Разработка релейной защиты турбогенератора ТВВ-1000-4

Содержание

СОДЕРЖАНИЕ

Ведомость дипломного проекта

Содержание

Аннотация

Список условных сокращений

Введение

Технологическая часть

Технология получения электрической энергии на АЭС

Тепловая схема первого контура

Система аварийного охлаждения активной зоны

Тепловая схема второго контура

Главная электрическая схема первичных соединений

Назначение турбогенератора ТВВ-

Технические характеристики

Конструктивные узлы генератора ТВВ-

Электротехническая часть

Релейные защиты генератора ТВВ-

Расчет

Исходные данные

Расчет сопротивления системы в различных режимах

Расчет токов К.З

Продольная дифференциальная защита генератора

Поперечная дифференциальная защита генератора

Защита от повышения напряжения в обмотке статора генератора

Защита от асинхронного режима

Защита от замыканий на землю в обмотке статора генератора

Двухступенчатая дистанционная защита генератора

Защита от несимметричных перегрузок

Защита от симметричных перегрузок

Комплекс защит генератора ТВВ-1000 типа ШЭ1110М

Назначение комплекса ШЭ1110М

Технические данные

Устройство и принцип работы комплекса ШЭ1110М

Экономическая часть

Организация и планирование конструкторской подготовки производства

Планирование КПП

Расчет длительности цикла КПП и численности исполнителей

Разработка план-графика КПП и его оптимизация

Расчет сметы затрат на КПП

Расчет показателей эффективности проекта

Использование экономической модели для разработки концепции снижения стоимости АЭС ВВЭР ТОИ на стадии проектирования

Безопасность жизнедеятельности

Организация охраны труда на предприятии

Охрана труда в турбинном цехе

Охрана труда при монтаже и эксплуатации релейной защиты

Требование к освещению на рабочих местах персонала РЗА и Т оборудованных ПЭВМ

Безопасность жизнедеятельности в ЧС

Вероятные ЧС на АЭС

Наиболее вероятная ЧС на АЭС

Заключение

Список литературы

Приложение

Приложение

Приложение

Аннотация

В дипломном проекте рассчитаны релейные защиты турбогенератора ТВВ10004, которые входят в комплекс защит типа ШЭ1110М на базе микропроцессоров.

Дипломный проект содержит следующие части:

технологическая;

электротехническая;

специальный вопрос проекта;

экономическая часть;

безопасность жизнедеятельности.

В технологической части дипломного проекта рассмотрен вопрос получения электроэнергии на Ростовской АЭС.

В электротехнической части рассчитаны релейные защиты статорной обмотки турбогенератора ТВВ10004.

В специальной части я рассмотрел кратко комплекс защит типа ШЭ1110М основанный на новой элементной базе - микропроцессорах.

В экономической части рассмотрена организация и планирование конструкторской подготовки производства, а также вопрос о ВВЭР ТОИ.

В дипломном проекте рассмотрены мероприятия по обеспечению безопасности работы персонала с микроэлектронной техникой и произведён расчёт освещения рабочего места персонала, работающего с ПВЭМ.

Перечень условных сокращений

АС – атомная станция

ТЭС – тепловая электростанция

АЭС – атомная электростанция

ГЦН – главный циркуляционный насос

ГЦК – главный циркуляционный контур

САОЗ – система аварийного охлаждения активной зоны

РДЭС – резервная дизельная электростанция

ГПЗ – главная паровая задвижка

ИПУ – импульсно-предохранительное устройство

ЦВД – цилиндр высокого давления

ЦНД – цилиндр низкого давления

СПП – сепаратор пароперегреватель

ВПУ – валоповоротное устройство

КЭН – конденсатный электронасос

ЭП – эжектор пусковой

ЭУ – эжектор уплотнений

БОУ – блочная обессоливающая установка

ПНД – подогреватель низкого давления

ОПН – основной питательный насос

ТПН – турбопитательный насос

ВПЭН – вспомогательный питательный электронасос

ПВД – подогреватель высокого давления

СРК – стопорно – регулирующие клапаны

ТО – теплообменник

КО – компенсатор давления

КАГ – комплектный аппарат генератора

ОРУ – открытое распределительной устройство

АТ – автотрансформатор связи

КЗ – короткое замыкание

РЗА – релейная защита и автоматика

ТТ – трансформатор тока

УРОВ – устройство резервировании при отказе выключателя

ЦЩУ – центральный щит управления

БЩУ – блочный щит управления

ТАПВ – трехфазное автоматическое повторное включение

АСУ Т – автоматизированная систему управления технологическим процессом

КПП – конструкторская подготовка производства

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.

В процессе эксплуатации энергетических систем на электрооборудовании электростанций, в электрических сетях и на электроустановках потребителей электроэнергии могут возникать повреждения и ненормальные режимы, нарушающие их работу. Большинство повреждений сопровождаются резким увеличением токов и понижением напряжения в элементах энергосистемы.

Ток и электрическая дуга, возникающие в месте повреждения, выделяют значительное количества тепла и вызывают вследствие этого большие разрушения, а понижение напряжения нарушает устойчивость параллельно работающих синхронных генераторов.

Ненормальные режимы, сопровождающиеся снижением напряжения и частоты, также угрожают нарушением синхронизма генераторов, а те ненормальные режимы, при которых происходит увеличение тока или напряжения сверх нормального значения, создают опасность повреждения оборудования.

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей, предотвращения разрушения оборудования электроустановок и сохранения устойчивой работы генераторов необходимо быстро отключать поврежденный участок, а также своевременно ликвидировать появляющиеся ненормальные режимы, опасные для оборудования.

В связи с этим и возникает необходимость в создании и применении автоматических устройств, защищающих генераторы от опасных последствий повреждений и ненормальных режимов.

Целью дипломного проекта является проектирование релейной защиты турбогенератора ТВВ10004 на базе цифровых микропроцессорных устройств защиты типа ШЭ1110М. Цифровые защиты обеспечивают выполнение как основных функций, реализуемых аналоговыми релейными защитами, так и дополнительных: позволяют автоматизировать сбор, обработку и хранение информации с устройств защиты и как можно полнее использовать их возможности, имеют встроенную систему диагностики не требующую периодического тестирования и систему контроля целостности цепей.

Применяемые в настоящее время микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики имеют широкий диапазон уставок и возможностей изменения характеристик срабатывания по времени, направлению и фазовому сдвигу измеряемых величин.

Технологическая часть

Технология получения электрической энергии на АС

Принципиальная технологическая схема производства электрической энергии на АЭС (чертёж 14020465.З12.091.01.00.Р6) включает в себя следующие этапы преобразования энергии:

получение тепловой энергии путем расщепления ядер тяжелых металлов в активной зоне ядерных реакторов на АЭС;

преобразование тепловой энергии в парогенераторах АЭС с реактором ВВЭР;

преобразование потенциальной энергии водяного пара в кинетическую энергию в сопловом аппарате паровой турбины;

преобразование кинетической энергии водяного пара во вращательное движение ротора паровой турбины и сочлененного с ним ротора электрического генератора;

генерация переменного электрического напряжения в обмотке статора генератора (электромагнитное поле вращающегося ротора генератора пересекает витки обмотки статора генератора, создавая в витках обмотки статора переменную ЭДС – электродвижущую силу);

повышение переменного напряжения в блочном трансформаторе с 20 до 500кВ и выдача электрической мощности потребителям по высоковольтным линиям через открытое распределительное устройство.

Рассмотрев технологию производства электрической энергии, можно определить состав основного оборудования энергоблока АЭС с реактором ВВЭР Волгодонской АЭС:

Ядерный реактор ВВЭР –1000;

Парогенератор;

Паровая турбина К100060/1500;

Генератор ТВВ;

Блочный трансформатор;

Открытое распределительное устройство.

1.2. Тепловая схема первого контура

Тепловая схема энергоблока – двухконтурная. Первый, радиоактивный, контур состоит из одного реактора ВВЭР – 1000 и 4-х циркуляционных петель охлаждения. Каждая циркуляционная петля состоит из парогенератора, главного циркуляционного насоса (ГЦН) и главных циркуляционных трубопроводов Dу=850 мм. Теплоносителем первого контура является не кипящая вода высокой чистоты под давлением 16,0 МПа с добавлением раствора борной кислоты.

Ядерный реактор – «атомный котел», нагревает воду первого контура охлаждения активной зоны реактора примерно до 3200С, по средством энерговыделения в активной зоне ядерного реактора в процессе деления ядер U235 и передачей кинетической энергии осколков деления окружающим атомам и молекулам среды, радиационным захватом нейтронов, поглощением гамма-квантов и беттачастиц, испускаемых при делении ядер U235 и осколками деления.

Далее главным циркуляционным насосом ГЦН195М, предназначенным для создания циркуляции теплоносителя в ГЦК, для отвода тепла из активной зоны реактора – ГЦН представляет собой вертикальный центробежный одноступенчатый насос, состоящий из корпуса, выемной части, электродвигателя и вспомогательных систем – прокачивает теплоноситель первого контура через парогенератор ПГВ1000М (предназначен для отвода тепла от теплоносителя 1 контура и генерации сухого насыщенного пара. Тип парогенератора - горизонтальный однокорпусной с погруженной поверхностью теплообмена из горизонтально расположенных труб.), где он охлаждается примерно до 280 0С, отдавая энергию, теплоносителю второго контура.

1.3. Система аварийного охлаждения активной зоны

Система аварийного охлаждения зоны. (активная часть) предназначена для аварийного расхолаживания активной зоны реактора и последующего длительного отвода остаточных тепловыделений от активной зоны при авариях, связанных с разуплотнением 1 контура, включая обрыв трубопроводов главного циркуляционного контура ( ГЦК ) ДУ 850 полным сечением с беспрепятственным двусторонним истечением теплоносителя.

Система состоит из трёх независимых каналов аварийного охлаждения активной зоны, каждый из которых способен выполнить предъявляемые требования.

Каждый из каналов включает в себя насос аварийного расхолаживания, теплообменник аварийного расхолаживания, трубопроводы и арматуру. Бак аварийного запаса бора (бак-приямок) является общим для всех трёх каналов.

Система имеет также общее для трёх каналов оборудование: трубопровод планового расхолаживания и ремонтного расхолаживания с установленной на нём арматурой и врезанными в него вспомогательными трубопроводами (дренажи, воздушники).

Все три канала системы обеспечивают подачу борированной воды на и под активную зону реактора, в режиме ремонтного расхолаживания вода подаётся на активную зону. Второй и третий канал подключаются к магистралям подачи борированной воды от гидроёмкостей САОЗ, а первый канал к “холодной“ и “горячей” ниткам первой циркуляционной петли.

На напорной линии насоса аварийного расхолаживания устанавливается оперативная арматура, обратные клапаны, а также нормально открытая арматура, которые обеспечивают необходимые направления движения среды в режимах аварийного и планового расхолаживания.

Установленные последовательно два обратных клапана, и одна нормально - закрытая арматура с дренажом перед ней обеспечивают надёжное отсечение высокого давления от низкого.

По всасу система подключается к баку-приямку герметичной оболочки, а также к холодной и горячей нитке ГЦК (линия планового и ремонтного расхолаживания).

В аварийной ситуации с разгерметизацией 1 контура система подключена к бакуприямку, во всех остальных случаях забор воды производится из ГЦК.

При давлении в 1 контуре выше 1,5 МПа , система надёжно отключается от ГЦК рядом запорной арматуры которая находится в закрытом положении с разобранными электрическими схемами управления. Арматура на подсоединении системы к приямку герметичной оболочки в этом режиме открыта. В режиме планового расхолаживания (давление 1 контуре 1,5 МПа) арматура на связи системы с ГЦК открывается, а арматура на связи системы с приямком герметичной оболочки закрывается.

Таким образом, совмещение функций устройства нормальной эксплуатации и защитного устройства не снижает уровня безопасности АЭС, так как система независимо от режима работает в той же технологической последовательности, с использованием тех же механизмов и оборудования, потоки среды не меняют своего направления. Переключения арматуры производятся при практически расхоложенном блоке.

Для защиты оборудования, всасывающих трубопроводов системы вне герметичной части от превышения давления на линии планового расхолаживания в герметичной части установлены предохранительные клапаны.

Насос аварийного расхолаживания имеет линию рециркуляции, обеспечивающую опробование насоса и его работу в различных режимах. На напоре насоса аварийного расхолаживания установлена дроссельная шайба, обеспечивающая устойчивую работу агрегата при полностью разуплотнённом 1 контуре.

В герметичной части в напорный трубопровод врезана линия перемешивания раствора бора в бакеприямке, которая предназначается для недопущения расслоения раствора на борную кислоту и дистиллят. Для возможности перемешивания воды в баке внутри него предусмотрен раздаточный коллектор, к которому присоединены линии перемешивания от каждого насоса. Коллектор представляет собой трубопровод с равномерно размещёнными отверстиями, размещённый в баке и повторяющий его конфигурацию.

Линии планового и ремонтного расхолаживания врезаны соответственно в “ горячую” и “холодную” нитки.

Линия ремонтного расхолаживания предназначена для отвода остаточных тепловыделений при снятой крышке реактора и уровне в реакторе по оси холодных патрубков.

Линии планового и ремонтного расхолаживания объединяются в один трубопровод, на котором установлен регулирующий клапан, и который врезается во всасывающую линию насоса аварийного расхолаживания, перед теплообменником САОЗ.

Отвод тепла от 1 контура осуществляется с помощью теплообменника САОЗ, в котором тепло от воды 1 контура передаётся технической воде ответственных потребителей. Техническая вода ответственных потребителей подаётся из брызгального бассейна насосами ответственных потребителей в теплообменник САОЗ, где она нагревается и снова поступает в брызгальный бассейн. Охлаждающая вода к теплообменнику САОЗ подаётся непрерывно с постоянным расходом. Теплообменник САОЗ имеет байпас от линии планового и ремонтного расхолаживания.

На байпасе также установлен регулирующий клапан. Оба регулирующих клапана предназначены для регулирования скорости расхолаживания 1 контура. Теплообменник аварийного расхолаживания предназначен для аварийного и планового расхолаживания 1 контура и отвода остаточных тепловыделений активной зоны. Теплоноситель поступает в межтрубное пространство из бакаприямка, в случае аварии, или из трубопровода планового и ремонтного расхолаживания и охлаждается технической водой группы “А”, которая движется по трубкам противотоком.

По всасывающей магистрали насос аварийного расхолаживания объединён с насосами спринклерной системы и системы впрыска бора.

Энергоснабжение оперативной арматуры и приводов насосов аварийного расхолаживания осуществляется от рабочих трансформаторов собственных нужд или от резервного питания от энергосистемы, а в случае обесточивания от РДЭС.

Бак-приямок систем безопасности является составной частью пола герметичной оболочки, заполнен раствором бора, концентрацией 16 г/кг. Верхняя часть бака образована перекрытием, соединённым с баком 3 - мя независимыми сливными устройствами F=1,0 м2 каждое. Упомянутое перекрытие является нижней отметкой герметичного объёма оболочки, с которой путём организации уклонов предусматривается слив поступающей воды в бак.

При выборе объёма бака - приямка учитывались следующие невозвратные потери воды, подаваемой в объём герметичной оболочки аварийными насосами:

потери воды расходуемой на заполнение трубопроводов аварийных систем,

потери воды образующей плёнку на стенах помещений,

потери воды идущей на испарение,

потери воды, попадающей в не дренируемые объёмы. Эти потери сводятся к минимуму путём организации уклонов и сливных проёмов на всех плоских поверхностях (полы на разных отметках), переливных проёмов между помещениями и т.п.

Суммарный объём указанных потерь составляет примерно 300 м3.

Оставшейся воды достаточно для образования в баке- приямке высокого уровня (0,7 - 0,8 м), необходимого для исключения образования воронок и захвата воздуха на всас насоса, а также для создания необходимого подпора на всасе аварийных насосов, что подтверждается опытом пусконаладочных работ.

Подача воды из бака на всас насосов систем безопасности осуществляется по 3-м независимым всасывающим трубопроводам Ду600, расположенным в нижней части бака.

1.4. Тепловая схема второго контура

Транспортировка свежего пара парогенераторов к турбине по четырем паропроводам диаметром 630 х 25 осуществляется системой паропроводов свежего пара.

Главные паропроводы защищены от повышения давления в них тремя ступенями защиты. Функцию первой ступени осуществляют БРУК, а при запрете их открытия (или отказе) открываются БРУА. При неэффективности первых двух ступеней срабатывают импульсно-предохранительные устройства ИПУ парогенераторов.

Преобразование тепловой энергии пара, генерируемого в парогенераторах, в механическую энергию вращения привода генератора осуществляется турбоустановкой типа К100060/15002 ТУ 108.105582.

Турбина предназначена для работы на двухконтурных АЭС в моноблоке с водоводяным реактором ВВЭР1000 на насыщенном паре с параметрами перед стопорным клапаном Р=5,88 МПа абс. и сухостью Хс=0,995.

Конструктивно турбина выполняется по схеме 1ЦВД+3ЦНД.

С целью обеспечения работы последних ступеней ротора никого давления турбины с допустимой влажностью в течение проектного срока, отработавший в ЦВД пар поступает в систему промежуточного перегрева пара, которая предназначена для сепарации пара и последующего его перегрева.

Отработавший в ЦВД пар по четырем паропроводам поступает в сепаратор СПП1000, где от него отделяется до 10% влаги (сепарата), затем пар с расчетной степенью сухости 0,999 поступает последовательно в пароперегреватели первой и второй ступеней, где перегревается до 250 °С и далее по двум паропроводам в ЦНД турбины. Сепарат по системе лотков сливается в сепаратосборник (по одному на каждый СПП) и далее в систему регенерации турбины.

Отработавший в ЦНД пар поступает в конденсатновакуумную систему, которая предназначена для охлаждения рабочего тела до низшей температуры термодинамического цикла и создания в конденсаторе турбины вакуума включающей в себя в себя три двухходовых двухпоточных конденсатора турбины типа К33160.

Откачка конденсата отработавшего в турбине пара из конденсаторов в деаэрационную установку осуществляется системой основного конденсата. Система состоит из конденсатных насосов первой ступени типа КСВА1500120, конденсатных насосов второй ступени типа КСВА15002402а, связывающих их и указанное выше оборудование трубопроводов и арматуры.

Перед подачей пара в конденсатную установку осуществляется его нагрев системой регенерации низкого давления, которая включает три ПНД1 типа ПН12002561А, два ПНД2 типа ПН1400256ПА и по одному корпусу ПНД3 и ПНД4 типа ПН30002516ША и ПН300025161YА соответственно.

Удаления из питательной воды растворенных газов и подачи ее для подпитки парогенераторов осуществляется деаэрационнопитательной системой, включающий в себя следующее оборудование:

деаэраторы типа ДП3200/185, состоящие из двух аккумуляционных баков объемом 185 м3, на каждом из которых установлено по две колонки ДП16002;

два турбопитательных насоса (ТПН), включающих в себя предвключенный одноступенчатый (бустерный) насос типа ПД37502 с номинальной частотой вращения 1800 об/мин, подключенный через редуктор к турбоприводу;

главный питательный насос типа ПТ337507 трехступенчатый, двухкорпусной, соединенный муфтой с ротором турбопривода;

турбопривод - турбину типа ОК12А;

два вспомогательных питательных электронасоса (ВПЭН) типа ПЭ15085;ч

четыре фильтра на всасе бустерных насосов, каждый из которых представляет собой конусную решетку в цилиндрическом корпусе.

Регенеративный подогрев питательной воды парогенераторов осуществляется системой регенерации высокого давления, включающей две группы ПВД. В каждой группе имеется два последовательно включенных по питательной воде подогревателя ПВД6, и ПВД7.

1.5. Главная электрическая схема первичных соединений

Для преобразование механической энергии в электрическую используются турбогенераторы типа ТВВ10004У3 (чертёж 14020465.З13.091.02.00.КЗ) предназначенные для выработки электроэнергии в продолжительном режиме.

Генераторы представляют собой трехфазную неявнополюсную электрическую машину.

Начало и концы статорных обмоток генераторов выведены наружу через концевые выводы. Генераторы имеют три линейных вывода, расположенных внизу концевой части со стороны возбудителя, и шесть нулевых выводов, расположенных наверху той же концевой части.

На нулевых выводах установлены трансформаторы тока и трансформатор напряжения (чертёж 1402065.З13.091.02.00.ЭЗ).

Возбуждение генераторов осуществляется от бесщеточных возбудителей, сочлененных с валом генераторов.

В режиме нормальной эксплуатации напряжение 24 кВ с трёх линейных выводов генераторов подается по экранированным токопроводам через комплектные аппараты генераторов (КАГ) на блочные трансформаторы. КАГ состоит из выключателя генератора и разъединителей.

Выводы блочных трансформаторов подключены ОРУ 500 кВ, с шин которого электроэнергия поступает потребителя: ВЛ«Будёновская», ВЛ-«Невиномыск», ВЛ«Тихорецк», ВЛ-«Шахты» и ВЛ«Южная».

Рабочие трансформаторы собственных нужд подключаются отпайками от цепи блока генератортрансформатор, между блочными трансформаторами и КАГ.

Резервные трансформаторы собственных нужд подключены к шинам ОРУ220 кВ, запитанному заходом ВЛ220 кВ. Резервные трансформаторы используются только при повреждениях электрической части блока.

При повреждении рабочего трансформатора собственных нужд срабатывает защита рабочего трансформатора через выходные реле защиты блока. Происходит отключение электрического блока с остановом турбины и реактора. Потребители собственных нужд данного трансформатора переходят на питание от резервного трансформатора для планового останова реактора.

ОРУ 500 кВ соединяется с ОРУ 220 кВ посредством установленного автотрансформатора связи – комплект из трех однофазных автотрансформаторов типа АОДЦТН167000/500/220У1 суммарной мощностью 3×167 МВА напряжением 500/220 кВ.

При повреждении автотрансформатора связи (АТ) 500/220 кВ его защита действует на отключение выключателей 500 кВ и 220 кВ АТ, шины ОРУ500 кВ и ОРУ220 кВ АЭС работают раздельно, а устойчивость работы АС не нарушается.

1.6. Назначение турбогенератора ТВВ-1000

Турбогенератор синхронный трехфазный типа ТВВ10004УЗ (в дальнейшем именуемый "генератор" (чертёж 14020465.З13.091.02.00.КЗ)) предназначен для выработки электроэнергии в продолжительном номинальном режиме работы по ГОСТ 18374 при непосредственном соединении с паровой турбиной при установке в закрытом помещении на атомных электростанциях.

Генератор изготовляется в климатическом исполнении У категории 3 по ГОСТ 1515069 и ГОСТ 1554370 для работы:

на высоте над уровнем моря не более 1000 м;

в пределах температур окружающего воздуха от +5 °С до + 40 °С.

Окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая пыли в концентрациях, снижающих параметры генератора в недопустимых пределах. Пылесодержание в машинном зале электростанции не должно превышать 0,1 мг/м3.

Средний срок службы генератора 30 лет при соблюдении сроков и объемов плановых осмотров и ремонтов.

Генератор представляет собой трехфазную неявнополюсную электрическую машину. Он состоит из неподвижной части (статор), включающий в себя сердечник и обмотку, присоединяемую к внешней сети, и вращающейся части (ротор), на которой размещена обмотка возбуждения, питаемая выпрямленным током.

Механическая энергия, передаваемая от вала турбины на вал ротора генератора, преобразуется в электрическую, электромагнитным путем: в обмотке ротора под действием электрического тока возбуждается магнитный поток, под воздействием которого в обмотке статора наводится электродвижущая сила и электрический ток.

Потери, выделяющиеся в обмотках ротора и статора, в магнитопроводах (сердечнике статора, в валу ротора), а также механические потери от трения ротора в газовой среде (вентиляционные потери) и трения в подшипниках и уплотнениях вала, отводятся дистиллированной водой (из обмотки статора), водородом (из обмотки и вала ротора, из сердечника статора), маслом (из подшипников и уплотнений вала).

Конструктивное исполнение генератора - закрытое герметичное.

Дистиллят в обмотке статора циркулирует под напором насосов и охлаждается теплообменниками, расположенными вне генератора.

Охлаждающий водород циркулирует в генераторе под действием вентиляторов, установленных на валу ротора, и охлаждается газоохладителями, встроенными в корпус генератора

Циркуляция технической воды в газоохладителях и теплообменниках осуществляется насосами, расположенными вне генератора.

Маслоснабжение опорных подшипников генератора и возбудителя и уплотнений вала генератора производится от масляной системы турбины.

Возбуждение генератора осуществляется от бесщеточного возбудителя, сочлененного с валом генератора и состоящего из трехфазного синхронного генератора обращенного исполнения с частотой тока 150 Гц. Выпрямление переменного тока выполняется посредством комплекта вращающихся полупроводниковых выпрямителей.

Общий вид генератора с возбудителем представлен на третьем листе графической части формата А1.

1.6.1. Технические характеристики

Генератор тип ТВВ10004 У3.

Номинальная мощность – 111100 кВА.

Активная мощность – 1000000 кВт.

Коэффициент мощности – 0,9.

Номинальное напряжения статора – 24 кВ.

Номинальный ток статора – 26730 А.

Частота вращения – 1500 об/мин.

Коэффициент полезного действия – 98,7 %.

Продольное сверхпереходное индуктивное сопротивление для положительного следования фаз (Х``d) – 31,8 %.

Продольное переходное индуктивное сопротивление для положительного следования фаз (Х`d) – 45,1 %.

Продольное синхронное индуктивное сопротивление (Хd) – 235 %.

Индуктивное сопротивление обратной последовательности (Х2) – 38,8 %.

Индуктивное сопротивление нулевой последовательности(Х0) – 15,8 %.

Постоянная времени обмотки возбуждения при трехфазном К.З. обмотки статора (T`d3) – 9,2 с.

Постоянная времени обмотки возбуждения при разомкнутой обмотке статора (Td0) – 1,8 с.

Постоянная времени обмотки возбуждения при двухфазном К.З. обмотки статора (T`d2) – 2,8 с.

Постоянная времени обмотки возбуждения при однофазном К.З. обмотки статора (T`d1) – 3,2 с.

Постоянная времени периодической составляющей сверхпереходного ток при одно-, двух- и трехфазном К.З. (T``d) – 0,022 с.

Постоянная времени апериодической составляющей при трехфазном К.З. (Ta3) – 0,33 с.

Постоянная времени апериодической составляющей при однофазном К.З. (Ta1) – 0,27 с.

Изоляция обмотки статора генератора – класса В, на термореактивных связующих, ротора – класса В.

Изоляция обмотки статора – 75 0С.

Изоляция обмотки ротора – 115 0С.

Активная сталь статора – 105 0С.

Горячий газ в корпусе статора – 75 0С.

Система возбуждения генератора бесщеточная, диодная типа СБД47070002МУХЛ4 с возбудителем типа БВД46001500АУЗ.

Для резервирования основного возбудителя предусматривается один запасной возбудитель на электростанцию, аналогичный основному.

Номинальная мощность – 3300 кВт.

Номинальный ток – 7020 А.

Частота вращения – 1500 об/мин.

Кратность форсировки по току – 2 о.е.

Кратность форсировки по напряжению – 2 о.е.

Допустимая длительность форсировки – 15 с.

1.6.2. Конструктивные узлы генератора ТВВ-1000

Статор состоит из следующих частей:

корпус;

сердечник;

обмотка.

С торцов статор закрыт наружными щитами.

Статор устанавливается на фундамент посредством рымлап, которые при транспортировании снимаются. До установки генератора на фундамент статор ставится на транспортные лапы, которые приварены внизу корпуса статора.

Газонепроницаемый корпус статора выполнен из трех частей: центральной и двух концевых. Центральная часть, содержащая в себе сердечник статора, неразъемная и имеет поперечные кольца жесткости и перегородки, обеспечивающие соответствующее направление газовых потоков. Концевые части с встроенными вертикальными газоохладителями имеют для удобства транспортировки и монтажа горизонтальный разъем.

Чтобы проникнуть внутрь корпуса, не разбирая наружных щитов, в каждой части корпуса предусмотрены люки.

Наружные щиты статора непосредственно объединены с внутренними щитами, к которым присоединены щиты вентиляторов, состоящие из шести частей. Все части щитов вентиляторов изолированы от внутренних щитов и между собой.

Разъемы наружных щитов расположены в горизонтальной плоскости. В наружных щитах и в концевых частях предусмотрены специальные каналы, по которым охлаждающий газ попадает в лобовые части обмотки ротора.

Газоплотность соединений корпуса статора и наружных щитов обеспечивается квадратным резиновым шнуром, приклеенным по дну канавок, выфрезерованных в плоскостях разъема частей корпуса и наружных щитов. Внутренние щиты по отношению к корпусу статора уплотнены круглым резиновым шнуром.

Механическая прочность корпуса статора и наружных щитов достаточна, чтобы они могли выдержать внутреннее давление в случае взрыва газов внутри статора при начальном давлении, превышающем атмосферное не более, чем на 0,150,2 МПа, для чего корпус статора и щиты при их изготовлении подвергаются испытанию на прочность гидравлическим давлением 0,8 МПа в течение 15 мин.

Сердечник статора собран на ребрах из сегментов электротехнической стали толщиной 0,5 мм и вдоль оси разделен вентиляционными каналами на пакеты. Поверхность сегментов покрыта изоляционным лаком.

Ребра сердечника статора приварены к поперечным кольцам корпуса.

Спрессованный сердечник статора стягивается с торцов нажимными кольцами из немагнитной стали. Зубцовая зона крайних пакетов сердечника уплотнена нажимными пальцами из немагнитной стали см. рисунок 1.2.

Для демпфирования потоков рассеяния под нажимными кольцами установлены медные экраны и магнитные шунты, состоящие из двух пакетов, собранных из электротехнической стали. Пакеты шунта, и крайние пакеты сердечника перед сборкой в корпусе предварительно склеиваются и запекаются, что обеспечивает жесткость и монолитность конструкции сердечника. Зубцы крайних пакетов сердечника и шунтов выполнены с глубокими радиальными шлицами.

Электротехническая часть

2.1. Релейная защита генератора ТВВ-1000

При эксплуатации генераторов неизбежны их повреждения и не нормальные режимы. Наиболее опасными являются короткие замыкания, повреждения изоляции и перегрузки.

Короткие замыкания возникают из-за пробоя или перекрытия изоляции, обрывов проводов, ошибочных действий персонала и других причин. В большинстве случаев в месте КЗ возникает электрическая дуга, термическое действие которой приводит к разрушениям токоведущих частей, изоляторов. При КЗ к месту повреждения подходят большие токи (токи КЗ), измеряемые тысячами ампер, которые перегревают неповрежденные токоведущие части и могут вызвать дополнительные повреждения, т. е. развитие аварии. Одновременно в сети, электрически связанной с местом повреждения, происходит глубокое понижение напряжения, что может привести к нарушению параллельной работы генераторов.

Обычно развитие аварий может быть предотвращено быстрым отключением поврежденного участка электрической установки при помощи специальных автоматических устройств, действующих на отключение выключателей, и получивших название – релейная защита.

При отключении выключателей поврежденного элемента гаснет электрическая дуга в месте КЗ. прекращается прохождение тока КЗ и восстанавливается нормальное напряжение на неповрежденной части электрической установки или сети. Благодаря этому минимизируются, или даже совсем предотвращаются повреждения оборудования, на котором возникло КЗ, а также восстанавливается нормальная работа неповрежденного оборудования.

Таким образом, назначением релейной защиты является выявление места возникновения КЗ и быстрое автоматическое отключение выключателей поврежденного оборудования или участка сети от остальной неповрежденной части генератора или сети. Так же назначением релейной защиты является выявление нарушений нормальных режимов работы оборудования, которые могут привести к аварии, и подача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу, или отключение оборудования с выдержкой времени.

К релейной защите предъявляются следующие основные требования:

быстродействие;

селективность;

чувствительность;

надежность.

Согласно пункту 3.2.34 ПУЭ, для турбогенераторов выше 1 кВ мощностью более 1 МВт, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения (чертёж 14020465.З13.291.07.00.ЭЗ), должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и нарушений нормального режима работы:

защита от междуфазных коротких замыканий с уставкой по току не более 0,3 Iном без выдержки времени и действием на отключение генератора, раз-возбуждение и остановку турбоагрегата;

защита от витковых замыканий с уставкой по току 0,05 Iном без выдержки времени с действием на отключение генератора, развозбуждение и остановку турбоагрегата;

стопроцентная защита от замыканий на землю обмотки статора с выдержкой срабатывания не более 0,5 с;

защита от асинхронного режима - отключение с минимальной выдержкой времени 1-2 с;

защита от перенапряжения обмотки статора с уставкой по напряжению 1,2 Uном с действием без выдержки времени на развозбуждение генератора при работе на холостом ходу и его начальном возбуждении, а также на отключение и развозбуждение машины при токах нагрузки блочного трансформатора со стороны системы менее 0,1 Iном с уставкой времени до 3 с;

защита от перегрузки током обратной последовательности с действием на сигнал при I2 = 0,05 Iном с выдержкой времени до 3 с; на отключение генератора с выдержкой времени в зависимости от токовой характеристики согласно значению I22t = 6;

сигнализация симметричной перегрузки статора током больше чем 10 % с уставкой по времени не выше 10 с;

защита от перегрузок, вызванных внешними короткими замыканиями с действием на отключение и развозбуждение генератора;

В настоящее время мы переживаем настоящую техническую революцию, связанную с переходом на новое поколение устройств РЗА - микропроцессорной техники.

Основные характеристики микропроцессорных защит значительно выше, чем у микроэлектронных, а тем более электромеханических. Переход на новую элементную базу не приводит к изменению принципов релейной защиты и электроавтоматики, а только расширяет ее функциональные возможности, упрощает эксплуатацию и снижает ее стоимость. Именно по этим причинам микропроцессорные устройства очень быстро занимают место устаревших электромеханических и микроэлектронных реле.

Основной задачей проектирования является расчет релейных защит генератора турбогенератора ТВВ10004 с применением современных микропроцессорных средств релейной защиты отечественного производителя НПП «ЭКРА», комплекса релейных защит генератора типа ШЭ1110М.

2.2. Расчет

2.2.1. Исходные данные

Блочный трансформатор типа ТЦ630000/500 (2 трансформатора):

Номинальная мощность - 630 МВА;

Номинальное напряжение - 525/24 кВ;

Номинальный ток – 639/15200 А;

Напряжение короткого замыкания - 14 %;

Соединение обмоток - Y/Δ-11.

Рабочий трансформатор собственных нужд - ТРДНС-63000/35 (2 трансформатора):

Номинальная мощность - 63/31,531,5 МВА;

Номинальное напряжение - 24/6,36,3 кВ;

Номинальный ток – 1515,5/5774 А;

Напряжение короткого замыкания: Uк вннн=11,5 %; Uк нннн=20 %;

Соединение обмоток Δ / Δ - Δ-0-0.

Для подключения устройств защиты на стороне 24 кВ используются следующие трансформаторы тока:

типа ТВТ35 с коэффициентом трансформации 3000/5 А - встроенные в выводы 24 кВ трансформаторов собственных нужд (шесть однофазных комплектов ТТ по два на каждую фазу для каждого трансформатора);

типа ТШВ24Р с коэффициентом трансформации 30000/5 А, установленные со стороны линейных выводов генератора (тридцать три однофазных комплекта ТТ по одиннадцать на каждую фазу);

типа ТВГ24П с коэффициентом трансформации 15000/5 А, установленные со стороны нулевых выводов генератора (шесть однофазных комплектов ТТ по одному на каждую ветвь);

типа ТПОЛ27УЗ с коэффициентом трансформации 2500/5 А, установленный со стороны нулевых выводов в соединении между двумя параллельными обмотками статора (один ТТ с двумя вторичными обмотками).

Со стороны линейных выводов генератора трансформаторы тока включаются на суммарный ток двух ветвей обмоток статора генератора, со стороны нулевых выводов - на ток каждой из параллельных ветвей обмотки статора генератора (чертёж 14020465.З13.091.06.00.ЭЗ).

Трансформаторы напряжения

На стороне 24 кВ подключены трансформаторы напряжения ЗхЗНОЛ.0624УЗ, с напряжением обмоток В, соединение обмоток . Одна группа подключена между обмоткой НН блочных трансформаторов и выключателем нагрузки, другая группа - после выключателя нагрузки, со стороны линейных выводов генератора.

Нейтраль генератора со стороны нулевых выводов заземлена через трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.0624УЗ напряжения.

Комплекс защит генератора твв10004 типа шэ1110м

Серия микропроцессорных защит и автоматики типа ШЭ1110М предназначена для применения в качестве комплексной системы защит станционного оборудования генерирующих установок, а также для реализации устройств управления и автоматизации. Комплекс РЗА выполняется в виде взаиморезервируемых автономных комплектов (систем) РЗА, для которых должны предусматриваться индивидуальные измерительные трансформаторы, отдельные цепи по постоянному оперативному току и отдельные цепи воздействия во внешние схемы.

3.1. Назначение комплекса защит генератора ШЭ1110М

Комплекс предназначен для использования в качестве системы защит генератора типа ТВВ10004УЗ мощностью 1000 МВт.

Комплекс защит выполняется в виде двух одинаковых шкафов, резервирующих друг друга.

Комплекс выполнен на основе цифровой защиты генератора, реализованной на микропроцессорном принципе (14020465.З13.091.08.00.Э5 и 14020465.З13.091.09.00.Э5).

В состав каждого комплекса входят:

Продольная дифференциальная защита генератора, IΔG;

Защита от несимметричных перегрузок I2;

Защита от симметричных перегрузок, I1;

Защита обратной мощности генератора, Робр;

Двухступенчатая резервная дистанционная защита от междуфазных повреждений. Z1<,Z2<;

Защита от асинхронного режима без потери возбуждения, Фz;

Защита от замыканий на землю в обмотке статора генератора. UN(Uо);

Устройство контроля исправности цепей напряжения переменного тока трансформатора напряжения 24 кВ линейных выводов генератора – КИН;

Защита от повышения напряжения, U >;

Поперечная токовая защита генератора, IΔ >;

Измерительный орган максимального тока (для контроля тока в цепи выключателя генератора), РТG;

Измерительный орган максимального тока (для автоматики включения вентиляции токопровода 24 кВ), И01 I>;

Измерительный орган максимального тока (для организации схемы логики устройства ликвидации несанкционированного включения генератора). И02 I >.

Кроме того, шкаф содержит блоки питания, приемные и выходные цепи.

3.2. Технические данные

Номинальное напряжение оперативного постоянного тока – 220В, 100В.

Номинальное напряжение переменного тока – 100 В.

Номинальный переменный ток – 5 А.

Мощность, потребляемая шкафом защит по цепям оперативного постоянного тока:

В нормальном жиме – 60 Вт;

В режиме срабатывания – 100Вт.

Мощность, потребляемая шкафом защит при подведении к нему номинальных значений тока и напряжения:

В цепях тока – 5ВА на фазу;

В цепях напряжения – 3 ВА на фазу.

В шкафу предусмотрены входы от следующих внешних устройств (приемные цепи):

от защит системы возбуждения;

включенное положение генераторного выключателя:

от сборки блок контактов генераторного выключателя:

от технологических защит;

от сборки блок контактов разъединителя в цепи генератора;

резерв;

от контакта реле фиксации команд управления выключателя;

от реле контроля тока на стороне 500 кВ;

от контакта реле контроля оперативного тока выключателя;

восемь резервных цепей.

Действие от внешних устройств, производится с помощью одного изолированного замыкающего контакта.

Предусмотрена возможность блокировки действия приемных цепей при помощи клавиатуры блока процессора.

Выходные цепи (с соответствующим количеством изолированных контактов):

отключение выключателя 01 500 кВ (основной электромагнит) (2 контакта);

отключение выключателя 01 500 кВ (резервный электромагнит) (2 контакта);

отключение выключателя 02 500 кВ (основной электромагнит) (2 контакта);

отключение выключателя 02 500 кВ (резервный электромагнит) (2 контакта);

в схему УРОВ 01 и 02 500 к8 (2 контакта);

на деление шин 500 кВ (2 контакта);

отключение выключателя в цепи генератора (2 контакта);

на запрет ТАПВ выключателя 02 500 кВ (2 контакта);

действие УРОВ 24 кВ (2 контакта);

отключение выключателя 6.3 кВ (2 контакта);

резерв (М9) (2 контакта);

на гашение поля возбудителя (1 контакт);

в блок релейной форсировки (1 контакт);

на разгрузку турбины по активной мощности (АСУТ) (1 контакт);

на останов турбины (1 контакт);

пуск внешнего осциллографа (1 контакт);

реле обратной мощности (2 контакта);

перевод турбины на холостой ход (1 контакт);

две резервных цепи (по 1 контакту);

защита от потери возбуждения трехфазная, Ф < (Зф.) (1 контакт);

защита от асинхронного режима без потери возбуждения 2 ступень (1 контакт);

включение вентиляции токопроводов (2 контакта н.о. и 2 контакта н.э.).

Цепи, поступающие на вход цифрового регистратора (без фиксации) типа «АУРА» с одним изолированным контактом по каждой из цепей с общей точкой:

продольная дифференциальная защита генератора;

защита от несимметричных перегрузок;

защита от симметричных перегрузок;

защита обратной мощности генератора;

технологическая защита;

поперечная дифференциальная защита генератора;

действие устройства ЛНВГ;

гашение поля генератора;

защита от асинхронного режима без потери возбуждения 1 ступень;

защита от асинхронного режима без потери возбуждения 2 ступень;

первая ступень дистанционной защиты;

вторая ступень дистанционной защиты;

защита от потери возбуждения;

защита от повышения напряжения;

пуск УРОВ.

В каждой из систем защит предусмотрена сигнализация с действием на табло центрального щита управления (ЦЩУ) одним изолированным контактом по каждой из цепей:

срабатывание защит (с фиксацией);

перегрузка по току I2;

технологическая защита.

В каждой из систем защит есть сигнализация с действием на табло БЩУ (напряжение 24 В) одним изолированным контактом по каждой из цепей:

неисправность/вывод шкафа (с фиксацией);

неисправность предупредительная (вызов к шкафу) (с фиксацией);

неисправность внешних цепей;

срабатывание защит (с фиксацией);

перегрузка по току I;

перегрузка по току И;

срабатывание защиты от замыкания на землю в обмотке статора генератора;

резерв;

отсутствие оперативного тока.

Сигнализация (с фиксацией) на светодиодных индикаторах с запоминанием информации при исчезновении (посадке) напряжения питания оперативного постоянного тока и с последующим восстановлением ее при появлении напряжения питания.

Указанная сигнализация обеспечивается при приеме сигналов:

от защит системы возбуждения;

ликвидация несанкционированного включения генератора;

от технологических защит (выключатель генератора включен);

девять резервных цепей; при действии защит;

продольная дифференциальная защита генератора, IΔG:

фаза А;

фаза В;

фаза С;

защита от несимметричных перегрузок, I2:

отключение;

отключение (Δt) (1 ступень);

отключение (Δt) (2 ступень);

орган токовой отсечки (Δt) (1 ступень);

орган токовой отсечки (Δt) (2 ступень);

защита от симметричных перегрузок:

отключение (Δt) (1 ступень);

отключение (Δt) (2 ступень);

дистанционная защита от КЗ, Z1 <:

отключение (Δt) (1 ступень);

отключение (Δt) (2 ступень);

дистанционная защита от КЗ, Z2 <:

отключение (Δt) (1 ступень);

отключение (Δt) (2 ступень);

отключение (Δt) защиты от потери возбуждения, Ф <;

отключение (Δt) защиты от потери возбуждения, трехфазная, Ф < (Зф.);

защита от замыканий на землю в обмотке статора генератора. UN(U0):

отключение (Δt ) органа U03;

срабатывание (Δt) органа U0 G;

защита от асинхронного режима. Фz:

1 ступень (Δt);

2 ступень (Δt);

защита от повышения генераторного напряжения. U >:

выход 1;

выход 2;

срабатывание поперечной токовой защиты генератора, I Δ >;

УРОВ генератора, РТ G при действии на выходные цепи:

отключение выключателя Q1 500кВ;

отключение выключателя Q2 500кВ;

в схему УР0В Q1 и Q2 500кВ;

на деление шин 500кВ;

отключение выключателя в цепи генератора;

на запрет ТАПВ выключателя Q2 500кВ;

действие УРОВ 24 кВ:

отключение выключателя 6.3 кВ;

резерв (М9);

на гашение поля возбудителя;

в блок релейной форсировки;

на разгрузку турбины по активной мощности (АСУТ);

на останов турбины;

пуск внешнего осциллографа.

Сброс сигнализации на светодиодных индикаторах осуществляется с помощью кнопки Сброс, расположенной на двери шкафа.

3.3. Устройство и принцип работы комплекса ШЭ1110М-067

Комплекс состоит из двух шкафов (ШЭ1110М067).

Питание шкафа осуществляется через преобразовательный блок питания от аккумуляторной батареи напряжением 220 В с допустимыми отклонениями +10 и минус 20%.Функциональная схема шкафа приведена листах формата А1 графической части.

На схеме можно выделить следующие функциональные группы:

единичные защиты (и реле), входящие в состав шкафа, каждая из которых имеет свой порядковый номер и сокращенное название. Защиты (и реле) выполнены в виде программных функций и имеют один или несколько выходов, пронумерованных в пределах защиты:

устройство блокировки функций защит с одновременной сигнализацией ввода-вывода защит в блоке ЭS2112;

приемные цепи, выполненные на основе блоков ЭD2164 и ЭI2071 и имеющие оптронную развязку (Е11...Е1 22) и светодиодную индикацию срабатывания;

логику действия выходов единичных защит на выходные цепи и цепи сигнализации на элементах DX и DW пронумерованных в пределах защиты, и элементах DТ1...DТ34;

элементы сигнализации с фиксацией (S) (блоки ЭS2111 и ЭO2250);

элементы регистратора (следящей сигнализации) (R) (блоки ЭО2250);

матрицу воздействия на выходные цепи, осуществляющую возможность действия любого из логических сигналов I 1...I 104 на выходы М1...М14 и программируемую при помощи клавиатуры в блоке Л2425;

усилители выходных сигналов (блоки ЭО2250);

схему управления режимом работы шкафа, включающую режимный переключатель SА1, элемент DХ, выходное реле "Неисправность/Вывод (К17 в блоке А2Е2) и две кнопки ("Съем сигнализации “ и "вызов индикации ").

Все внешние цепи шкафа (цепи сигнализации, цепи регистратора, выходные цепи) соединяются с клеммником шкафа через контрольные разъемы (ХS1(ХВ1) ... ХSЗ(ХВЗ) - для выходных цепей и сигнализации, ХSR1(ХВR1) - для цепей регистратора, позволяющие оперативно размыкать указанные цепи и подключать внешние устройства контроля и диагностики. Потеря контакта в любом из контрольных разъемов в выходных цепях выявляется специальной схемой и вызывает возврат реле «Вывод» (КУ) и свечение лампы "Неисправность/Вывод" на двери шкафа. Потеря контакта в контрольных разъемах, установленных в цепях регистратора вызывает исчезновение сигнала "Регистратор в работе”.

Комплекс имеет два режима работы: "Работа и "Вывод".

В режиме Работа" переключатель SА1 "Режим работы” находится в положении "Работа" и на выходные реле шкафа подано напряжение (Uвых). Срабатывание любого логического сигнала, указанного в таблице входов шкафа (14020465.З13.091.08.00.Э5), а также любого выхода матрицы выходов (М), может выдаваться на любой светодиод в блоках ЭS2111 и ЭО2250. При этом для каждого светодиода можно выбрать режим индикации с фиксацией или без фиксации. Это достигается при помощи "матриц сигнализации”, которые программируются при помощи клавиатуры в блоке Л2425.

В режиме "Вывод" переключатель SА1 "Режим работы” находится в положении "Вывод" и с выходных реле шкафа снято напряжение (Uвых), вследствие чего выходное реле “Неисправность/Вывод" (К17 в блоке А2Е2), находится в несработанном состоянии и через его не замкнутый (н-з) контакт подаётся во внешнюю сигнализацию сигнал “Неисправность/вывод шкафа", а на двери шкафа светится лампа “Неисправность/вывод". В этом режиме можно проводить тестирование блоков и логической части шкафа, а также проверку уставок срабатывания и выдержек времени защит.

Список литературы

Чернобровов Н.В., Семенов В.А. Релейная защита энергетических систем - Глава § 17. Защита генераторов.

В.Н. Вавин. Релейная защита блоков турбогенератор-трансформатор. Москва Энергоиздат, 1982 г.

Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Энергоатомиздат, Москва, 1987г.

И.Р. Таубес. Релейная защита мощных турбогенераторов. Москва Энергоиздат 1981 г.

Якубенко И.А., Пинчук М.Э. Технологические процессы производства тепловой и электрической энергии на АЭС. Новочеркасск, 2009г.

Иванов В.А. Эксплуатация АЭС. Энергоатомиздат, 1994г.

Бубликова И.А. Методические указания к выполнению раздела «безопасность жизнедеятельности» в дипломном проекте технических специальностей. Новочеркасск, 2002г.20с.

СанПиН 2.2.2/2.4.134003 «Санитарно-эпидемиологические правила и нормативы». 2003г.28 с.

ППБ 0103 «Правила пожарной безопасности в Российской Федерации». 2003г. 42с.

Круглова Е.Ю., Табакаева Е.Н. Методические указания к выполнению раздела экономика на тему «Планирование конструкторской подготовки производства» в дипломном проекте. Новочеркасск 2002г. 59с.