markdown:
# Проектирование электрической сети
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Амурский государственный университет»
(ГОУВПО «АмГУ»)
Кафедра энергетики
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
на тему: Проектирование районной электрической сети
по дисциплине Электроэнергетические системы и сети
Исполнитель
студент группы 2402
В.Н. Остапенко
Руководитель
Н.В.Савина
Нормоконтроль
Т.Ю. Ильченко
Благовещенск 2007
Реферат
Работа 65 с., 6 рисунков, 20 таблиц, 14 источников, 8 приложений.
Режимы работы, надёжность энергоснабжения, распределительное устройство, источник питания, регулирование напряжения, нагрузки потребителей, номинальное напряжение.
В ходе выполнения курсового проекта были разработаны различные варианты схем электрических сетей. Отобраны наиболее подходящие по экономическим и техническим требованиям, для них выбиралось электрическое оборудование для осуществления надёжного электроснабжения потребителей даже в часы аварийной работы и соблюдения категорийности в соответствии с ПУЭ. Также были посчитаны все возможные режимы работы одной схемы. По каждому режиму решался вопрос регулирования напряжения.
Содержание
Введение
1. Характеристика исходной информации для проектирования
1.1 Анализ схем источников питания
1.2 Требования к электрической сети с точки зрения надежности
2. Расчет вероятностных характеристик потребителей
2.1 Цели и задачи расчета
2.2 Расчет режимных характеристик
3. Разработка возможных вариантов схем электрической сети и их характеристика
4. Отбор четырех конкурентоспособных варианта
5. Технический анализ конкурентоспособных вариантов
5.1 Выбор номинального напряжения
5.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
5.3 Выбор сечений линий методом экономических токовых интервалов
5.4 Выбор схем распределительных устройств
6. Технико-экономическое сравнение двух вариантов
6.1 Общие сведения
6.2 Определение потерь электроэнергии и их оценка
7. Расчет и анализ установившихся режимов
7.1 Общие сведения
7.2 Расчет максимального установившегося режима
7.3 Анализ напряжений в узлах
7.4 Анализ потерь
7.5 Анализ баланса
7.6 Анализ загрузки ВЛ
8. Технико-экономические характеристики принятого варианта сети
Заключение
Библиографический список
Введение
Современные энергетические системы состоят из сотен связанных между собой элементов, влияющих друг на друга. Однако проектирование всей системы от электростанций до потребителей с учетом особенностей элементов с одновременным решением множества вопросов (выбора ступеней напряжения, схем станций, релейной защиты и автоматики, регулирования режимов работы системы, перенапряжений) нереально. Поэтому общую глобальную задачу необходимо разбить на задачи локальные, которые сводятся к проектированию отдельных элементов системы: станций и подстанций; частей электрических сетей в зависимости от их назначения (районных, промышленных, городских, сельских); релейной защиты и системной автоматики и т. д. Однако проектирование должно проводиться с учетом основных условий совместной работы элементов, влияющих на данную проектируемую часть системы.
Намеченные проектные варианты должны удовлетворять следующим требованиям: надежности, экономичности; удобства эксплуатации; качества энергии и возможности дальнейшего развития.
Курсовое проектирование должно способствовать закреплению, углублению и обобщению знаний, полученных студентами по данной и смежным дисциплинам на лекциях, практических занятиях, в лабораториях и на производственной практике, воспитанию навыков самостоятельной творческой работы, ведения инженерных расчетов и технико-экономического анализа.
В ходе курсового проектирования приобретаются навыки пользования справочной литературой, ГОСТами, едиными нормами и укрупненными показателями, таблицами, номограммами.
Цель курсового проектирования является систематизация и расширение теоретических знаний, углубленное изучение проблем электрических систем и сетей, овладение навыками самостоятельного решения инженерных задач по профилирующей специальности.
В задачу курсового проектирования входит изучение практических инженерных методов решения комплексных вопросов сооружения линий электропередач, подстанций и других элементов электрических сетей и систем, а также дальнейшее развитие расчетно-графических навыков, необходимых для проектной работы. В процессе проектирования применяются знания, полученные при изучении курса «Электрические системы и сети» и смежных дисциплин. Необходимо решать задачи, не имеющие однозначного решения, оценивать ряд факторов и самостоятельно отвечать на вопросы.
Особенность проектирования электрических систем и сетей заключается в тесной взаимосвязи технических и экономических расчетов.
Первые шаги в области проектирования убеждают, что полученные знания, умение проводить различные расчеты сетей недостаточны для выполнения проекта. Задачи, которые поставлены в проекте электрической сети, в большинстве случаев не имеют однозначного решения. Выбор наиболее удачного варианта электрической сети производиться не только путем теоретических расчетов, но и на основе различных соображений. Выполнение курсового проекта дает возможность получить некоторый опыт и навыки проектирования.
1. Энерго-экономическая характеристика района
1.1 Анализ схем источников питания
В качестве источника питания задана ГЭС и ТЭС.
ГЭС – гидроэлектростанция, предназначена для выработки электроэнергии и сооружаются часто в составе гидротехнических комплексов, одновременно решающих задачи улучшения судоходства, ирригации, водоснабжения, защиты от паводков и др. Агрегаты для каждой ГЭС конструируются индивидуально применительно к характеристикам выбранного створа.
При проектировании ГЭС необходимо учитывать их некоторые особенности, например, то что ГЭС сооружаются вблизи водоёмов рек, рельефные особенности местности, выработка и передача электроэнергии должна осуществляться непрерывно, независимо от погодных и прочих условий эксплуатации.
ТЭС – тепловая электрическая станция. На тепловых электрических станциях химическая энергия сжигаемого топлива преобразуется в котле в энергию водяного пара, приводящего во вращение турбогенератор(паровую турбину, соединенную с генератором).Механическая энергия вращения преобразуется генератором в электрическую. Топливом для ТЭС служат уголь, торф, горючие сланцы, с также газ и мазут. Электроэнергия, вырабатываемая станцией, выдается на напряжении 110 – 750 кВ и лишь часть ее отбирается на собственные нужды через трансформатор собственных нужд, подключенный к выводам генератора.
1.2 Требования к электрической сети с точки зрения надежности
В зависимости от выполняемых функции, возможностей обеспечения схемы питания от энергосистемы, величины и режимов потребления электроэнергии и мощности, особенностей правил пользования электроэнергией потребителей принято делить на следующие основные группы:
· промышленные и приравненные к ним;
· производственные сельскохозяйственные;
· бытовые;
· общественно-коммунальные (учреждения, организации, предприятия торговли и общественного питания и др.).
К промышленным потребителям приравнены следующие предприятия: строительные, транспорта, шахты, рудники, карьеры, нефтяные, газовые и другие промыслы, связи, коммунального хозяйства и бытового обслуживания.
Промышленные потребители являются наиболее энергоемкой группой потребителей электрической энергии.
В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие категории:
Электроприемники I категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб экономике, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. Перерыв электроснабжения может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.
Электроприемники II категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и значительного количества городских и сельских жителей.
Электроприемники III категории – все остальные электроприемники, не подходящие по определению под определение I и II категорий.
По режиму работы электроприемники могут быть разделены на группы по сходству режимов, т. е. по сходству графиков электрических нагрузок.
Анализ режимов работы потребителей показал, что большинство электродвигателей, обслуживающих технологические линии и агрегаты непрерывных производств, работают в продолжительном режиме (например, электродвигатели компрессоров, вентиляторов, насосов и других непрерывных механизмов).
Кратковременный режим характерен для электродвигателей электроприводов вспомогательных механизмов, механизмов подъема, гидравлических заслонок, зажимов, затворов.
Повторно-кратковременный режим характерен для электродвигателей мостовых кранов, подъемников, сварочных аппаратов.
Каждая из групп потребителей имеет определенный режим работы. Так, например, электрическая нагрузка коммунально-бытовых потребителей с преимущественно осветительной нагрузкой отличается большой неравномерностью в различное время суток. Электрическая нагрузка промышленных предприятий более равномерна в течение дня и зависит от вида производства, режима работы и числа смен.
Таблица – 1 Состав и категорийность потребителей
|ПС||Потребитель||Состав потребителей по категориям|| |
P
|I||МВт||II||МВт||III||МВт||МВт|
|А||Угледобыча 30%, металлообработка 20%, станкостроение 25 %, деревообработка 5%, город 20%||5%||0,95||40%||7,6||55%||10,45||19|
|Б||Сельское хозяйство 60%,пищевая промышленность30%,легкая промышленность 10%||10%||2,5||45%||11,25||45%||11,25||25|
|В||Химическая 60%, легкая промышленность 20%, город 20%||10%||3,3||50%||16,5||40%||13,2||33|
|Г||Химическая 60%, легкая промышленность 20%, город 20%||15%||9,6||55%||35,2||30%||19,2||64|
|Д||Химическая 60%, легкая промышленность 20%, город 20%||15%||10,8||55%||39,6||30%||21,6||72|
|Е||Химическая 60%, легкая промышленность 20%, город 20%||20%||16,2||60%||48,6||20%||16,2||81|
|Ж||Химическая 60%, легкая промышленность 20%, город 20%||20%||18,6||60%||55,8||20%||18,6||93|
1.3 Климатические условия
В задании на курсовой проект указано, что географическое место расположения источников и нагрузок – Дальний Восток. Примем, что проектируемый энергообъект будет находиться на территории Амурской области.
Климат Амурской области.
Территория Амурской области располагается в зоне перехода от континента к океану. Она специфична по всему комплексу природных условий. Ведущим фактором, определяющим своеобразие этой зоны, считается климат, в частности, перераспределение влаги и тепла под влиянием морей и океана.
Противоборство климатов крупнейших по размерам континента и океана оказывает существенное воздействие на природные условия. Широтное простирание физико-географических зон сменяется на восточной окраине Азиатского материка широтно-меридиональным или даже меридиональным. Границы зон по сравнению с другими районами страны смещаются на юг. Территория Амурской области относится к континентально-переходной группе экосистем с муссонным климатом. Эта группа испытывает влияние морей и океанов лишь в теплый период года и в меньшей степени, чем другие группы Дальнего Востока. Благодаря значительной удаленности от Тихого океана (около 1200 км) климат имеет резко выраженные черты континентальности: большие колебания суточных и годовых температур, низкие зимние и отрицательные годовые температуры. В холодное время года здесь господствуют воздушные массы, приходящие из Восточной Сибири, Монголии и со стороны Северного Ледовитого океана. Летом преобладают ветры, дующие с Тихого океана, которые приносят основное количество годовых осадков. Такое распределение их в условиях горного рельефа, например, средней и верхней частей бассейна реки Зеи, обусловливает возникновение высоких паводков и катастрофических наводнений.
Годовые изотермы в общих чертах следуют по течению Амура, отклоняясь к северу в бассейне Зеи, что объясняется отепляющим действием реки на прилегающие территории. Наиболее холодными районами Амурской области являются Тындинский, Сковородинский (северо-запад области) и Селемджинский (восток области). Тында занимает самое северное положение и часто подвержена беспрепятственным вторжениям арктического фронта Селемджинский район расположен в горном массиве, в долине реки Селемджи, окруженный с трех сторон Селемджинским хребтом, хребтами Ям-Алинь и Турана, и сюда стекают выхоложенные, более тяжелые массы воздуха – это определяет низкие зимние температуры и отрицательные среднегодовые. Наиболее тёплое место в области – её юго-западная часть, примыкающая к Амуру. Это район Благовещенск – Поярково.Годовые амплитуды температуры составляют 60-70°С. Минимальные температуры воздуха в южных районах Амурской области колеблются от - 45 до -48°С, в центральных от -48 до -52°С, в северных – от -50 до -55°С. Максимальные температуры воздуха на территории всей области от +33 до +38°С. Абсолютный максимум, наблюдавшийся в 1907 году, в г.Благовещенске и г.Шимановске составил +41°С, в с.Константиновке – +42°С. Таким образом, если учесть крайние значения, то температурная амплитуда увеличивается почти до 90°С. Годовое количество осадков возрастает с северо-запада на юго-восток: наименьшее годовое количество осадков за последние 25 лет зарегистрировано на северо-западе области, в п.Ерофей Павлович – 231 мм, а наибольшее – на юго-востоке, в Архаре – 771 мм.
Более 90% влаги выпадает с апреля по октябрь. В этот период проходят ливневые и обложные дожди, иногда град.Отмечаются значительные колебания количества осадков по годам: в Благовещенске, например, от 260 мм в 1921 году до 820 мм в 1972 году.
Климатические условия Амурской области можно принимать по картам климатического районирования и региональным картам по скоростному напору ветру и толщине стенки гололеда.
По скоростному напору ветра Амурская область имеет III район, по толщине стенки гололеда – II.
В холодное время года преобладают ветры северо-западного и северного направления, преимущественно слабые. Повторяемость штилей в зимние месяцы составляет в среднем 30-40%. На юге Амурской области зимой образуется слой сезонной мерзлоты до 2.5-3 м, полностью оттаивающий к началу июля. В средней и северной зоне максимальная мощность островной многолетней мерзлоты достигает 70-80 м.
Высота снежного покрова незначительна. Снежный покров высотой 3-5 см образуется в ноябре. Зимой он нарастает медленно, а в марте достигает своего максимума: от 17-20 см на юге до 35-42 см на севере, в горных районах – до 50-60 см. Устойчивый снежный покров сходит во второй половине марта и начале апреля.
1.4 Физико-географическая характеристика
В современных границах Амурская область существует со 2 августа 1948 года, когда она была выделена из состава Хабаровского края. Площадь территории 363700 кв.км. Наибольшая протяженность территории области с севера на юг составляет 750 км, а с северо-запада на юго-восток – 1150 км. Общая протяженность границ превышает 4300 км. С севера область граничит с республикой Саха (Якутия), с северо-запада – с Читинской областью, с востока – с Хабаровским краем. На юго-западе граница области совпадает с государственной границей Российской Федерации.
Рельеф. На территории Амурской области преобладает горный рельеф (60%). Горные и возвышенные участки расположены преимущественно в северных и центральных районах. В основном это горные хребты, все они низкие или средневысокие. Наибольшая высота в пределах области – 2312 м, на востоке Станового хребта, который протянулся на 800 км вдоль северной границы, несколькими параллельными цепями. К востоку от истоков Зеи расположен хребет Джугдыр, направленный на юго-восток. Южнее, параллельно Становому хребту, тянется 500-километровая цепь средневысотных хребтов Янкан – Тукурингра – Соктахан – Джагды. Наибольшая высота – в хребте Тукурингра (1604 м). К югу от предгорий Тукурингра до Амура, а на востоке и северо-востоке – по правобережью рек Зеи, Селемджи и Норы расположена Амуро-Зейская равнина. Ее западная часть является водоразделом Амура и Зеи. Равнина дренируется притоками Амура и Зеи. Левобережье нижнего участка долины реки Зеи обычно называется Зейско-Буреинской равниной. Средние абсолютные отметки – около 200 м, на юге, в долине реки Амур – до 100 м, на востоке – более 300 м. В центральной части равнины, в долине Амура высота составляет 125 – 128 метров над уровнем моря.
Реки и озера. Территория Амурской области пересечена большими и малыми водными потоками, образующими густую речную сеть. Многочисленны небольшие озера, преимущественно пойменные; крупных озер в области нет. Обильны грунтовые и почвенные воды. Общая длина рек составляет 77 тыс.км. самые длинные реки Амурской области:
Амур (от слияния Шилки и Аргуни),2824 км;
Зея, 1242 км;
Селемджа, 647 км;
Бурея, 623км;
Реки относятся к бассейну Амура (86.9%), Лены (11.7%) и Уды (1.4%). К бассейну Зеи относится 65% территории области. Горные реки характеризуются большим падением, быстрым течением, перекатами, порогами, иногда водопадами; равнинные – хорошо разработанными широкими террасированными долинами, малым падением, меньшей скоростью течения. Питание рек в основном дождевое. У малых рек южной части области увеличивается доля грунтового питания. Сезонные колебания уровней достигают 6-8 м, летние расходы в сотни раз превышают зимние. Весеннее половодье незначительно, в основном паводки отмечаются во второй половине лета. Характерны наводнения, иногда катастрофические, которые в Амурской области наблюдались в 1872, 1895, 1928, 1958, 1959, 1972, 1984 гг. Верховья малых рек, начинающихся на Зейско-Буреинской низменности, сильно заболочены. Русла их не выражены и разбиваются на ряд отдельных небольших водоемов со стоячей водой. Долины рек Амуро-Зейского плато, текущих в Амур, в верхнем их течении врезаны неглубоко. Вниз по реке они все более углубляются. Изменяется и скорость течения – от малозаметной в верхнем течении до 0.8 м/с в нижнем. Значительная ширина долин рек на плато обязана интенсивной боковой эрозии рек в песчаном грунте. В процессе меандрирования река подходит вплотную к коренному песчаному берегу и подмывает его.
Разница температур воды различных рек довольно значительна. Если в июле-августе в южных районах температура малых рек достигает 21-22°С, то несколько севернее уже 10-12°С.
Почва. Основные группы: буро-таежные горные и равнинные (59% территории), болотные, лесные подбелы, бурые лесные, горно-тундровые, пойменные, луговые подбелы, лугово-черноземновидные. В бассейне Амура находятся обширные массивы пахотно-пригодных земель, в значительной степени уже вовлеченных в процесс сельскохозяйственного использования. Особенно высокой степенью освоения отличается Зейско-Буреинская равнина с ее плодородными черноземовидными почвами приамурских прерий, толщина перегнойного слоя которых составляет 20-40 см. Это так называемые амурские черноземы. В меньшей степени используются южная часть Амуро-Зейского междуречья с тем же типом почв. Распространены дерново-подзолистые и пойменные почвы. В лесной зоне преобладают бурые лесные и подзолистые почвы. В горных районах преобладающий тип почв буро-таежные горные. Горы выше 1200-1500 м покрыты горно-тундровыми почвами. В верхнем Приамурье – мерзлотно-таежные почвы. На переувлажненных участках равнин, в долинах со слабым стоком – болотные почвы. По долинам крупных рек – пойменные почвы.
2. Расчет вероятностных характеристик
2.1 Цели и задачи расчета
Цель расчета: определение вероятностно – статистических и режимных характеристик потребителей.
Под режимными характеристиками потребителей понимают их участие в максимуме нагрузок энергосистемы, а также формирование средней и эффективной мощности сетей энергосистемы.
Задача расчета: по заданным максимальным зимним нагрузкам определить остальные зимние и летние вероятностные характеристики
2.2 Расчет режимных характеристик в зимний период времени
Приведем расчет режимных характеристик для подстанции Ж.
Расчет активной средней нагрузки с учетом коэффициента максимума К
max:
(1)
МВт
Расчет активной эффективной нагрузки с учетом коэффициента формы К
ф:
(2)
МВт
Расчет реактивной нагрузки с учетом tg , заданного в задании для каждой подстанции:
Мвар (3)
С учетом коэффициента летнего снижения нагрузки найдем активную нагрузку в летний период:
МВт (4)
Расчет реактивной нагрузки в летний период времени:
Мвар (5)Таблица 2 – Рассчитанные режимные характеристики потребителей
|Рассчитанная характеристика||Подстанции|
|А||Б||В||Г||Д||Е||Ж|
|Зимний период|
| |
P
|19||25||33||64||72||81||93|
| |
P
|17,27||22,73||30||58,18||65,45||73,64||84,5|
| |
P
|18,14||23,86||31,5||61,09||68,73||77,32||88,77|
| |
Q
|16,15||19,75||23,43||40,96||40,32||40,5||39,06|
|Летний период|
| |
P
|13,3||17,5||23,1||44,8||50,4||56,7||65,1|
| |
P
|12,09||15,91||21||40,73||45,82||51,54||59,18|
| |
P
|12,69||16,71||22,05||42,76||48,11||54,12||62,14|
| |
Q
|11,31||13,82||16,4||28,67||28,22||28,35||27,34|
Для того, чтобы рассчитать нагрузки для летнего времени, необходимо умножить режимные характеристики для зимы на коэффициент летнего снижения нагрузки К
л.сн.н., который равен 0,7. Для остальных подстанций расчет производится аналогично, результаты расчетов приведены в таблице 2.
В данном разделе был произведен расчет режимных характеристик, из которого видно, что для их определения нет необходимости в построении графика нагрузки. Достаточно данных о максимальных нагрузках потребителей.
3. Разработка вариантов схем электрической сети
3.1 Принципы составления вариантов схем
Выбор схемы и параметров сетей производиться на перспективу 5 – 10 лет. При решении вопросов целесообразности введения высшего напряжения в сетях следует рассматривать период, соответствующий полному использованию пропускной способности линий более высокого напряжения.
1) Каждый вариант схемы вычерчивается в масштабе с указанием длин и числа цепей.
2) При составлении варианта разветвление сети целесообразно учитывать в узле нагрузки, т. е. в пункте приема электроэнергии.
3) Необходимо исключать обратные потоки мощности в разомкнутых сетях.
4) Применять простые схемы распределительных устройств подстанций, с минимальным количеством выключателей.
5) В кольцевых сетях применять только один уровень напряжения.
6) Необходимо учитывать и то, что радиально-магистральные цепи имеют, по сравнению с кольцевыми, большую протяженность ВЛ в одноцепном исполнении, менее сложные РУ, меньшую стоимость потерь электроэнергии. Кольцевые схемы более надежны и удобны при диспетчерском управлении. Вероятность отказа двухцепных линии больше, чем у кольцевых схем.
7) Учитывать возможность дальнейшего развития электрических нагрузок в пунктах потребления.
3.2 Построение и краткая характеристика 10 принятых вариантов
Руководствуясь принципами построения вариантов схем, составляются 10 вариантов схем конфигурации электрической сети. Все варианты должны быть построены с учетом категорийности электроприемников и степени их надежности. Потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания по двум отдельным линиям. Перерыв в их электроснабжении допускается лишь на время автоматического включения резервного питания. Не всегда двухцепная линия обеспечивает необходимую надежность, так как при повреждении опор, гололеде, ветре и т. п. возможен полный перерыв питания. Для потребителей II категории в большинстве случаев также предусматривается питание по двум отдельным линиям либо по двухцепной линии. Так как аварийный ремонт воздушных линий непродолжителен, правила допускают электроснабжение потребителей II категории и по одной линии. Для потребителей III категории достаточно одной линии. В связи с этим применяют резервированные и нерезервированные схемы.
Нерезервированные – без резервных линий и трансформаторов. К этой группе, питающей потребителей III категории (иногда II), относятся радиальные схемы . Резервированные - питают потребителей I и II.
Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимного резервирующего источника питания.
Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.
Замкнутые электрические сети – это резервированные сети. В этих сетях каждый потребитель получает питание не менее чем по двум ветвям. При отключении любой ветви в таких сетях потребитель получает питание по второй ветви. Замкнутые сети более надежны, чем разомкнутые. Недостатки таких сетей состоят в усложнении эксплуатации, трудностях при осуществлении автоматизации и селективности релейной защиты, выборе плавких предохранителей и тепловых автоматов. Замкнутые сети подразделяются на простые и сложно-замкнутые. В простых замкнутых сетях каждый узел питается не более чем по двум ветвям. Эти сети состоят из одного контура. В свою очередь простые замкнутые сети делятся на линии с двухсторонним питанием и кольцевые, которые широко применяются в сельских и городских распределительных сетях.
Сложнозамкнутые сети содержат несколько замкнутых контуров. В этих сетях есть хотя бы один узел, получающий питание по трем и более ветвям. Такие схемы широко распространены в питающих сетях напряжением 110 кВ и выше.
Схемы, составленные с учётом принципов построения и полученных знаний, приведём в приложении А.
Рассматривая отдельно каждую часть любой схемы, можно сделать вывод отдельно по каждой её структурной части. В таблице 3 приведем суммарную длину линий и число выключателей для каждого варианта.
Таблица 3 – Суммарная длина линий и количество выключателей
|№ схемы||Длина линии, км||Число выключателей||№ схемы||Длина линии, км||Число выключателей|
|1||601,32||28||6||605,52||29|
|2||584,64||28||7||587,04||28|
|3||617,16||29||8||612,36||28|
|4||668,88||29||9||653,04||29|
|5||700,2||29||10||598,32||28|
3.3 Выбор четырёх вариантов
Выбор четырех вариантов из принятых десяти схем будет осуществляться по следующим показателям:
1) Суммарной длине линии в одноцепном исполнении.
2) Минимальному количеству выключателей.
3) Минимальному числу трансформаций.
Схемы № 4 и 5 имеют наибольшую протяженность, поэтому исключим их из дальнейшего рассмотрения. Схемы №1 и № 10 практически идентичны по своему построению, но схема 10 имеет меньшую длину, примем ее для дальнейшего рассмотрения, а также схемы под номерами 2 и 7. Среди оставшихся четырех схем (№3, 6, 8 и 9) необходимо выбрать еще одну. Схема №9 имеет большую суммарную дину линий, поэтому рационально исключить ее. Следует оставить схему №6, т.к. она менее протяженна и имеет на один выключатель меньше.
Поэтому к дальнейшей проработке примем схемы 2, 7, 6 и 10.
4. Баланс активной и реактивной мощности
4.1 Баланс активных мощностей
Особенностью производства и потребления электроэнергии является равенство выработанной и израсходованной в единицу времени электроэнергии (мощности). Следовательно, в электрической системе должно выполняться равенство (баланс) активных мощностей:
P
Г=P потр+∆P пер+P с.н, (6)
где P
Г – суммарная активная мощность, отдаваемая в сеть генераторами электростанций (в данном случае с шин УРП); P потр – суммарная совмещенная активная нагрузка потребителей системы; ∆P пер – суммарные потери активной мощности во всех элементах передачи электроэнергии (линиях, трансформаторах) по электрическим сетям; P с.н. – суммарная активная нагрузка собственных нужд УРП при наибольшей нагрузке потребителей.
Основная доля выработанной мощности идет на покрытие нагрузки потребителей. Суммарные потери на передачу зависят от протяженности линий электрических сетей, их сечений и числа трансформаторов и находятся в пределах 5 – 15% от суммарной нагрузки. Нагрузка собственных нужд электростанции зависит от их типа, рода топлива и типа оборудования. Для УРП составляют 8%. Располагаемая мощность генераторов системы несколько больше, чем рабочая мощность в режиме максимальных нагрузок. Требуется учитывать необходимость резервирования при аварийных и плановых (ремонтных) отключениях части основного оборудования. Для УРП мощность резерва системы должна быть не меньше 10 – 12% от ее рабочей мощности. Расчет баланса активной мощности приведен в приложении Б.
4.2 Баланс реактивных мощностей
В электрической системе суммарная генерируемая реактивная мощность должна быть равна суммарной потребляемой. В отличие от активной мощности, источниками которой являются только генераторы электростанций, реактивная мощность генерируется как ими, так и другими источниками, к которым относятся воздушные и кабельные линии разных напряжений Q
л, а также установленные в сетях источники реактивной мощности (компенсирующие устройства – КУ) мощностью Q КУ.
Поэтому баланс реактивной мощности в электрической системе представляется уравнением:
Q
г + Q л + Q КУ = Q потр + ∆Q пер + Q с.н (7)
Уравнение баланса реактивных мощностей связано с уравнением баланса активных мощностей, так как:
Q
г = P г·tgφ г (8)
Потери реактивной мощности на передачу ∆Q
пер в основном определяются потерями реактивной мощности в трансформаторах. В линиях напряжением 110 кВ и выше генерация реактивной мощности (зарядная мощность) компенсирует реактивные потери в линиях и может превысить их. Но реактивная мощность без дополнительного использования ИРМ может оказаться меньше требуемой по условию баланса реактивных мощностей. В этом случае образуется дефицит реактивной мощности, который приводит к следующему:
· Большая загрузка реактивной мощностью генераторов электростанций приводит к перегрузке по току генераторов.
· Передача больших потоков реактивной мощности от генераторов по элементам сети приводит к перегрузке по току генераторов и, как следствие к увеличению затрат на сооружение сети, повышенным потерям активной мощности.
· Недостаток реактивной мощности в системе влечет за собой снижение напряжения в узлах электрических сетей и у потребителей.
На основе специальных расчетов распределения реактивной мощности в электроэнергетической системе, для каждого узла системы определяется реактивная мощность, которую целесообразно передавать из системы в распределительные сети, питающиеся от того или иного узла.
Суммарная наибольшая реактивная мощность, потребляемая с шин электростанции, являющаяся источником питания для проектируемой сети, может быть оценена по выражению:
(9)
где k
О. Q – коэффициент одновременности наибольших реактивных нагрузок потребителей k О. Q=0,98;
Q
П.нб – наибольшая реактивная нагрузка узла i;
n – количество пунктов потребления электроэнергии;
– суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах;
– потери реактивной мощности в линии;
– реактивная мощность, генерируемая линией;
Для оценки потерь реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах можно принять, что при каждой трансформации напряжения, потери реактивной мощности составляют приблизительно 10% от передаваемой через трансформатор полной мощности:
(10)
где – количество трансформаций напряжения от источника до потребителей.
Потери реактивной мощности в линии DQ
ВЛ существенно зависят от передаваемой мощности и длины линии; генерируемая линией реактивная мощность Q c .ВЛ пропорциональна длине линии. Обе эти величины зависят от напряжения электропередачи, при чем потери мощности обратно пропорциональны, а зарядная мощность прямо пропорциональна квадрату напряжения линии электропередачи. Вследствие этого соотношение DQ ВЛ и Q c .ВЛ весьма различается для линий разных номинальных напряжений. Сечение проводов воздушной линии практически не оказывает влияния на величины DQ ВЛ и Q c .ВЛ . Для воздушных линий 110 кВ допускается на этой стадии расчета принимать равными величины потерь и генерации реактивной мощности.
Наибольшая суммарная активная мощность, потребляемая в проектируемой сети, составляет:
(11)
где P
П.нб – наибольшая активная нагрузка подстанции i;
k
о. P=0,95 - 0,96 – коэффициент одновременности наибольших нагрузок подстанций;
DP
с=0,05 – суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки подстанций.
Соответствующая данной P
П.нб необходимая установленная мощность генераторов электростанций определяется следующими составляющими:
P
ЭС= P П.Нб + P ЭС.сн + P ЭС.рез (12)
где Р
ЭС.сн – электрическая нагрузка собственных нужд станции;
Р
ЭС.рез – оперативный резерв мощности станции.
Нагрузка собственных нужд зависит от типа электрической станции и может быть ориентировочно принята для ТЭЦ 8 — 14 %, от установленной мощности генераторов электрической станции.
Оперативный резерв (Р
ЭС.рез) обосновывается экономическим сопоставлением ущербов от вероятного недоотпуска электроэнергии при аварийном повреждении агрегатов на электростанции с дополнительными затратами на создание резерва мощности. Ориентировочно резервная мощность электростанций должна составлять 10—12% от суммарной установленной мощности генераторов, питающих рассматриваемых потребителей.
Расчет баланса реактивной мощности приведен в приложении В.
4.3 Выбор компенсирующих устройств
Для получения баланса реактивных мощностей вблизи основных потребителей реактивной мощности устанавливают дополнительные источники с выдаваемой реактивной мощностью Q
КУ. Отсюда возникает задача оптимизации режима реактивной мощности в системе электроснабжения промышленного предприятия, выбора типа и мощности, а также места установки компенсирующих устройств.
Прежде, чем определить мощности устанавливаемых на подстанциях трансформаторов, необходимо выбрать по какому коэффициенту мощности будет производиться выбор компенсирующих устройств. Это может быть балансирующий коэффициент tgj
бал, выбирающийся из условия равенства коэффициентов мощности на шинах 10 кВ подстанции, либо экономический коэффициент tgj эк, обеспечивающий минимум суммарных потерь мощности в схеме. Значения для tgj эк для каждого уровня напряжения приведены в задании.
Таким образом, нам необходимо найти экономически целесообразный коэффициент мощности, удовлетворяющий требованиям минимума суммарных потерь мощности в сети. Он получается путём сравнения tgj
бал с tgj эк. Расчет баланса активной и реактивной мощности приведен в приложении Б.
С учетом баланса реактивной мощности определяем требуемую реактивную мощность для каждой секции шин. Если полученное значение не превосходит 10 Мвар, то целесообразно установить батареи статических конденсаторов (БСК). В противном случае устанавливаются синхронные компенсаторы.
Определяем требуемую реактивную мощность на подстанции А, на одну секцию шин для схемы 2 по формуле:
(13)
Мощность, требуемая ПС А, менее 10 Мвар. Значит к установке принимаем комплектные конденсаторные установки (ККУ) типа УКЛ(П) напряжением 10 кВ.
Батареи конденсаторов комплектуются из отдельных конденсаторов, соединенных последовательно и параллельно. Конденсаторы выпускаются в однофазном и трехфазном исполнениях на номинальное напряжение 0,22 – 10,5 кВ. Увеличение рабочего напряжения БК достигается увеличением числа последовательно включенных конденсаторов. Для увеличения мощности БК применяют параллельное их соединение.
Эти установки не дают полной компенсация, они обладают ступенчатой регулировкой. При изменении требуемой реактивной мощности – снижении нагрузки, например, в летний период, можно просто отключить часть из них. Батареи конденсаторов выполнены мощностью 300, 450, 900, 1350, 1800, 2250, 2700 и 3150 квар. Подбираем количество батарей так, что скомпенсировать реактивную мощность на подстанции более точно.
Подберём установленную мощность батареи на одну секцию шин:
(14)
где – число БК;
– номинальная реактивная мощность батареи конденсаторов, Мвар.
Часть нескомпенсированной реактивной мощности определяем из разницы:
(15)
В таблицах 4 и 5 приведем рассчитанные данные по компенсации реактивной мощности и выбранные компенсирующие устройства.
Расчёт для каждой из четырёх схем приведём в приложении В.
Таблица 4 – Компенсация реактивной мощности в зимний период
|ПС|| |
Q
|Компенсирующее устройство|| |
Q
| |
Q
|А||5,41||6УКЛ-10-900||5,4||5,35|
|Б||6,38||7УКЛ-10-900||6,3||7,15|
|В||7,1||5УКЛ-10-1350||6,75||9,93|
|Г||11,52||СК-10-20||11,52||17,92|
|Д||10,08||СК-10-20||10,08||20,16|
|Е||5,26||11УКЛ-10-450||4,95||30,6|
|Ж||2,32||5УКЛ-10-450||2,25||34,56|
Таблица 5 – Компенсация реактивной мощности в летний период
|ПС|| |
Q
|Компенсирующее устройство|| |
Q
| |
Q
|А||3,79||4УКЛ-10-900||3,6||4,1|
|Б||4,5||5УКЛ-10-900||4,5||4,82|
|В||4,97||3УКЛ-10-1350||4,05||8,3|
|Г||8,06||СК-10-20||8,06||12,54|
|Д||7,06||СК-10-20||7,06||14,11|
|Е||3,68||8УКЛ-10-450||3,6||21,15|
|Ж||1,63||3УКЛ-10-450||1,35||26,64|
5. Технический анализ четырёх вариантов
5.1 Выбор номинального напряжения
Для определения номинального напряжения выбранных схем будем пользоваться формулой Илларионова, которая используется для всей шкалы номинальных напряжений от 35 кВ до 1150 кВ. Для этого необходимо знать активную мощность и длину, определяемого участка с учётом коэффициента трассы, который для дальневосточного региона берём равным: K
тр=1,2. Следует также заметить, что расчет не требует нахождения напряжения на каждом участке сети в кольцевых сетях и сетях с двухсторонним питанием. Достаточно найти напряжения на головных участках схем. Напряжения на других участках будут равны напряжениям на головных. Приведем пример такого расчета для схемы 2 (приложение А), которая состоит из двух колец и участка двухцепной линии.
Нахождение потоков мощностей в кольцах без учета потерь сводиться к расчету простых разомкнутых магистралей с двусторонним питанием, для чего их разрезают по источнику питания (рисунок 1).
Определим мощности, текущие по головным участкам схемы.
Рисунок 1 – Вид кольца ГЭС – Ж – Е – ГЭС¢, разрезанного по источнику питания
Сечения проводов еще не выбрано, а следовательно, сопротивления линий не определены, необходимо знать длины линий каждого участка, с помощью которых, и будет проводиться расчет. Длина каждого участка приведена в приложении А. Так как на коэффициент трассы умножается и числитель и знаменатель – можно его не учитывать, а просто подставлять длину участка.
Потоки активных мощностей без учета потерь:
Ø головного участка ГЭС-Ж:
(16)
Ø головного участка ГЭС`-Е:
Для того, чтобы убедиться в правильности расчета произведём проверку по I закону Кирхгофа: сумма мощностей на головных участках, равна сумме нагрузок рассматриваемого кольца.
(17)
МВА
Проверка подтверждает, что расчет выполнен верно.
Теперь, зная мощности, текущие по головным участкам, находим номинальное напряжение кольца по формуле Илларионова:
(18)
Принимаем номинальное напряжение кольца равным 220 кВ.
Таким же образом находим значения рациональных напряжений для всех четырех схем. Расчет указан в приложении В.
5.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
Число силовых трансформаторов выбирается с учетом того, каких именно потребителей они должны питать. Как было указано в пункте 3.2, потребители I и II категорий должны быть обеспечены электроэнергией от двухтрансформаторных подстанций. У каждой ПС проектируемой сети есть как потребители I, так и II категории. Следовательно, каждая из ПС будет укомплектована двумя трансформаторами.
В первую очередь следует определить минимальную мощность, которой могут быть загружены два трансформатора в нормальном режиме работы. Ниже этой мощности работа трансформаторов будет невозможна. То есть, если максимальная мощность подстанции, данная в задании, будет ниже найденного значения, то принимать участок, к которому относится ПС, к осуществлению нельзя, т.к. найти трансформатор на такую мощность не представляется возможным. В этом случае необходимо будет рассматривать другие компоновки схем.
В нормальном режиме считаем, что каждый трансформатор загружен на 70 %, т.е. коэффициент загрузки одного трансформатора равен 0,7; тогда для двухтрансформаторной подстанции этот коэффициент будет равен
(19)
Минимальная мощность двух, работающих на одну нагрузку, трансформаторов на 110 кВ равна 2,5 МВА.
Тогда:
Минимальная мощность двухобмоточного трансформатора на 220 кВ – 40 МВА.
Тогда:
(20)
Можно сделать вывод о том, что на подстанциях А, Б и В нельзя принимать напряжение 220 кВ.
Зная коэффициент загрузки, среднюю активную мощность и нескомпенсированную реактивную мощность на подстанции, из формулы (20) можем определить приблизительную мощность, на которую будут рассчитаны трансформаторы. Например, для ПС А схемы 2:
(21)
Ближайшая номинальная мощность по каталожным данным 16 МВА. Проверяем трансформаторы по загруженности, определяя коэффициент загрузки в нормальном режиме. Он должен быть в пределах: 0,5 – 0,75.
(22)
Также необходима проверка выбранных трансформаторов в условиях послеаварийной работы. Она характеризуется выводом из строя одного из трансформаторов, т.е. принимаем, что =1. Коэффициент загрузки в этом случае должен находиться в пределах от 1 до 1,4, исходя из возможности работы трансформатора со 140 % загрузкой.
(23)
Полученные в формулах (22) и (23) значения коэффициентов загрузок показывают, что трансформаторы на подстанции выбраны правильно и даже в послеаварийном режиме смогут обеспечивать потребителя электроэнергией без перерыва в электроснабжении.
В том случае, если в послеаварийном режиме коэффициент загрузки превышает заданные пределы, это означает, что оставшийся в работе трансформатор будет перегружен. Тогда необходимо отключать от сети часть потребителей III категории.
В летнем режиме трансформаторы могут быть недогружены. В этом случае один трансформатор на подстанции отключается.
Получив значения мощностей трансформаторов, работающих на промышленную нагрузку и проверив их по коэффициентам загрузки, выбираем трансформаторы – типа ТМН-16000/110.
Также как и для подстанции А, определим все необходимые расчётные характеристики на всех подстанциях и сведём их в таблицу 6. Выбор трансформаторов на других подстанциях в приложении В.
Таблица 6 – Выбор трансформаторов для схемы 2
|ПС|| |
S
| |
S
|Kз.з||Kз.з.пав||Kз.л||Kз.л.пав||Выбранный трансформатор|
|А||12,92||9,12||0,56||1,13||0,4||0,8||ТМН-16000/110|
|Б||17,02||11,87||0,74||1,49||0,52||1,04||ТМН-16000/110|
|В||22,57||16,13||0,63||1,27||0,45||0,9||ТРДН-25000/110|
|Г||43,48||30,44||0,48||0,97||0,34||0,68||ТДН-63000/110|
|Д||48,92||34,24||0,54||1,09||0,38||0,76||ТДН-63000/110|
|Е||59,96||39,8||0,63||1,27||0,44||0,88||ТРДЦН-63000/220|
|Ж||65,24||45,79||0,72||1,45||0,51||1,02||ТРДЦН-63000/220|
Таблица 7 – Выбор трансформаторов для схемы 6
|ПС|| |
S
| |
S
|Kз.з||Kз.з.пав||Kз.л||Kз.л.пав||Выбранный трансформатор|
|А||12,92||9,12||0,56||1,13||0,4||0,8||ТМН-16000/110|
|Б||17,02||11,87||0,74||1,49||0,52||1,04||ТМН-16000/110|
|В||22,57||16,13||0,49||0,99||0,35||0,71||ТДН-25000/110|
|Г||43,48||30,44||0,48||0,97||0,34||0,68||ТРДЦН-63000/220|
|Д||48,92||34,24||0,54||1,09||0,38||0,76||ТРДЦН-63000/220|
|Е||59,96||39,8||0,63||1,27||0,44||0,88||ТРДЦН-63000/220|
|Ж||65,24||45,79||0,72||1,45||0,51||1,02||ТРДЦН-63000/220|
5.3 Выбор сечений воздушных линий методом экономических токовых интервалов
Строится зависимость приведенных затрат от максимального тока. При этом затраты определяются для каждого сечения. Показанные зависимости приведенных затрат от максимального тока, реализованы в виде таблиц, включающих экономические токовые интервалы, т. е. те интервалы, в которых сечение будут иметь минимальные приведенные затраты.
Прежде, чем определить максимальный ток в линиях, необходимо определить потоки мощности, протекающие по ним. С учётом найденных в п.4.2 нескомпенсированных реактивных мощностей в линиях и потоков максимальной мощности, определяется полная мощность, протекающая по линии. Потоки активной мощности в линиях будем определять так же, как и в п.5.1, используя длину линий.
Тогда максимальный ток каждого участка определим по формуле:
, (24)
где – число цепей рассматриваемого участка;
U
ном – номинальное напряжение, кВ.
Определив максимальный ток, находим расчётный, зависящий от коэффициентов a
i и a T:
a
i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации; для сетей 110-220 кВ в курсовом проекте этот коэффициент принимается равным 1,05. Введение этого коэффициента учитывает фактор разновременности затрат в технико-экономических расчетах;
a
T – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линий и ее значение в максимуме ЭЭС (определяется коэффициентом K м).Значение этого коэффициента принимается равным отношению нагрузки линий в час максимума нагрузки энергосистемы к собственному максимуму нагрузки линий. K м принимается равным 1. Коэффициент a T определяем с помощью интерполяции из таблицы в ЭТС. Зная, что T макс=5200 часов, a T принимаем равным 1,02.
С учётом вышеизложенного запишем выражение для расчётного тока:
(25)
Для схемы 2 (Приложение А) найдем эти токи:
Таким образом, получив значения расчётных токов для всех участков рассматриваемых схем, по экономическим токовым интервалам, приведённых в виде таблиц в /14/, определяем сечения линий. Для всех схем выбираем провода марки АС – со стальным сердечником разного диаметра. Также выберем свободностоящие железобетонные опоры, которые характеризуются долговечностью по отношению к другим видам опор, простотой обслуживания.
Полученные сечения необходимо проверить по длительно допустимому току. Для этого рассчитывается послеаварийный режим, т.е. такой режим, при котором в схемах обрываются самые загруженные участки колец и сетей с двухсторонним питанием и по одной линии у двухцепных участков.
Для примера покажем расчет тока для схемы 2.
Мощность участка найдём как:
Мощность участка :
Мощность участка :
Мощность участка :
Послеаварийные токи соответствующих участков:
(26)
Рисунок 2 – Послеаварийный режим для схемы 2
Значения токов для рассчитанных участков меньше длительно допустимых, определяемых из /4/. Аналогичным образом рассчитывается каждая схема. Результаты расчётов сведены в таблицы 7, 8, 9 и 10
Таблица 8 – Максимальный и рабочий токи схемы 2
|Участок сети|| |
P
| |
U
| |
I
| |
I
| |
n
|Сечение|
|ГЭС – А||9,5||60,14||26||28||2||АС–120|
|ГЭС– Ж||92,26||163,04||258||277||1||АС–400|
|ГЭС – Е||81,74||158,13||229||245||1||АС–400|
|ГЭС – Г||42,98||123,67||234||251||1||АС–240|
|Е – Ж||0,74||17,15||1,9||2,1||1||АС–240|
|Г – Б||21,02||86,95||114||123||1||АС–185|
|ТЭС – Б||46,01||124,18||251||269||1||АС–240|
|ТЭС – В||16,5||78,56||117||126||2||АС–240|
|ТЭС – Д||36||112,62||161||173||2||АС–240|
Таблица 9 – Максимальные и рабочие токи схемы 7
|Участок сети|| |
P
| |
U
| |
I
| |
I
| |
n
|Сечение|
|ГЭС – А||43,01||118,32||119||128||1||АС–240|
|ГЭС– Ж||69,99||146,24||193||206||1||АС–300|
|А–Ж||24,01||94,77||68||72||1||АС–240|
|ГЭС – Е||74,42||152,5||207||222||1||АС–300|
|Е–Г||6,58||50,76||21||22||1||АС–300|
|ТЭС – Г||70,58||148,51||164||208||1||АС–300|
|ТЭС – Б||27,34||99,04||149||160||1||АС–240|
|ТЭС – В||30,66||104,22||168||180||1||АС–240|
|ТЭС – Д||36||112,62||161||173||2||АС–240|
|Б – В||2,34||30,51||13||14||1||АС–120|
Таблица 10 – Максимальные и рабочие токи схема 6
|Участок сети|| |
P
| |
U
| |
I
| |
I
| |
n
|Сечение|
|ГЭС – А||9,5||60,14||26||245||2||АС–120|
|ГЭС– Е||81,74||158,13||229||332||1||АС–400|
|ГЭС–Ж||92,26||163,04||258||190||1||АС–400|
|Ж – Е||0,74||17,15||2||89||1||АС–240|
|ГЭС–Б||8,92||59,12||49||52||1||АС–120|
|ТЭС – Б||16,08||77,62||88||132||1||АС–185|
|ТЭС – В||16,5||78,56||45||48||2||АС–120|
|ТЭС – Г||67,67||146,07||184||198||1||АС–300|
|ТЭС – Д||68,33||147,46||186||199||1||АС–300|
|Г – Д||3,67||38,07||9||11||1||АС–240|
Таблица 11 – Максимальные и расчетные токи схема 10
|Участок сети|| |
P
| |
U
| |
I
| |
I
| |
n
|Сечение|
|ГЭС – А||9,5||60,14||26||28||2||АС–120|
|ГЭС– Ж||92,26||163,04||258||277||1||АС–400|
|ГЭС – Е||81,74||158,13||229||245||1||АС–400|
|Ж–Е||0,74||17,15||2||2,1||1||АС–240|
|ГЭС–Г||42,98||123,67||234||251||1||АС–240|
|ТЭС – Б||46,02||124,18||251||269||1||АС–240|
|Г–Б||21,02||86,95||114||123||1||АС–185|
|ТЭС – В||44,38||78,56||121||130||1||АС–240|
|ТЭС – Д||60,62||140,52||165||177||1||АС–300|
|Д – В||11,38||66,69||31||33||1||АС–240|
Последним этапом технического анализа четырёх вариантов конфигураций схем является выбор схем распределительных устройств.
5.4 Выбор схем распределительных устройств
Различные схемы распределительных устройств (РУ) были намечены ещё в той части курсового проекта, где считалось суммарное количество выключателей в каждой схеме.
Для разомкнутых сетей по способу подключения подстанции могут быть либо тупиковыми, либо отпаечными.
В замкнутых сетях по способу присоединения подстанции – проходные либо транзитные.
Главная схема электрических соединений подстанций зависит от следующих факторов: типа подстанции, числа и мощности установленных силовых трансформаторов, категорийности потребителей электрической энергии по надежности электроснабжения, уровней напряжения, количества питающих линий и отходящих присоединений, величин токов короткого замыкания, экономичности, гибкости и удобства в эксплуатации, безопасности обслуживания
Если к подстанции подходят две линии напряжением до 110 кВ включительно, применяется схема “мостик”, для промышленных подстанций– с выключателями в цепях трансформаторов. На напряжение 220 кВ и выше, с мощностью подключаемых трансформаторов 63 МВА и выше применяется схема “четырёхугольник”; до 40 МВА – “мостик”.
Занесём данные о выбранных схемах подстанций в таблицу 11.
Таблица 12 – Схемы распределительных устройств
|ПС||Схема 2||Схема 6||Схема 7||Схема 10|
|А||Мостик||Мостик||Мостик||Мостик|
|Б||Мостик||Мостик||Мостик||Мостик|
|В||Мостик||Мостик||Мостик||Мостик|
|Г||Мостик||Четырехугольник||Четырехугольник||Четырехугольник|
|Д||Мостик||Четырехугольник||Мостик||Четырехугольник|
|Е||Четырехугольник||Четырехугольник||Четырехугольник||Четырехугольник|
|Ж||Четырехугольник||Четырехугольник||Четырехугольник||Четырехугольник|
В схеме №7 ПС А замкнута в кольцо с напряжением 220 кВ, что недопустимо, т. к. является технически не осуществимым (невозможно будет выбрать трансформатор мощностью 16 МВА на такое номинальное напряжение). Завышение мощности трансформатора до 40 МВА приведет к низкой загрузке трансформатора (k
з=0,23), а следовательно и к увеличению потерь мощности. В схеме №10 ПС В также объединена в кольцо с подстанцией Д линией 220 кВ, но трансформатор на ПС В принят мощностью 25 МВА. В данном случае завышение мощность трансформатора до 40 МВА также не допустимо (k з=0,39).
Приняв во внимание вышеизложенные выводы, для дальнейшего технико-экономического рассмотрения оставим схемы №2 и 6.
6. Технико-экономическое сравнение двух вариантов
6.1 Общие сведения
При технико-экономическом сравнении вариантов производится оценка экономической эффективности каждого из них. При этом к показателям, по которым варианты могут быть оценены, относят:
1) Статические. К ним относятся: простая норма прибыли и простой срок окупаемости.
2) Динамические. Эта группа включает такие показатели, как: чисто дисконтированный доход (ЧДД), внутренняя норма доходности, дисконтированный срок окупаемости, удельные дисконтированные затраты, эквивалентные годовые расходы (приведённые затраты), дисконтированные затраты.
В данном курсовом проекте оценка экономичности вариантов производится по эквивалентным годовым расходам, которые определяются по формуле:
, (27)
где Е – норматив дисконтирования, меняющийся в зависимости от ставки рефинансирования ЦБ; принимается равным 0,1;
К – капитальные вложения в рассматриваемый объект за год;
И – суммарные эксплуатационные издержки.
Капитальные вложения – это вложения, необходимые для сооружения электрических сетей, электрических станций и энергообъектов. Они определяются, как:
К = К
ВЛ+К ПС, (28)
где К
ВЛ – капитальные вложения на сооружение воздушных линий. Сюда входят затраты на изыскательские работы, подготовку трасы, затраты на приобретение опор, проводов, линейной арматуры, заземлителей, их транспортировку и монтаж;
К
ПС – капиталовложения на сооружения подстанций. Их будем определять по укрупнённым стоимостным показателям в /11/, как:
К
ПС= К ТР+ К РУ S+ К ПОСТ+ К КУ, (29)
где К
ТР – рыночная стоимость трансформаторов;
К
РУ S– суммарная стоимость ячеек ОРУ на рассматриваемой ПС;
К
ПОСТ – постоянная часть затрат, включающие стоимость средств пожарной безопасности, контура заземления и т.п.;
К
КУ – стоимость принятых к установке БСК.
Для технико-экономического сравнения вариантов эксплуатационные издержки учитываются как процент отчислений от укрупнённых капитальных вложений. Все значения базовых показателей стоимости взяты из укрупненных стоимостных показателей электрических сетей /11 /.
Эксплуатационные издержки включают в себя затраты, связанные с передачей и распределением электроэнергии по сетям, необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и электрических сетей в течение одного года.
В эксплуатационные издержки входят:
1) Суммарные затраты электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей:
И
РЭО=a РЭО·К, (30)
где a
РЭО – нормы на обслуживание и ремонт ВЛ, ПС.
2) Отчисления на амортизацию, включающие отчисления на реновацию и капитальные ремонты
, (31)
где К – капиталовложения в ВЛ и ПС;
Т
сл – срок службы ВЛ и ПС.
3) Стоимость потерь электроэнергии:
, (32)
где ΔW – потери электроэнергии в ВЛ, трансформаторах и компенсирующих устройствах;
– удельная стоимость потерь электроэнергии; в текущем году равен 60.
Одинаковые элементы в схемах можно не сравнивать. Таким образом технико-экономическому сравнению
Покажем нахождение потерь на примере участка ТЭС-Г-Д-ТЭС в схеме 6.
6.2 Определение потерь электроэнергии и их оценка
Определение потерь электроэнергии на обозначенном участке необходимо начинать с подготовки всех необходимых данных по нему.
С учётом полученных сведений о линиях для нахождения потоков мощностей, проходящих по ним, будем пользоваться сопротивлением линий. Находить потери будем по эффективной и нескомпенсированной мощностям, т.е. по
Тогда мощности выделенных участков в зимний период будут определяться, как:
(33)
В летний период потоки мощностей находятся аналогично зимним, но с учетом летних эффективных мощностей.
Потери мощности в трансформаторах на подстанциях, входящих в участок ГЭС–Г–Д–ГЭС определим по формуле:
где Т
З(Л) – число часов в зимний (летний) период времени (см. п.1.3);
Т
Г – число часов в году;
R
тр – активное сопротивление трансформаторов;
ΔР
ХХ – потери холостого хода в трансформаторах.
Потери мощности на участках, образующих кольцо:
(34)
Теперь, получив потери в интересующем нас участке, и подставив их значения в формулу (32) можем найти потери в данном кольце.
Таким же образом производится расчёт для каждой схемы до тех пор, пока не будут определены суммарные эксплуатационные издержки и суммарные капиталовложения в проектируемые сети. Результаты расчётов по каждой схеме занесём в таблицу 13.
Таблица 13 – Сравнение двух вариантов по экономическим показателям
|Показатель||Схема 2||Схема 6|
|Капиталовложения в подстанции, млн. руб.||295,8||491,6|
|Капиталовложения в линии, млн. руб.||477,4||781,8|
|Суммарные капиталовложения, млн. руб.||773,2||1273|
|Стоимость потерь электроэнергии, млн. руб.||14,18||10,06|
|Эксплуатационные издержки, млн. руб.||18,31||30,34|
|Издержки на амортизацию, млн. руб.||38,66||63,67|
|Суммарные издержки, млн. руб.||71,15||104,07|
|Затраты, млн. руб.||148,46||231,4|
| |
Себестоимость,
|3,01||6,21|
Разница в затратах между схемами более 5%.
Из расчета видно, что схема 2 имеет преимущество по всем показателям. Эта схема проще в управлении, хотя и имеет большую стоимость потерь электроэнергии. Примем эту схему для расчета режимов.
В данном разделе был осуществлен расчет и сравнение экономических показателей двух вариантов схем, были определены приведенные затраты, капиталовложения и стоимость потерь электроэнергии. Сравнивая рассчитанные показатели двух схем, была выбрана наиболее экономичная. Расчет экономических показателей схем в программе MathCAD 11 приведен в приложении Д.
7. Расчёт установившихся режимов
7.1 Общие сведения
В каждой энергосистеме в той или иной степени происходит постоянное непрерывное изменение её параметров (частоты f, напряжения U, тока I, мощностей P и Q, углов сдвига между напряжениями в разных точках линии и т.п.). Различное сочетание этих, влияющих друг на друга параметров в каждый момент времени называется режимом энергосистемы.
К режимам, которые наиболее полно описывают картину происходящих в выбранном варианте процессов, относятся:
1. максимальный зимний режим; расчёт в данном режиме производится по максимальной активной и нескомпенсированной в зимний период реактивной мощностям;
2. режим летнего минимума, где за основу берутся те же величины, что и в пункте 1, но рассчитанные для летнего режима;
3. послеаварийный режим, который рассчитывается при обрыве наиболее загруженных участков сети. Начальными данными в этом режиме будут те же значения мощностей, что и в п.1
Данные по выбранным трансформаторам и сечениям ВЛ, необходимые для дальнейшего расчёта, сведём в таблицы 14 и 15.
|ПС||Сведения о трансформаторах|
| |
R
| |
X
| |
DP
| |
DQ
| |
G
| |
B
|А||4,38||86,7||0,018||0,112||4,5||31|
|Б||4,38||86,7||0,018||0,112||1,23||11,81|
|В||2,54||55,9||0,025||0,175||2,7||19,66|
|Г||0,87||22||0,059||0,41||2,04||13,23|
|Д||0,87||22||0,059||0,41||2,04||13,23|
|Е||4||100||0,082||0,504||1,44||8,45|
|Ж||4||100||0,082||0,504|
Таблица 15 – Исходные данные по воздушным линиям
|Участок||Сведения о линиях|
| |
R
| |
X
| |
В
| |
Q
|УРП-Б||1,62||9,07||233,3||5,56|
|УРП-А||7,34||24,79||172||1,04|
|УРП-Е||3,67||12,39||86||0,52|
|Б-Г||7,78||26,24||182||1,1|
|Б-Д||2,9||9,79||272||1,64|
|Г-В||5,38||9,22||56,2||0,34|
|В-Д||2,59||8,75||60,7||0,37|
|А-Е||13,54||28,73||185||1,12|
Из всех перечисленных выше режимов алгоритм расчёта приведём лишь для режима максимальной зимней нагрузки. Данный режим будет просчитан при помощи программы Mathcad. Расчёты приведём в приложении Е.
7.2 Расчёт установившегося максимального режима
Алгоритм расчёта режима:
1) Приведем схему выбранного варианта с нанесёнными на неё сечениями проводов и нагрузками на рисунке 3.
| |
Рисунок 3
2) Составляем схему замещения (рис.4). Рассчитываем ее параметры, используя параметры, которые уже указаны в таблицах 18 и 19.
Расчет производился по следующим формулам, с помощью справочных данных для трансформаторов и проводов, взятых из /1/ и /5/.
– активная проводимость
, мкСм (28)
– индуктивная проводимость
, мкСм (29)
– ёмкостная проводимость
, мкСм (30)
– зарядная мощность линий
, Мвар (31)
| |
Рисунок 4 - Схема замещения для ручного расчёта
3) Определяем потери мощности в трансформаторах по следующей формуле:
(32)
4) Находим приведённую, а после и расчётную нагрузку каждого узла, учитывая раздельную работу каждого трансформатора.
Для двух трансформаторов:
S
пр. i= S i+2·Δ S тр. i (33)
S
р. i= S пр. i – jQ ci
5) Определяем потоки и потери мощности в линиях на примере кольца УРП- А-Е-УРП (1`-7-8-1``). Схему замещения кольца укажем на рисунке 5.
Рисунок 5 – Схема замещения кольца УРП- А-Е-УРП (1`-7-8-1``)
Находим потоки мощности, текущие по головным участкам 1`-7 и 1``-8.
Находим точку потокораздела:
Как видно из приведённых формул точкой потокораздела в кольце будет узел А (8) как по активной, так и по реактивной мощности.
Разрезая сеть по точке потокораздела, получим две разомкнутые схемы, рассчитывая которые, находим потоки мощности.
Разомкнутая сеть 1`-7-8`:
Рисунок 6
Точно по такому же алгоритму находятся потоки мощности в кольце Б-Д-В-Г-Б. Суммарная нагрузка узла 3 (средняя сторона автотрансформатора) равна:
Затем находим потери мощности в обмотках автотрансформатора и потоки мощности протекающие по ним. Определяем расчетную нагрузку 2 узла:
Рассчитываем разомкнутую сеть 1-2 напряжением 220 кВ.
6) Определяем напряжение в каждом узле. Они находятся при условии, что известны напряжения у источников питания. В данном режиме:
U
УРП=1,09U ном кВ
Тогда напряжение узлах 2, 7 и 8 можно найти, как:
Для узлов 4 и 5:
Напряжение узла 6 можно получить с двух сторон:
В задании также определены желаемые напряжения на низкой стороне. Поэтому необходимо определять напряжение на шинах НН. Для этого напряжение низкой стороны надо привести к высокой стороне и найти желаемый коэффициент трансформации. После выбираем номер ответвления РПН, который будет обеспечивать желаемое напряжение на низкой стороне.
Расчёты по остальным режимам выполняются в промышленной программе SDO 6 (схема замещения сети в послеаварийном режиме будет приведена на рисунке 15). Также в ней осуществляется проверка рассчитанного ручным способом режима максимальных нагрузок. Данные по его расчёту сведены в таблицу 20.
Таблица 20 – Данные по расчёту максимального режима ручным способом
|Подстанция|| |
U
|А||112,2||119,4||10,2||11||10,1|
|Б||233,6||200,6||10||9||10|
|В||104,5||101,7||10,4||16||10,3|
|Г||104,7||100,8||10,3||16||10,3|
|Д||106,7||103,7||10,4||15||10,4|
|Е||117||114,2||10,42||10||10,5|
Данные, полученные в результате расчёта программой, занесём в приложение Е курсового проекта.
8. Анализ установившихся режимов
8.1 Анализ напряжений в узлах
Полученные значения напряжений высокой и низкой стороны в узлах схемы сравниваются с номинальными. Разница для высокого напряжения не должна выходить за интервал ±15 %, для низкого напряжения ±5%.
Полученные в расчете отклонения сведем в таблицу 21.
Таблица 21 – Анализ отклонения напряжений в узлах
|ПС||А||Б||В||Г||Д||Е|
|Отклонение напряжения||Максимальный режим|
|ВН||2,5||6,3||-4,6||-4,5||-2,7||6,6|
|НН||0,8||-0,5||2,8||4||4,6||4,9|
|Минимальный режим|
|ВН||-3,7||0,8||-7,5||-7,4||-6||-0,7|
|НН||0,4||0,2||2,3||3,3||3,7||5,6|
|Послеаварийный режим|
|ВН||-0,5||3,9||-9,4||-7,5||-10,8||6,1|
|НН||1||0||3||3||4||5|
Во всех режимах процент отклонений соблюдается во всех узлах.
Расчет отклонений напряжения от номинального приведен в приложении Ж.
8.2 Анализ потерь
Отношение потерь активной мощности к генерируемой мощности не должно превышать 5%. Отношение потерь реактивной мощности к генерируемой с учетом генерации в линиях не должно превышать 25 – 30%.
Расчетные данные поместим в таблицу 22.
Таблица 22 – Оценка потерь мощности
|Потери||Максимальный режим||Минимальный режим||Послеаварийный режим|
|3||2,4||8,2|
|45,4||31,8||60,5|
Из таблицы видно, что в максимальном и минимальном режимах потери активной мощности не выходят за допустимые, по реактивной мощности напротив не выдерживаем пределов. В послеаварийном режиме обе составляющие потерь выходят за пределы допустимых.
Расчет анализа потерь мощности приведен в приложении Ж.
8.3 Анализ баланса активной и реактивной мощности
Сумма потребляемой мощности и потерь должна равняться генерируемой мощности.
Расчетные данные по балансу представим в таблице 23.
Таблица – 23 Анализ баланса
|Параметр||Максимальный режим||Минимальный режим||Послеаварийный режим|
| |
, МВт
|304||211,5||321,2|
| |
, МВт
|304||211,5||320,7|
| |
, Мвар
|174,4||111,1||216,9|
| |
, Мвар
|174,1||110,5||215,3|
Баланс полностью выполняется во всех режимах, т. е. расчет произведен верно.
Определение баланса приведено в приложении Ж.
8.4 Анализ загрузки ВЛ
Анализ загрузки ВЛ производиться по значениям экономической и фактической плотностей тока, при оптимальной загрузке они должны быть почти равными.
Экономическую плотность тока найдем для каждого из сечений по формуле:
,
где I
эк. max – максимальный ток, принятый из таблицы в ЭТС для каждого сечения, А;
F – сечение провода, мм
2.
Фактическая плотность тока,
,
где I
ф – ток протекающий по линии в том или ином режиме, взятый из SDO6, А.
Рассчитанные плотности тока приведены в таблице 24.
Таблица 24 – Анализ загрузки ВЛ
|Участок||УРП-Б||УРП-А||УРП-Е||Б-Д||Б-Г||Г-В||В-Д||А-Е|
|Максимальный режим|
| |
, А/мм
|0,7||1,2||1,2||1,1||1,2||0,7||1,2||0,9|
| |
, А/мм
|0,7||1,1||0,9||0,8||0,9||0,1||1||0,8|
|Минимальный режим|
| |
, А/мм
|0,7||1,2||1,2||1,1||1,2||0,7||1,2||0,9|
| |
, А/мм
|0,5||0,8||0,7||0,6||0,7||0,1||0,7||0,6|
|Послеаварийный режим|
| |
, А/мм
|0,8||-||1,2||-||1,2||0,7||1,2||0,9|
| |
, А/мм
|1,5||-||2||-||2,6||3,6||0,7||2,6|
В максимальном режиме загрузка ВЛ нормальна, в минимальном она снижается за счет снижения нагрузки. В послеаварийном режим линии работают почти с двойной загрузкой.
Анализ загрузки ВЛ приведен в приложении Ж.
Заключение
С помощью данных на проект была спроектирована электрическая сеть для электроснабжения пунктов с различной структурой электропотребления и режимом работы.
Зная только взаимное расположение потребителей и их максимальную нагрузку, с учетом значимых требований были составлены 10 вариантов конфигурации сети. Из них были отобраны 4 схемы наиболее рациональные по ряду признаков и произведен их технический анализ.
По суммарной длине трасс ВЛ, количеству выключателей и числу ступеней трансформации были отобраны 2 схемы, которые были оценены по минимуму приведенных затрат. Одна из схем (с минимальными капиталовложениями) была принята к дальнейшей разработке. Были просчитаны максимальный (ручным расчетом и в SDO6), минимальный и послеаварийный (в SDO6) режимы.
На шинах НН с помощью регулирования напряжения было достигнуто желаемое его значение, тем самым обеспечены требования к качеству электроэнергии.
Анализ режимов позволил оценить устойчивость и надежность работы сети в установившихся режимах.
Полученная сеть электроснабжения наиболее рациональна как по экономическим, так и техническим требованиям.
Библиографический список
1. Блок В. М. Электрические сети и системы. М.: Высшая школа, 1986.
2. Веников В.А. Регулирование напряжения в электроэнергетических системах/ В.А. Веников, В.И. Идельчик, М.С. Лисеев. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 216 с.
3. Железко Ю. С. Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии: М.: Энергоатомиздат, 1986.
4. Идельчик В.И. Электрические системы и сети/ В.И. Идельчик. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.
5. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций/ Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.
6. Поспелов Г.Е. Электрические системы и сети/ Поспелов Г. Е., Федин В.Т. – Мн..: Выш. Шк., 1988.-308 с.
7. Правила устройства электроустановок: Справочник / С.Г. Королев, А.Ф. Акимкин и др. – М.: Энергоатомиздат, 2001. – 652 с.
8. Рожков Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций/ Л.Д. Рожков, В.С. Козулина. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.
9. Савина Н.В. Электрические сети в примерах и расчетах/ Н.В. Савина, Ю.В. Мясоедов, Л.Н. Дудченко. – Благовещенск: Издательство АмГУ, 1999. – 238 с.
10. Справочник по проектированию электроэнергетических систем: Справочник / С.С. Рокотян, И.М. Шапиро и др. – М.: Энергия, 1977. – 288 с.
11. Файбисович Д. Л. Укрупненные стоимостные показатели электрических сетей 35 – 1150 кВ/ Файбисович Д. Л., Карапетян И.Г. – М.: Фолиум, 2003.
13. Экономика промышленности т.2: Учебник /, А.Б. Кожевников и др. – М.: Экономика, 2001 350 с.
14. Электротехнический справочник: Справочник / под общ. ред. В.Г. Герасимов и др. – М.: Издательство МЭИ, 2002. – 964 с.
### Другие материалы
[Проектирование подстанции 110/6 кВ с решением задачи координации изоляции](/read/proektirovanie-podstancii-110-6-kv-s-resheniem-zadachi-koordinacii-izolyacii-MTYwNTYx) [Выбор схемы развития районной электрической сети](/read/vybor-shemy-razvitiya-rayonnoy-elektricheskoy-seti-MzU2MzM=) [Проектирование двухскоростного асинхронного двигателя для привода деревообрабатывающих станков](/read/proektirovanie-dvuhskorostnogo-asinhronnogo-dvigatelya-dlya-privoda-derevoobrabatyvayuschih-stankov-NjI5NDk=) [Электрические сети и системы](/read/elektricheskie-seti-i-sistemy-NTk2NTY=) [Беспроводная территориально-распределенная компьютерная сеть строительной компании ООО "Спецтехмонтаж"](/read/besprovodnaya-territorialno-raspredelennaya-kompyuternaya-set-stroitelnoy-kompanii-ooo-spectehmontazh-MTA2NDQ4) [Проект корпоративной сети звукового обеспечения "Интеллектуального здания" на основе технологии Fast Ethernet](/read/proekt-korporativnoy-seti-zvukovogo-obespecheniya-intellektualnogo-zdaniya-na-osnove-tehnologii-fast-ethernet-MTMyNzI2) [Проектирование системы электроснабжения для жилого массива](/read/proektirovanie-sistemy-elektrosnabzheniya-dlya-zhilogo-massiva-MTYwNTY5) [Проектирование систем электроснабжения промышленных предприятий на основании технико-экономических расчетов](/read/proektirovanie-sistem-elektrosnabzheniya-promyshlennyh-predpriyatiy-na-osnovanii-tehniko-ekonomicheskih-raschetov-MTc0Mjky) [Проектирование управляющей ИМС для импульсных источников питания по типу TDA16846](/read/proektirovanie-upravlyayuschey-ims-dlya-impulsnyh-istochnikov-pitaniya-po-tipu-tda16846-MTgyMzI2) [Автоматизированное проектирование деталей крыла](/read/avtomatizirovannoe-proektirovanie-detaley-kryla-MzA0MzM=) [Проектирование электрической части ТЭЦ 180 МВт](/read/proektirovanie-elektricheskoy-chasti-tec-180-mvt-NTkzMDY=) [Проектирование "домашней" локальной сети](/read/proektirovanie-domashney-lokalnoy-seti-MTMyNzQw)
[Каталог учебных материалов](/catalog)
#### Свежие работы в разделе
[Қысым датчигі](/read/t-ysym-datchigi-MjAxNzA5) [Исследование влияния величины эквивалентного уклона перегона и населенности вагонов на расход и возврат электроэнергии](/read/issledovanie-vliyaniya-velichiny-ekvivalentnogo-uklona-peregona-i-naselennosti-vagonov-na-rashod-i-vozvrat-elektroenergii-MjAxNjk3) [Магнетрон әдісі арқылы электронның меншікті зарядын анықтау](/read/magnetron-u-disi-art-yly-elektronnyt-menshikti-zaryadyn-anyt-tau-MjAxNjkz) [Тетрадь для самостоятельных работ по физике](/read/tetrad-dlya-samostoyatelnyh-rabot-po-fizike-MjAxNjc1) [Статические задачи нелинейной теории упругости](/read/staticheskie-zadachi-nelineynoy-teorii-uprugosti-MjAxNjUz) [Критерии прочности материалов при статическом нагружении](/read/kriterii-prochnosti-materialov-pri-staticheskom-nagruzhenii-MjAxNjUw) [ЭНТРОПИЯ. ВТОРОЙ, ОБЪЕДИНЁННЫЙ И ТРЕТИЙ ЗАКОНЫ ТЕРМОДИНАМИКИ](/read/entropiya-vtoroy-obedinennyy-i-tretiy-zakony-termodinamiki-MjAxNjMz) [Флуориметрія (люмінесцентний аналіз)](/read/fluorimetriya-lyuminescentniy-analiz-MjAxNTk3) [Күн радиациясы](/read/ktyn-radiaciyasy-MjAxNTYz) [Использование различных видов энергии для движения судна](/read/ispolzovanie-razlichnyh-vidov-energii-dlya-dvizheniya-sudna-MjAxNTM1)
#### Наша кнопка
![](/kazreferat_logo.png)
#### Контакты
Если у вас возникли какие либо вопросы, обращайтесь на email администратора:
[admin@kazreferat.info](mailto:admin@kazreferat.info)

Content-Type: text/html


markdown:
## Kệ bếp Acrylic bóng gương xanh coban ấn tượng – TBN3243
+ Chất liệu và xuất xứ: Chất liệu Acrylic EU
+ Màu sắc và đặc tính: Xanh coban ấn tượng
+ Hình dạng kích thước:Kệ bếp được thiết kế dạng chữ L theo phong cách hiện đại
+ Loại nhà và diện tích đặt bếp: Căn hộ gia đình, không gian phòng khoảng 15m2
+ Dịch vụ cộng thêm: thiết kế miễn phí, theo dõi tiến độ online, tem chứng nhận, sms theo dõi bảo hành, bảo trì 24/7
### Cùng nội dung:
Kệ bếp căm xe chữ L – TBN2711
Tủ bếp Acrylic bóng gương dạng chữ I kết hợp bàn đảo – TBN3565
Tủ bếp Picomat trắng kết hợp xám nhạt xinh xắn có đảo – TBN3831
Kệ bếp gỗ Dổi bán hiện đại trẻ trung chữ U – TBN3135
Tủ bếp gỗ Sồi sơn men trắng kết hợp bàn đảo – TBN4913
Tủ bếp Căm Xe phủ sơn Pu kết hợp bàn đảo cổ điển – TBN5063
## Leave a Reply Cancel reply

WARC-Type: response

Content-Type: application/http; msgtype=response

WARC-Identified-Payload-Type: application/xhtml+xml

Server: nginx

Content-Type: text/html; charset=UTF-8

Connection: keep-alive

Vary: Accept-Encoding,User-Agent

X-Crawler-Content-Encoding: gzip


markdown:
# 9 phương pháp tránh thai hiệu quả và an toàn nhất
*Hiện nay có khá nhiều các biện pháp tránh thai mà chị em hay sử dụng như uống thuốc tránh thai, sử dụng bao cao su trong quan hệ... Dưới đây là một số biện pháp giúp bạn tránh thai cực an toàn và ...*
-
1
**Uống thuốc tránh thai**
Đây là một trong những phương pháp phổ biến được rất nhiều mẹ lựa chọn. Trong thuốc tránh thai có chứa kích thích tố estrogen và progestin giúp ngăn chặn sự rụng trứng.
Ưu điểm: Phương pháp này đạt hiệu quả tránh thai cao đến 92-95%.
Nhược điểm: Phải sử dụng thuốc hàng ngày và có thể bị tác dụng phụ như căng ngực, rối loạn kinh nguyệt, tăng huyết áp…
-
2
**Bao cao su**
Việc sử dụng bao cao su nam hoặc nữ là phương pháp cổ điển và khá thông dụng. Nó giúp ngăn chặn tinh trùng xâm nhập vào cơ thể phụ nữ, ngăn ngừa mang thai và chống lại các bệnh lây truyền qua đường tình dục. Nếu bạn không muốn mang thai ngoài ý muốn có thể sử dụng biện pháp này.
Ưu điểm: phổ biến, ngăn ngừa bệnh lây truyền qua đường tình dục, rẻ tiền.
Nhược điểm: Nó chỉ sử dụng 1 lần và chỉ hiệu quả khi sử dụng đúng cách.
-
3
**Que cấy tránh thai**
Đây là phương pháp tránh thai hiệu quả nhất có thể kể đến là que cấy tránh thai. Phương pháp này được cho là có hiệu quả tuyệt đối được cấy dưới da tay không thuận của người phụ nữ. Sau khi cấy, que sẽ phát huy tác dụng sau 24 tiếng và có hiệu quả trong 3 năm. Trong que cấy có chứa nội tiết tố nên khoảng thời gian được cấy que không cần sử dụng đến bất kỳ biện pháp tránh thai nào khác.
-
4
**Miếng dán tránh thai**
Miếng dán tránh thai là một trong những biện pháp tránh thai đang được khá nhiều chị em phụ nữ lựa chọn vì tính tiện dụng của nó. Miếng dán tránh thai là một miếng dán có diện tích nhỏ, bao gồm 2 loại hormone estrogen và progesterone, phóng thích hoạt chất qua da vào máu. Miếng dán sẽ có tác dụng ngừa thai trong vòng 1 tuần.
Miếng dán giải phóng một lượng hormone vào máu thông qua da từ đó ngăn chặn sự rụng trứng hàng tháng ở người phụ nữ. Miếng dán tránh thai còn làm tăng chất nhầy ở tử cung, làm mỏng niêm mạc tử cung khiến cho tinh trùng khó tiếp cận trứng và thụ thai.
-
5
**Nắp chụp cổ tử cung**
Nắp chụp cổ tử cung tương tự như màng ngăn nhưng nhỏ hơn. Dụng cụ này ngăn sự xâm nhập của tinh trùng vào tử cung vì nó có chứa chất diệt tinh trùng. Nên đặt dụng cụ này vào âm đạo trước khi quan hệ tình dục.
Ưu điểm: Có thể đặt trong vòng 48 giờ, không tốn kém.
Nhược điểm: Phải được hướng dẫn sử dụng bởi bác sĩ, không ngăn ngừa được bệnh lây truyền qua đường tình dục.
-
6
**Màng ngăn âm đạo**
Màng ngăn âm đạo thường là cao su tái sử dụng hoặc silicone với một vành bao quanh cổ tử cung, một phần của vành vừa khít phía sau xương mu giúp ngăn chặn tinh trùng xâm nhập vào tử cung. Trước khi quan hệ tình dục bạn nên đặt màng ngăn vào sâu trong âm đạo để tránh tinh trùng xâm nhập vào bên trong.
Ưu điểm: đây là phương pháp rẻ tiền
Nhược điểm: 16% người dùng có thai ngoài ý muốn, không ngăn chặn được bệnh lây truyền qua đường tình dục, phải được hướng dẫn sử dụng bởi bác sĩ.
-
7
**Đặt vòng tránh thai**
Vòng tránh thai là một trong những dụng cụ tránh thai phổ biến được các chị em tin tưởng dùng. Phương pháp này không hề gây đau đớn hay ảnh hưởng đến sức khỏe cũng như đời sống tình dục của chị em. Nếu bạn đã có đủ con và không muốn sinh thêm, bạn nên tham khảo phương pháp đặt vòng tránh thai này. Tuy nhiên để có một chiếc vòng tránh thai phù hợp và vừa vặn với cơ thể, bạn cần đến các trung tâm y tế để được tư vấn và sử dụng an toàn nhất.
-
8
**Tính ngày để quan hệ vợ chồng**
Đây là một trong những phương pháp tránh thai tự nhiên có nghĩa là các cặp đôi cần tránh quan hệ tình dục trong những thời điểm nhạy cảm như những ngày trứng rụng. Những ngày an toàn này được cho là ngay sau chu kỳ “đèn đỏ” hoặc trước chu kỳ kinh nguyệt tiếp theo.
Ưu điểm: Không sử dụng bất cứ loại thuốc hay thiết bị gì và không tốn kém
Nhược điểm: Hạn chế quan hệ tình dục tự nhiên, 25% người có thai ngoài ý muốn.
-
9
**Tiêm thuốc tránh thai**
Thuốc tiêm tránh thai hiện nay khá thông dụng ở nước ta, là loại nội tiết chỉ có progestin (không có thành phần oestrogen như viên thuốc uống tránh thai kết hợp), có tên gọi depoprovera. Mỗi mũi tiêm bắp có tác dụng tránh thai trong vòng 3 tháng. Thuốc có hiệu quả tránh thai cao, rất tiện cho phụ nữ không có điều kiện uống viên tránh thai hằng ngày. Hiệu quả của thuốc trong số người sử dụng có thể đến 97%, có nghĩa rằng 100 phụ nữ dùng thuốc trong một năm thì có 3 người bị mang bầu.

Content-Type: text/html; charset=utf-8

X-Crawler-Transfer-Encoding: chunked

Set-Cookie: ci_session=5a6c7e7aac640b1a3b6438b5d5d9bee19bcf446c; expires=Fri, 21-Sep-2018 20:02:15 GMT; Max-Age=7200; path=/; HttpOnly

Cache-Control: no-store, no-cache, must-revalidate, post-check=0, pre-check=0

Pragma: no-cache

x-xss-protection: 1; mode=block

X-Content-Type-Options: nosniff


markdown:
Chao mung den blog cua nhom ANALIA - kquangcaotuoitre.blogspot.com
Quảng cáo tuổi trẻ nơi cập nhật các Tin Tức Mới Nhất, tin tức tuổi trẻ, sản phẩm kỹ thuật số, Làm Đẹp đặt biệt với bộ Hình Nền Điện Thoại và đặc sắc với bộ ảnh Hình Girl Xinh nóng bỏng, Girl Xinh 9x , Girl Xinh Vn... đủ thể loại.
Support Online
## Comments[ 1 ]
## Đăng nhận xét

Cache-Control: private, max-age=0

Server: GSE


markdown:
[Bí quyết chọn ghế sofa khách sạn](#)
Khách sạn sang trọng và hiện đại hơn một bộ ghế sofa, trên thị trường hiện giờ có rất nhiều mẫu ghế sofa khách sạn để bạn chọn được một chiếc ghế sofa phù hợp với không gian nội thất không phải là một việc không khó với nhiều người.
Bài viết dưới đây của
[sofa khách sạn - ktcdecor.com.vn](http://ktcdecor.com.vn/tin-tuc/tin-kien-thuc/cap-nhat-mau-ban-ghe-sofa-khach-san-theo-xu-huong.html) sẽ giúp các bạn có kinh nghiệm lựa chọn ghế sofa khách sạn phù hợp với không gian nội thất khách sạn bạn.
Xem chi tiết hơn tại trang chủ
[http://ktcdecor.com.vn/.](http://ktcdecor.com.vn/.) **vị trí đặt ghế sofa**
Kinh nghiệm chọn ghế sofa khách sạn
Trước khi mua một bộ ghế sofa cho khách sạn của mình, bạn cần tính toán xem địa điểm đặt ghế sofa ở chỗ nào trong không gian phòng để đưa ra lựa chọn kiểu ghế sofa cho thích hợp với phòng khách. Nếu vị trí đặt ghế sofa ở góc tường của căn phòng thì chúng ta nên chọn mẫu sofa có hình dáng chữ L, được kê sát tường để tiết kiệm được không gian sử dụng. Hoặc ghế sofa được kê ở giữa phòng thì nên chọn kiểu mẫu sofa to có chân hoặc kiểu bàn tròn.
**Kích thước ghế sofa**
Việc lựa chọn kích thước của ghế sofa khách sạn là rất cần thiết trong việc tìm được mẫu sofa thích hợp với không gian phòng khách sạn. Đối với những phòng có diện tích lớn, rộng rãi thì nên chọn những mẫu sofa to và đẹp, ngược lại với phòng có diện tích nhỏ thì nên chọn những mẫu sofa co kích thước nhỏ, mang lại sự hài hòa cho không gian nội thất phòng khách sạn.
**Kiểu dáng ghế sofa và vật liệu**
Những mẫu sofa khách sạn bây giờ rất đa dạng về kiểu dáng và mẫu mã, ghế sofa có 2 loại chất liệu cơ bản được mọi người dùng là nỉn và da. Bởi vậy tùy vào từng mục đích áp dụng mà chúng ta nên lựa chọn kiểu dáng ghế sofa cho phù hợp. Nếu bạn muốn căn phòng khách sạn trông ấm cúng và gần cận như gia đình thì có thể chọn mẫu sofa kiểu quy tụ. Bạn cũng có thể chọn mẫu có ghế tựa cho không gian không bị trống trải.
*Kinh nghiệm chọn ghế sofa khách sạn* **Màu sắc ghế sofa**
Màu sắc là điểm nhấn cho bất cứ một không gian nội thất nào, Bởi vì vậy việc lựa chọn màu sắc của ghế sofa cần phải phù hợp với không gian nội thất chung của khách sạn. Chúng ta có thể phối hợp màu của ghế sofa với những gam màu sáng và màu trắng làm màu chủ quản mang đến cho không gian nội thất khách sạn trở nên văn minh , sang trọng và ấm cúng, đem lại cảm giác dễ chịu và thoải mái cho người sử dụng .
Không gian nội thất phòng khách sạn sang trọng và tiến bộ hay không chính là vào việc lựa chọn ghế sofa như thế nào cho thích hợp nhất. Đối với việc chọn ghế sofa khách sạn chất lượng bạn nên chọn những nơi uy tín và chất lượng.
Với những kinh nghiệm lựa chọn ghế sofa ở trên hi vọng các bạn sẽ lựa chọn được một bộ sofa thích hợp với khách sạn.

WARC-Identified-Payload-Type: text/html


markdown:
# Kẹt xe “như kiến vỡ tổ” ở Hà Nội khiến nhiều người ngán ngẩm
![ Kẹt xe “như kiến vỡ tổ” ở Hà Nội khiến nhiều người ngán ngẩm](http://kul.vn/media/cache/resolve/thumbnail_16x10_672x420/data/article/2016/09/20/thumbnail_16x9_5ccaa3fce7e00b06874146a387cfa9fe.jpg)
## Những hình ảnh kẹt xe ở khu vực cầu Tó, ngã tư đường Phan Trọng Tuệ, Q.Thanh Trì, Hà Nội nhận được nhiều sự quan tâm từ phía cộng đồng mạng.
Sáng ngày 20/9 cộng đồng mạng đua nhau chia sẻ những hình ảnh về cảnh kẹt xe ở khu vực cầu Tó, ngã tư đường Phan Trọng Tuệ, Q.Thanh Trì, Hà Nội.
Rất nhiều Clip và hình ảnh được chụp từ trên cao ghi lại cảnh tắc đường với hàng nghìn phương tiện giao thông ùn ứ, "chôn chân" nhìn như "kiến vỡ tổ".
![ Bạn sẽ không dám ra đường khi xem Clip kẹt xe “như kiến vỡ tổ” ở hà Nội - hình ảnh 1](http://cdn.kul.vn/data/article/2016/09/20/ket-xe-o-ha-noi1_1474347008.jpg)
Các phương tiện đổ dồn từ nhiều phía về đường lớn gây ra một cảnh tượng hãi hùng. Hiện tượng dường như diễn ra hàng ngày vào các khung giờ cao điểm tại khu vực này, khiến nhiều người không khỏi ngần ngại khi ra đường.
![ Bạn sẽ không dám ra đường khi xem Clip kẹt xe “như kiến vỡ tổ” ở hà Nội - hình ảnh 2](http://cdn.kul.vn/data/article/2016/09/20/ket-xe-o-ha-noi_1474347078.jpg)
![ Bạn sẽ không dám ra đường khi xem Clip kẹt xe “như kiến vỡ tổ” ở hà Nội - hình ảnh 3](http://cdn.kul.vn/data/article/2016/09/20/ket-xe-o-ha-noi-2_1474347109.jpg)
Thành viên M.C.T bình luận:
*"Nhiều người bảo thích đi ôtô, ôtô thì ai chả thích. Nhưng đường phố thủ đô thế này thì xe máy còn chả nhích được huống gì tới ôtô.”*
Một bạn khác tỏ ra ngán ngẩm: "Nhìn chẳng khác nào tổ kiến. Xem rồi cũng chẳng muốn đi ra đường nữa. Chỉ có dân tình là mãi khổ sở."

Vary: Accept-Encoding

Cache-Control: no-cache, private

Set-Cookie: _KUL=01hkghlc00iu76112o6p42mesf; path=/; domain=.kul.vn; HttpOnly


markdown:
TRANG CHỦ
GIỚI THIỆU
SẢN PHẨM DỊCH VỤ
THỦY HẢI SẢN ĐÔNG LẠNH
Lườn cá ngừ đại dương (Tuna Belly)
Đầu cá hồi
Vây cá hồi
Phụ phẩm Yellowfin Tuna
Mực ống đông lạnh Argentina
Mực một nắng
Cá đù một nắng
Mực ống đông lạnh Indo
Thịt càng ghẹ
Ghẹ cắt mảnh
Tôm
Fillet cá basa
Cá bò lột da
Cá mú một nắng
Cá nục
Cá bạc má
Cá hố
LIÊN HỆ
THỦY HẢI SẢN ĐÔNG LẠNH
Thịt càng ghẹ
Ghẹ cắt mảnh
Tôm
Fillet cá basa
Cá bò lột da
Cá mú một nắng
Cá nục
Cá bạc má
Cá hố
Mực ống đông lạnh Indo
Mực ống đông lạnh Argentina
Mực một nắng
Cá đù một nắng
Lườn cá ngừ đại dương (Tuna Belly)
Đầu cá hồi
Vây cá hồi
Phụ phẩm Yellowfin Tuna
thông tin liên hệ
Bà Mai Thị Tú Trinh
-
0988 046 709
Email:
kyphongco68@gmail.com
Phụ phẩm Yellowfin Tuna
Chia sẻ lên:
Phụ phẩm Yellowfin Tuna (waste meat).
CÔNG TY TNHH KỲ PHONG AGRO SEAFOOD
Địa chỉ:
30/31 Đường Số 3, P. 9, Q. Gò Vấp, Tp. Hồ Chí Minh
Điên thoại:
0949 868 349, 0988 046 709 -
Fax:
Email:
kyphongco68@gmail.com
-
Website:
http://kyphong.bizz.vn
Thiết kế và cung cấp bởi
Trang vàng

Cache-Control: private


markdown:
Trang chủ
0, Tổng tiền: 0 VNĐ
Trang chủ
Giới thiệu
TIN TỨC
Liên hệ
Đăng nhập
|
Đăng ký
MÁNG CÁP
Máng cáp tĩnh điện
Máng cáp 100
Máng cáp 150
Máng cáp 200
Máng cáp 250
Máng cáp 300
Máng cáp 400
Máng cáp 500
Máng cáp 600
Máng cáp 700
Máng cáp 800
Máng cáp 900
Máng cáp 1000
Máng cáp 1500
Máng cáp nhúng nóng
Máng cáp 100
Máng cáp 200
Máng cáp 300
Máng cáp 400
Máng cáp 500
Máng cáp 600
Máng cáp 700
Máng cáp 800
THANG CÁP
Thang cáp tĩnh điện
Thang cáp 100
Thang cáp 150
Thang cáp 200
Thang cáp 250
Thang cáp 300
Thang cáp 350
Thang cáp 400
Thang cáp 450
Thang cáp 500
Thang cáp 550
Thang cáp 600
Thang cáp 650
Thang cáp 700
Thang cáp 750
Thang cáp 800
Thang cáp nhúng nóng
Thang cáp 100
Thang cáp 150
Thang cáp 200
Thang cáp 250
Thang cáp 300
Thang cáp 350
Thang cáp 400
Thang cáp 450
Thang cáp 500
Thang cáp 550
Thang cáp 600
TỦ ĐIỆN
Tủ ats
Tủ ATS- Contactor
Tủ ats- ACB
Tủ sự cố
Tủ điện Lê Hoàng
Tủ cứu hỏa
Vỏ tủ điện
PHỤ KIỆN
Nối
Cút chữ T
Cút vuông góc
Trang chủ
>
MÁNG CÁP
>
Máng cáp nhúng nóng
>
Máng cáp 200
Danh mục sản phẩm
MÁNG CÁP
Máng cáp tĩnh điện
Máng cáp nhúng nóng
THANG CÁP
Thang cáp tĩnh điện
Thang cáp nhúng nóng
TỦ ĐIỆN
Tủ ats
Tủ sự cố
Tủ điện Lê Hoàng
Tủ cứu hỏa
Vỏ tủ điện
PHỤ KIỆN
Nối
Cút chữ T
Cút vuông góc
Sản phẩm đã xem
Thương hiệu:
Tất cả
LÊ HOANG
Danh sách sản phẩm
Máng cáp nhúng nóng ...
0 VNĐ
So sánh
Máng cáp nhúng nóng ...
0 VNĐ
So sánh
Máng cáp nhúng nóng ...
0 VNĐ
So sánh
Tổng số:
3
kết quả
Copyright © 2005-2018 Thangmangcap.vn, All Rights Reserved.

Set-Cookie: ECS[display]=grid; expires=Fri, 28-Sep-2018 10:51:17 GMT

Accept-Ranges: bytes

Server: LiteSpeed

Connection: close


markdown:
Trang chủ / Sản phẩm / THIẾT BỊ TRƯỜNG HỌC /
Danh mục sản phẩm
Hỗ trợ trực tuyến
Tin tức nổi bật
-
[Apple ra mắt iphone X](tin-tuc/apple-ra-mat-iphone-x-17.html)
-
[Tương lai nền công nghiệp Việt Nam - hướng tới công nghiệp 4.0](tin-tuc/tuong-lai-nen-cong-nghiep-viet-nam-huong-toi-cong-nghiep-40-9.html)
-
[Những sai lầm khi sạc pin sẽ "giết chết" chiếc iPhone của bạn](tin-tuc/nhung-sai-lam-khi-sac-pin-se-giet-chet-chiec-iphone-cua-ban-8.html)
-
[Thế nào là màn hình tràn cạnh, cong 2.5D và smartphone không viền?](tin-tuc/the-nao-la-man-hinh-tran-canh-cong-25d-va-smartphone-khong-vien-7.html)
-
[Đánh giá chi tiết Galaxy A3 2017](tin-tuc/danh-gia-chi-tiet-galaxy-a3-2017-6.html)
-
[Cách cập nhật lên phiên bản iOS 10.3 chính thức mới nhất](tin-tuc/cach-cap-nhat-len-phien-ban-ios-103-chinh-thuc-moi-nhat-5.html)
phòng lab, Lab đa năng trực tuyến
**Mã sản phẩm:**Phòng Lab trực tuyến đa Năng **Lượt xem:**294 **Mô tả:**
- Liên hệ
[Liên hệ](lien-he.html)

Server: Apache

Connection: Upgrade, close


markdown:
"Chỉ vì một thay đổi trong thói quen hàng ngày, tôi đã mất đứa con của mình. Đó là lỗi của tôi", Stephanie Salvilla, một phụ nữ sống ở Orlando, bang Florida, Mỹ nói với CNN. "Tôi cần thị giác minh mẫn mách bảo mình, nhưng điều đó không tồn tại vào lúc đó".
Salvilla thức dậy sau giấc ngủ dài bốn tiếng vào một buổi sáng tháng 7/2009. Chồng cô giúp vợ đặt cậu con trai 5 tháng tuổi Gannon vào xe. Cô quên mất việc phải đặt vào ghế trước một vài chiếc lọ, cách để nhắc nhở rằng con đang ở phía sau, dù bình thường cô hay làm. Sau ngày làm việc, Salvilla trở lại xe và điều không may xảy ra: Gannon chết vì sốc nhiệt.
![Để trẻ em trong ôtô dưới trời nóng - sai lầm chết người](https://image.baonghean.vn/w607/Uploaded/2018/zrkxrkslxk/2018_06_16/141116-1.jpg)
Theo thống kê của Hội đồng an toàn quốc gia Mỹ (NSC), 742 trẻ em đã chết vì sốc nhiệt trong ôtô trong giai đoạn 1998-2017, trung bình 37 người mỗi năm. Riêng trong 2017, số trẻ em tử vong do người lớn để chúng một mình trong xe hơi dưới trời nắng là 42. Con số năm 2016 là 39 trường hợp.
Bản báo cáo của NSC cho thấy, 55% bố mẹ hoặc người trông trẻ không ý thức việc để trẻ nhỏ trong ôtô khi rời đi, 27% trẻ em tự tìm cách vào trong xe của họ. Và 18% bố mẹ hoặc người trông trẻ có ý thức về việc để trẻ nhỏ trong xe hơi.
Thực tế, các bậc bố mẹ hay người trông trẻ không có mục đích xấu khi để trẻ trong xe hơi. Tuy nhiên những thói quen tưởng chừng vô hại có thể dẫn đến kết quả nghiêm trọng. Họ có thể tắt máy, rời khỏi xe để mua một vật nào đó. Nhưng dưới ánh nắng mặt trời, nếu nhiệt độ ngoài trời là 35 độ C thì với thời gian 20 phút, ca-bin một chiếc xe nhỏ, không mở điều hòa có thể ở mức 51 độ C. Nếu thời gian là 30 phút, con số tương ứng là gần 60 độ C. Nền nhiệt cao khiến trẻ em sốc nhiệt dẫn đến tử vong.
Tại Mỹ, hiện có 21 bang ban hành các đạo luật liên quan đến vấn đề "bỏ quên" trẻ em trong xe hơi. Tám bang trong số đó xem hành vi này là tội ác. Trong khi chờ thuyết phục các hãng xe thêm công nghệ để nhắc nhở người lớn, có nhiều khuyến cáo cho các bậc phụ huynh của các tổ chức vì an toàn trẻ em như để các vật dụng: ví, điện thoại, laptop hàng ghế sau để nhắc bản thân luôn quan sát trước khi rời xe.
**Nguồn: baonghean.vn**

Set-Cookie: __cfduid=da0ccccaa85a1741e8061d60a9c08adec1537554732; expires=Sat, 21-Sep-19 18:32:12 GMT; path=/; domain=.libertyrms.info; HttpOnly

Server: cloudflare


markdown:
Trải qua nhiều năm, tình bạn của ông với Đức Dalai Latma phát triển và thúc đẩy Sander tổ chức hàng loạt cuộc đối thoại giữa Đức Dalai Latma và lãnh đạo các doanh nghiệp, giáo dục, chính quyền, kinh tế, khoa học và sức khỏe. Những cuộc đối thoại này đã khám phá ra nhiều con đường mà lãnh đạo các doanh nghiệp có thể[...]
- Tôi thấy bây giờ đạo đức của con người xuống cấp quá. Tôi không nói là đạo đức của dân tộc mình, nhưng như các cụ nói, cái sảy nảy cái ung, một vết dầu có thể loang cả mặt biển, việc bác sĩ Tường làm ảnh hưởng đến cả ngành y tế. Điều đáng trách nhất là anh này không có đạo đức.
Trang nhà không giữ bản quyền. Mọi hình thức sao chép đều được hoan nghênh.
Thư từ, bài vở đóng góp xin gửi về email:linhsonphatgiaocom@gmail.com

X-Powered-By-Plesk: PleskWin


markdown:
Công ty Cổ phần Đầu tư Sản xuất & Thương mại Long Giang
Địa chỉ:
Số 12 ngõ 192, Đường Kim Giang, Tổ 29, P. Đại Kim, Q. Hoàng Mai, TP. Hà Nội
Điện thoại:
0438552030/0433119844 - Fax 0433119844
Trang chủ
Giới thiệu
Sản phẩm
Sơn Kansai
Thép việt - sing
Dịch vụ
Dự án
Liên hệ
Hệ thống đại lý
Tin tức
Tin nội bộ
Tin tức ngành
Tư vấn
Câu hỏi thường gặp
Trang chủ
Sơn Kansai đứng ở đâu về nhãn hiệu?
Câu hỏi thường gặp
Sơn Kansai đứng ở đâu về nhãn hiệu?
Sơn Kansai là thương hiệu sơn nổi tiếng trên thế giới, chất lượng đã được các tổ chức nước ngoài đánh giá là sơn số 1 Châu Á Thái Bình Dương. Độ phủ cao, đóng gói đúng quy chuẩn nên mang lại chất lượng và hiệu quả cao.
Câu hỏi khác
Sơn nhà, các công đoạn cần chuẩn bị?
Phối màu thế nào là đẹp?
ĐỐI TÁC - KHÁCH HÀNG
Hỗ trợ trực tuyến
(84-4) 3. 787 5668
Hỗ trợ trực tuyến
Hỗ trợ trực tuyến
Câu hỏi thường gặp
Sơn nhà, các công đoạn cần chuẩn bị?
Sơn Kansai đứng ở đâu về nhãn hiệu?
Phối màu thế nào là đẹp?
Liên kết website
Kansai Paint
Thép Việt - Sing
Kết nối với chúng tôi
Copyright © 2014
longgiangjsc
. All rights reserved
Thiết kế web
go top

Cache-Control: private, no-store, must-revalidate

X-Frame-Options: SAMEORIGIN


markdown:
Trang chủ
Sản phẩm
Công nghệ
Kinh doanh
Test Lab
Giải trí
Android
iOS
Windows
eshop
Tìm kiếm
Tin tức mới nhất
Tin/bài liên quan SSD NVMe
Computex 2018: Plextor trình làng SSD siêu nhanh M9Pe Extreme
Xem tiếp >>
© Thế Giới Vi Tính - PC World VN
Tạp chí Công nghệ thông tin - Truyền thông

Set-Cookie: lastactivity=1537552301; expires=Sat, 21-Sep-2019 17:51:41 GMT; path=/; domain=.thegioigame.vn

Access-Control-Allow-Headers: Accept,Content-Type,X-Requested-With

Access-Control-Expose-Headers: AMP-Access-Control-Allow-Source-Origin


markdown:
Thứ bảy - 23/07/2016 10:09
[Trường MN Diễn trường tổ chức hội nghị tổng kết thực tập sư phạm cuối khóa năm học 2015-2016.](#)
Thơi gian hai tháng rưỡi trôi qua đã tới lúc chia tay tạm biệt các em để trở lại trường cao đẳng sư phạm nghệ an tiếp tục học tập chuẩn bị cho kỳ thi tốt nghiệp sắp tới. Hôm nay ngày 25/4/2016 đơn vị long trọng tổ chức hội nghị tổng kết thực tập chia tay các em, tới dự chung vui có anh Chu Sỹ Hoàng -BT Đảng ủy cùng các anh chị lãnh đạo địa phương.
Thơi gian hai tháng rưỡi trôi qua đã tới lúc chia tay tạm biệt các em để trở lại trường cao đẳng sư phạm nghệ an tiếp tục học tập chuẩn bị cho kỳ thi tốt nghiệp sắp tới. Hôm nay ngày 25/4/2016 đơn vị long trọng tổ chức hội nghị tổng kết thực tập chia tay các em, tới dự chung vui có anh Chu Sỹ Hoàng -BT Đảng ủy cùng các anh chị lãnh đạo địa phương.
![ ](/uploads/news/2016_07/img20160419105820tt-1.jpg)
Đoàn thực tập sư phạm chụp hình chung với BCĐ thực tập trường MN Diễn Trường.
![ ](/uploads/news/2016_07/img20160423092359tt-2_1.jpg)
BCĐ trường MN Diễn Trường tặng quà lưu niệm cho toàn đoàn thực tập nhân ngày tổng kết chia tay một kỷ niệm đáng nhớ
![ ](/uploads/news/2016_07/img20160423091911-4.jpg)
Ba học sinh xuất sắc trong đợt thực tập được BGH nhà trường tặng quà trong ngày tổng kết thực tập.
![ ](/uploads/news/2016_07/img20160423092646-tt-3.jpg)
Đoàn thực tập tặng quà lưu niệm cho trường MN Diễn Trường nhân dịp tổng kết chia tay.
![ ](/uploads/news/2016_07/img20160419105820tt-1.jpg)
Đoàn thực tập sư phạm chụp hình chung với BCĐ thực tập trường MN Diễn Trường.
![ ](/uploads/news/2016_07/img20160423092359tt-2_1.jpg)
BCĐ trường MN Diễn Trường tặng quà lưu niệm cho toàn đoàn thực tập nhân ngày tổng kết chia tay một kỷ niệm đáng nhớ
![ ](/uploads/news/2016_07/img20160423091911-4.jpg)
Ba học sinh xuất sắc trong đợt thực tập được BGH nhà trường tặng quà trong ngày tổng kết thực tập.
![ ](/uploads/news/2016_07/img20160423092646-tt-3.jpg)
Đoàn thực tập tặng quà lưu niệm cho trường MN Diễn Trường nhân dịp tổng kết chia tay.
**Tác giả bài viết: **BCĐ thực tập.
**Nguồn tin: **Trường MN Diễn Trường
**Từ khóa:** [,](/index.php?language=vi&nv=news&op=search&q=t%E1%BA%A1m+bi%E1%BB%87t) *tạm biệt* [,](/index.php?language=vi&nv=news&op=search&q=tr%E1%BB%9F+l%E1%BA%A1i) *trở lại* [,](/index.php?language=vi&nv=news&op=search&q=cao+%C4%91%E1%BA%B3ng) *cao đẳng* [,](/index.php?language=vi&nv=news&op=search&q=s%C6%B0+ph%E1%BA%A1m) *sư phạm* [,](/index.php?language=vi&nv=news&op=search&q=ti%E1%BA%BFp+t%E1%BB%A5c) *tiếp tục* [,](/index.php?language=vi&nv=news&op=search&q=h%E1%BB%8Dc+t%E1%BA%ADp) *học tập* [,](/index.php?language=vi&nv=news&op=search&q=chu%E1%BA%A9n+b%E1%BB%8B) *chuẩn bị* [,](/index.php?language=vi&nv=news&op=search&q=t%E1%BB%91t+nghi%E1%BB%87p) *tốt nghiệp* [,](/index.php?language=vi&nv=news&op=search&q=h%C3%B4m+nay) *hôm nay* [,](/index.php?language=vi&nv=news&op=search&q=%C4%91%C6%A1n+v%E1%BB%8B) *đơn vị* [,](/index.php?language=vi&nv=news&op=search&q=long+tr%E1%BB%8Dng) *long trọng* [,](/index.php?language=vi&nv=news&op=search&q=t%E1%BB%95+ch%E1%BB%A9c) *tổ chức* [,](/index.php?language=vi&nv=news&op=search&q=h%E1%BB%99i+ngh%E1%BB%8B) *hội nghị* [,](/index.php?language=vi&nv=news&op=search&q=t%E1%BB%95ng+k%E1%BA%BFt) *tổng kết* [,](/index.php?language=vi&nv=news&op=search&q=th%E1%BB%B1c+t%E1%BA%ADp) *thực tập* *lãnh đạo* **Các bài viết mới hơn**
**Các bài viết khác**

Set-Cookie: nv3c_Cbrrr_nvvithemever=yA%2C%2C; expires=Sat, 21-Sep-2019 18:24:43 GMT; Max-Age=31535997; path=/; domain=.mamnondientruong.dienchau.edu.vn; httponly

Cache-Control: no-cache, pre-check=0, post-check=0

Content-Language: vi

Keep-Alive: timeout=1, max=100

Connection: Keep-Alive


markdown:
Máy bơm tăng áp là sản phẩm máy bơm thuộc phân khúc bơm dân dụng đang ...
Xuất xứ: Taiwan
Model: DG-400-46
Nhà sản xuất: DARGANG
Giá:
**10.500.000 VNĐ**
(Chưa bao gồm VAT)
Tình trạng: Còn hàng
- Miễn phí các quận nội thành trong TPHCM. Tính phí vận chuyển với các quận ngoại thành.
- Đối với khách hàng tỉnh: công ty sẽ chuyển hàng tận nơi khách hàng (mọi chi phí vận chuyển khách hàng thanh toán).
**Máy bơm không khí con sò DARGANG DG-400-46 2.20KW** **con sò DARGANG DG-400-46 2.20KW được thiết kế nhỏ gọn, dễ di chuyển sau khi sử dụng, ít gây tiếng ồn, hiệu suất làm việc cao được ứng rộng rãi trong việc cấp khí xử lý hệ thống nước thải, hệ thống sấy khô, hệ thống xông hơi công nghiệp, hệ thống xông hơi khách sạn, công nghiệp in, công nghiệp chế biến và sản xuất giấy...**
** Thông số kỹ thuật:**
Nguồn điện(V-HZ)
380-50
Công suất(KW)
2.20
Đường kính ống ra(INCH)
2.0
Áp lực(MBAR)
220/270
Lưu lượng(M3/P)
3.7
Độ ồn(DB)
70
Hãng sản xuất
DARGANG
Xuất xứ
Taiwan
Bảo hành
12 tháng
*Máy bơm không khí con sò DARGANG DG-400-46 2.20KW*
** Tính năng nổi bật:**
-
** DARGANG DG-400-46 2.20KW thiết kế nhỏ gọn, dễ di chuyển, có độ bền rất cao, dễ dàng lắp đặtcông suất nhỏ giúp tiết kiệm điện năng cho người sử dụng, an toàn khi sử dụng. Máy bơm nước chuyên dụng**
- Độ ồn của máy thấp nhờ thiết kế vỏ máy kiểu con sò giống như bộ phận giảm thanh và màng ngăn giúp âm thanh bị khuếch tán, giúp âm thanh bị khuếch tán tốt hơn.
- Hoạt động êm hơn, chống rung trong quá trình hoạt động.
** Ứng dụng:** [Máy bơm không khí con sò DARGANG DG-400-46](http://maybomhcm.vn/may-bom-khong-khi-con-so-dargang-dg40046-220kw-3791.html)
Tham khảo thêm sản phẩm:
[Quạt thổi khí con sò DARGANG DG-400-36 1.75KW](http://maybomhcm.vn/quat-thoi-khi-con-so-dargang-dg40036-175kw-3788.html)
** Thông tin nhà sản xuất:** **DARGANG** đã và đang khẳng định về chất lượng sản phẩm cũng như tiện ích dòng máy bơm DARGANG mang lại. Với nhiều sản phẩm đa dạng về mẫu mã, kiểu dáng, nhiều dòng máy bơm khác nhau, DARGANG còn sản xuất máy thổi khí nhằm đem lại những tiện ích đảm bảo khách hàng nhận được hiệu quả nhất, dịch vụ chất lượng cao và giảm nhiều chi phí.
** Nhà phân phối:** ** CÔNG TY TNHH THUẬN HIỆP THÀNH** chuyên bán các mặt hàng máy bơm nước với các sản phẩm như máy bơm tăng áp, máy bơm đẩy cao, máy bơm chìm hút bùn, máy bơm chìm hút nước thải, máy bơm ly tâm trục đứng, máy bơm ly tâm trục ngang, máy bơm nước hồ bơi, máy bơm hỏa tiễn… Đặc biệt, công ty chúng tôi là nhà phân phối độc quyền sản phẩm các thương hiệu NTP, APP, Lucky Pro, Giếng Nhật, THT, Wilo… đồng thời là nhà phân phối chính thức của hãng máy bơm Pentax nổi tiếng. Chúng tôi xin cam kết bán hàng chính hãng, giá cả cạnh tranh, phục vụ tận tình, giao hàng nhanh chóng và bảo hành chu đáo.
** Thông tin liên hệ:** ** Công ty TNHH Thuận Hiệp Thành**
Địa chỉ: 67 Mai Chí Thọ, P.An Phú, Q.2, TPHCM
Web:
[maybomhcm.vn](http://maybomhcm.vn/)
Máy bơm tăng áp là sản phẩm máy bơm thuộc phân khúc bơm dân dụng đang ...


markdown:
Miễn phí vận chuyển
Thanh toán tiện lợi
Hotline: 0943.686.369
Còn hàng
Scroll To Top
Chat với chúng tôi
Get 15% off your next order. Be the first to learn about promotions special events, new arrivals and more

Set-Cookie: _orig_referrer=; expires=Sat, 06-Oct-2018 18:36:57 GMT; path=/; HttpOnly

X-Page: product-detail

X-Cache: miss

P3P: CP="NOI DSP COR NID ADMa OPTa OUR NOR"


markdown:
Miễn phí vận chuyểnVới đơn hàng trên 30 triệu, dưới 150km
![ Sọt nhựa LTTB298](http://bizweb.dktcdn.net/thumb/1024x1024/100/106/354/products/lttb298-jpg.jpg?v=1469601046357)
# Sọt nhựa LTTB298
##### Nhãn hiệu:
[Công ty liên Thắng](/vendors?query=C%C3%B4ng%20ty%20li%C3%AAn%20Th%E1%BA%AFng)
Kích thước 28/23x23X 29 Chất liệu: nhựa PP Màu sắc: Có sẵn haowcj theo yêu cầu của khách hàng
Còn hàng
Kích thước 28/23x23X 29
Chất liệu: nhựa PP
Màu sắc: Có sẵn haowcj theo yêu cầu của khách hàng

Set-Cookie: _orig_referrer=; expires=Sat, 06-Oct-2018 18:37:15 GMT; path=/; HttpOnly

X-Cache: hit, server