquelle était installé un échangeur de chaleur vertical au sol de 50 m de profondeur, situé près de Francfort-sur-le-Main. Pour ce faire, 9 puits de même profondeur ont été forés autour du puits principal à une distance de 2,5, 5 et 10 m. Dans les dix puits, des capteurs ont été installés tous les 2 m pour mesurer la température, soit un total de 240 capteurs. En figue. La figure 9 montre des diagrammes montrant la répartition des températures dans la masse de sol autour d'un échangeur de chaleur vertical au sol au début et à la fin de la première saison de chauffage. A la fin de la saison de chauffage, une diminution de la température de la masse de sol autour de l'échangeur de chaleur est clairement perceptible. Il se produit un flux de chaleur dirigé vers l'échangeur de chaleur à partir de la masse de sol environnante, qui compense en partie la diminution de la température du sol provoquée par « l'élimination » de la chaleur. L’ampleur de ce flux, comparée à l’ampleur du flux de chaleur provenant de l’intérieur de la Terre dans une zone donnée (80 à 100 mW/m²), est estimée assez élevée (plusieurs watts par mètre carré).

Riz. 9. Schémas de répartition de la température dans la masse de sol autour d'un échangeur de chaleur géothermique vertical au début et à la fin de la première saison de chauffage

Depuis que les échangeurs de chaleur verticaux ont commencé à devenir relativement répandus il y a environ 15 à 20 ans, il y a un manque de données expérimentales dans le monde entier obtenues sur une longue période (plusieurs décennies) de fonctionnement de systèmes avec des échangeurs de chaleur de ce type. La question se pose de la stabilité de ces systèmes, de leur fiabilité sur de longues périodes de fonctionnement. La chaleur de faible qualité de la Terre est-elle une source d’énergie renouvelable ? Quelle est la période de « renouvellement » de cette source ?

Lors de l'exploitation d'une école rurale dans la région de Yaroslavl, équipée système de pompe à chaleur en utilisant un échangeur de chaleur géothermique vertical, les valeurs moyennes d'évacuation de chaleur spécifique étaient de 120 à 190 W/linéaire. m de longueur de l'échangeur de chaleur.

Depuis 1986, des recherches sont menées sur un système avec échangeurs de chaleur verticaux au sol en Suisse, près de Zurich. Un échangeur de chaleur au sol de type coaxial vertical d'une profondeur de 105 m a été installé dans la masse de sol. Cet échangeur de chaleur a été utilisé comme source d'énergie thermique de faible qualité pour un système de pompe à chaleur installé dans un immeuble résidentiel à un seul appartement. L'échangeur de chaleur vertical au sol fournissait une puissance maximale d'environ 70 W par mètre de longueur, créant une charge thermique importante sur le sol environnant. La production annuelle d'énergie thermique est d'environ 13 MWh

A une distance de 0,5 et 1 m du puits principal, deux puits supplémentaires ont été forés, dans lesquels des capteurs de température ont été installés à une profondeur de 1, 2, 5, 10, 20, 35, 50, 65, 85 et 105 m, après quoi les puits ont été remplis d'un mélange argile-ciment. Les températures ont été mesurées toutes les trente minutes. En plus de la température du sol, d'autres paramètres ont été enregistrés : la vitesse du liquide de refroidissement, la consommation d'énergie de l'entraînement du compresseur de la pompe à chaleur, la température de l'air, etc.

La première période d'observation a duré de 1986 à 1991. Des mesures ont montré que l'influence de la chaleur de l'air extérieur et du rayonnement solaire est observée dans la couche superficielle du sol jusqu'à une profondeur de 15 M. En dessous de ce niveau, le régime thermique du sol se forme principalement en raison de la chaleur de l'intérieur de la Terre. Au cours des 2 à 3 premières années d'exploitation température du sol entourant l'échangeur de chaleur vertical a fortement chuté, mais chaque année, la baisse de température a diminué et après quelques années, le système a atteint un régime proche de constant, lorsque la température de la masse de sol autour de l'échangeur de chaleur est devenue inférieure de 1 à 2 °C à la température ambiante. celui d'origine.

À l'automne 1996, dix ans après la mise en service du système, les mesures ont repris. Ces mesures ont montré que la température du sol n'a pas changé de manière significative. Au cours des années suivantes, de légères fluctuations de la température du sol de moins de 0,5 °C ont été enregistrées en fonction de la charge thermique annuelle. Ainsi, le système a atteint un mode quasi-stationnaire après les premières années de fonctionnement.

Sur la base de données expérimentales, des modèles mathématiques des processus se produisant dans la masse de sol ont été construits, ce qui a permis de prévoir à long terme les changements de température de la masse de sol.

La modélisation mathématique a montré que la diminution annuelle de la température diminuerait progressivement et que le volume de la masse de sol autour de l'échangeur de chaleur, soumis à une diminution de la température, augmenterait chaque année. A la fin de la période d'exploitation, le processus de régénération commence : la température du sol commence à augmenter. La nature du processus de régénération est similaire à la nature du processus de « sélection » de la chaleur : au cours des premières années de fonctionnement, la température du sol augmente fortement et, au cours des années suivantes, le taux d'augmentation de la température diminue. La durée de la période de « régénération » dépend de la durée de la période de fonctionnement. Ces deux périodes sont à peu près les mêmes. Dans le cas considéré, la durée de fonctionnement de l'échangeur géothermique était de trente ans, et la durée de « régénération » est également estimée à trente ans.

Ainsi, les systèmes de chauffage et de refroidissement des bâtiments qui utilisent la chaleur de faible qualité de la Terre représentent une source d'énergie fiable qui peut être utilisée partout. Cette source peut être utilisée assez longtemps et peut être renouvelée à la fin de la période d'exploitation.

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La température du sol change continuellement avec la profondeur et le temps. Cela dépend d’un certain nombre de facteurs, dont beaucoup sont difficiles à expliquer. Ces dernières comprennent par exemple : la nature de la végétation, l'exposition du versant aux points cardinaux, l'ombrage, l'enneigement, la nature des sols eux-mêmes, la présence d'eaux supra-permafrost, etc. Cependant, la température du sol , tant en valeur qu'en nature de distribution, reste assez constant d'année en année, et l'influence décisive reste ici la température de l'air.

Température du sol à différentes profondeurs et à différentes périodes de l'année peuvent être obtenues par des mesures directes dans des puits thermiques installés pendant le processus d'enquête. Mais cette méthode nécessite des observations à long terme et des dépenses importantes, ce qui n'est pas toujours justifié. Les données obtenues à partir d'un ou deux puits sont réparties sur de grandes zones et sur de grandes longueurs, déformant considérablement la réalité, de sorte que les données calculées sur la température du sol s'avèrent dans de nombreux cas plus fiables.

Température du sol du pergélisolà n'importe quelle profondeur (jusqu'à 10 m de la surface) et pour n'importe quelle période de l'année peut être déterminé par la formule :

tr = mt°, (3.7)

où z est la profondeur mesurée à partir du VGM, m ;

tr – température du sol à la profondeur z, en degrés.

τr – temps égal à un an (8760 heures) ;

τ - temps compté (jusqu'au 1er janvier) à partir du moment du début du gel automnal du sol jusqu'au moment pour lequel la température est mesurée, en heures ;

exp x – exposant (la fonction exponentielle exp est extraite des tableaux) ;

m – coefficient en fonction de la période de l'année (pour la période octobre - mai m = 1,5-0,05z, et pour la période juin-septembre m = 1)

Le plus basse températureà une profondeur donnée sera lorsque le cosinus dans la formule (3.7) devient égal à -1, c'est-à-dire la température minimale du sol pour l'année à une profondeur donnée sera

tr min = (1,5-0,05z) t°, (3,8)

La température maximale du sol à la profondeur z sera lorsque le cosinus prendra la valeur égal à un ceux.

tr max = t°, (3.9)

Dans les trois formules, la valeur de la capacité thermique volumétrique C m doit être calculée pour la température du sol t° à l'aide de la formule (3.10).

C 1 m = 1/W, (3.10)

Température du sol dans la couche de dégel saisonnière peut également être déterminé par calcul, en tenant compte du fait que le changement de température dans cette couche est assez précisément approximé par une dépendance linéaire aux gradients de température suivants (tableau 3.1).

Après avoir calculé à l'aide de l'une des formules (3.8) – (3.9) la température du sol au niveau VGM, soit en mettant Z=0 dans les formules, puis en utilisant le tableau 3.1, nous déterminons la température du sol à une profondeur donnée dans la couche de dégel saisonnière. Dans les couches supérieures du sol, jusqu’à environ 1 m de la surface, la nature des fluctuations de température est très complexe.

Tableau 3.1

Gradient de température dans la couche de dégel saisonnière à une profondeur inférieure à 1 m de la surface du sol

Note. Le signe du gradient est indiqué en direction de la surface diurne.

Pour obtenir la température estimée du sol dans une couche métrique de la surface, vous pouvez procéder comme suit. Calculez la température à une profondeur de 1 m et la température de la surface diurne du sol, puis, par interpolation à partir de ces deux valeurs, déterminez la température à une profondeur donnée.

La température à la surface du sol t p pendant la saison froide de l'année peut être prise égale à la température de l'air. Pendant l'été:

t p = 2+1,15 tc, (3.11)

où t p est la température de surface en degrés.

t in – température de l'air en degrés.

Température du sol dans la zone de pergélisol non fusionnante est calculé différemment qu’avec la fusion. En pratique, on peut supposer que la température au niveau VGM sera égale à 0°C tout au long de l'année. La température calculée du sol du pergélisol à une profondeur donnée peut être déterminée par interpolation, en supposant qu'elle évolue en profondeur selon une loi linéaire de la t° à une profondeur de 10 m à 0°C à la profondeur du VGM. La température dans la couche décongelée ht peut être comprise entre 0,5 et 1,5°C.

Dans la couche de gel saisonnière h p, la température du sol peut être calculée de la même manière que pour la couche de dégel saisonnière de la zone de pergélisol en fusion, c'est-à-dire dans la couche h p – 1 m le long du gradient de température (Tableau 3.1), en considérant la température en profondeur h p égale à 0°C en saison froide et à 1°C en été. Dans la couche supérieure du sol, la température est déterminée par interpolation entre la température à une profondeur de 1 m et la température à la surface.