A camada superficial do solo da Terra é um acumulador natural de calor. A principal fonte de energia térmica que entra nas camadas superiores da Terra é a radiação solar. A uma profundidade de cerca de 3 m ou mais (abaixo do nível de congelamento), a temperatura do solo praticamente não muda durante o ano e é aproximadamente igual à temperatura média anual do ar exterior. A uma profundidade de 1,5-3,2 m, no inverno a temperatura é de +5 a + 7 ° C e no verão de +10 a + 12 ° C. Esse calor pode impedir que a casa congele no inverno e no verão pode evitar o superaquecimento acima de 18 -20 ° C
pelo mais de uma maneira simples O uso do calor do solo é o uso de um trocador de calor do solo (SHE). Sob o solo, abaixo do nível de congelamento do solo, é colocado um sistema de dutos de ar, que atuam como trocador de calor entre o solo e o ar que passa por esses dutos de ar. No inverno, o ar frio que entra e passa pelos tubos é aquecido e, no verão, é resfriado. Com a colocação racional de dutos de ar, uma quantidade significativa de energia térmica pode ser retirada do solo com baixos custos de energia.
Um trocador de calor tubo-em-tubo pode ser usado. Os dutos de ar internos de aço inoxidável atuam aqui como recuperadores.
Na estação quente, o trocador de calor de solo fornece resfriamento do ar fornecido. O ar externo entra através do dispositivo de entrada de ar no trocador de calor do solo, onde é resfriado pelo solo. Em seguida, o ar resfriado é fornecido por dutos de ar para a unidade de alimentação e exaustão, na qual período de verão uma inserção de verão é instalada em vez de um recuperador. Graças a esta solução, a temperatura nos quartos diminui, o microclima da casa melhora e o custo da eletricidade para o ar condicionado é reduzido. 
Quando a diferença entre a temperatura do ar externo e interno é pequena, o ar fresco pode ser fornecido através da grade de alimentação localizada na parede da casa na parte acima do solo. No período em que a diferença for significativa, o suprimento de ar fresco pode ser realizado através do PHE, proporcionando aquecimento/resfriamento do ar insuflado. 
Na estação fria, o ar externo entra no PHE através da entrada de ar, onde aquece e depois entra na unidade de alimentação e exaustão para aquecimento no trocador de calor. O pré-aquecimento do ar no PHE reduz a possibilidade de congelamento no trocador de calor da unidade de tratamento de ar, aumentando o uso efetivo do trocador de calor e minimizando o custo de aquecimento de ar adicional no aquecedor de água/elétrico. 
Na baixa temporada por 180 dias, a temperatura média diária é de + 5 ° C - precisa ser aquecida a + 20 ° C. Os custos planejados são de 3305 kWh, e os sistemas geotérmicos reduzirão os custos em 1322 ou 1102 kWh.
Durante o período de verão, durante 60 dias, a temperatura média diária é de cerca de +20°C, mas durante 8 horas fica em +26°C. Os custos de refrigeração serão de 206 kWh e o sistema geotérmico reduzirá os custos em 137 kWh.
Ao longo do ano, a operação de tal sistema geotérmico é avaliada usando o coeficiente - FPS (fator de potência sazonal), que é definido como a razão entre a quantidade de calor recebido e a quantidade de eletricidade consumida, levando em consideração as mudanças sazonais do ar / temperatura do solo.
Para obter 2634 kWh de energia térmica do solo por ano, a unidade de ventilação consome 635 kWh de eletricidade. FPS = 2634/635 = 4,14.
Por materiais.
No nosso país, rico em hidrocarbonetos, a energia geotérmica é uma espécie de recurso exótico que, na situação atual, dificilmente concorrerá com o petróleo e o gás. No entanto, essa forma alternativa de energia pode ser usada em quase todos os lugares e com bastante eficiência.
A energia geotérmica é o calor do interior da Terra. É produzido nas profundezas e chega à superfície da Terra em formas diferentes e com diferentes intensidades.
A temperatura das camadas superiores do solo depende principalmente de fatores externos (exógenos) - luz solar e temperatura do ar. No verão e durante o dia, o solo aquece até certas profundidades, e no inverno e à noite esfria acompanhando a mudança da temperatura do ar e com algum atraso, aumentando com a profundidade. A influência das flutuações diárias na temperatura do ar termina em profundidades de algumas a várias dezenas de centímetros. As flutuações sazonais capturam camadas mais profundas do solo - até dezenas de metros.
A uma certa profundidade - de dezenas a centenas de metros - a temperatura do solo é mantida constante, igual à temperatura média anual do ar próximo à superfície da Terra. Isso é fácil de verificar descendo em uma caverna bastante profunda.
Quando temperatura média anual ar na área está abaixo de zero, isso se manifesta como permafrost (mais precisamente, permafrost). Na Sibéria Oriental, a espessura, ou seja, a espessura, dos solos congelados durante todo o ano atinge 200-300 m em alguns lugares.
A partir de uma certa profundidade (a própria para cada ponto do mapa), o efeito do Sol e da atmosfera enfraquece tanto que os fatores endógenos (internos) vêm primeiro e o interior da Terra é aquecido por dentro, de modo que a temperatura começa a subir com profundidade.
O aquecimento das camadas profundas da Terra está associado principalmente ao decaimento dos elementos radioativos ali localizados, embora outras fontes de calor também sejam denominadas, por exemplo, processos físico-químicos, tectônicos nas camadas profundas da crosta terrestre e do manto. Mas seja qual for o motivo, a temperatura pedras e substâncias líquidas e gasosas relacionadas aumenta com a profundidade. Os mineiros enfrentam esse fenômeno - está sempre quente em minas profundas. A uma profundidade de 1 km, o calor de trinta graus é normal e, mais profundamente, a temperatura é ainda mais alta.
O fluxo de calor do interior da Terra, atingindo a superfície da Terra, é pequeno - em média, sua potência é de 0,03 a 0,05 W/m 2, ou aproximadamente 350 W h/m 2 por ano. No contexto do fluxo de calor do Sol e do ar aquecido por ele, este é um valor imperceptível: o Sol dá a cada metro quadrado superfície da Terra cerca de 4.000 kWh por ano, ou seja, 10.000 vezes mais (claro, esta é uma média, com uma enorme dispersão entre as latitudes polares e equatoriais e dependendo de outros fatores climáticos e climáticos).
A insignificância do fluxo de calor das profundezas para a superfície na maior parte do planeta está associada à baixa condutividade térmica das rochas e características estrutura geológica. Mas há exceções - lugares onde o fluxo de calor é alto. São, em primeiro lugar, zonas de falhas tectónicas, aumento da actividade sísmica e vulcanismo, onde a energia do interior da Terra encontra uma saída. Tais zonas são caracterizadas por anomalias térmicas da litosfera, aqui o fluxo de calor que atinge a superfície da Terra pode ser muitas vezes e até ordens de magnitude mais poderoso do que o "normal". Uma enorme quantidade de calor é trazida à superfície nessas zonas por erupções vulcânicas e fontes termais de água.
São essas áreas que são mais favoráveis para o desenvolvimento da energia geotérmica. No território da Rússia, são, em primeiro lugar, Kamchatka, as Ilhas Curilas e o Cáucaso.
Ao mesmo tempo, o desenvolvimento da energia geotérmica é possível em quase todos os lugares, pois o aumento da temperatura com a profundidade é um fenômeno onipresente, e a tarefa é “extrair” calor das entranhas, assim como as matérias-primas minerais são extraídas de lá.
Em média, a temperatura aumenta com a profundidade de 2,5 a 3°C a cada 100 m. A razão entre a diferença de temperatura entre dois pontos situados em diferentes profundidades e a diferença de profundidade entre eles é chamada de gradiente geotérmico.
O recíproco é o passo geotérmico, ou o intervalo de profundidade no qual a temperatura aumenta em 1°C.
Quanto maior o gradiente e, consequentemente, menor o degrau, mais próximo o calor das profundezas da Terra se aproxima da superfície e mais promissora é essa área para o desenvolvimento de energia geotérmica.
Em diferentes áreas, dependendo da estrutura geológica e de outras condições regionais e locais, a taxa de aumento da temperatura com a profundidade pode variar drasticamente. Na escala da Terra, as flutuações nos valores dos gradientes e degraus geotérmicos chegam a 25 vezes. Por exemplo, no estado de Oregon (EUA) o gradiente é de 150°C por 1 km, e em África do Sul- 6°C por 1 km.
A questão é: qual é a temperatura em grandes profundidades - 5, 10 km ou mais? Se a tendência continuar, as temperaturas a uma profundidade de 10 km devem ficar em torno de 250–300°C. Isso é mais ou menos confirmado por observações diretas em poços ultraprofundos, embora o quadro seja muito mais complicado do que o aumento linear da temperatura.
Por exemplo, em Kola poço ultra profundo, perfurado no Escudo Cristalino do Báltico, a temperatura muda a uma taxa de 10°C/1 km até uma profundidade de 3 km e, em seguida, o gradiente geotérmico torna-se 2 a 2,5 vezes maior. A uma profundidade de 7 km, já foi registrada uma temperatura de 120°C, a 10 km - 180°C e a 12 km - 220°C.
Outro exemplo é um poço colocado no norte do Cáspio, onde a uma profundidade de 500 m foi registrada uma temperatura de 42°C, a 1,5 km - 70°C, a 2 km - 80°C, a 3 km - 108°C.
Supõe-se que o gradiente geotérmico diminui a partir de uma profundidade de 20 a 30 km: a uma profundidade de 100 km, as temperaturas estimadas são de cerca de 1300 a 1500°C, a uma profundidade de 400 km - 1600°C, na superfície da Terra. núcleo (profundidades de mais de 6000 km) - 4000–5000° C.
Em profundidades de até 10–12 km, a temperatura é medida através de poços perfurados; onde eles não existem, é determinado por sinais indiretos da mesma forma que em maiores profundidades. Tais sinais indiretos podem ser a natureza da passagem das ondas sísmicas ou a temperatura da lava em erupção.
No entanto, para fins de energia geotérmica, os dados sobre temperaturas em profundidades superiores a 10 km ainda não são de interesse prático.
Há muito calor em profundidades de vários quilômetros, mas como aumentá-lo? Às vezes, a própria natureza resolve esse problema para nós com a ajuda de um refrigerante natural - águas termais aquecidas que vêm à superfície ou ficam a uma profundidade acessível a nós. Em alguns casos, a água nas profundezas é aquecida ao estado de vapor.
Não existe uma definição estrita do conceito de "águas termais". Em regra, significam águas subterrâneas quentes em estado líquido ou na forma de vapor, incluindo aquelas que chegam à superfície da Terra com uma temperatura superior a 20 ° C, ou seja, em regra, superior à temperatura do ar.
O calor das águas subterrâneas, vapor, misturas de água e vapor é energia hidrotérmica. Assim, a energia baseada em seu uso é chamada de hidrotermal.
A situação é mais complicada com a produção de calor diretamente de rochas secas - energia petrotérmica, especialmente porque temperaturas suficientemente altas, como regra, começam em profundidades de vários quilômetros.
No território da Rússia, o potencial da energia petrotérmica é cem vezes maior que o da energia hidrotérmica - 3.500 e 35 trilhões de toneladas de combustível padrão, respectivamente. Isso é bastante natural - o calor das profundezas da Terra está em toda parte e as águas termais são encontradas localmente. No entanto, devido a óbvias dificuldades técnicas, a maior parte das águas termais são atualmente utilizadas para gerar calor e eletricidade.
Temperaturas da água de 20-30 a 100°C são adequadas para aquecimento, temperaturas de 150°C e acima - e para a geração de eletricidade em usinas geotérmicas.
Em geral, os recursos geotérmicos no território da Rússia, em termos de toneladas de combustível de referência ou qualquer outra unidade de medida de energia, são aproximadamente 10 vezes maiores que as reservas de combustíveis fósseis.
Teoricamente, apenas energia geotérmica poderia atender plenamente às necessidades energéticas do país. Na prática, no momento, na maior parte de seu território, isso não é viável por questões técnicas e econômicas.
No mundo, o uso da energia geotérmica é mais frequentemente associado à Islândia - um país localizado no extremo norte da Dorsal Meso-Atlântica, em uma zona tectônica e vulcânica extremamente ativa. Provavelmente todos se lembram da poderosa erupção do vulcão Eyyafyatlayokudl ( Eyjafjallajokull) no ano de 2010.
É graças a essa especificidade geológica que a Islândia possui enormes reservas de energia geotérmica, incluindo fontes termais que chegam à superfície da Terra e até jorram na forma de gêiseres.
Na Islândia, mais de 60% de toda a energia consumida atualmente é retirada da Terra. Incluindo devido às fontes geotérmicas, 90% do aquecimento e 30% da geração de eletricidade são fornecidos. Acrescentamos que o restante da eletricidade do país é produzida por usinas hidrelétricas, ou seja, utilizando também uma fonte de energia renovável, graças à qual a Islândia parece uma espécie de padrão ambiental global.
A "domesticação" da energia geotérmica no século 20 ajudou a Islândia significativamente economicamente. Até meados do século passado, era um país muito pobre, agora ocupa o primeiro lugar no mundo em termos de capacidade instalada e produção de energia geotérmica per capita, e está entre os dez primeiros em termos de capacidade instalada absoluta de energia geotérmica plantas. No entanto, sua população é de apenas 300 mil pessoas, o que simplifica a tarefa de mudar para fontes de energia ecologicamente corretas: a necessidade geralmente é pequena.
Além da Islândia, uma alta participação da energia geotérmica no saldo total da produção de eletricidade é fornecida na Nova Zelândia e nos estados insulares do Sudeste Asiático (Filipinas e Indonésia), nos países da América Central e da África Oriental, cujo território também é caracterizado pela alta atividade sísmica e vulcânica. Para esses países, em seu nível atual de desenvolvimento e necessidades, a energia geotérmica contribui significativamente para o desenvolvimento socioeconômico.
O uso da energia geotérmica tem uma longa história. Um dos primeiros exemplos conhecidos é a Itália, um lugar na província da Toscana, agora chamado Larderello, onde, já no início do século XIX, as águas termais quentes locais, fluindo naturalmente ou extraídas de poços rasos, eram usadas para energia propósitos.
A água de fontes subterrâneas, rica em boro, foi usada aqui para obter ácido bórico. Inicialmente, esse ácido era obtido por evaporação em caldeiras de ferro, e a lenha comum era retirada como combustível das florestas próximas, mas em 1827 Francesco Larderel criou um sistema que funcionava com o calor das próprias águas. Ao mesmo tempo, a energia do vapor de água natural começou a ser utilizada para o funcionamento das sondas de perfuração e, no início do século XX, para o aquecimento de casas e estufas locais. No mesmo local, em Larderello, em 1904, o vapor de água termal tornou-se uma fonte de energia para geração de eletricidade.
O exemplo da Itália no final do século XIX e início do século XX foi seguido por alguns outros países. Por exemplo, em 1892, as águas termais foram usadas pela primeira vez para aquecimento local nos Estados Unidos (Boise, Idaho), em 1919 - no Japão, em 1928 - na Islândia.
Nos Estados Unidos, a primeira usina hidrotermal apareceu na Califórnia no início da década de 1930, na Nova Zelândia - em 1958, no México - em 1959, na Rússia (o primeiro GeoPP binário do mundo) - em 1965 .
A geração de eletricidade requer uma temperatura da fonte de água mais alta do que o aquecimento, acima de 150°C. O princípio de operação de uma usina geotérmica (GeoES) é semelhante ao princípio de operação de uma usina termelétrica convencional (UTE). Na verdade, uma usina geotérmica é um tipo de usina termelétrica.
Em usinas termelétricas, como regra, carvão, gás ou óleo combustível atuam como fonte primária de energia e o vapor de água serve como fluido de trabalho. O combustível, queimando, aquece a água a um estado de vapor, que gira a turbina a vapor e gera eletricidade.
A diferença entre o GeoPP é que a fonte primária de energia aqui é o calor do interior da terra e o fluido de trabalho na forma de vapor entra nas pás da turbina do gerador elétrico de forma “pronta” diretamente do poço produtor.
Existem três esquemas principais de operação do GeoPP: direto, usando vapor seco (geotérmico); indireta, à base de água hidrotermal, e mista, ou binária.
O uso de um ou outro esquema depende do estado de agregação e da temperatura do portador de energia.
O mais simples e, portanto, o primeiro dos esquemas dominados é o direto, no qual o vapor proveniente do poço passa diretamente pela turbina. O primeiro GeoPP do mundo em Larderello em 1904 também operava a vapor seco.
GeoPPs com esquema indireto de operação são os mais comuns em nosso tempo. Eles usam água quente subterrânea, que é bombeada sob alta pressão para um evaporador, onde parte dela é evaporada, e o vapor resultante gira uma turbina. Em alguns casos, são necessários dispositivos e circuitos adicionais para purificar a água geotérmica e o vapor de compostos agressivos.
O vapor de exaustão entra no poço de injeção ou é usado para aquecimento ambiente - neste caso, o princípio é o mesmo que durante a operação de um CHP.
Nos GeoPPs binários, a água termal quente interage com outro líquido que atua como fluido de trabalho com um ponto de ebulição mais baixo. Ambos os líquidos passam por um trocador de calor, onde a água térmica evapora o líquido de trabalho, cujos vapores giram a turbina.
Este sistema é fechado, o que resolve o problema das emissões para a atmosfera. Além disso, os fluidos de trabalho com um ponto de ebulição relativamente baixo possibilitam o uso de águas termais não muito quentes como fonte primária de energia.
Todos os três esquemas usam uma fonte hidrotérmica, mas a energia petrotérmica também pode ser usada para gerar eletricidade.
O diagrama de circuito neste caso também é bastante simples. É necessário perfurar dois poços interligados - injeção e produção. A água é bombeada para o poço de injeção. Em profundidade, ele aquece e, em seguida, a água aquecida ou o vapor formado como resultado do forte aquecimento é fornecido à superfície através de um poço de produção. Além disso, tudo depende de como a energia petrotérmica é usada - para aquecimento ou para a produção de eletricidade. Um ciclo fechado é possível com o bombeamento de vapor de exaustão e água de volta ao poço de injeção ou outro método de descarte.
A desvantagem de tal sistema é óbvia: para obter uma temperatura suficientemente alta do fluido de trabalho, é necessário perfurar poços em grande profundidade. E este é um custo sério e o risco de perda significativa de calor quando o fluido sobe. Portanto, os sistemas petrotérmicos ainda são menos comuns do que os hidrotermais, embora o potencial da energia petrotérmica seja de ordem de magnitude maior.
Atualmente, o líder na criação dos chamados sistemas circulantes petrotérmicos (PCS) é a Austrália. Além disso, essa direção da energia geotérmica está se desenvolvendo ativamente nos EUA, Suíça, Grã-Bretanha e Japão.
A invenção da bomba de calor em 1852 pelo físico William Thompson (também conhecido como Lord Kelvin) proporcionou à humanidade uma oportunidade real de usar o calor de baixo grau das camadas superiores do solo. O sistema de bomba de calor, ou multiplicador de calor como Thompson o chamou, é baseado no processo físico de transferência de calor do ambiente para o refrigerante. Na verdade, ele usa o mesmo princípio dos sistemas petrotérmicos. A diferença está na fonte de calor, em relação à qual pode surgir uma questão terminológica: até que ponto uma bomba de calor pode ser considerada um sistema geotérmico? O fato é que nas camadas superiores, a profundidades de dezenas ou centenas de metros, as rochas e os fluidos nelas contidos são aquecidos não pelo calor profundo da terra, mas pelo sol. Assim, é o sol, neste caso, que é a fonte primária de calor, embora seja retirado, como nos sistemas geotérmicos, da terra.
O funcionamento de uma bomba de calor baseia-se no atraso no aquecimento e arrefecimento do solo em relação à atmosfera, pelo que se forma um gradiente de temperatura entre a superfície e as camadas mais profundas, que retêm calor mesmo no inverno, semelhante ao como isso acontece nos reservatórios. O principal objetivo das bombas de calor é o aquecimento do ambiente. Na verdade, é uma “geladeira ao contrário”. Tanto a bomba de calor quanto o refrigerador interagem com três componentes: o ambiente interno (no primeiro caso - uma sala aquecida, no segundo - uma câmara refrigerada), o ambiente externo - uma fonte de energia e um refrigerante (refrigerante), que é também um refrigerante que fornece transferência de calor ou frio.
Uma substância com baixo ponto de ebulição atua como um refrigerante, o que permite que ela receba calor de uma fonte que tenha uma temperatura relativamente baixa.
No refrigerador, o refrigerante líquido entra no evaporador através de um acelerador (regulador de pressão), onde, devido a uma queda acentuada na pressão, o líquido evapora. A evaporação é um processo endotérmico que requer que o calor seja absorvido do exterior. Como resultado, o calor é retirado das paredes internas do evaporador, o que proporciona um efeito de resfriamento na câmara do refrigerador. Além do evaporador, o refrigerante é sugado para dentro do compressor, onde retorna ao estado líquido de agregação. Este é o processo inverso, levando à liberação do calor extraído durante ambiente externo. Como regra, ele é jogado na sala e a parede traseira da geladeira é relativamente quente.
Uma bomba de calor funciona quase da mesma forma, com a diferença de que o calor é retirado do ambiente externo e entra pelo evaporador no ambiente interno- sistema de aquecimento da sala.
Em uma bomba de calor real, a água é aquecida, passando por um circuito externo colocado no solo ou em um reservatório, e depois entra no evaporador.
No evaporador, o calor é transferido para um circuito interno preenchido com um refrigerante de baixo ponto de ebulição, que, passando pelo evaporador, passa do estado líquido para o gasoso, recebendo calor.
Em seguida, o refrigerante gasoso entra no compressor, onde é comprimido para alta pressão e temperatura, e entra no condensador, onde ocorre a troca de calor entre o gás quente e o refrigerante do sistema de aquecimento.
O compressor necessita de energia elétrica para funcionar, porém, a relação de transformação (a relação entre energia consumida e gerada) em sistemas modernos alto o suficiente para ser eficaz.
Atualmente, as bombas de calor são amplamente utilizadas para aquecimento de ambientes, principalmente em países economicamente desenvolvidos.
A energia geotérmica é considerada ecologicamente correta, o que geralmente é verdade. Em primeiro lugar, utiliza um recurso renovável e praticamente inesgotável. A energia geotérmica não requer grandes áreas, ao contrário das grandes hidrelétricas ou parques eólicos, e não polui a atmosfera, ao contrário da energia de hidrocarbonetos. Em média, o GeoPP ocupa 400 m 2 em termos de 1 GW de eletricidade gerada. O mesmo valor para uma usina termelétrica a carvão, por exemplo, é de 3600 m 2. Os benefícios ambientais do GeoPP também incluem baixo consumo de água - 20 litros água fresca por 1 kW, enquanto as centrais térmicas e as centrais nucleares requerem cerca de 1000 litros. Observe que esses são os indicadores ambientais do GeoPP "médio".
Mas ainda há efeitos colaterais negativos. Entre eles, destacam-se o ruído, a poluição térmica da atmosfera e a poluição química da água e do solo, bem como a formação de resíduos sólidos.
A principal fonte de poluição química do meio ambiente é a própria água termal (com alta temperatura e salinidade), que muitas vezes contém grandes quantidades de compostos tóxicos e, portanto, há um problema de descarte de águas residuais e substâncias perigosas.
Os efeitos negativos da energia geotérmica podem ser rastreados em várias etapas, começando com a perfuração de poços. Aqui surgem os mesmos perigos da perfuração de qualquer poço: destruição do solo e da cobertura vegetal, poluição do solo e das águas subterrâneas.
Na fase de operação do GeoPP, os problemas de poluição ambiental persistem. Fluidos térmicos - água e vapor - normalmente contêm dióxido de carbono (CO 2), sulfeto de enxofre (H 2 S), amônia (NH 3), metano (CH 4), sal comum (NaCl), boro (B), arsênico (As ), mercúrio (Hg). Quando liberados no meio ambiente, tornam-se fontes de poluição. Além disso, um ambiente químico agressivo pode causar danos por corrosão às estruturas GeoTPP.
Ao mesmo tempo, as emissões de poluentes nas GeoPPs são, em média, menores do que nas UTEs. Por exemplo, as emissões de dióxido de carbono por quilowatt-hora de eletricidade gerada são de até 380 g em GeoPPs, 1.042 g em usinas termelétricas a carvão, 906 g em óleo combustível e 453 g em usinas termelétricas a gás.
Surge a pergunta: o que fazer com as águas residuais? Com baixa salinidade, após o resfriamento, pode ser descarregado em águas superficiais. A outra maneira é bombeá-lo de volta ao aquífero através de um poço de injeção, que é a prática preferida e predominante no momento.
A extração de água termal de aquíferos (bem como o bombeamento de água comum) pode causar subsidência e movimentos do solo, outras deformações de camadas geológicas e micro-sismos. A probabilidade de tais fenômenos é geralmente baixa, embora casos individuais tenham sido registrados (por exemplo, no GeoPP em Staufen im Breisgau na Alemanha).
Ressalta-se que a maioria dos GeoPPs está localizada em áreas relativamente pouco povoadas e em países do terceiro mundo, onde Requerimentos ambientais são menos rigorosos do que nos países desenvolvidos. Além disso, no momento o número de GeoPPs e suas capacidades são relativamente pequenos. Com um maior desenvolvimento da energia geotérmica, os riscos ambientais podem aumentar e se multiplicar.
Os custos de investimento para a construção de sistemas geotérmicos variam em uma faixa muito ampla - de 200 a 5.000 dólares por 1 kW de capacidade instalada, ou seja, as opções mais baratas são comparáveis ao custo de construção de uma usina termelétrica. Dependem, em primeiro lugar, das condições de ocorrência das águas termais, da sua composição e do desenho do sistema. Perfurando a grandes profundidades, criando um sistema fechado com dois poços, a necessidade de tratamento de água pode multiplicar o custo.
Por exemplo, os investimentos na criação de um sistema de circulação petrotérmica (PTS) são estimados em 1,6 a 4 mil dólares por 1 kW de capacidade instalada, o que supera os custos de construção de uma usina nuclear e é comparável aos custos de construção eólica e usinas de energia solar.
A vantagem econômica óbvia do GeoTPP é um transportador de energia gratuito. Para efeito de comparação, na estrutura de custos de uma usina termelétrica ou usina nuclear em operação, o combustível representa 50–80% ou até mais, dependendo dos preços atuais da energia. Daí, outra vantagem do sistema geotérmico: os custos operacionais são mais estáveis e previsíveis, pois não dependem da conjuntura externa dos preços da energia. Em geral, os custos operacionais do GeoTPP são estimados em 2–10 centavos (60 copeques–3 rublos) por 1 kWh de capacidade gerada.
O segundo maior (e muito significativo) item de despesa depois do transportador de energia é, via de regra, o salário do pessoal da estação, que pode variar drasticamente por país e região.
Em média, o custo de 1 kWh de energia geotérmica é comparável ao de usinas termelétricas (em Condições russas- cerca de 1 rublo/1 kWh) e dez vezes superior ao custo de geração de eletricidade nas UHEs (5–10 copeques/1 kWh).
Parte do motivo do alto custo é que, diferentemente das usinas termelétricas e hidráulicas, a GeoTPP tem um pequeno poder. Além disso, é necessário comparar sistemas localizados na mesma região e em condições semelhantes. Assim, por exemplo, em Kamchatka, de acordo com especialistas, 1 kWh de eletricidade geotérmica custa 2-3 vezes mais barato que a eletricidade produzida em usinas térmicas locais.
Os indicadores de eficiência econômica do sistema geotérmico dependem, por exemplo, da necessidade de disposição das águas residuais e de que formas isso é feito, se o uso combinado do recurso é possível. Então, elementos químicos e compostos extraídos da água termal podem proporcionar renda adicional. Lembre-se do exemplo de Larderello: era a produção química que era primária ali, e o uso da energia geotérmica era inicialmente de natureza auxiliar.
A energia geotérmica está se desenvolvendo de maneira um pouco diferente da eólica e solar. Atualmente, depende muito da natureza do próprio recurso, que difere muito por região, e as maiores concentrações estão ligadas a estreitas zonas de anomalias geotérmicas, geralmente associadas a áreas de falhas tectônicas e vulcanismo.
Além disso, a energia geotérmica é tecnologicamente menos abrangente em comparação com a eólica e ainda mais com a energia solar: os sistemas de estações geotérmicas são bastante simples.
Na estrutura geral da produção mundial de eletricidade, o componente geotérmico representa menos de 1%, mas em algumas regiões e países sua participação chega a 25-30%. Devido à vinculação às condições geológicas, uma parte significativa da capacidade de energia geotérmica está concentrada em países do terceiro mundo, onde existem três clusters de maior desenvolvimento da indústria - as ilhas do Sudeste Asiático, América Central e África Oriental. As duas primeiras regiões fazem parte do "Cinturão de Fogo da Terra" do Pacífico, a terceira está ligada ao Rift da África Oriental. Com a maior probabilidade, a energia geotérmica continuará a se desenvolver nesses cinturões. Uma perspectiva mais distante é o desenvolvimento da energia petrotérmica, usando o calor das camadas da Terra situadas a vários quilômetros de profundidade. Este é um recurso quase onipresente, mas sua extração exige altos custos, de modo que a energia petrotérmica está se desenvolvendo principalmente nos países mais poderosos econômica e tecnologicamente.
Em geral, dada a onipresença dos recursos geotérmicos e um nível aceitável de segurança ambiental, há razões para acreditar que a energia geotérmica boas perspectivas desenvolvimento. Especialmente com a crescente ameaça de escassez de transportadores de energia tradicionais e aumento de preços para eles.
Na Rússia, o desenvolvimento da energia geotérmica tem uma história bastante longa e, em várias posições, estamos entre os líderes mundiais, embora a participação da energia geotérmica no balanço energético geral de um país enorme ainda seja insignificante.
Duas regiões, Kamchatka e Norte do Cáucaso, e se no primeiro caso estamos falando principalmente sobre o setor de energia elétrica, no segundo - sobre o uso de energia térmica de água termal.
No norte do Cáucaso, em Território de Krasnodar, Chechênia, Daguestão - o calor das águas termais para fins energéticos foi usado mesmo antes da Grande Guerra Patriótica. Nos anos 1980-1990, o desenvolvimento da energia geotérmica na região, por razões óbvias, estagnou e ainda não se recuperou do estado de estagnação. No entanto, o abastecimento de água geotérmica no norte do Cáucaso fornece calor para cerca de 500 mil pessoas e, por exemplo, a cidade de Labinsk, no território de Krasnodar, com uma população de 60 mil pessoas, é completamente aquecida pelas águas geotérmicas.
Em Kamchatka, a história da energia geotérmica está associada principalmente à construção do GeoPP. O primeiro deles, ainda operando as estações Pauzhetskaya e Paratunskaya, foi construído em 1965-1967, enquanto o Paratunskaya GeoPP com capacidade de 600 kW tornou-se a primeira estação do mundo com um ciclo binário. Foi o desenvolvimento dos cientistas soviéticos S. S. Kutateladze e A. M. Rosenfeld do Instituto de Física Térmica do Ramo Siberiano da Academia Russa de Ciências, que receberam em 1965 um certificado de direitos autorais para extrair eletricidade da água com temperatura de 70 ° C. Essa tecnologia posteriormente se tornou o protótipo para mais de 400 GeoPPs binários no mundo.
A capacidade do GeoPP Pauzhetskaya, comissionado em 1966, era inicialmente de 5 MW e posteriormente aumentada para 12 MW. Atualmente, a estação está em construção de um bloco binário, que aumentará sua capacidade em mais 2,5 MW.
O desenvolvimento da energia geotérmica na URSS e na Rússia foi dificultado pela disponibilidade de fontes de energia tradicionais - petróleo, gás, carvão, mas nunca parou. As maiores instalações de energia geotérmica no momento são o Verkhne-Mutnovskaya GeoPP com uma capacidade total de 12 MW unidades de energia, comissionadas em 1999, e o Mutnovskaya GeoPP com uma capacidade de 50 MW (2002).
Mutnovskaya e Verkhne-Mutnovskaya GeoPP são objetos únicos não apenas para a Rússia, mas também em escala global. As estações estão localizadas no sopé do vulcão Mutnovsky, a uma altitude de 800 metros acima do nível do mar, e operam em condições climáticas extremas, onde é inverno por 9 a 10 meses por ano. Os equipamentos dos GeoPPs Mutnovsky, atualmente um dos mais modernos do mundo, foram totalmente criados em empresas nacionais de engenharia de energia.
Atualmente, a participação das estações Mutnovsky na estrutura geral do consumo de energia do hub de energia Central Kamchatka é de 40%. Está previsto um aumento da capacidade nos próximos anos.
Separadamente, deve ser dito sobre os desenvolvimentos petrotérmicos russos. Ainda não temos grandes PDS, no entanto, existem tecnologias avançadas para perfuração a grandes profundidades (cerca de 10 km), que também não possuem análogos no mundo. Seu desenvolvimento posterior permitirá reduzir drasticamente os custos de criação de sistemas petrotérmicos. Os desenvolvedores dessas tecnologias e projetos são N. A. Gnatus, M. D. Khutorskoy (Instituto Geológico da Academia Russa de Ciências), A. S. Nekrasov (Instituto de Previsão Econômica da Academia Russa de Ciências) e especialistas da Usina de Turbinas Kaluga. Atualmente, o projeto do sistema de circulação petrotérmica na Rússia está em fase piloto.
Há perspectivas para a energia geotérmica na Rússia, embora sejam relativamente distantes: no momento, o potencial é bastante grande e a posição da energia tradicional é forte. Ao mesmo tempo, em várias regiões remotas do país, o uso de energia geotérmica é economicamente lucrativo e está em demanda até agora. Estes são territórios com alto potencial geoenergético (Chukotka, Kamchatka, Kuriles - a parte russa do Pacífico "Fire Belt of the Earth", as montanhas do sul da Sibéria e do Cáucaso) e ao mesmo tempo remotos e cortados da energia centralizada fornecer.
É provável que nas próximas décadas a energia geotérmica em nosso país se desenvolva justamente nessas regiões.
Um dos melhores métodos racionais na construção de estufas de capital é uma estufa térmica subterrânea.
O uso desse fato da constância da temperatura da terra em profundidade na construção de uma estufa proporciona uma tremenda economia nos custos de aquecimento na estação fria, facilita o cuidado, torna o microclima mais estável.
Essa estufa funciona nas geadas mais severas, permite produzir vegetais, cultivar flores durante todo o ano.
Uma estufa enterrada adequadamente equipada possibilita o cultivo, entre outras coisas, de culturas do sul que amam o calor. Praticamente não há restrições. Frutas cítricas e até abacaxis podem se sentir bem em uma estufa.
Mas para que tudo funcione corretamente na prática, é imperativo seguir as tecnologias testadas pelo tempo pelas quais as estufas subterrâneas foram construídas. Afinal, essa ideia não é nova, mesmo sob o czar da Rússia, estufas enterradas produziam plantações de abacaxi, que comerciantes empreendedores exportavam para a Europa para venda.
Por alguma razão, a construção de tais estufas não encontrou ampla distribuição em nosso país, em geral, é simplesmente esquecida, embora o design seja ideal apenas para o nosso clima.
Provavelmente, a necessidade de cavar um poço profundo e despejar a fundação desempenhou um papel aqui. A construção de uma estufa enterrada é bastante cara, está longe de ser uma estufa coberta com polietileno, mas o retorno da estufa é muito maior.
A partir do aprofundamento no solo, a iluminação interna geral não se perde, isso pode parecer estranho, mas em alguns casos a saturação da luz é ainda maior que a das estufas clássicas.
É impossível não mencionar a força e a confiabilidade da estrutura, é incomparavelmente mais forte que o normal, é mais fácil tolerar rajadas de vento de furacão, resiste bem ao granizo e os bloqueios de neve não se tornarão um obstáculo.
1. Poço
A criação de uma estufa começa com a escavação de um poço de fundação. Para usar o calor da terra para aquecer o volume interno, a estufa deve ser suficientemente aprofundada. Quanto mais profunda a terra fica mais quente.
A temperatura quase não muda durante o ano a uma distância de 2 a 2,5 metros da superfície. A uma profundidade de 1 m, a temperatura do solo oscila mais, mas no inverno seu valor permanece positivo, geralmente na zona intermediária a temperatura é de 4 a 10 C, dependendo da estação.
Uma estufa enterrada é construída em uma temporada. Ou seja, no inverno já poderá funcionar e gerar renda. A construção não é barata, mas usando engenhosidade, materiais de compromisso, é possível economizar literalmente em pedido inteiro, fazendo uma espécie de versão econômica da estufa, começando pelo poço de fundação.
Por exemplo, faça sem o envolvimento de equipamentos de construção. Embora a parte mais demorada do trabalho - cavar um poço - seja, obviamente, melhor dar a uma escavadeira. A remoção manual de tal volume de terra é difícil e demorada.
A profundidade do poço de escavação deve ser de pelo menos dois metros. A essa profundidade, a Terra começará a compartilhar seu calor e funcionará como uma espécie de garrafa térmica. Se a profundidade for menor, então, em princípio, a ideia funcionará, mas visivelmente com menos eficiência. Portanto, é recomendável que você não poupe esforços e dinheiro para aprofundar a futura estufa.
As estufas subterrâneas podem ter qualquer comprimento, mas é melhor manter a largura dentro de 5 metros, se a largura for maior, as características de qualidade para aquecimento e reflexão da luz se deterioram.
Nas laterais do horizonte, as estufas subterrâneas precisam ser orientadas, como estufas e estufas comuns, de leste a oeste, ou seja, de modo que um dos lados fique voltado para o sul. Nesta posição, as usinas receberão o máximo de energia solar.
2. Paredes e telhado
Ao longo do perímetro do poço, uma fundação é derramada ou blocos são colocados. A fundação serve como base para as paredes e moldura da estrutura. As paredes são melhor feitas de materiais com boas características de isolamento térmico, os termoblocos são uma excelente opção.
A estrutura do telhado é muitas vezes feita de madeira, de barras impregnadas com agentes anti-sépticos. A estrutura do telhado é geralmente empena reta. Uma viga de cumeeira é fixada no centro da estrutura; para isso, são instalados suportes centrais no piso ao longo de todo o comprimento da estufa.
A viga de cumeeira e as paredes são conectadas por uma fileira de vigas. O quadro pode ser feito sem suportes altos. Eles são substituídos por pequenos, que são colocados em vigas transversais conectando lados opostos da estufa - esse design torna o espaço interior mais livre.
Como cobertura de telhado, é melhor usar policarbonato celular - um material moderno popular. A distância entre as vigas durante a construção é ajustada à largura das folhas de policarbonato. É conveniente trabalhar com o material. O revestimento é obtido com um número reduzido de juntas, uma vez que as chapas são produzidas em comprimentos de 12 m.
Eles são presos ao quadro com parafusos autorroscantes, é melhor escolhê-los com uma tampa na forma de uma arruela. Para evitar rachaduras na chapa, um furo de diâmetro apropriado deve ser perfurado sob cada parafuso autorroscante com uma broca. Com uma chave de fenda ou uma furadeira convencional com uma broca Phillips, o trabalho de envidraçamento se move muito rapidamente. Para evitar folgas, é bom colocar as vigas ao longo do topo com um selante de borracha macia ou outro material adequado e só então aparafusar as folhas. O pico do telhado ao longo da cumeeira deve ser colocado com isolamento macio e pressionado com algum tipo de canto: plástico, estanho ou outro material adequado.
Para um bom isolamento térmico, o telhado às vezes é feito com uma dupla camada de policarbonato. Embora a transparência seja reduzida em cerca de 10%, isso é coberto pelo excelente desempenho de isolamento térmico. Deve-se notar que a neve em tal telhado não derrete. Portanto, a inclinação deve estar em um ângulo suficiente, de pelo menos 30 graus, para que a neve não se acumule no telhado. Além disso, um vibrador elétrico é instalado para sacudir, ele salvará o telhado caso a neve ainda se acumule.
O vidro duplo é feito de duas maneiras:
Um perfil especial é inserido entre duas folhas, as folhas são presas à estrutura por cima;
Primeiro, a camada inferior de vidro é presa à estrutura por dentro, na parte inferior das vigas. O telhado é coberto com a segunda camada, como de costume, de cima.
Depois de concluir o trabalho, é desejável colar todas as juntas com fita adesiva. O telhado acabado parece muito impressionante: sem juntas desnecessárias, liso, sem partes proeminentes.
3. Aquecimento e aquecimento
O isolamento da parede é realizado da seguinte forma. Primeiro você precisa revestir cuidadosamente todas as juntas e costuras da parede com uma solução, aqui você também pode aplicar espuma de montagem. O lado interno das paredes é coberto com um filme de isolamento térmico.
Em partes frias do país, é bom usar filme grosso de papel alumínio, cobrindo a parede com uma camada dupla.
A temperatura profunda no solo da estufa está acima de zero, mas mais fria do que a temperatura do ar necessária para o crescimento das plantas. A camada superior é aquecida pelos raios do sol e pelo ar da estufa, mas ainda assim o solo retira o calor, tantas vezes em estufas subterrâneas eles usam a tecnologia de "pisos quentes": o elemento de aquecimento - o cabo elétrico - é protegido grade de metal ou preenchido com concreto.
No segundo caso, o solo para os canteiros é derramado sobre concreto ou as verduras são cultivadas em vasos e vasos de flores.
O uso de piso radiante pode ser suficiente para aquecer toda a estufa se houver energia suficiente. Mas é mais eficiente e mais confortável para as plantas usar aquecimento combinado: piso radiante + aquecimento do ar. Para um bom crescimento, eles precisam de uma temperatura do ar de 25 a 35 graus a uma temperatura da terra de cerca de 25 C.
CONCLUSÃO
Obviamente, a construção de uma estufa enterrada custará mais e será necessário mais esforço do que a construção de uma estufa semelhante de design convencional. Mas os recursos investidos na estufa-termo se justificam ao longo do tempo.
Primeiro, economiza energia no aquecimento. Não importa como uma estufa terrestre comum seja aquecida no inverno, sempre será mais caro e mais difícil do que um método de aquecimento semelhante em uma estufa subterrânea. Em segundo lugar, economizando na iluminação. O isolamento térmico das paredes, refletindo a luz, duplica a iluminação. O microclima em uma estufa de profundidade no inverno será mais favorável para as plantas, o que certamente afetará o rendimento. As mudas se enraizarão facilmente, as plantas tenras se sentirão ótimas. Essa estufa garante um rendimento estável e alto de qualquer planta durante todo o ano.
temperatura no interior da terra. A determinação da temperatura nas conchas da Terra é baseada em vários dados, muitas vezes indiretos. Os dados de temperatura mais confiáveis referem-se à parte superior da crosta terrestre, que é exposta por minas e poços a uma profundidade máxima de 12 km (poço Kola).
O aumento da temperatura em graus Celsius por unidade de profundidade é chamado gradiente geotérmico, e a profundidade em metros, durante a qual a temperatura aumenta em 1 0 C - passo geotérmico. O gradiente geotérmico e, consequentemente, a etapa geotérmica variam de lugar para lugar dependendo das condições geológicas, atividade endógena em diferentes áreas, bem como a condutividade térmica heterogênea das rochas. Ao mesmo tempo, de acordo com B. Gutenberg, os limites das flutuações diferem em mais de 25 vezes. Um exemplo disso são dois gradientes nitidamente diferentes: 1) 150 o por 1 km em Oregon (EUA), 2) 6 o por 1 km registrados na África do Sul. De acordo com esses gradientes geotérmicos, o degrau geotérmico também muda de 6,67 m no primeiro caso para 167 m no segundo. As flutuações mais comuns no gradiente estão dentro de 20-50 o, e a etapa geotérmica é de 15-45 m. O gradiente geotérmico médio tem sido medido a 30 o C por 1 km.
De acordo com VN Zharkov, o gradiente geotérmico próximo à superfície da Terra é estimado em 20 o C por 1 km. Com base nesses dois valores do gradiente geotérmico e sua invariância nas profundezas da Terra, então, a uma profundidade de 100 km, deveria haver uma temperatura de 3000 ou 2000 o C. No entanto, isso está em desacordo com os dados reais. É nestas profundidades que se originam periodicamente as câmaras de magma, das quais a lava flui para a superfície, tendo uma temperatura máxima de 1200-1250 o. Considerando esse tipo de "termômetro", vários autores (V. A. Lyubimov, V. A. Magnitsky) acreditam que a uma profundidade de 100 km a temperatura não pode exceder 1300-1500 o C.
Em temperaturas mais altas, as rochas do manto estariam completamente derretidas, o que contraria a livre passagem das ondas sísmicas transversais. Assim, o gradiente geotérmico médio pode ser rastreado apenas até uma profundidade relativamente pequena da superfície (20-30 km), e então deve diminuir. Mas mesmo neste caso, no mesmo local, a mudança de temperatura com a profundidade não é uniforme. Isso pode ser visto no exemplo da mudança de temperatura com a profundidade ao longo do poço Kola localizado dentro do escudo cristalino estável da plataforma. Ao colocar este poço, esperava-se um gradiente geotérmico de 10 o por 1 km e, portanto, na profundidade de projeto (15 km) esperava-se uma temperatura da ordem de 150 o C. No entanto, tal gradiente era apenas até um profundidade de 3 km, e então começou a aumentar em 1,5 -2,0 vezes. A uma profundidade de 7 km a temperatura era de 120 o C, a 10 km -180 o C, a 12 km -220 o C. Supõe-se que na profundidade de projeto a temperatura será próxima de 280 o C. Região do Cáspio, na área de regime endógeno mais ativo. Nele, a uma profundidade de 500 m, a temperatura acabou sendo 42,2 o C, a 1500 m - 69,9 o C, a 2000 m - 80,4 o C, a 3000 m - 108,3 o C.
Qual é a temperatura nas zonas mais profundas do manto e do núcleo da Terra? Dados mais ou menos confiáveis foram obtidos sobre a temperatura da base da camada B no manto superior (ver Fig. 1.6). Segundo V. N. Zharkov, "estudos detalhados do diagrama de fases de Mg 2 SiO 4 - Fe 2 Si0 4 permitiram determinar a temperatura de referência a uma profundidade correspondente à primeira zona de transições de fase (400 km)" (ou seja, o transição de olivina para espinélio). A temperatura aqui como resultado desses estudos é de cerca de 1600 50 o C.
A questão da distribuição de temperaturas no manto abaixo da camada B e no núcleo da Terra ainda não foi resolvida e, portanto, vários pontos de vista são expressos. Pode-se apenas supor que a temperatura aumenta com a profundidade com uma diminuição significativa no gradiente geotérmico e um aumento na etapa geotérmica. Supõe-se que a temperatura no núcleo da Terra esteja na faixa de 4000-5000 o C.
Média composição química Terra. Para julgar a composição química da Terra, são usados dados de meteoritos, que são as amostras mais prováveis de material protoplanetário a partir do qual os planetas e asteróides terrestres foram formados. Até o momento, muitos caíram na Terra em tempos diferentes e em diferentes locais de meteoritos. De acordo com a composição, distinguem-se três tipos de meteoritos: 1) ferro, consistindo principalmente de ferro-níquel (90-91% Fe), com uma pequena mistura de fósforo e cobalto; 2) pedra de ferro(siderolitos), constituídos por minerais de ferro e silicato; 3) pedra, ou aerólitos, constituído principalmente por silicatos ferruginosos-magnesianos e inclusões de ferro-níquel.
Os mais comuns são os meteoritos de pedra - cerca de 92,7% de todos os achados, ferro pedregoso 1,3% e ferro 5,6%. Os meteoritos de pedra são divididos em dois grupos: a) condritos com pequenos grãos arredondados - côndrulos (90%); b) acondritos que não contêm côndrulos. A composição dos meteoritos pedregosos é próxima à das rochas ígneas ultramáficas. De acordo com M. Bott, eles contêm cerca de 12% da fase ferro-níquel.
Com base na análise da composição de vários meteoritos, bem como nos dados geoquímicos e geofísicos experimentais obtidos, vários pesquisadores fornecem uma estimativa moderna da composição elementar bruta da Terra, apresentada na Tabela. 1.3.
Como pode ser visto pelos dados da tabela, a distribuição aumentada refere-se aos quatro elementos mais importantes - O, Fe, Si, Mg, constituindo mais de 91%. O grupo de elementos menos comuns inclui Ni, S, Ca, A1. Outros elementos sistema periódico Mendeleev em escala global em termos de distribuição geral são de importância secundária. Se compararmos os dados fornecidos com a composição da crosta terrestre, podemos ver claramente uma diferença significativa que consiste em uma diminuição acentuada de O, Al, Si e um aumento significativo de Fe, Mg e o aparecimento de S e Ni em quantidades perceptíveis .
A forma da Terra é chamada de geóide. A estrutura profunda da Terra é julgada por ondas sísmicas longitudinais e transversais, que, propagando-se no interior da Terra, sofrem refração, reflexão e atenuação, o que indica a estratificação da Terra. Existem três áreas principais:
Crosta terrestre;
manto: superior a uma profundidade de 900 km, inferior a uma profundidade de 2900 km;
o núcleo da Terra é externo a uma profundidade de 5.120 km, interno a uma profundidade de 6.371 km.
O calor interno da Terra está associado ao decaimento de elementos radioativos - urânio, tório, potássio, rubídio, etc. O valor médio do fluxo de calor é de 1,4-1,5 μkal / cm 2. s.
1. Qual é a forma e o tamanho da Terra?
2. Quais são os métodos para estudar a estrutura interna da Terra?
3. Qual é a estrutura interna da Terra?
4. Que seções sísmicas de primeira ordem se distinguem claramente ao analisar a estrutura da Terra?
5. Quais são os limites das seções de Mohorovic e Gutenberg?
6. Qual é a densidade média da Terra e como ela muda na fronteira entre o manto e o núcleo?
7. Como o fluxo de calor muda em diferentes zonas? Como é entendida a mudança no gradiente geotérmico e na etapa geotérmica?
8. Que dados são usados para determinar a composição química média da Terra?
Literatura
Voytkevich G.V. Fundamentos da teoria da origem da Terra. M., 1988.
Zharkov V. N. Estrutura interna Terra e planetas. M., 1978.
Magnitsky V. A. Estrutura interna e física da Terra. M., 1965.
Ensaios planetologia comparada. M., 1981.
Ringwood A. E. Composição e origem da Terra. M., 1981.
Descrição:
Em contraste com o uso "direto" de alto potencial calor geotérmico(recursos hidrotérmicos) o uso do solo das camadas superficiais da Terra como fonte de energia térmica de baixo grau para sistemas de fornecimento de calor por bombas de calor geotérmicas (GTSS) é possível em quase todos os lugares. Atualmente, esta é uma das áreas de desenvolvimento mais dinâmico para o uso de fontes de energia renovável não tradicionais no mundo.
G. P. Vasiliev, diretor científico do JSC "INSOLAR-INVEST"
Em contraste com o uso "direto" de calor geotérmico de alto potencial (recursos hidrotérmicos), o uso do solo das camadas superficiais da Terra como fonte de energia térmica de baixo grau para sistemas de fornecimento de calor geotérmico (GHPS) é possível em quase todos os lugares. Atualmente, esta é uma das áreas de desenvolvimento mais dinâmico para o uso de fontes de energia renovável não tradicionais no mundo.
O solo das camadas superficiais da Terra é na verdade um acumulador de calor de poder ilimitado. O regime térmico do solo é formado sob a influência de dois fatores principais - a radiação solar incidente na superfície e o fluxo de calor radiogênico do interior da Terra. Mudanças sazonais e diárias na intensidade da radiação solar e na temperatura externa causam flutuações na temperatura das camadas superiores do solo. A profundidade de penetração das flutuações diárias na temperatura do ar exterior e a intensidade da radiação solar incidente, dependendo do solo específico- condições climáticas varia de algumas dezenas de centímetros a um metro e meio. A profundidade de penetração das flutuações sazonais na temperatura do ar externo e a intensidade da radiação solar incidente não excede, via de regra, 15 a 20 m.
O regime térmico das camadas de solo localizadas abaixo dessa profundidade (“zona neutra”) é formado sob a influência da energia térmica proveniente das entranhas da Terra e praticamente independe de mudanças sazonais e ainda mais diárias nos parâmetros climáticos externos ( Figura 1). Com o aumento da profundidade, a temperatura do solo também aumenta de acordo com o gradiente geotérmico (aproximadamente 3 °C a cada 100 m). A magnitude do fluxo de calor radiogênico proveniente das entranhas da terra varia para diferentes localidades. Como regra, esse valor é de 0,05 a 0,12 W / m 2.
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Durante a operação da usina de turbina a gás, a massa de solo localizada dentro da zona de influência térmica do registro de tubos do trocador de calor do solo do sistema de coleta de calor do solo de baixo grau (sistema de coleta de calor), devido a mudanças sazonais nos parâmetros do clima externo, bem como sob a influência de cargas operacionais no sistema de coleta de calor, como regra, é submetido a repetidos congelamentos e descongelamentos. Neste caso, naturalmente, há uma mudança no estado de agregação da umidade contida nos poros do solo e, no caso geral, tanto nas fases líquida quanto nas fases sólida e gasosa simultaneamente. Ao mesmo tempo, em sistemas capilares porosos, que é a massa de solo do sistema de coleta de calor, a presença de umidade no espaço poroso tem um efeito perceptível no processo de distribuição de calor. A contabilização correta dessa influência hoje está associada a dificuldades significativas, principalmente associadas à falta de idéias claras sobre a natureza da distribuição das fases sólida, líquida e gasosa da umidade em uma estrutura específica do sistema. Se houver um gradiente de temperatura na espessura da massa de solo, as moléculas de vapor d'água se movem para locais com menor potencial de temperatura, mas ao mesmo tempo, sob a ação das forças gravitacionais, ocorre um fluxo de umidade na fase líquida em direção oposta. . Além disso, o regime de temperatura das camadas superiores do solo é influenciado pela umidade da precipitação atmosférica, bem como pelas águas subterrâneas.
As características do regime térmico dos sistemas de coleta de calor do solo como objeto de projeto também devem incluir a chamada "incerteza informativa" dos modelos matemáticos que descrevem tais processos, ou seja, a falta de informações confiáveis sobre os efeitos sobre o sistema ambiental (atmosfera e massa de solo localizadas fora da zona de influência térmica do permutador de calor terrestre do sistema de recolha de calor) e a extrema complexidade da sua aproximação. De fato, se a aproximação dos impactos no sistema climático externo, embora complicada, ainda pode ser implementada com certos custos de “tempo computacional” e o uso de modelos existentes (por exemplo, um “ano climático típico”), então o problema de ter em conta o impacto sobre o sistema atmosférico nas influências do modelo (orvalho, neblina, chuva, neve, etc.), bem como a aproximação do efeito térmico sobre a massa de solo do sistema de recolha de calor do subsolo e envolvente camadas do solo, é praticamente insolúvel hoje e poderia ser objeto de estudos separados. Assim, por exemplo, pouco conhecimento dos processos de formação dos fluxos de filtração de águas subterrâneas, seu regime de velocidade, bem como a impossibilidade de obter informações confiáveis sobre o regime de calor e umidade das camadas de solo localizadas abaixo da zona de influência térmica de um solo de calor. trocador, complica muito a tarefa de construir um modelo matemático correto do regime térmico de um sistema de coleta de calor de baixo potencial.
Para superar as dificuldades descritas que surgem ao projetar uma usina de turbina a gás, o método desenvolvido e testado na prática de modelagem matemática do regime térmico dos sistemas de coleta de calor do solo e o método de levar em consideração as transições de fase da umidade no espaço poroso de o maciço de solo dos sistemas de coleta de calor ao projetar usinas de turbinas a gás pode ser recomendado.
A essência do método é considerar, ao construir um modelo matemático, a diferença entre dois problemas: o problema “básico” que descreve o regime térmico do solo em seu estado natural (sem a influência do trocador de calor do solo do sistema de coleta), e o problema a ser resolvido que descreve o regime térmico da massa de solo com dissipadores de calor (fontes). Como resultado, o método permite obter uma solução para alguma nova função, que é função da influência dos dissipadores de calor no regime térmico natural do solo e é igual à diferença de temperatura entre a massa do solo em seu estado natural. estado e a massa do solo com sumidouros (fontes de calor) - com o trocador de calor do solo do sistema de coleta de calor. A utilização deste método na construção de modelos matemáticos do regime térmico dos sistemas de recolha de calor do solo de baixo potencial permitiu não só contornar as dificuldades associadas à aproximação das influências externas no sistema de recolha de calor, mas também a sua utilização na modela as informações obtidas experimentalmente por estações meteorológicas sobre o regime térmico natural do solo. Isso permite levar parcialmente em conta todo o complexo de fatores (como a presença de águas subterrâneas, sua velocidade e regimes térmicos, a estrutura e localização das camadas do solo, o fundo "térmico" da Terra, precipitação, transformações de fase de umidade no espaço poroso e muito mais), que afetam mais significativamente a formação do regime térmico do sistema de coleta de calor e que são praticamente impossíveis de levar em conta em uma formulação estrita do problema.
O método de levar em conta as transições de fase da umidade no espaço poroso de uma massa de solo ao projetar uma usina de turbina a gás é baseado em um novo conceito de condutividade térmica “equivalente” do solo, que é determinado substituindo o problema da regime de um cilindro de solo congelado ao redor dos tubos de um trocador de calor de solo com um problema quase estacionário “equivalente” com um campo de temperatura próximo e condições de contorno idênticas, mas com uma condutividade térmica “equivalente” diferente.
A tarefa mais importante a ser resolvida no projeto de sistemas geotérmicos de fornecimento de calor para edifícios é uma avaliação detalhada das capacidades energéticas do clima da área de construção e, com base nisso, tirar uma conclusão sobre a eficácia e viabilidade do uso de um ou outro projeto de circuito do GTTS. Os valores calculados dos parâmetros climáticos fornecidos nos documentos regulatórios atuais não fornecem características completas clima exterior, sua variabilidade por meses, bem como em determinados períodos do ano - a estação de aquecimento, o período de superaquecimento, etc. Portanto, ao decidir sobre o potencial de temperatura do calor geotérmico, avaliando a possibilidade de sua combinação com outros -potenciais fontes naturais de calor, avaliando-as (fontes) nível de temperatura no ciclo anual, é necessário envolver dados climáticos mais completos, fornecidos, por exemplo, no Manual do Clima da URSS (L.: Gidrometioizdat. Issue 1–34).
Dentre essas informações climáticas, no nosso caso, devemos destacar, em primeiro lugar:
– dados sobre a temperatura média mensal do solo em diferentes profundidades;
– dados sobre a chegada da radiação solar em superfícies com orientação diferente.
Na tabela. As Tabelas 1–5 mostram dados sobre as temperaturas médias mensais do solo em várias profundidades para algumas cidades russas. Na tabela. A Tabela 1 mostra as temperaturas médias mensais do solo para 23 cidades da Federação Russa a uma profundidade de 1,6 m, o que parece ser o mais racional em termos do potencial de temperatura do solo e das possibilidades de mecanizar a produção de trabalhos no assentamento de trocadores de calor horizontais do solo.
| tabela 1 Temperaturas médias do solo por meses a uma profundidade de 1,6 m para algumas cidades russas |
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| mesa 2 Temperatura do solo em Stavropol (solo - chernozem) |
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| Tabela 3 Temperaturas do solo em Yakutsk (solo arenoso-siltoso com uma mistura de húmus, abaixo - areia) |
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| Tabela 4 Temperaturas do solo em Pskov (fundo, solo argiloso, subsolo - argila) |
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| Tabela 5 Temperatura do solo em Vladivostok (solo marrom pedregoso, a granel) |
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As informações apresentadas nas tabelas sobre o curso natural das temperaturas do solo em uma profundidade de até 3,2 m (ou seja, na camada de solo “de trabalho” para uma usina de turbina a gás com um trocador de calor horizontal do solo) ilustram claramente as possibilidades de uso solo como fonte de calor de baixo potencial. O intervalo comparativamente pequeno de mudança na temperatura das camadas localizadas na mesma profundidade no território da Rússia é óbvio. Assim, por exemplo, a temperatura mínima do solo a uma profundidade de 3,2 m da superfície na cidade de Stavropol é de 7,4 ° C e na cidade de Yakutsk - (-4,4 ° C); consequentemente, a faixa de mudanças de temperatura do solo em uma determinada profundidade é de 11,8 graus. Este fato nos permite contar com a criação de um equipamento de bomba de calor suficientemente unificado e adequado para operação em praticamente toda a Rússia.
Como pode ser visto nas tabelas apresentadas, uma característica do regime natural de temperatura do solo é o atraso nas temperaturas mínimas do solo em relação ao tempo de chegada das temperaturas mínimas do ar externo. As temperaturas mínimas do ar externo são observadas em todos os lugares em janeiro, as temperaturas mínimas no solo a uma profundidade de 1,6 m em Stavropol são observadas em março, em Yakutsk - em março, em Sochi - em março, em Vladivostok - em abril . Assim, é óbvio que, no momento do início das temperaturas mínimas no solo, a carga no sistema de fornecimento de calor da bomba de calor (perda de calor do edifício) é reduzida. Este ponto abre oportunidades bastante sérias de redução da capacidade instalada do GTTS (economia de custos de capital) e deve ser levado em consideração no projeto.
Para avaliar a eficácia do uso de sistemas de fornecimento de calor de bomba de calor geotérmica nas condições climáticas da Rússia, o zoneamento do território da Federação Russa foi realizado de acordo com a eficiência do uso de calor geotérmico de baixo potencial para fins de fornecimento de calor. O zoneamento foi realizado com base nos resultados de experimentos numéricos na modelagem dos modos de operação do GTTS nas condições climáticas de várias regiões do território da Federação Russa. Experimentos numéricos foram realizados no exemplo de uma hipotética casa de dois andares com uma área aquecida de 200 m 2 , equipada com um sistema de fornecimento de calor por bomba de calor geotérmica. As estruturas externas de fechamento da casa em consideração têm as seguintes resistências de transferência de calor reduzidas:
- paredes externas - 3,2 m 2 h ° C / W;
- janelas e portas - 0,6 m 2 h ° C / W;
- revestimentos e tetos - 4,2 m 2 h ° C / W.
Ao realizar experimentos numéricos, o seguinte foi considerado:
– sistema de coleta de calor terrestre com baixa densidade de consumo de energia geotérmica;
– sistema horizontal de coleta de calor feito de tubos de polietileno com diâmetro de 0,05 m e comprimento de 400 m;
– sistema de coleta de calor no solo com alta densidade de consumo de energia geotérmica;
– sistema vertical de coleta de calor de um poço térmico com diâmetro de 0,16 m e comprimento de 40 m.
Os estudos realizados mostraram que o consumo de energia térmica da massa de solo ao final da estação de aquecimento provoca uma diminuição da temperatura do solo próximo ao registro das tubulações do sistema de coleta de calor, que, sob as condições edafoclimáticas da maioria dos no território da Federação Russa, não tem tempo para ser compensado no período de verão do ano e, no início da próxima estação de aquecimento, o solo sai com um potencial de temperatura reduzido. O consumo de energia térmica durante a próxima estação de aquecimento provoca uma diminuição ainda maior da temperatura do solo e, no início da terceira estação de aquecimento, seu potencial de temperatura difere ainda mais do natural. E assim por diante... No entanto, os envelopes da influência térmica da operação de longo prazo do sistema de coleta de calor no regime natural de temperatura do solo têm um caráter exponencial pronunciado e, no quinto ano de operação, o solo entra em um novo regime próximo ao periódico, ou seja, a partir do quinto ano de operação, o consumo de longo prazo de energia térmica da massa de solo do sistema de coleta de calor é acompanhado por mudanças periódicas em sua temperatura. Assim, ao zonear o território da Federação Russa, era necessário levar em consideração a queda nas temperaturas do maciço do solo, causada pela operação de longo prazo do sistema de coleta de calor, e usar as temperaturas do solo esperadas para o 5º ano de operação do GTTS como parâmetros de projeto para as temperaturas do maciço de solo. Tendo em conta esta circunstância, ao zonear o território da Federação Russa de acordo com a eficiência do uso do GTES, como critério para a eficácia do sistema de fornecimento de calor da bomba de calor geotérmica, o coeficiente médio de transformação de calor para o 5º ano de operação foi escolhido Kr tr, que é a razão entre a energia térmica útil gerada pelo GTST e a energia despendida em seu acionamento, e definido para o ciclo de Carnot termodinâmico ideal da seguinte forma:
K tr \u003d T o / (T o - T u), (1)
onde T o é a temperatura potencial do calor removido para o sistema de aquecimento ou fornecimento de calor, K;
T e - potencial de temperatura da fonte de calor, K.
O coeficiente de transformação do sistema de fornecimento de calor da bomba de calor K tr é a razão entre o calor útil retirado do sistema de fornecimento de calor do consumidor e a energia despendida no funcionamento do GTST, e é numericamente igual à quantidade de calor útil obtida no temperaturas T o e T e por unidade de energia gasta na unidade GTST. A razão de transformação real difere da ideal, descrita pela fórmula (1), pelo valor do coeficiente h, que leva em consideração o grau de perfeição termodinâmica do GTST e as perdas irreversíveis de energia durante a execução do ciclo.
Os experimentos numéricos foram realizados com a ajuda de um programa criado na INSOLAR-INVEST OJSC, que garante a determinação dos parâmetros ótimos do sistema de coleta de calor em função das condições climáticas da área de construção, das qualidades de proteção térmica do edifício, as características de desempenho do equipamento de bomba de calor, bombas de circulação, dispositivos de aquecimento do sistema de aquecimento, bem como seus modos de operação. O programa baseia-se no método descrito anteriormente para a construção de modelos matemáticos do regime térmico de sistemas de captação de calor do solo de baixo potencial, o que permitiu contornar as dificuldades associadas à incerteza informativa dos modelos e à aproximação de influências externas, devido à utilização no programa de informações obtidas experimentalmente sobre o regime térmico natural do solo, o que permite ter parcialmente em conta todo o complexo de fatores (como a presença de águas subterrâneas, a sua velocidade e regimes térmicos, a estrutura e localização das camadas do solo, o fundo “térmico” da Terra, precipitação, transformações de fase da umidade no espaço poroso e muito mais) que afetam mais significativamente a formação do regime térmico do sistema de coleta de calor e a contabilidade conjunta dos quais em uma formulação estrita do problema é praticamente impossível hoje. Como solução para o problema “básico”, foram utilizados dados do Manual do Clima da URSS (L.: Gidrometioizdat. Edição 1–34).
O programa realmente permite resolver o problema de otimização multiparâmetros da configuração do GTTS para um edifício e área de construção específicos. Ao mesmo tempo, a função alvo do problema de otimização são os custos mínimos anuais de energia para a operação da usina de turbina a gás, e os critérios de otimização são o raio dos tubos do trocador de calor do solo, seu comprimento (trocador de calor) e profundidade.
Os resultados de experimentos numéricos e o zoneamento do território da Rússia em termos de eficiência do uso de calor geotérmico de baixo potencial para fins de fornecimento de calor aos edifícios são apresentados graficamente na Fig. 1. 2-9.
Na fig. 2 mostra os valores e isolinhas do coeficiente de transformação dos sistemas de fornecimento de calor da bomba de calor geotérmica com sistemas horizontais de coleta de calor e na fig. 3 - para GTST com sistemas verticais de coleta de calor. Como pode ser visto nas figuras, os valores máximos de Крр 4,24 para sistemas horizontais de coleta de calor e 4,14 para sistemas verticais podem ser esperados no sul da Rússia, e os valores mínimos, respectivamente, 2,87 e 2,73 no norte, em Uelen. Por faixa do meio Na Rússia, os valores de Кр tr para sistemas horizontais de coleta de calor estão na faixa de 3,4 a 3,6 e para sistemas verticais, na faixa de 3,2 a 3,4. Valores relativamente altos de Кр tr (3,2–3,5) são notáveis para as regiões do Extremo Oriente, regiões com condições de abastecimento de combustível tradicionalmente difíceis. Aparentemente, o Extremo Oriente é uma região de implementação prioritária do GTST.
Na fig. A Figura 4 mostra os valores e isolinhas dos custos energéticos anuais específicos para o acionamento de GTST + PD "horizontal" (pico mais próximo), incluindo os custos energéticos para aquecimento, ventilação e abastecimento de água quente, reduzidos a 1 m 2 do aquecido área, e na fig. 5 - para GTST com sistemas verticais de coleta de calor. Como se pode verificar pelos números, o consumo específico anual de energia para o acionamento de centrais de turbinas a gás horizontais, reduzido a 1 m 2 da área aquecida do edifício, varia de 28,8 kWh/(ano m 2) no sul da Rússia para 241 kWh / (ano m 2) em Moscou. Yakutsk, e para usinas verticais de turbina a gás, respectivamente, de 28,7 kWh / / (ano m 2) no sul e até 248 kWh / / ( ano m 2) em Yakutsk. Se multiplicarmos o valor do consumo anual específico de energia para o acionamento da usina de turbina a gás mostrado nas figuras para uma determinada área pelo valor dessa área K p tr, reduzido por 1, obteremos a quantidade de energia economizada pela usina de turbina a gás de 1 m 2 de área aquecida por ano. Por exemplo, para Moscou, para uma usina vertical de turbina a gás, esse valor será de 189,2 kWh por 1 m 2 por ano. Para comparação, podemos citar os valores de consumo específico de energia estabelecidos pelos padrões de economia de energia de Moscou MGSN 2.01–99 para edifícios baixos no nível de 130 e para edifícios de vários andares 95 kWh / (ano m 2) . Ao mesmo tempo, os custos de energia normalizados pelo MGSN 2.01–99 incluem apenas os custos de energia para aquecimento e ventilação, no nosso caso, os custos de energia também incluem os custos de energia para fornecimento de água quente. O fato é que a abordagem de avaliação dos custos de energia para a operação de um edifício, existente nas normas atuais, destaca os custos de energia para aquecimento e ventilação do edifício e os custos de energia para seu abastecimento de água quente como itens separados. Ao mesmo tempo, os custos de energia para o fornecimento de água quente não são padronizados. Esta abordagem não parece correta, uma vez que os custos de energia para o fornecimento de água quente são muitas vezes proporcionais aos custos de energia para aquecimento e ventilação.
Na fig. 6 mostra os valores e isolinhas da razão racional da potência térmica do pico mais próximo (PD) e a potência elétrica instalada do GTST horizontal em frações de uma unidade, e na fig. 7 - para GTST com sistemas verticais de coleta de calor. O critério para a relação racional entre a potência térmica do pico mais próximo e a potência elétrica instalada do GTST (excluindo PD) foi o custo anual mínimo de energia elétrica para o acionamento do GTST + PD. Como pode ser visto nas figuras, a razão racional das capacidades de PD térmico e GTPP elétrico (sem PD) varia de 0 no sul da Rússia a 2,88 para GTPP horizontal e 2,92 para sistemas verticais em Yakutsk. Na faixa central do território da Federação Russa, a proporção racional da potência térmica do fecho da porta e a potência elétrica instalada do GTST + PD está entre 1,1 e 1,3 para GTST horizontal e vertical. Neste ponto é necessário nos determos com mais detalhes. O fato é que, ao substituir, por exemplo, o aquecimento elétrico na Rússia Central, temos a oportunidade de reduzir a potência do equipamento elétrico instalado em um prédio aquecido em 35-40% e, consequentemente, reduzir a potência elétrica solicitada à RAO UES , que hoje "custa » cerca de 50 mil rublos. por 1 kW de energia elétrica instalada na casa. Assim, por exemplo, para uma casa com perdas de calor calculadas no período mais frio de cinco dias igual a 15 kW, economizaremos 6 kW de energia elétrica instalada e, consequentemente, cerca de 300 mil rublos. ou ≈ 11,5 mil dólares americanos. Este valor é praticamente igual ao custo de um GTST de tal capacidade térmica.
Assim, se levarmos em conta corretamente todos os custos associados à conexão de um edifício a um fornecimento de energia centralizado, verifica-se que, com as tarifas atuais de eletricidade e conexão a redes centralizadas de fornecimento de energia na Faixa Central do território da Federação Russa , mesmo em termos de custos únicos, o GTST acaba sendo mais lucrativo do que o aquecimento elétrico, sem mencionar 60% de economia de energia.
Na fig. 8 mostra os valores e isolinhas da parcela de energia térmica gerada durante o ano por um pico mais próximo (PD) no consumo total anual de energia do sistema horizontal GTST + PD em porcentagem, e na fig. 9 - para GTST com sistemas verticais de coleta de calor. Como pode ser visto nas figuras, a parcela de energia térmica gerada durante o ano por um pico mais próximo (PD) no consumo anual total de energia do sistema horizontal GTST + PD varia de 0% no sul da Rússia a 38–40 % em Yakutsk e Tura, e para GTST+PD vertical - respectivamente, de 0% no sul e até 48,5% em Yakutsk. Na zona central da Rússia, esses valores são de cerca de 5 a 7% para GTS vertical e horizontal. Esses são pequenos custos de energia e, nesse sentido, é preciso ter cuidado ao escolher um pico mais próximo. Os mais racionais do ponto de vista de investimentos de capital específicos em 1 kW de potência e automação são os condutores elétricos de pico. Destaca-se a utilização de caldeiras a pellets.
Para concluir, gostaria de me debruçar sobre uma questão muito importante: o problema da escolha de um nível racional de proteção térmica dos edifícios. Este problema é hoje uma tarefa muito séria, cuja solução exige uma séria análise numérica que tenha em conta as especificidades do nosso clima, e as características dos equipamentos de engenharia utilizados, a infra-estrutura de redes centralizadas, bem como a situação ambiental em cidades, que está se deteriorando literalmente diante de nossos olhos, e muito mais. É óbvio que hoje já é incorreto formular quaisquer requisitos para o invólucro do edifício sem levar em consideração sua relação (do edifício) com o clima e o sistema de fornecimento de energia, utilidades, etc. a solução para o problema da escolha de um nível racional de proteção térmica só será possível com base na consideração do complexo edifício + sistema de fornecimento de energia + clima + meio ambiente como um único sistema ecoenergético, e com esta abordagem vantagens competitivas GTST no mercado doméstico é difícil de superestimar.
1. Sanner B. Fontes de calor no solo para bombas de calor (classificação, características, vantagens). Curso sobre bombas de calor geotérmicas, 2002.
2. Vasiliev G. P. Nível economicamente viável de proteção térmica de edifícios // Economia de energia. - 2002. - Nº 5.
3. Vasiliev G. P. Fornecimento de calor e frio de edifícios e estruturas usando energia térmica de baixo potencial das camadas superficiais da Terra: Monografia. Editora "Fronteira". – M.: Krasnaya Zvezda, 2006.
