Модернизация котельной, работающей в условиях переменных нагрузок

Введение

Районная котельная №3 г. Борисова является производственно-отопительной и входит в состав Минских теплосетей РУП «Минскэнерго», предназначена для централизованного теплоснабжения промышленных предприятий и жилых массивов г. Борисова. Обеспечивает теплом (горячая вода) промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор города.

В данном дипломном проекте рассматривается модернизация котельной №3 города Борисова. Для увеличения эффективности работы котельной модернизация предусматривает установку газотурбинной установки «Siemens DDIT» (г. Финспонг, Швеция) перед котлом утилизатором и котла-утилизатора двух - барабанного типа с встроенным газовым подогревателем конденсата (ГПК), вертикальный, с индивидуальной дымовой трубой, производства ОАО «Машиностроительный завод ЗИО-Подольск» (г. Подольск, Россия) с вырабатываемыми параметрами пара: Р_н.д.=0,7 МПа и Р_в.д.=8,0 МПа.

В условиях современной экономики определяющим фактором успешного развития любого промышленного предприятия является эффективное экономичное энергоснабжение. Постоянные увеличения цен на энергоресурсы, существенно влияют на рентабельность продукции предприятий и ставят перед собой задачи, решить которые необходимо немедленно. Только введение новых энергосберегающих технологий и инноваций позволит сохранить конкурентоспособность. Сегодня энергоснабжение существенной части промышленных предприятий осуществляется ТЭЦ, производственными или производственно-отопительными котельными. Очевидно, что внедрение новых технологий в этот сектор приведет к удешевлению энергоносителей и как следствие к возрастанию рентабельности промышленных предприятий. Рациональная энергетическая политика в сфере промышленности и энергетики сможет решить поставленную задачу.

августа 1999 года в соответствии с постановлением Совета Министров Республики Беларусь №941 «О подготовке народного хозяйства республики к работе в осенне-зимний период 1999/2000 года» Министерством экономики, концерном «Белэнерго» и Госкомэнергосбережением была разработана «Программа развития электрогенерирующих мощностей на основе паротурбинных, газотурбинных и парогазовых установок с созданием мини ТЭЦ в республике в 2000-2005 годах». Целью программы является обеспечение повышения эффективности энергетического производства на базе развития малых ТЭЦ.

С целью использования теряемого теплового перепада пара в котельных программой предусматривается установка модульных турбоагрегатов (противодавленческая паровая турбина - генератор) различной мощности (0,6; 1,5; 3,5 МВт) на начальные параметры пара (13-14 ата) промышленных котлов. Отработанный после турбины пар давлением 2-5 атм должен использоваться на технологические нужды предприятия, либо в целях отопления и горячего водоснабжения.

Оборудование котельных турбинами небольшой мощности позволит:

повысить надежность электроснабжения котельных, что, в свою очередь, повышает надежность отпуска тепла;

получить дополнительную электроэнергию практически без увеличения вредного воздействия на окружающую среду.

Вследствие того, что ГТУ И ПГУ ТЭЦ отличаются высокими экономическими показателями, программой предусматривается модернизация существующих ТЭЦ. Действительно, относительная выработка на тепловом потреблении на ПГУ ТЭЦ в 2,5 раза больше, а удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию в 1,3 раза меньше по сравнению с паротурбинной ТЭЦ. Срок окупаемости таких установок 3-4 года, а стоимость в 1,5 раза дешевле традиционных ТЭЦ.

В соответствии с программой внедрение парогазовых и газотурбинных технологий в первую очередь следует осуществлять на электростанциях, для которых уже определена целесообразность их внедрения по выполненным проектным и предпроектным разработкам с учетом выбранной площадки, обеспеченности тепловыми потребителями и наличием газообразного топлива.

При заданных тарифах на электроэнергию для промышленных предприятий и стоимости топлива срок окупаемости затрат, связанных с установкой в котельной турбогенераторов, зависит от их эффективности эксплуатации турбогенераторов и числа часов их использования в течение года.

В действующих котельных, в основном, используется природный газ, мазут, печное топливо, также уголь и торф

Для выработки электроэнергии в котельных единичной мощностью 10 Гкал/ч и выше предусматриваются паро- и газотурбинное электрогенерирующее оборудование различных типоразмеров, определенных энергопотенциалом котельных и условиями отпуска тепловой энергии от них.

Модернизация энергетического комплекса республики путем внедрения паротурбинных, газотурбинных технологий, а также ПГУ является перспективной. Она позволяет эффективно использовать энергоресурсы и увеличивает энергетическую защищенность страны. Поскольку Республика Беларусь не располагает достаточными запасами топливно-энергетических ресурсов. За счет собственной энергетической сырьевой базы покрывается около 15% потребности в энергии. На закупку топлива и электрической энергии затрачиваются значительные валютные средства, поэтому энергосбережение является приоритетом государственной политики в решении энергетической проблемы в стране. Очевидно, что от осуществления данной программы зависит дальнейшее развитие не только энергетики и промышленности, но и экономики всего государства.

1. Описание объекта проектирования

1.1    Существующее положение

Одним из основных централизованных источников теплоснабжения правобережной части города Борисова является Борисовский котельный цех №3 Жодинской ТЭЦ. Котельная обеспечивает теплом (горячая вода) промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор города. В настоящее время нагрузки по отпуску тепла в виде пара отсутствуют.

Установленное и находящееся в работе основное оборудование котельного цеха №3 (РК-3) представлено в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Основное оборудование

Тип оборудования (заводская маркировка) и его станционный номер	Установленная электрическая мощность (МВт) или производитель-ность (т/ч или Гкал/ч)	Давление пара или сетевой воды (кгс/смІ)/ температура (єС)	Год ввода в эксплуатацию	Примечание
Паровые котлы: Е-50-14-ГМ ст. №№1, 2 Водогрейные котлы: 2) КВГМ-100 ст. №№3, 4	50 т/ч   100 Гкал/ч	14 /197   25/150	1987   1992

Установленная тепловая мощность РК-3 - 257 Гкал/ч.

Теплоносителем для технологического теплоснабжения является насыщенный пар давлением 1,1…1,3 МПа (11…13 кгс/см²). Теплоносителем для систем горячего водоснабжения, отопления и вентиляции является сетевая вода. Сетевая вода из города поступает на сетевые насосы и затем по параллельной схеме направляется на подогреватели сетевой воды и водогрейные котлы.

Расчетный график отпуска тепла 130-70 єС.

Система теплоснабжения - закрытая.

Вспомогательное оборудование котельной включает:

-        деаэрационно-питательную установку паровых котлов;

-        деаэрационно - подпиточную установку тепловых сетей;

-        теплофикационную установку;

-        подогреватели сырой и химочищенной воды;

-        питательные насосы;

-        сетевые насосы;

-        насосы рециркуляции сетевой воды;

-        двухступенчатуюнатрий-катионитную водопоготовительную установку;

-        другое вспомогательное оборудование, обеспечивающее работу котельной.

Установленные котлоагрегаты ст. №№1…4 подключены к дымовой трубе высотой 150 м, диаметром устья 6,0 м. Дымососы и вентиляторы котлоагрегатов располагаются вне здания на дымососной площадке.

1.2    Тепловые нагрузки

газовый турбина тепловой котел

Расчетные тепловые нагрузки зоны теплоснабжения районной котельной №3 г. Борисова составляют:

а) отпуск пара 1,3 МПа потребителям - 27,3 т/ч;

б) отпуск тепла в горячей воде (с учетом потерь в тепловых сетях) - 240,7 Гкал/ч, в том числе горячее водоснабжение - 22,7 Гкал/ч.

Возврат конденсата с производства - до 30%.

Согласно СНБ 2.04.02-2000 «Строительная климатология» и ТКП 45-2.04-43-2006 «Строительная теплотехника. Строительные нормы проектирования» в проекте приняты следующие климатологические данные:

-        расчетная температура наружного воздуха для отопления - минус 24^оС;

-        средняя температура отопительного периода - минус 1^о С;

-        Продолжительность отопительного периода - 199 суток.

Режим работы котельной круглосуточный. Отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение осуществляется по скорректированному графику 130-70°С. Горячее водоснабжение выполняется по схеме с закрытым водоразбором.

1.3    Технологическое решение по установке генерирующих мощностей

 

Предусматривается установка основного оборудования, примененного в качестве аналога:

Парогазовая установка ПГУ-65 МВт в составе:

-        одна газовая турбина с осевым выхлопом отработанных газов в комплекте с генератором мощностью 45 МВт типа SGT-800 производства «Siemens DDIT» (г. Финспонг, Швеция).

-        один паровой котел-утилизатор двух - барабанного типа с встроенным газовым подогревателем конденсата (ГПК), вертикальный, с индивидуальной дымовой трубой, производства ОАО «Машиностроительный завод ЗИО-Подольск» (г. Подольск, Россия) с вырабатываемыми параметрами пара: Р_н.д.=0,7 МПа и Р_в.д.=8,0 МПа;

-        одна паровая конденсационная турбина Т-20-8,0 мощностью 20 МВт производства ОАО «ЛМЗ» (г. Санкт-Петербург, Россия).

Для пусковых операций блока ПГУ-65 МВт предусматривается установка:

-        одного парового котла малой мощности типа КП - 2,5-0,6 на параметры пара Р=0,6 МПа, с автоматической блочной газо-дизельной горелкой ГБ - 2,2, производства ОАО «ГСКБ» (г. Брест).

-        За аналог турбины малой мощности принят противодавленческий блочный турбоагрегат типа ТГ-0,75А/0,4 Р13/2 мощностью 0,75 МВт производства ОАО «Силовые машины-КТЗ» (г. Калуга, Россия).

2.      Основные технические характеристики устанавливаемого основного оборудования

 

.1      Газовая турбина

 

Газовая турбина типа SGT-800 производства «Siemens DDIT» (г. Финспонг, Швеция) представляет собой одновальную установку стационарной конструкции, заключенную в единый общий корпус, с пятнадцатиступенчатым компрессором, три первых стационарных ступени имеют изменяемую геометрию. Для минимизации утечек через концевые части лопаток между четвертой и пятнадцатой ступенью применены истираемые уплотнения. Кольцевая камера сгорания имеет сварную конструкцию с термоизолирующим покрытием, что снижает уровень теплопередачи и удлиняет срок службы. Трехступенчатая турбина выполнена в виде одного модуля для простоты обслуживания и закреплена на валу компрессора. Предусмотрено охлаждение аэродинамической поверхности лопаток и лопаток направляющего аппарата. Также выполняется охлаждение фланцев статора, что позволяет уменьшить рабочие зазоры и увеличить производительность (КПД).

Холодный конец газовой турбины соединен с генератором через понижающий редуктор, снижающий скорость вращения турбины с 6600 об/мин до 1500…1800 об/мин.

Работа турбины в стандартном исполнении предусматривает сжигание газового и жидкого (дизельного) топлива. Газовая турбина сочетает высокие показатели надёжности и эффективности с низким уровнем вредных выбросов. Горелки с предварительным смешением топлива с воздухом обеспечивают низкий уровень выбросов эмиссии NО_x и СО - не более 15 ppm (parts per million) при сжигании газового топлива и не более 25 ppm при сжигании жидкого (дизельного) топлива, в диапазоне нагрузок от 50 до 100%.

Турбина выполнена с осевым отводом выхлопных газов.

Собственно турбина, редуктор и генератор поставляется с укрытием в блочном звуко- и термоизолирующем контейнере.

Система комплексной воздухоочистительной установки (КВОУ) снабжена фильтрами и шумоглушителем.

Техническая характеристика представлена в таблице 2.1.

 

Таблица 2.1 - Техническая характеристика газовой турбины

Номинальная мощность на клеммах электрогенератора, МВт	45
КПД на клеммах генератора в простом цикле, %	37
Степень сжатия	20
Расход воздуха, кг/с	121,2
Расход природного газа, нмі/ч	12х10і
Давление природного газа, МПа	2,7…3,0
Температура газов на выходе, єС	538
Массовый расход выхлопных газов кг/с	130
Частота вращения, об/мин	6600
Уровень звука в одном метре от укрытия ГТУ не превышает, дБА	85
Масса ГТУ, т	90

 

Газотурбинная установка SGT-800 включает в себя:

-        блок газовой турбины;

-        генератор;

-        возбудитель;

-        вспомогательные системы;

-        пусковой комплекс;

-        систему забора и фильтрации воздуха;

-        блок-модуль электротехнического оборудования и системы автоматики;

-        системы охлаждения;

-        трансформаторное оборудование;

-        систему пожаротушения;

Системы и блоки поставляются заказчику в виде отдельных блок-модулей.

Основные модульные блоки:

-        блок-модуль газовой турбины на фундаментной плите;

-        блок-модуль генератора-возбудителя;

-        блок-модуль системы пуска ГТУ;

-        блок-модуль электротехнический и средств КИПиА;

-        вспомогательные системы, смонтированные на единой раме;

-        система подвода воздуха (комплексная воздухоочистительная система - КВОУ).

Монтаж ГТУ SGT-800 после установки модулей на фундаменты включает в себя установку системы подвода воздуха, охладителя смазочного масла, воздухо-воздушные охладители, воздушного компрессора, комплектного распредустройства и монтаж ограждающих конструкций турбины и генератора. Охладитель смазочного масла устанавливается на опорной конструкции, примыкающей к ограждению турбины. Воздухоохладитель устанавливается на крыше электротехнического блок-модуля.

Генератор воздушного охлаждения и бесщеточный возбудитель оборудованы системой смазки, системой охлаждения, необходимыми приборами контроля, управления и автоматики.

Боковая система коробов забора воздуха направляет отфильтрованный воздух во входящий коллектор компрессора. Коллектор рассчитан на обеспечение эффективного потока воздуха в компрессор. Параллельные щитовые шумоглушители расположены в системе воздухозабора с целью снижения уровня шума.

ГТУ оснащена системой электрозапуска от тиристорного пускового устройства.

Газовая турбина, редуктор и генератор имеют общую систему маслоснабжения. В качестве смазочного масла используется стандартное турбинное минеральное масло.

Модульная конструкция установки, малое количество узлов, долгий срок их службы и доступность при техническом обслуживании обеспечивают длительный межремонтный ресурс и снижают эксплуатационные издержки в целом.

 

2.2    Котел-утилизатор

Паровой котёл-утилизатор КУ производства ОАО «Машиностроительный завод «ЗиО-Подольск» двухбарабанного типа выполнен по двухконтурной схеме с принудительной циркуляцией среды в испарительных контурах. КУ имеет встроенный газовый подогреватель конденсата (ГПК), вертикального исполнения с индивидуальной дымовой трубой.

По ходу газов в котле последовательно расположены поверхности нагрева:

-        пароперегреватель высокого давления (ВД) первой ступени;

-        пароперегреватель ВД второй ступени;

-        испаритель ВД;

-        экономайзер ВД второй и третьей ступени;

-        пароперегреватель низкого давления (НД);

-        испаритель НД;

-        экономайзер ВД и НД второй ступени;

-        экономайзер НД;

-        газовый подогреватель конденсата (ГПК).

Все поверхности нагрева выполнены из спирально-оребренных труб и подвешены к собственному каркасу КУ через промежуточные металлоконструкции. Обшивка котла выполняется из стального профилированного листа.

В комплект заводской поставки КУ входят:

-        собственно котел;

-        газоход от газовой турбины до котла (включая диффузор);

-        устройство шумоглушения, конфузор и газоход до дымовой трубы;

-        плотный шибер за КУ;

-        газо-водяной теплообменник (ГПК);

-        деаэрационно-питательная установка;

-        циркуляционные насосы контуров;

-        водо-водяной охладитель конденсата и пр.

Техническая характеристика представлена в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Техническая характеристика парового котла-утилизатора

Контур высокого давления:
- производительность по пару, т/ч	59,8
- давление пара на выходе, МПа (абс)	8,0
- температура пара на выходе, єС	490
Контур низкого давления:
- производительность по пару, т/ч	14,5
- давление пара на выходе, МПа	0,7
- температура пара на выходе, єС	221
- теплопроизводительность ГПК, Гкал/ч	7,9
- теплопроизводительность охладителя конденсата, Гкал/ч	7,9
- температура питательной воды для обоих контуров, єС	133
- расход газов через котёл, кг/с	130
Температура газов:
- на входе в котёл, єС	538
- на выходе из котла, єС	104
- масса котла, т	2525

 

Конструкция котла и его поставочная блочность обеспечивают проведение монтажа поставочными блоками или с их доукрупнением на месте монтажа.

Конструкция котла также обеспечивает условия для проведения механизированного ремонта его узлов в соответствии с типовыми требованиями.

3.      Расчет принципиальной тепловой схемы

3.1    Аннотация

В данном дипломном проекте в качестве теплотехнической системы исследуется парогазовая установка, полученная в результате модернизации котельной №3 г. Борисова. Выполнение теплового расчета производится в определенной последовательности, которая характерна методике математического моделирования технических систем на макроуровне, а именно:

-        синтез расчетной технологической схемы системы исследования;

-        разработка математической модели исследуемой системы, анализ и уточнение области исследования;

-        разработка алгоритма реализации математической модели;

-        составление программы на ЭВМ для последующего исследования;

-        проведение численного исследования и параметрическая оптимизация исследуемой системы (объекта), анализ полученных результатов.

3.2    Синтез расчетной структуры исследуемого объекта

Определим состав схемы технологической схемы (совокупность элементов), структуру (систем связей между элементами) и совокупность режимных и конструктивных параметров при заданных характеристиках сырьевых потоков и готовой продукции, функции цели и ограничения на параметры.

Существуют различные методы и подходы к синтезу технологических схем. В данном случае на первом этапе задачу синтеза ограничиваем только определением состава элементов и структуры схемы, при этом допускается применение самого простого подхода, используемого в практике традиционного «ручного» проектирования.

На основании информации, полученной в результате предварительного обследования объекта моделирования, формируется его расчетная технологическая схема (рисунок 3.1). Для реализации каждой стадии технологического процесса подбирается один или несколько технических элементов.

Рисунок 3.1 - Расчетная технологическая схема модернизации районной котельной №3 в г. Борисове:

I - компрессор; II - камера сгорания; III - газовая турбина; IV, X - электрогенератор; V - ступень высокого давления КУ; VI - ступень низкого давления КУ; VII - газо-водяной подогреватель; VIII - ступень высокого давления паровой турбины; IX - ступень низкого давления паровой турбины; XI - деаэратор; XII - точка смешения; XIII - конденсатор; XIV - подогреватель сетевой воды; XV - точка разделения потока конденсата; XVI - точка смешения потоков конденсата.

После определения состава технологических элементов устанавливаем и уточняем связи между ними по потокам вещества и энергии, определяются также связи с внешними системами, в том числе с окружающей средой.

Схема включает 16 элементов и 32 связи. Более подробная технологическая схема данной расчётной установки изображена в графической части проекта.

Рассмотрим TS-диаграмму парогазовой установки. Идеальный термодинамический цикл парогазовой установки состоит из двух циклов - газового а-б-в-г-а- и пароводяного 1-2456-3789-10-11 (рисунок 3.2).

Рисунок 3.2 - Термодинамический цикл парогазовой установки:

а-б-в-г-а - газовый цикл; 1-2456-3789-10-11 - пароводяной цикл

В схеме парогазовой установки, работающей с раздельными потоками продуктов сгорания и водяного пара, воздух, сжатый в компрессоре I, подается в камеру сгорания II, куда также подается топливо (природный газ). Дымовые газы поступают в газовую турбину, и, воздействуя на лопатки турбины, вырабатывают электроэнергию. Теплота выхлопных газов после газовой турбины используется для подогрева питательной воды, а также для дальнейшего получения пара и его перегрева. Каждое рабочее тело - водяной пар и продукты сгорания топлива - движутся по самостоятельным контурам, и воздействие между ними осуществляется лишь в форме теплообмена.

Электрическая энергия вырабатывается в двух генераторах, приводимых в движение паровой (VIII и IX) и газовой (III) турбинами, при чем часть энергии расходуется на привод компрессора (I). Пар после паровой турбины попадает в конденсатор (XIII), где конденсируется, затем часть конденсата поступает на подогрев сетевой воды и направляется в деаэратор. С деаэратора конденсат поступает в парогенератор.

3.3    Составление математической модели

Математическая модель объекта может быть представлена в виде совокупности математического описания структуры системы, системы балансовых уравнений (СБУ) элементов системы, системы ограничений на параметры и функции цели.

Графически структуру и связи элементов представим с помощью графа (рисунок 3.3).

Рисунок 3.3 - Граф технологической системы

Выполним кодирование графа с использованием структурной матрицы (таблица 3.1) и матрицы видов связей (таблица 3.2).

Таблица 3.1 - Структурная матрица

№ связи	№ элемента																СУММА
	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	XIII	XIV	XV	XVI
1	1																1
2	1		-1														0
3	-1	1															0
4		1															1
5		-1	1														0
6			-1	1													0
7					1												1
8					-1	1											0
9						-1	1										0
10							-1										-1
11											-1	1					0
12					1							-1					0
13						1						-1					0
14					-1			1									0
15						-1			1								0
16								-1	1								0
17								-1	1								0
18									-1	1							0
19									-1				1				0
20													1				1
21													-1				-1
22													-1		1		0
23														1	-1		0
24														-1		1	0
25															-1	1	0
26							1									-1	0
27							-1				1						0
28						-1					1						0
29														1			1
30														-1			-1
31				-1													-1
32										-1							-1

По признаку вида энергоносителя выбираем соответствующие уравнения параметров состояния и характеристик процессов. Все параметры и зависимости между ними рассмотрим соответственно как переменные и функции, заданные на графе. Полное число параметров связей V исследуемой системы заданного типа при общем количестве связей J и числе однопараметрических связей Р составляет:

= 3J - 2P или V = P + 3N (соответственно J = P + N),        (3.1)

где N - число трехпараметрических связей.

Таблица 3.2 - Матрица видов связей

№	Вид энергоносителя
связи	Воздух	Вода	Топливо	Продукты сгорания	Механ. Энергия	Электр. энергия	Теплота	Пар	Потери
1	1
2
3	1
4			1
5				1
6					1
7				1
8				1
9				1
10				1
11		1
12		1
13		1
14								1
15								1
16								1
17					1
18					1
19								1
20		1
21		1
22		1
23		1
24		1
25		1
26		1
27		1
28								1
29		1
30		1
31						1
32						1
Параметр	G, P.t	G.P, t	Состав,	Состав,	W	E	Q	G.P, t
связи			G.P, t	G.P, t

На практике возможны варианты теплоносителей и рабочих тел, характеризующиеся и другим числом параметров, например, поток сухого насыщенного пара характеризуется двумя параметрами, поток раствора - четырьмя (расход, температура, давление, концентрация одного из компонентов раствора), поток смеси из n газов - четырьмя и более параметрами (расход, температура, давление, концентрация n-1 компонентов смеси). хотя в последних двух случаях одному потоку раствора или смеси газов можно противопоставить два или несколько потоков компонентов раствора или смеси. В общем случае полное число параметров смеси, представленной графом, в общем случае можно представить как сумму

                                           (3.2)

где P, L, N, K и H - соответственно количество одно-, двух-, трех-, четырех- и m-параметрических связей в схеме системы.

В дальнейшем будем считать, что материальный состав теплоносителя, или рабочего тела, известен, и реализуемая им связь характеризуется тремя параметрами.

Дополнительно для исследуемой схемы составим матрицу смежности (таблица 3.3), матрицу контуров (таблица 3.4), матрицу процессов (таблица 3.5), которые необходимы для дальнейшего ее анализа.

Таблица 3.3 - Матрица смежности

	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	XIII	XIV	XV	XVI	У
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
I		1															1
II			1														1
III	1			1													2
IV																	0
V						1		1									2
VI							1		1		1						3
VII											1						1
VIII									1								1
IX										1			1				2
X																	0
XI												1					1
XII					1	1											2
XIII															1		1
XIV																1	1
XV														1		1	2
XVI							1										1

Из матрицы смежности следует, что элементы IV и X не входят ни в один из контуров схемы.

Таблица 3.4 - Матрица контуров

№	№ внутренних связей																				Ранг контура
контура	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22
1	1	1	1																		3
2						1		1												1	3
3						1	1		1			1	1	1			1	1	1		9
4						1	1		1		1		1	1			1	1	1		9
5						1		1		1			1	1			1	1	1		8
6				1		1	1			1			1	1			1	1	1		9
7						1	1		1			1	1	1	1	1		1	1		10
8						1	1		1		1		1	1	1	1		1	1		10
9						1		1		1			1	1	1	1		1	1		9
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22
10				1		1	1			1			1	1	1	1		1	1		10
11					1	1		1											1		4
12				1	1	1	1												1		5
13		1	1													1	4
Частота связей	1	1	1	4	2	12	8	4	4	4	2	2	8	8	4	4	4	8	10	2

Таблица 3.5 - Матрица процессов

№	№ п/п связи
элемента	1	2	3	4	5
I	1	2	-3
II	3	4	-5
III	5	-2	-6	-7
IV	6	-31
V	7	12	-8	-14
VI	8	13	-9	-15	-28
VII	9	26	-10	-27
VIII	14	-16	-17
IX	15	16	17	-18	-19
X	18	-32
XI	27	28	-11
XII	11	-12	-13
XIII	19	20	-21	-22
XIV	23	29	-24	-30
XV	22	-23	-25
XVI	24	25	-26

Для каждого элемента системы запишем уравнения: энергетического баланса, материальных балансов вещественных потоков. Названные уравнения имеют следующий вид:

-        баланса энергии для k-го элемента

;                                             (3.3)

-        материального баланса для i-го энергоносителя в k-м элементе

;                                                     (3.4)

где G - расход энергоносителя; W - мощность электрической или механической связи; h - энтальпия энергоносителя исходящей (¢¢) или входящей (¢) связи элемента; g - коэффициент, учитывающий потери связывающего потока в окружающую среду (для входящей связи - это коэффициент теплового, механического или электрического кпд, а для исходящей - обратная названным величина).

Информационные переменные: G₁, G₄, G₅, G₁₂, G₁₅, G₂₈, G₁₉, G₁₃, G₁₁, G₂₀, G₂₃, G₂₉, G₂₅, h₁, h₃, h₄, h₅, h₇, h₈, h₁₁, h₁₄, h₁₅, h₉, h₁₀, h₂₇, h₁₆, h₁₉, h₂₀, h₂₁, h₂₂, h29, h24, h30, h26, W2, W6, W31, W17, W18, W32.

Используя выражение (3.5) определим количество независимых переменных R):

= I - B,                                                      (3.5)

где I - количество информационных переменных системы;- количество уравнений в математической модели.

R = I - B = 39 - 23 =16

Причем

= S + R=3 R = L + K,                               (3.6)

где S - количество зависимых переменных;

К - количество независимых регламентируемых переменных;- количество независимых управляемых переменных.

                                                                  (3.7)

Приведенная система балансовых уравнений выглядит следующим образом:

)        ,                                                                (3.8)

) ,                                                         (3.9)

) ,                                                                         (3.10)

) ,                                                               (3.11)

)        ,                                                      (3.12)

) ,                                                                (3.13)

) ,                                                                (3.14)

) ,                                                      (3.15)

) ,                                                                                 (3.16)

) ,                                         (3.17)

) ,                                 (3.18)

) ,                                                                        (3.19)        

) ,                                                                     (3.20)

) ,                                                                     (3.21)

) ,                                                                   (3.22)

) .                                                   (3.23)

Алгоритм поиска последовательности решений уравнений с помощью матрицы функциональных связей представим в следующем виде:

) производится построчный просмотр матрицы для определения строк, в которых находится только одна независимая переменная. Наличие таких строк означает, что данные переменные могут быть определены в явном виде из соответствующих строкам уравнений (для таблицы 3.8: из уравнения 1 - переменную W₂; из уравнения 2 - переменную W₁₇; из уравнения 6 - переменную G₁₁; из уравнения 14 - переменную h₂₄ и из уравнения 13 - переменную h₂₂);

) исключаем эти переменные и уравнения из дальнейшего просмотра. Переходим к пункту 2, делая проверку по числу исключенных переменных (уравнений), если число исключенных уравнений на очередном шаге просмотра равно нулю, то осуществляется переход к пункту 3. Следует отметить, что очередность расчета уравнений (зависимых переменных) определяется очередностью их исключения из дальнейшего поиска;

) производится просмотр оставшихся столбцов матрицы для выявления переменных, которые могут быть найдены только из одного уравнения. При обнаружении таких переменных соответствующие строки и сами переменные из дальнейшего просмотра исключаются;

) повторяем операцию пункт 3 до тех пор, пока число таких столбцов не будет равно нулю. После того, как число столбцов, принадлежащих только одной переменной, становится равным нулю, осуществляется переход к пункту 5;

) оставшиеся в матрице переменные должны определяться путем решения системы из уравнений, не исключенных в предыдущих пунктах. Предварительно определяется соответствие уравнений и переменных, т.е. определяется из какого уравнения можно выразить ту или иную переменную. Далее система уравнений приводится к виду, удобному для ее решения.

) При выполнении данного дипломного проекта в качестве итогового показателя эффективности сравниваемых вариантов системы принимаем один из энергетических критериев эффективности - КПД.

Задача оптимизации теплотехнической системы в этом случае конкретизируется следующим образом: найти значения параметров технологического процесса, состав элементов оборудования и вид технологической схемы, совокупности которых соответствуют максимуму критерия эффективности. В данной постановке задания по дипломному проекту ограничиваемся параметрической оптимизацией: найти совокупность значений параметров технологического процесса, которые соответствуют экстремуму целевой функции. В качестве итоговых критериев эффективности технологической системы выберем: КПД по отпуску электроэнергии , КПД по отпуску тепловой энергии . Функции цели можно записать в виде:

                                                                              (3.35)

где  - удельный расход условного топлива на производство электроэнергии, кг у.т./кВтч

Таблица 3.6 - Таблица задаваемых параметров

Наименование параметра:		Пере-менная	Значение	Размерность
Компрессор ГТУ
	Температура воздуха перед компрессором	t1=	20,00	°С
	Температура воздуха после компрессора	t3=	215,87	°С
	Давление воздуха	p1=	0,10	МПа
	Степень сжатия	в=	6,00
	Расход воздуха	v1=	33,20	м3/м3
	Теплоемкость влажного воздуха до К	cp1=	1,34	кДж/(м3*°С)
	Теплоемкость влажного воздуха после К	cp3=	1,37	кДж/(м3*°С)
	Энтальпия воздуха перед компрессором	h1=	26,82	кДж/м3
	Энтальпия воздуха после компрессора	h3=	295,03	кДж/м3
	Показатель адиабаты	k=	1,40
Камера сгорания ГТУ
	Температура топлива	t4=	20,00	°С
	Физическая энтальпия топлива	h41=	29,70	кДж/м3
	Расход топлива	B4=	3,33	м3/с
	Низшая теплота сгорания топива	Qнр=	34800,00	кДж/м3
	Плотность ПГ при н.у.	спг=	0,77	кДж/м3
Газовая турбина ГТУ
	Давление газа перед турбиной	p5=	0,60	МПа
	Давление газа после турбины	p7=	0,10	МПа
	Температура газа после турбины	t7=	538,00	°С
	Теплоёмкость газа перед турбиной	cp5=		кДж/м3
	Теплоёмкость газа после турбины	cp7=	1,39	кДж/м3
	Энтальпия после турбины	h7=	746,74	кДж/м3
КУ высокого давления
	Расход питательной воды	G12=	16,61	кг/с
	Энтальпия питательной воды	h12=	2733,40	кДж/кг
	Энтальпия острого пара	h14=	3373,80	кДж/кг
КУ низкого давления
	Расход питательной воды	G13=	4,03	кг/с
	Энтальпия питательной воды	h13=	2733,40	кДж/кг
	Доля острого пара на ПТ	µ=	0,90
	Расход пара на турбину	G15=	3,62	кг/с
	Расход пара на деаэратор	G28=	0,40	кг/с
	Энтальпия острого пара	h15=	2890,94	кДж/кг
Дэаэратор
	Энтальпия питательной воды	h11=	2733,40	кДж/кг
Конденсатор
	Теплопроизводительность ОК	Q13=	9195,00	кДж/с
	Давление конденсата	p19=	0,05	МПа
	Энтальпия конденсата после ПТ	h19=	2015,74	кДж/кг
	Теплота конденсации	r=	2432,70	кДж/кг
	Расход воды после К	G19=	20,24	кг/с
Паровая турбина
	Энтальпия пара НД на входе	h15=	2886,30	кДж/кг
Сетевой подогреватель
	Теплопроизводительность СП	Q14=	9195,00	кДж/с
	Доля конденсата на подогрев СВ	г14=	0,50
	Расход конденсата на СП	G23=	10,12	кг/с
Газо-водяной подогреватель
	Температура ДГ на выходе из ГВП	t10=	104,00	°С
	Энтальпия ДГ на выходе из ГВП	h10=	138,00	кДж/м3
Значение коэффициента г1=			0,95
Значение коэффициента г2=			0,96
Значение коэффициента г3=			0,94
Значение коэффициента г4=			0,94
Значение коэффициента г5=			0,92
Значение коэффициента г6=			0,95
Значение коэффициента г7=			0,96
Значение коэффициента г8=			0,95
Значение коэффициента г9=			0,95
Значение коэффициента г16=			0,95

3.4   

3.5    Разработка алгоритма и его программной реализации для ПЭВМ для анализа системы

После составления математической модели теплотехнической системы можно переходить к параметрической оптимизации. Эта процедура базируются на выполнении трех взаимосвязанных операций:

-        выбор допустимых сочетаний значений параметров `x;

-        реализация математической модели на ЭВМ;

-        расчет функции цели.

3.6    Численное исследование и анализ полученных результатов

Результаты расчета программы сведем в таблицу 3.7:

Таблица 3.7 - Результаты расчетов программы

Задаваемые величины:
Наименование параметра:		Переменная	Размерность	Вар-т 1	Вар-т 2	Вар-т 3	Вар-т 4	Вар-т 5
Компрессор ГТУ
	Температура воздуха до К	t1=	°С	-20,00	-10,00	0,00	10,00	20,00
	Температура воздуха после К	t3=	°С	149,13	165,82	182,50	199,19	215,87
	Давление воздуха	p1=	МПа	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10
	Степень сжатия	в=		6,00	6,00	6,00	6,00	6,00
	Расход воздуха	v1=	м3/м3	33,20	33,20	33,20	33,20	33,20
	Теплоемкость влажного воздуха до К	cp1=	кДж/(м3*°С)	1,34	1,34	1,34	1,34	1,34
	Теплоемкость влажного воздуха после К	cp3=	кДж/(м3*°С)	1,36	1,36	1,36	1,36	1,37
	Энтальпия воздуха до К	h1=	кДж/м3	26,73	13,38	0,00	13,40	26,82
	Энтальпия воздуха после К	h3=	кДж/м3	202,43	225,46	248,57	271,76	295,03
	Показатель адиабаты	k=		1,40	1,40	1,40	1,40	1,40
Камера сгорания ГТУ
	Температура топлива	t4=	°С	20,00	20,00	20,00	20,00	20,00
	Физическая энтальпия топлива	h41=	кДж/м3	29,70	29,70	29,70	29,70	29,70
	Расход топлива	B4=	м3/с	3,33	3,33	3,33	3,33	3,33
	Низшая теплота сгорания топива	Qнр=	кДж/м3	34800,00	34800,00	34800,00	34800,00	34800,00
	Плотность ПГ при н.у.	спг=	кДж/м3	0,77	0,77	0,77	0,77	0,77
Газовая турбина ГТУ
	Давление газа перед турбиной	p5=	МПа	0,60	0,60	0,60	0,60	0,60
	Давление газа после турбины	p7=	МПа	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10
	Температура газа после турбины	t7=	°С	538,00	538,00	538,00	538,00	538,00
	Теплоёмкость газа перед турбиной	cp5=	кДж/м3
	Теплоёмкость газа после турбины	cp7=	кДж/м3	1,39	1,39	1,39	1,39	1,39
	Энтальпия после турбины	h7=	кДж/м3	746,74	746,74	746,74	746,74	746,74
КУ высокого давления
	Расход питательной воды	G12=	кг/с	16,61	16,61	16,61	16,61	16,61
	Энтальпия питательной воды	h12=	кДж/кг	2733,40	2733,40	2733,40	2733,40	2733,40
	Энтальпия острого пара	h14=	кДж/кг	3373,80	3373,80	3373,80	3373,80	3373,80
КУ низкого давления
	Расход питательной воды	G13=	кг/с	4,03	4,03	4,03	4,03	4,03
	Энтальпия питательной воды	h13=	кДж/кг	2733,40	2733,40	2733,40	2733,40	2733,40
	Доля острого пара на ПТ	µ=		0,90	0,90	0,90	0,90	0,90
	Расход пара на турбину	G15=	кг/с	3,62	3,62	3,62	3,62	3,62
	Расход пара на деаэратор	G28=	кг/с	0,40	0,40	0,40	0,40	0,40
	Энтальпия острого пара	h15=	кДж/кг	2890,94	2890,94	2890,94	2890,94	2890,94
	Энтальпия питательной воды	h11=	кДж/кг	2733,40	2733,40	2733,40	2733,40	2733,40
Конденсатор
	Теплопроизводительность ОК	Q13=	кДж/с	9195,00	9195,00	9195,00	9195,00	9195,00
	Давление конденсата	p19=	МПа	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05
	Энтальпия конденсаса после ПТ	h19=	кДж/кг	2015,74	2015,74	2015,74	2015,74	2015,74
	Теплота конденсации	r=	кДж/кг	2432,70	2432,70	2432,70	2432,70	2432,70
	Расход воды после К	G19=	кг/с	20,24	20,24	20,24	20,24	20,24
Паровая турбина
	Энтальпия пара НД на входе	h15=	кДж/кг	2886,30	2886,30	2886,30	2886,30	2886,30
Сетевой подогреватель
	Теплопроизводительность СП	Q14=	кДж/с	9195,00	9195,00	9195,00	9195,00	9195,00
	Доля конденсата на подогрев СВ	г14=		0,50	0,50	0,50	0,50	0,50
	Расход конденсата на СП	G23=	кг/с	10,12	10,12	10,12	10,12	10,12
Газо-водяной подогреватель
	Температура ДГ на выходе из ГВП	t10=	°С	104,00	104,00	104,00	104,00	104,00
	Энтальпия ДГ на выходе из ГВП	h10=	кДж/м3	138,00	138,00	138,00	138,00	138,00
Значение коэффициента г1=				0,95	0,95	0,95	0,95
Значение коэффициента г2=				0,96	0,96	0,96	0,96	0,96
Значение коэффициента г3=				0,94	0,94	0,94	0,94	0,94
Значение коэффициента г4=				0,94	0,94	0,94	0,94	0,94
Значение коэффициента г5=				0,92	0,92	0,92	0,92	0,92
Значение коэффициента г6=				0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
Значение коэффициента г7=				0,96	0,96	0,96	0,96	0,96
Значение коэффициента г8=				0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
Значение коэффициента г9=				0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
Значение коэффициента г16=				0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
Искомые величины
Затраты на привод компрессора ГТУ		W2=	кВт	26513,64	27716,85	28927,10	30144,42	31368,80
Полезный вращающий момент ТНД		W17=	кВт	5218,71	5218,71	5218,71	5218,71	5218,71
Полный расход питательной воды		G11=	кг/с	20,64	20,64	20,64	20,64	20,64
Расход конденсата после отбора на подогрев СВ		G25=	кг/с	10,12	10,12	10,12	10,12	10,12
Расход дымовых газов после КС		G5=	м3/с	113,89	113,89	113,89	113,89	113,89
Энтальпия дымовых газов		h5=	кДж/м3	1517,92	1517,92	1519,58	1519,58	1519,58
Энтальпия дымовых газов после КВД		h8=	кДж/м3	653,34	653,34	653,34	653,34	653,34
Расход острого пара НД на КНД		G15=	кг/с	3,62	3,62	3,62	3,62	3,62
Выработка вращающего момента в турбине ГТУ		W6=	кВт	50939,84	49736,63	48704,87	47487,56	46263,18
Полезная выработка ЭЭ на генераторе		W31=	кВт	47883,45	46752,43	45782,58	44638,30	43487,39
Энтальпия дымовых газов после КНД		h9=	кДж/м3	610,41	610,41	610,41	610,41	610,41
Полезный вращающий момент ТВД		W18=	кВт	19670,13	19670,13	19670,13	19670,13	19670,13
Выработка ЭЭ на генераторе ПСУ		W32=	кВт	18686,62	18686,62	18686,62	18686,62	18686,62
Энтальпия конденсата после конденсатора		h22=	кДж/кг	1561,35	1561,35	1561,35	1561,35	1561,35
Энтальпия конденсата после СП		h24=	кДж/кг	652,58	652,58	652,58	652,58	652,58
Энтальпия конденсата после смешения перед ГВП		h26=	кДж/кг	1051,62	1051,62	1051,62	1051,62	1051,62
Энтальпия конденсата после ГВП		h27=	кДж/кг	3530,81	3530,81	3530,81	3530,81	3530,81
Теплота сгорания условного топлива		Qтут=	кДж/кг	29330,0	29330,0	29330,0	29330,0	29330,0
Удельный расход у.т. на выработку ЭЭ в турбине ГТУ		bээгту=	кг/(кВт*ч)	0,30	0,30	0,31	0,32	0,33
Удельный расход у.т. на выработку ЭЭ комплекса		bээк=	кг/(кВт*ч)	0,21	0,22	0,22	0,22	0,23
КПД по отпуску ЭЭ турбиной ГТУ		зээгту=		0,41	0,40	0,40	0,39	0,38
КПД по отпуску ЭЭ комплексом		зээк=		0,58	0,57	0,56	0,55	0,54

Для критериев эффективности технологической схемы модернизации по данным расчета построим диаграммы зависимости КПД электрической энергии и удельного расхода топлива на выработку 1 кВт*ч электроэнергии:

Рисунок 3.4 - График зависимости электрического КПД ГТУ от температуры окружающей среды

Рисунок 3.5 График зависимости удельного расхода условного топлива на выработку электроэнергии ГТУ

На рисисунках 3.4 и 3.5 представлены диаграмма и график зависимости функции цели (КПД) от одного изменяемого параметра: температуры окружающего воздуха перед компрессором (от -20 до 20 ⁰С). Как видно из первого графика (рисунок 3.4) при увеличении температуры окружающего воздуха, КПД снижается. Т.к. при изменении температуры окружающего воздуха будет изменяться 2 ключевых параметра, а именно, затраты на привод компрессора будут увеличиваться, и температура после камеры сгорания тоже будет увеличиваться. В совокупности эти 2 воздействия дают отрицательный эффект на КПД при увеличении температуры окружающего воздуха, и ведет к увеличению удельного расхода условного топлива на выработку электроэнергии (рисунок 3.5).

4. Укрупненный расчет установки генерирующих мощностей

4.1 Описание установки

Процессы, происходящие в подсистеме «ГТУ», показаны в pv- и Ts-диаграммах на рисунке 4.1.

Расчёт сводится к определению удельного, а в последствии, абсолютного расхода дымовых газов ГТУ. Для этого рассчитывается коэффициент избытка воздуха. Параметры воздуха, подаваемого в компрессор, принимаем равными параметрам окружающей среды. Топливо в камеру сгорания подаётся также с параметрами окружающей среды без предварительного сжатия.

Рисунок 4.1 - Изображение цикла ГТУ с изобарным подводом теплоты и необратимыми процессами сжатия и расширения рабочего тела в термодинамических диаграммах

4.2 Расчёт процесса сжатия воздуха в компрессоре

Исходные данные для расчёта процесса сжатия воздуха в компрессоре:

-        давление окружающей среды

-        температура всасываемого воздуха

-        относительный внутренний КПД процесса сжатия в компрессоре

-        степень увеличения давления

-        КПД привода компрессора

-        действительный объём воздуха, подаваемый в компрессор на 1 м³ топлива ГТУ

Расчёт:

Процесс сжатия воздуха в компрессоре считаем необратимым адиабатным с показателем адиабаты .

Удельная изобарная объёмная теплоёмкость воздуха без влияния температуры

где  - универсальная газовая постоянная;

Температура воздуха в конце изоэнтропного сжатия

Действительная температура в конце необратимого адиабатного сжатия

Энтальпия входного потока воздуха, отнесённая к 1м³ топлива ГТУ

Энтальпия выходного потока воздуха, отнесённая к 1м³ топлива ГТУ

Удельная работа сжатия воздуха, отнесённая к 1м³ топлива ГТУ

 

4.3 Баланс энергии компрессора, отнесённый к 1 м³ топлива ГТУ

Приход:

-        энергия воздуха, всасываемого в компрессор

-        электроэнергия, потребляемая двигателем привода

-        суммарный приход энергии

Расход:

-        энергия воздуха на выходе из компрессора

-        рассеяние энергии в приводе

-        суммарный расход энергии

Структура приходной и расходной части энергобаланса представлена на рисунках 4.2 и 4.3.

Рисунок 4.2 - Структура приходной части энергобаланса компрессора

Рисунок 4.3 - Структура расходной части энергобаланса компрессора

4.4 Расчёт камеры сгорания

Исходные данные для расчёта камеры сгорания ГТУ:

Влагосодержание окружающего воздуха .

Объёмный состав топлива (природного газа), подаваемого в камеру сгорания с параметрами окружающей среды t_т=20^оС (таблица 4.1):

Таблица 4.1 - Объёмный состав природного газа

Элемент	CH4	C2H6	C3H8	C4H10	N2	H2O
Объёмное содержание r, %	92,3	0,7	0,5	0,5	5,3	0,5
Показатель адиабаты k	1,33	1,33	1,33	1,33	1,4	1,33

Температура перед газовой турбиной  объёмный состав сухого воздуха (табл. 4.2).

Таблица 4.2 - Объёмный состав сухого воздуха

Элемент	N2	CO2	O2	Ar	смесь
Объёмное содержание r, %	78,09	0,03	20,95	0,93	100
Молярная масса µ, кг/кмоль	28	44	32	40	28,97

Молярную массу воздуха находим как молярную массу смеси идеальных газов:

Состав теоретических продуктов сгорания при теоретически необходимом количестве окислителя (таблица 4.3):

Таблица 4.3 - Состав теоретических продуктов сгорания

ЭлементN2RO2H2OArсмесь
Объёмное содержание r, %	61,93	8,38	28,96	0,73	100
Объём элемента Vд0, м3/м3	7,28	0,98	3,40	0,09	11,75

Теоретический объём дымовых газов, образующихся при сгорании 1 м³ топлива

Расчёт:

Теплота сгорания топлива:

Теоретически необходимый объём воздуха для полного сгорания 1 м³ топлива:

где  - элемент состава природного газа;

m и n - количество атомов углерода и водорода соответственно в молекулах углеводорода природного газа;

Составим баланс энергии камеры сгорания (на 1 м³ топлива)

где  - физическая энтальпия топлива (без его химической составляющей)

Удельную объёмную изобарную теплоёмкость топлива найдём как теплоёмкость смеси идеальных газов (таблица 4.4):

где  находим по формуле:

Таблица 4.4 - Параметры элементов, входящих в смесь топлива

Элемент	CH4	C2H6	C3H8	C4H10	N2	H2O	смесь
Показатель адиабаты k	1,33	1,33	1,33	1,33	1,4	1,33	1,33
, кДж/м3·К1,4961,4961,4961,4961,2991,4961,494

Физическая энтальпия топлива:

Энтальпия воздуха , теоретически необходимого для сгорания топлива:

где  - теплоёмкость воздуха как функция температуры

Энтальпия теоретических дымовых газов , образующихся при окислении топлива

где  - теплоёмкость теоретических дымовых газов, определяется как теплоёмкость идеальной газовой смеси (таблица 4.5);

где  - теплоёмкость каждого компонента теоретических дымовых газов, определяемая как функция температуры .

Таблица 4.5 - Теплоёмкости компонентов теоретических продуктов сгорания

Элемент	N2	RO2	H2O	Ar	смесь
Объёмное содержание r, %	61,93	8,38	28,96	0,73	100
, кДж/м3·К1,3792,1691,700,9351,448

Энтальпия воздуха , теоретически необходимого для сгорания топлива, находящегося в дымовых газах

где  - теплоёмкость воздуха как функция температуры

Из уравнения баланса энергии камеры сгорания находим коэффициент избытка воздуха:

Определяем состав влажного воздуха:

массовая концентрация водяных паров во влажном воздухе, соответствующая влагосодержанию d=10 г./кг

массовая концентрация сухой компоненты во влажном воздухе

объёмная доля водяных паров во влажном воздухе

где  и  - молярные массы соответственно водяных паров и сухого воздуха.

объёмную долю каждого элемента влажного воздуха находим из выражения (таблица 4.6):

где  - объёмная концентрация элемента в сухом воздухе.

Таблица 4.6 - Состав влажного воздуха

Элемент	N2	CO2	O2	Ar	H2O	смесь
Объёмное содержание r, %	76,12	0,03	20,42	0,91	2,52	100
Молярная масса µ, кг/кмоль	28	44	32	40	18	28,68

Объём подаваемого воздуха на 1 м³ топлива

Объём избыточного воздуха

Действительный объём дымовых газов

Рассчитываем объёмы компонентов дымовых газов:

объём азота в действительных дымовых газах:

где  - объём азота в теоретических продуктах сгорания;

 - объёмная концентрация азота во влажном воздухе;

объём трёхатомных газов в действительных дымовых газах:

объём водяных паров в действительных дымовых газах:

объём кислорода в действительных дымовых газах:

объём аргона в действительных дымовых газах:

Объёмный состав действительных дымовых газов находим из соотношения (таблица 4.7)

где  - объём элемента действительных дымовых газов.

Таблица 4.7 - Состав действительных дымовых газов

Элемент	N2	RO2	H2O	Ar	O2	смесь
Объёмное содержание r, %	71,16	2,95	11,77	0,85	13,28	100
Объём элемента V, м3/м3	23,9	0,99	3,95	0,28	4,46	33,59

 

4.5 Баланс энергии камеры сгорания

Приход:

энергия сжатого воздуха:

теплота сгорания топлива (низшая рабочая):

физическая энергия топлива:

суммарный приход энергии:

Структура приходной части энергобаланса камеры сгорания представлена на рисунке 4.4.

Рисунок 4.4 - Структура приходной части энергобаланса камеры сгорания

Расход:

энергия дымовых газов:

где  - удельная объёмная теплоёмкость действительных дымовых газов, рассчитанная как теплоёмкость смеси идеальных газов

где  - удельная объёмная теплоёмкость элемента действительных дымовых газов, рассчитанная как функция температуры .

Дисбаланс

Дисбаланс камеры сгорания рассматриваем как рассеивание энергии в окружающую среду через стенки камеры сгорания.

4.6 Расчёт процесса расширения дымовых газов в турбине

Исходные данные для расчёта процесса сжатия воздуха в компрессоре:

-        давление дымовых газов перед турбиной

-        температура дымовых газов перед газовой турбиной

-        относительный внутренний КПД процесса расширения в турбине

-        КПД привода турбины

-        действительный объём дымовых газов, подаваемый в турбину на 1 м³ топлива ГТУ

Расчёт:

Процесс расширения дымовых газов в газовой турбине считаем необратимым адиабатным с показателем адиабаты .

Удельная изобарная объёмная теплоёмкость дымовых газов

Температура дымовых газов в конце изоэнтропного расширения

Действительная температура в конце необратимого адиабатного расширения

Энтальпия входного потока дымовых газов, отнесённая к 1м³ топлива ГТУ

Энтальпия выходного потока дымовых газов, отнесённая к 1м³ топлива ГТУ

Полезная работа расширения дымовых газов в турбине, отнесённая к 1м³ топлива ГТУ

 

.6 Баланс энергии компрессора, отнесённый к 1 м³ топлива ГТУ

Приход:

энергия дымовых газов, поступающих на газовую турбину:

Расход:

электроэнергия, вырабатываемая на генераторе ГТУ:

энергия дымовых газов на выходе из турбины:

рассеяние энергии в генераторе ГТУ:

суммарный расход энергии:

Структура расходной части энергобаланса компрессора представлена на рисунке 4.5.

Рисунок 4.5 - Структура расходной части энергобаланса компрессора

 

. Расчет сетевого подогревателя

5.1 Выбор сетевого подогревателя

В связи с ростом жилого района и введением в эксплуатацию новых жилых домов и сооружений, возрастает потребность в тепловой энергии на отопление и горячее водоснабжение. Для увеличения отопительной нагрузки котельной, необходима установка дополнительного сетевого подогревателя. Проектируемое увеличение тепловой нагрузки составляет 20 ГДж/ч. Произведем конструкторский тепловой расчёт вертикального пароводяного подогревателя сетевой воды со свободной задней решёткой.

Исходные данные.

Производительность аппарата - Q = 20 ГДж/час.

Параметры греющего пара:

-        давление Р = 0,7 МПа;

-        температура t = 221єС (T = 494,15 K);

-        энтальпия i = 2890,9 кДж/кг.

При давлении Р =0,7 МПа температура насыщенного пара (при c = 1,0) t_н = 164,9єC (T = 438,05 K), а энтальпия насыщенной жидкости (при c = 0) i = 697,1 кДж/кг.

Температура нагреваемой воды на входе в теплообменник t₂^/ = 70єС, на выходе из теплообменник t₂^// = 130єС.

Поверхность нагрева состоит из латунных трубок диаметром d = 18/20 мм. Толщина стенки d = 0,001 м. Вода проходит через трубки, пар поступает в межтрубное пространство.

Коэффициент, учитывающий потери тепла в окружающую среду h_п = 0,99.

Тепловой расчёт.

Определяем расход пара по формуле:

, т/ч,                                                                 (5.1)

где h_п = 0,99 - коэффициент, учитывающий потери в окружающую среду.

Определим расход воды по формуле:

, м³/ч,                                                     (5.2)

где С_р = 4,19 кДж/(кг К) - теплоёмкость воды,

g = 965 кг/м³ - удельный вес воды при средней температуре t_f = (130 + 70)/2 =100єС.

Построим схематично температурный график противоточного движения теплоносителей в подогревателе (рисунок 5.1).

Рисунок 5.1. Схема движения теплоносителей

Определим среднелогарифмическую разность температур теплоносителей в сетевом подогревателе воды по формуле:

                                                    (5.3)

где Dt_б = 221 - 130 = 91 єС - меньший напор,

Dt_м = 165 - 70 = 95 єС - больший напор.

Тогда

Коэффициент теплопередачи k определяем графо-аналитическим методом. Он основан на том, что при установившемся тепловом режиме удельное количество тепла, передаваемого в единицу времени через все слои стенки, есть величина постоянная и равна количеству тепла, передаваемого от одного теплоносителя к другому, т.е. q₁ = q₂ = q₃ = q₄ = q, Вт/м². Предварительно находим для различных участков перехода тепла зависимость между тепловым напряжением q и среднелогарифмическим перепадом температур Dt.

) передача тепла от пара к стенке. Коэффициент теплоотдачи определяем для случая конденсации пара на вертикальной стенке по формуле (1-27 [7]):

, Вт/(м² ∙єС);             (5.4)

где Н = 4 м - длина трубки,

В^/ приближённо можно считать , где t_н- - температура насыщения конденсирующегося пара.

,

Вт/(м^2.єС);

тогда

Задаёмся рядом значений Dt₁ и вычисляем соответствующие значения q, результаты заносим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Результаты расчета тепловых напряжений

Dt1	Dt10,75	q, кДж/м2
1	2	3
20	9,5	112428,7
40	15,9	188170,1
60	21,5	254443,9
80	26,7	315983,8
100	31,6	373973,4
120	36,3	429596,0

Строим в масштабе кривую Dt₁= f(q₁) (рисунок 5.2).

) передача тепла через стенку. Для латунной стенки l_ст= 377 кДж/(м^,єС). Тогда

Задаёмся рядом значений Dt₂ и вычисляем соответствующие значения q, результаты заносим в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Результаты расчета тепловых напряжений

Dt2	q, кДж/м2
20	7,54∙106
40	15,08∙106
60	22,62∙106
80	30,16∙106

Аналогично строим прямую Dt₂= f(q₂) (рисунок 5.2).

) передача тепла через накипь. Приняв для накипи l_н= 12,6 кДж/(м^.єС) находим:

Задаёмся рядом значений Dt₃ и вычисляем соответствующие значения q, результаты заносим в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 - Результаты расчета тепловых напряжений

Dt3	q, кДж/м2
20	1,26∙106
40	2,52∙106
60	3,78∙106
80	5,04∙106

Строим прямую Dt₃= f(q₃) (рисунок 5.2).

) передача тепла от стенки к воде.

Скорость воды в пароводяных подогревателях принимаем 3 м/сек. Выбор расчётных формул для определения коэффициентов теплоотдачи внутри трубок начинается с вычисления критерия Рейнольдса, который определяет режим движения теплоносителя. При значении  устанавливается ламинарный режим движения;  соответствует переходному режиму; а  - турбулентному.

Критерий Re определяется из выражения:

,                                                                        (5.5)

где w - средняя скорость теплоносителя (принимаем 3 м/с), м/с;

n_ж - коэффициент кинематической вязкости теплоносителя, м²/с;

d_э - эквивалентный (гидравлический) диаметр поперечного сечения потока, м, определяемый по формуле:

,                                                                           (5.6)

где f - площадь поперечного сечения потока, м²;

U - смачиваемый периметр сечения, м.

 м,

.

Движение воды в трубках турбулентное, поэтому пользуемся формулой:

                                                       (5.7)

По таблице для средней температуры воды t_f = 100єC находим величину А = 3300. Удельный вес воды при 100єС gt = 965,5 кг/м³. Скорость воды в трубках w принимаем равной 3 м/сек. Подставляя соответствующие величины имеем, что

Задаёмся рядом значений Dt₄ и вычисляем соответствующие значения q, результаты заносим в таблицу 5.4.

Таблица 5.4 - Результаты расчета тепловых напряжений

Dt4	q, кДж/м2
20	335000
40	710000
60	1065000
80	1420000

Аналогично предыдущему строим прямую линию зависимости Dt₄= f(q₄) (рисунок 5.2), проходящую через начало координат.

Рисунок 5.2 - Тепловое напряжение поверхности нагрева.

Складывая ординаты четырёх кривых, строим суммарную кривую тепловых перепадов. Из точки m на оси ординат, соответствующей Dt_ср= 93єС, проводим прямую параллельную оси абсцисс, до пересечения её с суммарной кривой. Из точки пересечения n опускаем перпендикуляр на ось абсцисс и находим, что

q = 280^.10³ кДж/м².

Тогда коэффициент теплопередачи равен:

Поверхность нагрева теплообменника определим по формуле:

                                       (5.8)

5.2 Конструктивный расчёт сетевого подогревателя

Определяем основные конструктивные данные и размеры аппарата. Количество трубок в одном ходе найдём по формуле:

,                                                                  (5.9)

Общая длина трубок равна

                            (5.10)

Число ходов z равно

                                                     (5.11)

Принимаем z = 4.

Шаг между трубами принимаем равным

                                        (5.12)

Принимаем к установке аппарат ПСВ-45-7-15.

Для определения диаметра корпуса аппарата необходимо найти размеры трубной решётки; поскольку аппарат 4-х ходовой, необходимо предусмотреть место для перегородок и анкерных болтов и в каждом ходе разместить 54/2=27 трубок. Всего трубок 27∙4 = 108 шт.

Нормальным расположением трубок считаем размещение центров трубок на трубной доске по углам равносторонних треугольников. По количеству трубок z = 108 шт., определяем диаметр D^/, на котором располагаются крайние трубки, выраженный через шаг S между трубками.

                                         (5.13)

Находим внутренний диаметр корпуса по формуле:

                                                                  (5.14)

k - кольцевой зазор между крайними трубками и корпусом, который принимаем равным 10 мм.

D₀=660 + 20 + 20 = 700 мм = 0,7 м.

Определим размеры водяных и парового штуцеров. Эти размеры определяют обычно по скорости для воды и конденсата, равной 1 - 2 м/с, и для пара 20 - 40 м/с. Диаметр штуцера подсчитывается по формуле

, м,                                                           (5.15)

где G - расход пара или воды, кг/с;

r - плотность пара или воды, кг/м³;

w - скорость пара или воды в штуцере, м/с.

Для пара:

 м,

где  G = 2,56 кг/с;

r = 2,22 кг/м³ (см.i - d диаграмму);

w = 35 м/с.

Для воды:

 м,

где  G = 22,89 кг/с;

r = 985 кг/м³;

w = 2 м/с.

5.3 Гидравлический расчёт сетевого подогревателя

Гидравлический расчёт устанавливает затрату энергии на движение теплоносителей через аппарат. Полный напор Dр, необходимый для движения жидкости или газа (при скорости газа, не превышающей 0,2 скорости звука) через теплообменник, определяется по формуле:

, Па,                                        (5.16)

где SDр_тр - сумма гидравлических потерь на трение;

SDр_м - сумма потерь напора в местных сопротивлениях;

SDр_у- - сумма потерь напора, обусловленных ускорением потока;

Dр_г - перепад давления для преодоления гидростатического давления столба жидкости.

Гидравлические потери на трение в трубах, каналах и при продольном омывании пучка труб теплообменного аппарата определяются по формуле (7-2 [7]):

, Па,                                                         (5.17)

где l - длина трубы, м;

d_э - эквивалентный (гидравлический) диаметр, м;

w - средняя скорость теплоносителя на данном участке, м/с;

r - плотность теплоносителя, кг/м³;

l - коэффициент сопротивления трения (величина безразмерная).

Коэффициент сопротивления трения l шероховатых труб можно определить по формуле:

,                                                                                 (5.18)

где k - абсолютная шероховатость и принимается в пределах 0,1 - 0,15 мм.

,

тогда

 кПа.

Гидравлические потери давления в местных сопротивлениях: в патрубках, крышках, трубных решётках, перегородках, диффузорах, задвижках вентилях и других элементах теплообменниках определяются по формуле:

, Па,                                                       (5.19)

где x - коэффициент местного сопротивления; его находят отдельно для каждого элемента теплообменника, затем подсчитывают все Dр_м, значения которых суммируют.

) вход воды в теплообменник

x = 0,5,  Па,

) выход воды из теплообменника

x = 1,0,  Па.

Для остальных элементов расчёт производим аналогично по формуле (5.19). Результаты расчёта приведены в таблице 5.5.

Таблица 5.5 - Результаты расчёта местных сопротивлений

№	Вид сопротивления	Кол.	x	Sx	w, м/с	r, кг/м3	Dрм, Па
1	Вход в ТО	1	0,5	0,5	2	985	985
2	Поворот 900	8	0,5	4,0	1,4	985	3861
3	Вход в трубу	4	0,5	2,0	1,4	985	1930
4	Выход из трубы	4	1,0	4,0	1,4	985	3861
5	Выход из ТО	1	1,0	1,0	2	985	1970
	Итого						12607

Так как вода практически не сжимаемая жидкость, то Dр_у ничтожно мало и мы не будем принимать его в расчёт. Так как теплообменник включён в замкнутую схему (не сообщается с окружающим воздухом), то Dр_г = 0.

Теперь определим полное падение давления в теплообменнике

Па,

или

 м в.ст.

6. Электроснабжение

6.1 Исходные данные

В котельном цехе №3 г. Борисова предусматривается установка блока ПГУ-65. Блок в составе: газовой турбины электрической мощностью 45 МВт типа SGT-800 производства «Siemens DDIT» с генератором мощностью 50 МВ·А, парового котла-утилизатора и паровой турбины мощностью 20 МВт типа Т-20-8,0 производства РФ с генератором мощностью 20 МВ·А.

Генераторы подключаются к РУ-110 кВ в блоки с трехфазными трансформаторами. Генераторы газовой турбины подключается к РУ-110 кВ через трансформатор напряжением 110/10 кВ и мощностью 63 МВ·А. Генератор паровой турбины подключается к РУ-110 кВ через трансформатор напряжением 110/10 кВ мощностью 25 МВ·А.

В цепи каждого генератора устанавливается генераторный выключатель. Благодаря установке генераторных выключателей достигается возможность использования рабочего трансформатора собственных нужд для пуска и останова блоков.

Электрическая схема котельного цеха представлена на рисунке 6.1.

Рисунок 6.1 - Схема электрическая котельного цеха №3 г. Борисова

Исходные данные занесены в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 - Основные технические характеристики турбогенераторов

Тип генератора	Коли-чество	Sном, МВА	Pном, МВт	Cosц	Uном, кВ	nном, об/мин	x»d
Т-20-2	1	25	20	0,8	10,5	3000	0,118
Т-45-2	1	63	45	0,8	10,5	3000	0,151

6.2 Определение параметров схемы

Наибольший ток нормального режима в цепи генератора принимается при загрузке генератора до номинальной мощности, при номинальном напряжении:

                                      (6.1)

По формуле 7.1 определим значение номинального тока:

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима в цепи генератора определяется при условии работы генератора при снижении напряжения на 5%:

                                 (6.2)

По формуле 7.2 определим значение максимального тока

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Реактивное сопротивление генератора, выраженное в относительных единицах, определяется по формуле:

                                            (6.3)

Реактивное сопротивление, в относительных единицах

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Значение ЭДС определяется по выражению:

 (6.4)

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Рассчитаем токи короткого от генераторов. Для этого сначала необходимо по формуле 8.5 найти значение периодической составляющей тока КЗ в относительных единицах:

                                                  (6.5)

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Определим базисный ток:

                                           (6.6)

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Определим периодическую составляющую тока КЗ в именованных единицах:

                                            (6.7)

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Значение ударного тока КЗ рассчитаем по формуле 8.8:

                                      (6.8)

для Т-20-2:

для Т-45-2:

ссчитаем ток короткого замыкания:

                                             (6.9)

где I_н - номинальный ток токопровода, u_к - предельная кратность тока короткого замыкания.

 

.3 Выбор токопроводов

Электрическое соединение генераторов с распределительными устройствами и силовыми трансформаторами может быть выполнено жёсткими, гибкими и комплектными токопроводами. Жёсткие и гибкие токопроводы применяются для генераторов до 60-100 МВт. Трассы токопроводов выбирают таким образом, чтобы они проходили через зоны размещения основных нагрузок данного предприятия. В настоящее время рекомендуется использовать открытые симметричные гибкие и жесткие токопроводы следующих конструктивных исполнений: жесткий подвесной с трубчатыми шинами и подвесными изоляторами или гибкий с расщепленными проводами.

Жесткие токопроводы следует применять при наличии агрессивной среды, так как на жесткие проводники легче нанести антикоррозийное покрытие. Токопроводы требуют меньшей полосы, свободной от застройки и подземных коммуникаций (отчуждение территории под жесткий токопровод составляет 10 м).

Гибкие токопроводы выполняются из нескольких оголенных проводов, закрепленных равномерно по периметру кольца и подвешенных к опоре на подвесных изоляторах. Серьезный недостаток гибких токопроводов - большие габаритные размеры (отчуждение территории под гибкий токопровод составляет 18 м) и недостаточная стойкость к воздействию химически активной среды. Гибкие токопроводы рекомендуется использовать, если одновременно имеет место нестесненная планировка предприятия, позволяющая не учитывать стоимость отчуждаемой под гибкий токопровод территории, и минимальное число (до двух-трех на 1 км) поворотов трассы.

Токопроводы более надежны, они имеют более высокую перегрузочную способность, но характеризуются большим индуктивным сопротивлением по сравнению с линиями, выполненными из большого числа параллельно проложенных кабелей,

Применение комплектных токопроводов (КТП) имеет следующие основные преимущества по сравнению с другими способами соединения элементов электротехнических устройств:

-        обеспечивается более высокая степень эксплуатационной надежности и безопасности обслуживания электроустановки;

-        достигается внедрение индустриальных методов сооружения и монтажа электроустановок;

-        становится возможной унификация проектных решений за счет применения типовых элементов КТП. Сокращаются объемы и сроки проектирования;

-        увеличивается комплектность заводской поставки и упрощаются вопросы комплектации и снабжения;

-        уменьшаются потери электроэнергии;

-        исключается возникновение междуфазных коротких замыканий, особенно опасных для турбогенераторов большой мощности (при пофазно-экранированном исполнении КТП).

Для обоих участков выбираем токопровод ТЭНЕ-10-3150-128 УХЛ1.

Проверим выбранный токопровод по следующим критериям:

1) по напряжению:

) по току:

) по динамической стойкости:

Для участка от генераторов ГТГ-8-2РУХЛЗ до блочных трансформаторов в качестве токоведущих частей применяем токопровод марки ТЭКНЕ-11-3150-250У1, Т1.

Проверим выбранный токопровод по следующим критериям:

) по напряжению:

) по току:

) по динамической стойкости:

6.4 Выбор выключателей и разъединителей

Высоковольтные выключатели выбираются по следующим условиям:

1) по напряжению установки: ;                            (6.10)

) по длительному току: ;                        (6.11)

) по условию электродинамической стойкости:;       (6.12)

Выбор разъединителей производится по напряжению установки, длительному току, динамической стойкости по аналогии с выключателями. Для наглядности выбор выключателей и разъединителей представим в виде таблиц 6.2 и 6.3.

Таблица 6.2 - Выключатели и разъединители в цепи генератора Т-20-2

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель МГГ-10-45	Разъединитель РВ-10/2000

Таблица 6.3 - Выключатели и разъединители в цепи генератора Т-45-2

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель МГГ-10-45	Разъединитель РВЗ-10/4000

Заключение

В дипломном проекте была рассмотрена модернизация районной котельной №3 г. Борисова, предусматривающая установку газотурбинной установки вместе с котлом утилизатором. Предложенная схема модернизации котельной подробно проанализирована, а именно:

-        рассмотрено основное теплотехнологическое оборудование котельной,

-        произведён расчёт тепловой схемы,

-        выполнен тепловой подогревателя сетевой воды ПСВ-45,

-        рассмотрены контрольно-измерительные приборы и автоматизация водогрейного котла КВГМ-50,

-        выбрано электрическое оборудование для питания электродвигателей тягодутьевого оборудования,

-        в разделе «охрана труда» были рассмотрены вопросы техники безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности на котельной,

-        в экономической части проекта были рассчитаны основные технико-экономические показатели.

Основываясь на произведенные расчеты, очевидно, что предложенная модернизация рациональна и энергетически эффективна.

Список используемых источников

1    Попырин П.С. «Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок» - М.: Энергия, 1978, - 342 с.: ил.

2       Седнин В.А. «Моделирование, оптимизация и управление теплотехническими системами»: Учеб. метод. пособие по курсовому проектированию для студ. энергет. спец./В.А. Седнин. - Мн.: БНТУ, 2002.

         Нащокин Б.В. «Техническая термодинамика и теплопередача» - М: Высшая школа, 1980

         Ривкин С.Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара. - М.: Энергия, 1980.-424 с.

         Андрианова Т.Н., Дзампов Б.В. Сборник задач по технической термодинамике. Учеб. пособие для ВУЗов, - М.: Энегоиздат, 1981

         Воинов А.П., Зайцев В.А. «Котлы - утилизаторы технологические агрегаты» - М.: Энергоатомиздат, 1989

         Лебедев П.Д. «Теплообменные, сушильные холодильные установки» - М.: Энергия, 1972

         Теоретические основы теплотехники. Технический эксперимент. Справочник - М.: Энергоатомиздат, 1985

         Роддатис К.Ф. Справочник по котельным установкам малой производительности. - М.: Энергия, 1968

         Кочетков А.В., Мигуцкий Е.Г. «Котельные установки промышленных предприятий». Методические указания - Мн.: БПИ, 1985

         Лебедев П.Д. «Теплообменные, сушильные холодильные установки» - М.: Энергия, 1972

         Королев О.П., Радкевич В.Н., Сацукевич В.Н. «Электроснабжение промышленных предприятий». Учебно-методическое пособие по курсовому и дипломному проектированию - Мн.: БГПА, 1998

13  Нагорнов В.Н. Методические пособие по экономической части дипломного проектирования для студентов специальности «Тепловые электрические станции» - Мн.: БГПА, 1992

14     Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. М.: Энергоатомиздат, 1989

         Лазаренков А.М. «Охрана труда» - Мн.: БНТУ, 2004

16  Паровые и газовые турбины: Учебник для вузов/М.А. Трубилов. - М.: Энергоатомиздат, 1985