80584

Проект реконструкции ОРУ-110 кВ на подстанции «Ингалинская»

Дипломная

Энергетика

Оборудование РУ по своим паспортным данным должно удовлетворять условиям работы как при номинальном режиме так и при КЗ. Аппараты и шины должны обладать необходимой термической и динамической стойкостью; изоляция оборудования должна выдерживать возможные повышения...

Русский

2015-02-18

304.05 KB

9 чел.

Введение

   Электрическая энергия широко применяется во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует универсальность и простота ее использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передача на большие расстояния.

Одним из объектов электроэнергетической системы является ПС “Ингалинская”. Она осуществляет питание потребителей всех категорий и поэтому должна соответствовать всем требованиям надежности.

В силу того, что на ПС “ Ингалинская ” используется устаревшее физически и морально оборудование, которое может привести к отказу и потере питания ответственных потребителей, оно требует замены на более совершенное и новое.

   Задачей реконструкции подстанции является разработка с учётом новейших достижений науки и техники  средств  эксплуатации и управления, при которых обеспечивается оптимальная надёжность снабжения потребителя электрической  энергией в необходимых размерах требуемого качества с наименьшими затратами.

    Распределительные устройства (РУ) станций и подстанций представляют собой комплекс сооружений и оборудования, предназначенный для приема и распределения электрической энергии. Основным оборудованием РУ являются коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины и др. Они бывают открытыми и закрытыми.

  Оборудование РУ по своим паспортным данным должно удовлетворять условиям работы как при номинальном режиме, так и при КЗ. Аппараты и шины должны обладать необходимой термической и динамической стойкостью; изоляция оборудования должна выдерживать возможные повышения напряжения при атмосферных и внутренних перенапряжениях;

все оборудование должно надежно работать при допустимых перегрузках;

помещения РУ должны быть безопасны и удобны при обслуживании

оборудования персоналом при всех возможных режимах работы, а также при ремонте; в помещениях РУ должны находиться защитные средства и средства тушения пожара. Окна в закрытых РУ должны быть надежно закрыты, а проемы и отверстия в стенах заделаны для исключения возможного попадания в помещения животных и птиц. Кровля должна быть исправной; температура и влажность воздуха в помещениях закрытых РУ должны поддерживаться такими, чтобы не увлажнялась изоляция. В закрытых РУ температура не должна превышать 40 °С. Вентиляция помещений должна быть достаточно эффективной; все помещения РУ должны иметь рабочее и аварийное электрическое освещение.

Задачами эксплуатации РУ являются:

  1.  обеспечение соответствия режимов работы РУ и отдельных цепей техническим характеристикам оборудования;
  2.  поддержание схемы РУ, подстанции, станции, обеспечивающей надежную работу оборудования и безотказную селективную работу устройств релейной защиты и автоматики;
  3.  обеспечение надзора и ухода за оборудованием и помещениями РУ, а также устранение в кратчайший срок неисправностей, так как развитие их может привести к аварии;
  4.  своевременное производство испытаний и ремонта оборудования; соблюдение установленного порядка и последовательности выполнения переключений в РУ.

    С ростом нагрузки потребителей пропускная способность ранее установленного оборудования часто оказывается недостаточной. Проверка соответствия параметров оборудования изменяющимся условиям работы в энергосистемах производится систематически путем контроля наибольших нагрузок потребителей и сопоставления их с номинальными данными оборудования, а также путем расчета токов КЗ при включениях нового оборудования (турбо- и гидрогенераторов, трансформаторов) и изменениях

схем электрических соединений. В случае выявления несоответствий производится модернизация оборудования или его замена, а также секционирование электрической сети; вводятся в работу автоматические устройства деления сетей для ограничения токов КЗ и т. д.

Надзор за работой оборудования выполняется при наружных осмотрах РУ дежурным и эксплуатационным персоналом.

1 Конструктивные особенности

    Открытое распределительное устройство (ОРУ) — распределительное устройство, оборудование которого располагается на открытом воздухе. Все элементы ОРУ размещаются на бетонных или металлических основаниях. Расстояния между элементами выбираются согласно ПУЭ. На напряжении 110 кВ и выше под устройствами, которые используют для работы масло (масляные трансформаторы, выключатели, реакторы) создаются маслоприемники — заполненные гравием углубления. Эта мера направлена на снижение вероятности возникновения пожара и уменьшение повреждений при аварии на таких устройствах.

    Сборные шины ОРУ могут выполняться как в виде жёстких труб, так и в виде гибких проводов. Жёсткие трубы крепятся на стойках с помощью опорных изоляторов, а гибкие подвешиваются на порталы с помощью подвесных изоляторов.

Территория, на которой располагается ОРУ, в обязательном порядке огораживается.

Преимущества:

  1.  ОРУ позволяют использовать сколь угодно большие электрические устройства, чем, собственно, и обусловлено их применение на высоких классах напряжений.
  2.  Изготовление ОРУ не требует дополнительных затрат на строительство помещений.
  3.  ОРУ удобнее ЗРУ в плане расширения и модернизации
  4.  Возможно визуальное наблюдение всех аппаратов ОРУ

Недостатки:

  1.  Эксплуатация ОРУ затруднена в неблагоприятных климатических условиях, кроме того, окружающая среда сильнее воздействует на элементы ОРУ, что приводит к их раннему износу.
  2.  ОРУ занимают намного больше места, чем ЗРУ.

2 Классы взрывоопасных зон

   Взрывоопасная зона - это помещение или ограниченное пространство в помещении или наружной установке, в котором имеются или могут образоваться взрывоопасные смеси.

   Если объём взрывоопасной смеси, обращающейся в технологическом процессе, превышает 5 % свободного объёма помещения или если при воспламенении взрывоопасной смеси развивается избыточное давление взрыва, превышающее 5 кПа, то взрывоопасной зоной считается весь объём этого помещения. При меньшем объёме или при меньшем давлении взрыва взрывоопасной зоной считается пространство в пределах до 5 м по горизонтали и вертикали от технологического аппарата.

Различают 6 классов взрывоопасных зон:

  1.  В зонах класса В-I в нормальных режимах работы технологического оборудования выделяются взрывоопасные вещества (горючие газы или пары ЛВЖ) в таком количестве и с такими свойствами, что они могут образовывать с воздухом взрывоопасные смеси - например, при загрузке или разгрузке технологических аппаратов, хранении или переливании ЛВЖ, находящихся в открытых ёмкостях, и т. п.
  2.   Если образование взрывоопасных смесей (независимо от нижнего концентрационного предела взрываемости) возможно только в аварийных режимах, то зоне присваивается класс В-Iа.

В зонах класса В-Iб также возможно образование взрывоопасных смесей только в результате аварий или неисправностей, но здесь горючие газы обладают высоким нижним концентрационным пределом воспламенения (15% и более) и резким запахом. К этому же классу относятся зоны лабораторных и других помещений, в которых горючие газы и легковоспламеняющиеся жидкости имеются в небольших количествах, недостаточных для создания взрывоопасной смеси в объёме,

превышающем 5 % свободного объёма помещения, и в которых работа производится без применения открытого пламени.

  1.   Зоны класса В-Iг - пространства у наружных установок (технологических установок с взрывоопасными смесями, наземных и подземных резервуаров с ЛВЖ или горючими газами, эстакад для слива и налива ЛВЖ и т. п.). К зонам класса В-Iг также относятся: пространства у проёмов за наружными ограждающими конструкциями помещений с взрывоопасными зонами классов В-I, В-Iа и В-II, у наружных ограждающих конструкций, если на них расположены устройства для выброса воздуха из систем вытяжной вентиляции помещений с взрывоопасными зонами любого класса, или пространства у предохранительных и дыхательных клапанов ёмкостей и технологических аппаратов с горючими газами и ЛВЖ.

Размеры зон следующие:

  1.  0.5 м по горизонтали и вертикали от проёмов за наружными ограждающими конструкциями помещений с взрывоопасными зонами классов В-I, В-Iа, В-II;
  2.  3 м по горизонтали и вертикали: от закрытого технологического аппарата, содержащего горючие газы или ЛВЖ; от вытяжного вентилятора, установленного снаружи (на улице) и обслуживающего помещения с взрывоопасными зонами любого класса;
  3.  5 м по горизонтали и вертикали: от устройств для выброса из предохранительных и дыхательных клапанов ёмкостей и технологических аппаратов с горючими газами или ЛВЖ; от расположенных на ограждающих конструкциях зданий устройств для выброса воздуха из систем вытяжной вентиляции помещений с взрывоопасными зонами любого класса;
  4.  8 м по горизонтали и вертикали от резервуаров с ЛВЖ или горючими газами (газгольдеры); при наличии обвалования - в пределах всей

  1.  площади внутри обвалования;
  2.  20 м по горизонтали и вертикали от места открытого слива и налива для эстакад с открытым сливом и наливом ЛВЖ.

   Зоны класса В-II расположены в помещениях, где выделяются переходящие во взвешенное состояние горючие пыли или волокна в таком количестве и с такими свойствами, что они способны образовать с воздухом взрывоопасные смеси при нормальных режимах работы (например, при загрузке и разгрузке технологических аппаратов).

  В зонах класса В-IIа образование подобных взрывоопасных смесей возможно только в аварийных ситуациях.

3 Классы пожароопасных зон

Пожароопасной зоной называется пространство внутри и вне помещения, в пределах которого постоянно или периодически обращаются горючие (сгораемые) вещества и в котором они могут находиться при нормальном технологическом процессе или при его нарушениях.

Различают 4 класса пожароопасных зон:

  1.  П-I - обращаются горючие жидкости с температурой вспышки выше 61°С. Зоны класса П-I расположены в помещениях, в которых обращаются горючие жидкости, исключающие образование взрывоопасной смеси, при воспламенении которой развивается расчётное избыточное давление взрыва в помещении, превышающее 5 кПа.
  2.  П-II - выделяются горючие пыли или волокна с НКПВ более 65 г/м . Зоны класса П-II расположены в помещениях, в которых выделяются горючие пыль или волокна, исключающие образование взрывоопасной смеси, при воспламенении которой расчётное избыточное давление взрыва в помещении превышает 5 кПа.
  3.  П-IIА- содержатся твёрдые горючие вещества. Зоны класса П-IIА расположены в помещениях, в которых обращаются твёрдые горючие вещества.
  4.  П-III - расположены вне помещений, содержащих горючие материа-лы. Зоны класса П-III расположены вне помещения зон, в которых обращаются горючие жидкости или твёрдые горючие вещества.

   Зоны в помещениях и зоны наружных установок в пределах до 5 м по горизонтали и вертикали от аппаратов, в которых постоянно или периодически обращаются горючие вещества, но технологический процесс ведётся с применением открытого огня, раскалённых частей, либо технологические аппараты имеют поверхности, нагретые до температуры самовоспламенения горючих паров, пылей или волокон, не относятся по их электрооборудованию к пожароопасным. Класс среды в помещениях или среды наружных установок за пределами указанной зоны следует определять в зависимости от технологических процессов, применяемых в этой среде.

Зоны в помещениях и зоны наружных установок, в которых твёрдые, жидкие и газообразные горючие вещества сжигаются в качестве топлива или утилизируются путём сжигания, не относятся по их электрооборудованию к пожароопасным.

   Зоны в помещениях вытяжных вентиляторов, а также в помещениях приточных вентиляторов (если приточные системы работают с применением рециркуляции воздуха), обслуживающих помещения с пожароопасными зонами класса П-II, относятся также к пожароопасным зонам класса П-II.

Зоны в помещениях вентиляторов местных отсосов относятся к пожароопасным зонам того же класса, что и обслуживаемая ими зона. Для вентиляторов, установленных за наружными ограждающими конструкциями и обслуживающих пожароопасные зоны класса П-II и пожароопасные зоны любого класса местных отсосов, электродвигатели выбираются, как для пожароопасной зоны класса П-III.

  При размещении в помещениях или наружных установках единичного пожароопасного оборудования, когда специальные меры против распростра-нения пожара не предусмотрены, зона в пределах до 3 м по горизонтали и вертикали от этого оборудования является пожароопасной.

4  Определение расчетных нагрузок

    Для определения нагрузок использованы данные ведомостей зимних и летних замеров нагрузок в  контрольные дни 2000 и 2012 годов.

 Основные формулы:

                                         Q = Р ∙ tg φ;                                                          (1)

                                         ;                                                          (2)

                      где:     S – Полная мощность, МВА;

                                  Р – Активная мощность, МВт;

                                  Q - Реактивная мощность, Мвар;

                                  tg φ  - Коэффициент мощности.

      Определение нагрузок на НН, МВт:

                                 ;                                                         (3)

     Определение нагрузок на СН, МВт:

                                 ;                                                         (4)

     Определение нагрузок на ВН, МВт:

                                  ;                                                            (5)

 Результаты расчетов приведены в таблицах 2.1÷ 2.12.

4.1 Построение годового графика нагрузки

Построение годового графика нагрузки по продолжительности производится на основании  графиков за летние и зимние сутки. При построении годового графика по оси ординат откладываются нагрузки, кВт, по оси абсцисс - часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике располагаются в порядке убывания от Рmax до Рmin.

      Продолжительность потребления нагрузки Ti определяется по формуле:

                                                        Ti = ti  N,                                             (6)

где:  ti – длительность ступеней суточных графиков;

       N – количество календарных дней:     NЗИМ= 200 дней, NЛЕТ = 165 дней.

Результаты расчетов сводим в таблицы.

 

Таблица 1 -  Данные для построения годового графика нагрузки по

продолжительности на НН 2000 г

Р, МВт

t

N, дни

T

10,5

2

200

400

10

6

200

1200

9,5

8

200

1600

8,5

1

200

200

8

2

200

400

7,5

3

200

600

7

2

200

400

5

4

165

660

4,5

9

165

1485

4

6

165

990

3,5

3

165

495

2

2

165

330


Рисунок 1 - Годовой график по продолжительности НН 2000 г

Таблица 2 - Данные для построения годового графика нагрузки по продолжительности на СН 2000 г

Р, МВт

t

N, дни

T

1

24

200

4800

0,6

24

165

3960

Рисунок 2 - Годовой график по продолжительности СН 2000 г


Таблица 3 - Данные для построения годового графика нагрузки по продолжительности на ВН 2000 г

Р, МВт

t

N, дни

T

11,5

2

200

400

11

6

200

1200

10,5

8

200

1600

9,5

1

200

200

9

2

200

400

8,5

3

200

600

7,5

2

200

400

5,6

3

165

495

5,1

9

165

1485

4,6

6

165

990

4,1

4

165

660

3,6

2

165

330

        

Рисунок 3 - Годовой график по продолжительности ВН 2000 г


Таблица 4 - Данные для построения годового графика нагрузки по продолжительности на НН 2012 г

Р, МВт

t

N, дни

T

12,5

1

200

200

12

5

200

1000

11,5

1

200

200

11

4

200

800

10,5

5

200

1000

9

4

200

800

8,6

1

200

200

8,3

2

200

400

6

2

165

330

5,5

6

165

990

5

9

165

1485

4

3

165

495

3,5

4

165

660

Рисунок 4 - Годовой график по продолжительности НН 2012 г

Таблица 5 - Данные для построения годового графика нагрузки по продолжительности на ВН 2012г

Р, МВт

t

N, дни

T

13,5

1

200

200

13

5

200

1000

12,5

1

200

200

12

4

200

800

11,5

5

200

1000

10

4

200

800

9,6

1

200

200

9,3

2

200

400

6,6

2

165

330

6,1

6

165

990

5,6

9

165

1485

4,6

3

165

495

4,1

4

165

660

Рисунок 5 - Годовой график по продолжительности ВН 2012 г


5 Выбор электрических аппаратов

5.1 Выбор выключателя на ВН

       Выключатель  –  это  коммутационный  аппарат,  предназначенный   для

включения и отключения тока. На ВН выбирается выключатель по таблице 6 типа: ВГБ-110-25/1250У1 – выключатель элегазовый, баковый с электромагнитным приводом, на напряжение 110 кВ, для умеренно климата, наружной установки. Выключатели серии ВГБ-110-25/1250У1, со встроенными трансформаторами тока предназначены для выполнения включений и отключений при заданных условиях в нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением 110кВ. Используются встроенные трансформаторы тока для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и устройствам защиты.

 Таблица 6 -  Технические характеристики выключателя ВГБ-110-25/1250У1    

Промышленное напряжение

Uном = 110 кВ

Номинальный ток

Iном= 1250 А

Номинальный ток отключения

Iоткл. = 25 кА

Ток электродинамической стойкости

максимальное пиковое значение

iдин = 64 кА

действующее значение

Iдин = 25 кА

Ток термической стойкости

Iтерм.= 25 кА

Время действия тока термической стойкости

tтерм.= 3 с

Собственное время отключения

tcв,откл=0,035 с

Полное время отключения

tпв= 0,06 c

Собственное время включения

tcв.вкл= 0,1 с

 

Проверка:

 1.   По способности отключать симметричный ток КЗ.

   Условие проверки:

IП.К1Iоткл                                                 (7)

Вывод:   т.к.IП.К1 = 2,77 кА<Iоткл = 25 кАвыбранный  выключатель проходит по способности отключать симметричный ток КЗ.

2.  По способности отключать апериодическую составляющую тока КЗ.

Условие проверки:  

       (8)

где:  i-   апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения   контактов, кА;  

βн– нормированноезначение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.   

а)                                     ( 9)

 где:   τ- время расхождения контактов, с;

tс.в--собственное время отключения.

Ta=0,05  - постоянная затухания апериодической составляющей тока КЗ,   

 τ =tр.з.мин+ tс.в.=0,01+0,035=0,045 с;

кА;

кА.

б)                                 (10)

где:   βн - нормированное значение содержания апериодической                               составляющей в отключаемом токе.

βн = 35%( при τ = 0,045с)                   

кА

Вывод: т.к.кА <кА

Выключатель проходит по способности отключать апериодическую

составляющую  тока КЗ.

3.  По электродинамической стойкости.

          Условие проверки:  

IП.К1  ≤Iдин   и    iуд.К1 ≤  i                                              (11)

IП.К1  = 2,77 кА  <Iдин = 25кА ;       iуд.К1 = 7,05 кА  <iдин =64 кА

        Вывод:  выключатель проходит по динамической стойкости.

4.  По термической стойкости.

Условие проверки:  

Вк  ≤                                                         (12)

где:   Вк  -  тепловой  импульс,  кА2 ∙с;

- ток термической стойкости, кА2;

tтерм  - время термической стойкости, с

а)                                  (13)

с;    с;     с.  

кА2∙с;

б)кА2 с.

Вывод:   т.к.9,02кА2∙с<1875кА2 ∙с выключатель проходит по термической стойкости.

Таблица 7 -  Выбор выключателя на стороне ВН

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст  ≤  Uном

Uуст = 110 кВ

Uном =110 кВ

IФ.Р. Iном

IФ.Р. = 73,48 А

Iном = 1250 А

IП.К1Iоткл.

IП.К1 = 2,77  кА

Iоткл. = 25 кА

6,52 кА

12,41 кА

IП.К1  ≤   Iдин

iуд.К1  ≤  iдин

IП.К1 = 2,77 кА

iуд.К1=  7,05 кА

Iдин = 25 кА

iдин = 64 кА

Βк = 9,02 кА2∙с

= 1875 кА2∙с

       Вывод: выключатель  ВГБ-110-25/1250У1 подходит по всем параметрам.

6 Выбор разъединителей на стороне ВН

       Разъединитель   –    это    контактный    коммутационный    аппарат,

предназначенный для отключения и включения электрической цепи без  тока  или с незначительным  током.  При  ремонтных  работах разъединителем  создаётся видимый разрыв между частями,  оставшимися  под  напряжением  и  аппаратами, выведенными  в  ремонт.  Разъединители  позволяют   производство   следующих операций:

  1. отключение и включение нейтрали  трансформаторов  и      заземляющих дугогасящих реакторов при отсутствии в сети замыкания на землю;
  2. зарядного тока шин и оборудования всех напряжений (кроме батарей

конденсаторов);

  1. нагрузочного тока до 15А трёхполюсными разъединителями наружной установки  при  напряжении  10  кВ  и  ниже.  

К   разъединителям предъявляются следующие требования:

  1. создание видимого разрыва  в  воздухе,  электрическая  прочность

которого соответствует максимальному импульсному напряжению;

  1. электродинамическая и термическая стойкость при протекании токов

короткого замыкания;

  1. исключение самопроизвольных отключений;
  2. чёткое включение и  отключение  при  наихудших  условиях  работы (обледенение, ветер).

6.1 Режим работы. Критерии безопасного состояния

Допускается длительное увеличение тока нагрузки разъединителей в пределах до 20% номинального значения при условии, что температура окружающего воздуха не превышает +35 град.С. При повышении температуры окружающего воздуха свыше +35 град. С ток нагрузки должен быть снижен.

Степень необходимого снижения или допустимого увеличения нагрузки принимать в соответствии с указаниями инструкций завода-изготовителя. 
  Разъединители выдерживают воздействие сквозного тока короткого замыкания, если его величина не превышает значений, указанных в технической документации завода-изготовителя. При этом наибольшая продолжительность воздействия тока термической стойкости разъединителей для заземляющих ножей – не более 1 с, для главных ножей – не более 4 с при классе напряжения до 35кВ включительно и 3 с при классе напряжения 110кВ.

Допускается включение и отключение разъединителями намагничивающего тока силовых трансформаторов и зарядного тока линий электропередачи. Допустимые значения отключаемых и включаемых токов зависят от конструкции разъединителей и приведены в таблице №1. 
Установленные на подстанциях предприятия разъединители, которыми допускается включение и отключение вышеуказанных токов, должны быть оборудованы защитными козырьками. Разъединители наружной установки допускают оперирование в условиях гололёда при толщине корки льда до 10 мм. Последовательность операций при гололёде такая же, как и при нормальных условиях. Допускается, в случае необходимости, включение при гололёде производить путём многократного оперирования (2-5 раз).

6.2 Подготовка разъединителей к работе, ввод в работу.

Перед включением разъединителя в работу после длительного простоя или текущего ремонта необходимо:

  1.  Проверить чистоту поверхности изоляторов, убедиться в отсутствии трещин и сколов;
  2.  Проверить затяжку резьбовых и крепёжных деталей, наличие термоиндикаторов в месте подключения ошиновки;
  3.  Проверить наличие смазки на открытых трущихся частях и резьбовых соединениях;
  4.  Проверить наличие смазки на контактных частях разъединителя;
  5.  Проверить наличие и состояние заземления разъединителя и привода.
  6.  Проверить контактное нажатие в разъёмных контактах главных и заземляющих ножей;
  7.  Проверить работоспособность и правильность действия блокконтактов цепей электрической блокировки и сигнализации;
  8.  Убедиться в правильной работе механической блокировки между валом главных ножей и валом заземляющих ножей;
  9.  Произвести несколько контрольных включений и отключений разъединителя с целью проверки правильности работы привода и вхождения в контакты главных и заземляющих ножей.

        Подготовка разъединителей к работе после окончания монтажных или ремонтных работ производится как и в процессе текущей эксплуатации, но в этом случае предварительно необходимо выполнить испытания и измерения в объёме, соответствующем требованиям действующих «Норм испытаний электрооборудования». Разъединитель может быть введен в работу при положительном результате проверок и соответствии результатов испытаний требованиям действующих “ Норм испытаний электрооборудования”.

6.3 Условия эксплуатации

    Разъединители изготавливаются в климатическом исполнении УХЛ, категория размещения I по  ГОСТ 15150 и ГОСТ 15543, при этом: высота над уровнем моря не более 1000 м;

  1. верхнее рабочее значение температуры окружающего воздуха - плюс 40 °С;
  2. нижнее рабочее значение температуры окружающего воздуха - минус 60 °С;
  3. скорость ветра не более 40  м/с при отсутствии гололеда и не более 15  м/с в условиях  гололеда толщиной не более 20 мм. Требования безопасности к конструкции разъединителей по ГОСТ 12.2.007.3.

6.4 Структура условного обозначения

РДЗ   -  110/1000УХЛ

Р - разъединитель;

Д - двухколонковый;

3 - наличие заземлителя;

УХЛ  - климатическое исполнение по ГОСТ 15150  

На ВН выбирается разъединитель по таблице 2 типа: РДЗ –110/1000УХЛ – разъединитель, двухколонковый с заземляющими ножами на напряжение 110 кВ.

с Для умеренно-холодного климата, наружной установки.

Uном = 110 кВ;

Iном= 1000 А;

iдин = 80 кА;

Iтерм. = 31,5 кА.

 Проверка:

Таблица 8 - Выбор разъединителей на стороне ВН

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

Uуст  ≤  Uном

Uуст = 110 кВ

Uном =110 кВ

IФ.Р. Iном

IФ.Р. = 73,48 А

Iном = 1000 А

iудК1  ≤iдин

iудК1= 7,12кА

iдин= 80 кА

Βк = 9,02 кА2∙с

1875 кА2∙с

   

Вывод: разъединитель РДЗ–110 / 1000 УХЛ  подходит по всем показателям.

7 Расчет сметы затрат на реконструкцию оборудования

7.1 Расчет стоимости материалов (оборудования)

Спр = Цпр * Кпр                                                    (14)

Спр1=15347*6 = 92082 руб

Спр2=1812000*6=10872000 руб      

где Спр- стоимость материалов (оборудования), руб.

Цпр – цена материалов (оборудования), руб., взята по данным предприятия, руб.

Кпр – количество материалов (оборудования), шт

Ртр = ΣСпр * 3/100                                                 (15)

Ртр1 = 92082 * 0.03 = 2762.46 руб.

Ртп2=10872000*0,03=326160 руб.              

где Ртр - транспортные расходы, руб.

3%-процент затрат на транспортные расходы.

Сумма затрат на приобретение материалов (оборудования)

ΣС= Спр + Ртр                                                     (16)

ΣС1 = 92082+2762.46=94844.46 руб

ΣС2 = 10872000+326160=11198160 руб

Расчеты затрат оформить в виде таблицы.

Таблица 9 - Стоимость материалов (оборудования)

Наименование материалов (оборудования)

Тип

Количество, шт.

Цена, руб.

Стоимость всех приборов

1

2

4

5

6

1

Разъединитель

РДЗ-110/1000УХЛ

6

15347

92082

2

Выключатель

ВГБ-110-25/1250У1

6

1812000

10872000

3

Итого

109640082

3

Транспортные расходы 3%

328922,46

4

Итого

11 293 904

7.2 Расчет трудоемкости монтажных (демонтажных) работ

Трв = Тр * Кпр              (17)

Трв1 = 0,4*6 = 2,4  час.

Трв2  = 1,2*6 = 7,2 час.

Трв = Трв1+ Трв2              (18)

Трв = 2,4+7,2 = 9,6 час

где Тр1 - трудоемкость демонтажа , нормо-час

Тр1 – трудоемкость демонтажа  одного прибора, нормо-час

где Тр - трудоемкость  (монтажа), нормо-час

Тр – трудоемкость  (монтажа) одного прибора, нормо-час

Кпр – количество приборов, шт. из таблицы 1

Расчеты затрат оформить в виде таблицы.

Таблица 10 - Трудоемкость: монтажные и демонтажные работы

Наименование профессий по видам работ

Разряд

Типы, количество приборов и средств автоматизации, шт.

Трудоемкость, нормо-час

Одного прибора

Всех приборов

1

2

3

4

5

6

1

1. Демонтаж

4

12

0,4

4,8

2

2. Монтаж

4

12

1,2

14,4

3

Всего

19,2

7.3 Расчет заработной платы рабочих, осуществляющих демонтажные и монтажные работы

Зт = Тст * ΣТрв      (19)

Зт = 100,41*19,2 = 1927,84 руб.

где Зт- тарифный фонд заработной платы, руб

Тст – тарифная ставка, руб.

ΣТрв – трудоемкость работ, нормо-час, из расчета 2.1

Пр = Зт * %премии/100     (20)

Пр = 1927,84 * 0,5 = 936,93 руб.

где % Пр – премия от тарифного фонда, руб.

% премии от тарифного фонда (уточняется на базовом предприятии)

Зосн = Зт + Пр      (21)

Зосн = 1927,84 + 936,93 = 2864,77 руб.

         Зосн- Основной фонд заработной платы,

Зобщ = Зосн * (1 + Рк)       (22)

Зобщ = 2864,77 * (1+ 0,15) = 3294,48 руб.

где Зобщ - Заработная плата с учетом районного коэффициента, руб.

Рк – районный коэффициент, Рк = 0,15

Нсоц = Зобщ * 30/100        (23)

Нсоц = 3294,48 * 0,3  = 988,34 руб.

где Нсоц - страховые отчисления, руб.

30% – ставка страховых взносов,%

7.4. Расчет сметы затрат на монтажные работы

Стоимость вспомогательных материалов, комплектующих для монтажных работ из расчета 1.3

Заработная плата рабочих, из расчета 2.2, Зобщ, руб.

Единый социальный налог, из расчета 2.2, Нсоц, руб.

Рпр = (Зобщ + Нсоц)*75,5/100   (24)

Рпр = (3294,48 + 988,34) * 0,755 = руб.

где Рпр- Прочие расходы , руб. 3233,53

75,5% – прочие расходы, %

Расчеты затрат оформить в виде таблицы.

Таблица 11 - Смета затрат на монтажные работы

Наименование статей затрат

Сумма затрат, руб.

1

2

3

2

Заработная плата

3294,48

3

Страховые взносы

988,34

4

Прочие расходы

3233,53

5

Итого                                                      7516,35

7.5 Расчет стоимости реконструкции (ремонта)

Таблица 12 - Стоимость реконструкции (ремонта)

Наименование затрат

Сумма затрат, руб.

1

2

3

1

Стоимость материалов (оборудования)

11 293 004,46

2

Монтажные работы

7516,35

3

Итого                                                       11300520,81

7.6 Расчет экономической эффективности реконструкции (ремонта)

Замена произведена из за изношенности. Поэтому расчет экономической эффективности модернизации (ремонта) не требуется. Аппарат не потребляет  ЭЭ

8 Требования техники безопасности при эксплуатации открытого распределительного устройства (ОРУ)

Современные системы электроснабжения промышленных предприятий включают помимо воздушных и кабельных линий трансформаторные и в ряде случаев преобразовательные подстанции. Подстанция - это электроустановка, состоящая из трансформаторов или других преобразователей энергии, распределительных устройств (РУ), устройств управления и вспомогательных сооружений. Подстанции промышленных предприятий могут быть пристроенными к основному зданию, встроенными, а также внутрицеховыми. Широкое применение имеют трансформаторные подстанции (КТП), поставляемые собранном или полностью подготовленным для сборки виде. Комплектным (КРУ) называется РУ, состоящее из полностью или частично закрытых шкафов или блоков с встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, поставляемыми в собранном или полностью подготовленном для сборки виде.

Таким образом, монтаж современной подстанции сводится в основном к установке в подготовленном помещении (или на площадке в случае открытого РУ) отдельных шкафов или блоков, соединении их аппаратов между собой и с КЛ или ВЛ. Электромонтажники выполняют при этом слесарно-сборочные и такелажные работы: выполнение электромонтажных заготовок в мастерских, выполнение электрических соединении первичных и вторичных цепей, включение приборов и автоматики, наладку смонтированного оборудования. При электромонтаже и ремонте оборудования подстанции следует применять меры защиты от механических травм (ушибов, ранений), ожогов, от поражения электрическим током. Персонал электромонтажной организации независимо от наличия квалификационной группы по технике безопасности не приравнивается к эксплуатационному персоналу, и ему запрещается производить какие-либо

работы по эксплуатации электроустановок на строительных площадках.

Для крепления отдельных деталей электрооборудования к стенам и конструкциям помещения РУ с помощью дюбелей применяют пороховые инструменты – строительно-монтажный пистолет поршневого типа ПЦ-52-1 и пороховые оправки типа ОДП-4М. Меры безопасности при использовании пороховых инструментов предусмотрены по их эксплуатации.

Подъем деталей оборудования или конструкций массой более 20 кг следует выполнять двоим электромонтажникам. При массе груза более 50 кг поднимать его следует с применением блоков или лебедки.

Опасным в отношении возможности травмирования являются, связанные с подъемом на высоту и креплением тяжелых деталей электрооборудования РУ (разъединителей, трансформаторов тока, опорных и проходных изоляторов и др.). При перемещении и подъеме на места установки разъединителей, отделителей и короткозамыкателей их необходимо устанавливать в положение «включено», так как при таком положении ножей исключается возможность травмирования рабочих ножевыми контактами рубящего типа.

Все автоматические выключатели, электромагнитные приводы и другие аппараты, снабженные возвратными пружинами или механизмами свободного расцепления, следует перемещать с места на место, когда они находятся в положении «отключено». Дело в том, что при включенном положении этих аппаратов возможно случайное срабатывание на отключение и внезапное движение механизма может травмировать рабочего, производящего перемещение аппарата.

В процессе регулировки выключателей и разъединителей с автоматическими приводами должны быть приняты меры против непредусмотренного включения или отключения приводов другим лицом или самопроизвольно. В этом случае возможны ушибы выполняющего работу электромонтажника. Для предотвращения такого случайного включения плавкие вставки в цепях управления электромагнитным (электродвигательным) приводом снимаются.

Если же в процессе регулировки потребуется включить оперативный ток, то постановка вставок предохранителей допускается только после удаления всех людей от привода выключателя.

Меры безопасности при монтаже силовых масляных трансформаторов в основном сводятся к безопасным приемам перемещения трансформатора и установке его на фундаменте. На время монтажа подготовленная бетонированная яма под трансформатором (для спуска масла в случае аварии и пожара) должна быть закрыта настилом из прочных досок. Разгрузку трансформатора с железнодорожной платформы или из кузова автомашины обычно производят автокраном. Допускается спуск трансформатора по наклонной плоскости (по брусьям) под углом не более 10 градусов. Трансформатор со стороны, противоположной направлению спуска, поддерживают оттяжками при помощи лебедки.

В процессе подъема сердечника трансформатора из бака или при опускании его в бак никто из людей не должен находиться вблизи трансформатора. Всякие работы на сердечнике или на баке допускаются только после полного удаления сердечника из бака и установки его на прочном основании. При необходимости работы в баке под поднятой крышкой силового трансформатора под крышку следует установить належные подставки для удержания ее в поднятом состоянии. После того как смонтирована ошиновка трансформатора и его обмотки присоединены к шинам РУ, их внешние выводы следует замкнуть и заземлить. Эта мера необходима на случай ошибочной подачи напряжения на трансформатор, который еще не принят в эксплуатацию и, возможно, еще не окончены какие- либо работы. То же относится и к измерительным трансформаторам.

Оперативное обслуживание действующих электроустановок предприятий предусматривает периодические и внеочередные осмотры электрооборудования систем электроснабжения и электроприемников, контроль и учет электроэнергии, оперативные переключения в электросетях, обеспечивающие бесперебойное снабжение электроэнергией. Оперативное обслуживание электроустановок осуществляется инженерно-техническим, дежурным и оперативно - ремонтным электротехническим персоналом.

Обязанности закрепленного за данной электроустановкой дежурного (оперативно-ремонтного) персонала определяются местными инструкциями, в которых должны быть изложены также конкретные основные меры по электробезопасности и пожарной безопасности применительно к эксплуатируемому электрооборудованию.

Оперативное обслуживание электроустановок может осуществляться как одним лицом, так и бригадами из двух человек и более. Численность персонала для каждого цеха, участка, подстанции определяется главным энергетиком предприятия, который является лицом, ответственным за эксплуатацию всего электрохозяйства.

При обслуживании электроустановок напряжением выше 1000В старший в смене (бригадир) или одиночный дежурный должны иметь квалификационную группу по ТБ не ниже IV, а в электроустановках до 1000В – не ниже группы III.

Осмотр электрооборудования, находящегося под напряжением сопряжен с опасностью поражения электрическим током, которая возникает при случайном прикосновении к неизолированным токоведущим частям или приближении к ним на такое близкое расстояние, когда возможно перекрытие воздушного промежутка и поражение через электрическую искру (электрическую дугу). Поражение также возможно при прикосновении к металлическим корпусам и ограждениям электроустановок, имеющих вследствие повреждения изоляции замыкание на корпус в случае неудовлетворительного состояния заземления (зануления). Поэтому лицо, производящее осмотр, должно иметь достаточную квалификацию и знание ТБ. Помимо дежурного (оперативно-ремонтного) персонала единоличный осмотр электроустановок разрешается административно-техническому персоналу службы эксплуатации, имеющему квалификационную группу V (в установках до 1000 В - IV группу).

Во избежание поражения электрическим током во время осмотра действующих электроустановок необходимо соблюдать следующие меры предосторожности. При осмотре электроустановки выше 1000 В одним лицом не разрешается проникать за ограждения и входить в камеры РУ. Осматривать электрооборудование следует только с порога камеры или стоя перед барьером. В случае необходимости дежурному, имеющему квалификационную группу не ниже IV, разрешается для осмотра вход в камеру РУ при условии, что в проходах расстояние от пола до нижних фланцев изоляторов аппаратов (например, трансформаторов) не менее 2м, а до неогражденных токоведущих частей не менее 2.75 м при напряжении 35 кВ. Если эти расстояния окажутся меньше, то вход за ограждения допускается только вприсутствии второго лица с квалификационной группой не ниже III, присутствие которого необходимо для наблюдения за действиями человека, вошедшего в камеру РУ, предупреждения его об опасности приближении к токоведущим частям, а также оказания в случае необходимости помощи.

При обнаружении во время осмотра случайного замыкания какой-либо токоведущей части электроустановки на землю запрещается до отключения поврежденного участка приближаться к месту токового замыкания на расстояние менее 4 м в закрытых РУ и 8 м на открытых подстанциях во избежание поражения шаговым напряжением. Если окажется необходимым приближение к месту замыкания на землю, например для оказания помощи пострадавшему или для выполнения операций с коммутационной аппаратурой, то следует применить средства защиты (диэлектрические боты, галоши).

Самостоятельное обслуживания электроустановок напряжением до 1000 В, включая периодические осмотры, проверки, измерения и текущий ремонт, разрешается рабочим-электрикам, имеющую квалификационную группу не ниже III. Во время осмотра цехового электрооборудования запрещается выполнять какие-либо работы на этом оборудовании, за исключением работ, связанных с предупреждением аварии или несчастного случая. Также запрещается снимать ограждения токоведущих частей и вращающихся частей, проникать за ограждения, косятся токоведущих частей и приближаться к ним на опасное расстояние. Дежурному электрику, обслуживающему цеховые производственные электроустановки.разрешается при необходимости открывать для осмотра дверцы распределительных шкафов, щитков, пусковых устройств и т.п., соблюдая при этом особую осторожность.

Смена сгоревших плавких вставок предохранителей, как правило, должно выполнятся при снятом напряжении. Смену плавких вставок закрытых (пробочных, трубчатых) предохранителей допускается производить под напряжением, но при отключенной нагрузке. Эта работа выполняется в электроустановках напряжением до 1000 Вв диэлектрических перчатках и предохранительных очках, а в установках напряжением выше 1000 В – при помощи изолирующих клещей, также в перчатках и очках. Опасность при смене вставок предохранителей состоит в том, что в случае постановки предохранителя при наличии в сети короткого замыкания плавкая вставка перегорает в руках оператора и при наличии электрической дуги есть опасность ожога и поражения электрическим током.

Если цеховое электрооборудование было отключено по заказу эксплуатационного не электротехнического персонала для каких-либо ремонтных работ, то последующее его включение может быть произведено только по требованию лица, давшего заявку на отключение, или лица, сменившего его. Это условие необходимо соблюдать для того, чтобы исключить аварию и несчастный случай, если на электроприводах или производственных машинах окажется ремонтный персонал, не уведомленный о предстоящем включении. Перед включением силовой электроустановки после ремонта дежурный электрик обязан её осмотреть и убедится в готовности электрооборудования к приему напряжения и предупредить производственных рабочих о предстоящим включении.

Оперативные отключения в РУ подстанций промышленных предприятий производится дежурным или оперативно-ремонтным персоналом по распоряжению или с ведома вышестоящего дежурного электротехнического персонала в соответствии с установленным на предприятии режимом работы. Распоряжение о переключениях может быть передано устно или по телефону с записью его в оперативном журнале. Только в случаях, не терпящих отлагательства (авария, пожар, несчастный случай, предупреждение аварии и т.п.), допускаются переключения без ведома вышестоящего оперативного персонала, но с последующим его уведомлением и с записью выполненных операций в оперативном журнале. Список лиц, имеющих право производить оперативные переключения, утверждается главным энергетиком предприятия.

В РУ напряжением выше 1000В сложные оперативные переключения, производимые более чем на одном присоединении, должны выполняться двумя лицами, причем старший из них по должности контролирует и руководит действиями младшего, который непосредственно управляет коммутационными аппаратами. Этим обеспечивается правильная последовательность операций с выключателями и разъединителями, а следовательно, и безопасность операторов.

Согласно требованиям ПТБ работы, производимые в действующих электроустановках, в отношении принятия мер безопасности разделяются на четыре категории:

  1.  работы, выполняемые при полном снятии напряжения, производимые в электроустановках, где со всех токоведущих частей, в том числе и вводов, снято напряжение. Нет незапертого входа в помещения, в которых размещены электроустановки, находящиеся под напряжением. Так, например, текущий ремонт силового трансформатора

осуществляется при полном снятии напряжения со стороны как высшего напряжения (со стороны питания), так и низшего напряжения;

  1.  работы, выполняемые при частичном снятии напряжения, производимые в открытой электроустановке или в электроустановке, расположенном в отдельном помещении, где снято напряжение только с тех присоединений, на которых производится работа или где напряжение полностью снято, но есть незапертый вход в помещение соседней электроустановки, находящийся под напряжением;
  2.  работы выполняемые без снятия напряжения вблизи токоведущих частей и на токоведущих частях электроустановок, находящиеся под напряжением. К ним относятся работы, требующие принятия технических или организационных мероприятий по предотвращению возможности приближения работающих людей и используемой ремонтной оснастки и инструмента к токоведущим частям на опасное расстояние, а также работы, производимые непосредственно на токоведущих частях, находящихся под напряжением, с помощью специальных средств защиты и приспособлений;
  3.  работы, выполняемые без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением, при котором исключено случайное прикосновение или приближение к токоведущим частям на опасное расстояние и не требуется принятия технических и организационных мер для предотвращения такого приближения. К таким работам относятся, чистка от пыли кожуха электрооборудования при наличии в РУ постоянного ограждения токоведущих частей, уборка территории РУ и другие работы в пределах до постоянных ограждений токоведущих частей.

До начала ремонтных или наладочных работ необходимо выполнить технические и организационные мероприятия по обеспечению электробезопасности работающих.

Техническими мероприятиями являются:

  1.  отключение ремонтируемого электрооборудования и принятия мер против ошибочного его обратного включения или самовыключения;
  2.  установка временных ограждений не отключенных токоведущих частей и вывешивание запрещающих плакатов;
  3.  присоединение переносного заземления - закоротки к заземляющей шине стационарного заземляющего устройства и проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях;
  4.  наложение переносных заземлений на отключенные токоведущие части электроустановки сразу после проверки отсутствия напряжения или включение специальных заземляющих ножей разъединителей, имеющихся в РУ;
  5.  ограждение рабочего места и вывешивание на нём разрешающего плаката “работать здесь”.

Заключение

В выпускной квалификационной работе представлен проект реконструкции ОРУ-110 кВ на подстанции «Ингалинская». На основании расчетов электрических нагрузок выбрано оборудование: выключатель и разъеденитель. Рассчитаны допустимый ток и потери мощности. Разработана оптимальная схема ОРУ. Проработан вопрос организации электромонтажных работ при реконструкции ОРУ-110кВ. В экономическом разделе составлен локальный сметный расчет,  найден срок окупаемости реконструкции ОРУ. Срок окупаемости составляет 10 месяцев. По итогам расчетов можно сделать вывод, что реконструкция экономически целесообразна, а судя по техническому состоянию необходима.

      Таким образом можно сделать вывод, о том что цель выпускной квалификационной работы по проектированию реконструкции ОРУ – 110кВ выполнена.

Библиографический список

  1.  Пособие по проектированию Воздушных линий электропередачи напряжением 0,38-20кВ с самонесущими  изолированными и защищенными  проводами. Книга 2.Система самонесущих изолированных проводов напряжением до 1кВ с изолированным нулевым несущим проводником. Логинов А.В., Логинова С.Е., Шаманов Д.Г.  С-Пб: ENSTO, 2004г
  2.  Правила устройства электроустановок: 7-е изд., перераб. и дополн. - М.:

Энергоатомиздат, 2003. - 776 с.: ил.

  1.  Боровиков В.А. Электрические сети энергетических систем. Учебник для  техникумов— Л.: Энергия, 1977;
  2.  Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ, Том 1/Под И.Т. Горюнова и др. - М.: Папирус ПРО, 1999.- 608 с.:.
  3.  Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и  110-150 кВ, Том 2/Под И.Т. Горюнова, А.А. Любимова,- М.: Папирус ПРО, 2003. – 640 с.
  4.  Макаров Е.Ф. Справочник по электрическим сетям 0,4-35 кВ и  110-1150 кВ, Том 4/Под И.Т. Горюнова, А.А. Любимова,- М.: Папирус ПРО, 2005. – 640с.
  5.  Пособие     к     курсовому     и     дипломному     проектированию     для

электроэнергетических специальностей вузов: Учеб. пособие для студентов электроэнергетических специальностей вузов, 2-е изд. перераб. и доп. / В.М.

  1.  Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.; Под ред. В.М. Блок. - М.: Высш. шк., 1990. - 383 с. : ил.
  2.  Рожкова Л.Д., Козулин Д.С. Электрооборудование станций и подстанций.
  3.  Учеб. для техникумов.   - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987.- 648 с.: ил.
  4.  Электротехнический справочник, т. 3, кн. 1; Производство и распределение электроэнергии: Справочное издание / (Под   ред.: И.Н. Орлова) 7-е изд.,исп). и доп. - IV.: Энергоатс миздат, 1987. - 882 с.: ил.
  5.  Нормативы  для определения расчетных электрических нагрузок зданий (квартир), коттеджей. Изменения к РД 34.20.185-94.
  6.  Свод правил по проектированию и строительству СП 31-110-2003.4. Ведомственные строительные             нормы             проектирования
  7.  (Электрооборудование жилых и общественных зданий)
  8.  Типовая инструкция по техническому обслуживанию и ремонту воздушных линий электропередачи напряжением 0,38-20 кВ с неизолированными проводами РД 153-34.3-20. 662 - 98.
  9.  «Ведомственные укрупненные единые расценки на ремонт и техническое обслуживание электрических сетей» СО 153-34.20.815
  10.  «Бюллетень информационных расценок и материалов для строителей». Сибирский  региональный центр, 2000г 
  11.  Фомина В.Н. Экономика электроэнергетики: Учебник.-М.:ИУЭ ГУУ, ВИПКэнерго, ИПК-госслужбы, 2005. – 329 с.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

19248. КОЛЕБАНИЯ И ВОЛНЫ В ПЛАЗМЕ В МАГНИТНОМ ПОЛЕ ТЕРМОЯДЕРНЫХ УСТАНОВОК 2.65 MB
  Лекция 11 Колебания и волны в плазме в магнитном поле термоядерных установок Теорема €œвмороженности€ магнитногополя. Колебания и волны в замагниченной плазме: магнитный звук скорость Альфена гибридные частоты магнитогидродинамические волны гиротропность п
19249. НЕУСТОЙЧИВОСТИ ПЛАЗМЫ В ТЕРМОЯДЕРНЫХ УСТАНОВКАХ 1.24 MB
  Лекция 12 Неустойчивости плазмы в термоядерных установках Неустойчивость Релея – Тейлора неустойчивость Кельвина – Гельмгольца разрывная неустойчивость перезамыкание силовых линий магнитного поля неустойчивости токовых систем Z – пинчей перетяжки винтова...
19250. УСТРОЙСТВО И РАБОТА ТОКАМАКА 1.6 MB
  Лекция 13 УСТРОЙСТВО И РАБОТА ТОКАМАКА Принцип действия принципиальная схема токамака параметры установки устойчивость тороидального плазменного шнур параметр удержания  энергетическое время жизни. Принцип действия. Принципиальная схема В заключите...
19251. УДАЛЕНИЕ ИЗ ТЕРМОЯДЕРНОЙ УСТАНОВКИ ТЕПЛА И ЧАСТИЦ, ДИВЕРТОР 136 KB
  Лекция 14 Удаление из термоядерной установки тепла и частиц ДИВЕРТОР Конфигурация скрэпслоя в токамаке с дивертором кондиционирование поверхности разрядных камер токамаков Hмода и Lмода режимов удержания плазмы Дивертор нужен не только очистки плазмы от
19252. РЕАКТОР ИТЭР 579.5 KB
  Лекция 15 Реактор ИТЭР Основные параметры ИТЭР бланкет системы диагностики плазмы выбор материалов первой стенки перспективы. Проектирование термоядерных реакторов началось в семидесятых годах прошлого века когда на установках были получены данные позво
19253. Понятие излучения. Реактор как источник излучений. Первичные и вторичные источники излучений. Задачи с источником на границе 71.5 KB
  Лекция 1. Понятие излучения. Реактор как источник излучений. Первичные и вторичные источники излучений. Задачи с источником на границе. 1.1. Понятие излучения. В рамках курса с учетом акцента на задачи радиационной защиты введем понятие излучения так. Излучение и
19254. Понятие радиационной защиты. Классификация защит. Построение задачи расчета защиты 39 KB
  Лекция 2. Понятие радиационной защиты. Классификация защит. Построение задачи расчета защиты. 2.1. Понятие радиационной защиты. Под радиационной защитой понимают материалы конструкцию располагаемые между источником опасности излучения и объектом защиты для о
19255. Понятие поглощенной и эквивалентной дозы. Коэффициенты качества излучения. Предельно допустимая доза облучения 36.5 KB
  Лекция 3. Понятие поглощенной и эквивалентной дозы. Коэффициенты качества излучения. Предельно допустимая доза облучения. 3.1. Понятие поглощенной дозы. Поглощенная доза излучения доза излучения D – отношение энергии переданной излучением веществу в некотором о...
19256. Газокинетическое уравнение переноса нейтронов в неразмножающей среде. Решение уравнения переноса для нерассеянной компоненты излучения 122.5 KB
  Лекция 4. Газокинетическое уравнение переноса нейтронов в неразмножающей среде. Решение уравнения переноса для нерассеянной компоненты излучения. 4.1. Газокинетическое уравнение переноса нейтронов в неразмножающей среде. Неразмножающей подкритической будем н...