WWW.NAUKA.X-PDF.RU
БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА - Книги, издания, публикации
 


Pages:   || 2 |

«Адатпа Дипломды жобада «Ажар» С рылысына байланысты трын-й кешендерін жне ндірістік жктемелерді оректендіру шін Алматы аласыны Отстік-батыс ауданыны 110 кВ электр тораптарын айта жндеу ...»

-- [ Страница 1 ] --

Адатпа

Дипломды жобада «Ажар» С рылысына байланысты трын-й

кешендерін жне ндірістік жктемелерді оректендіру шін Алматы

аласыны Отстік-батыс ауданыны 110 кВ электр тораптарын айта

жндеу жне жмыс режимдерін талдау, С негізгі слбасын жасау, оны

торапа осу, жабдытарды тадау, негізгі технико-экономикалы

крсеткіштерді есептеу жргізілген.

Жмысты жргізу дісі – электрлік осылуды бірнеше нсаларын

ру, оларды ішінен технико-экономикалы салыстыру негізінде отайлы

нсасы тадалады. «Ажар» осалы станциялсын «Таугуль» осалы станциясынан оректендіру слбасы абылданан.

Аннотация В дипломном проекте произведен анализ режимов работы и реконструкции сетей 110 кВ Юго-Западного района города Алматы в связи со строительством подстанции “Акжар” для питания многоквартирного жилого комплекса и промышленных нагрузок, разработка главной схемы подстанции, присоединения ее к сети, выбор оборудования, расчет основных техникоэкономических показателей.

Метод проведения работы – составление нескольких вариантов схемы электрических соединений, из которых наиболее оптимальный выбирается на основании технико-экономического сравнения. Принята схема питания подстанции “Акжар” от подстанций «Таугуль».

Аnnotation The capstone project analyzed modes and reconstruction of networks 110 kV of South-Western district of Almaty in connection with the construction of the substation "Akzhar" for supply of apartment complexes and industrial loads, the development of the main circuit substation connecting it to the network, equipment selection, calculation of basic technical and economic indicators.

Method of work - preparation of several variants of the electrical connections, of which the best is chosen on the basis of technical and economic comparison.

Adopted by the power supply circuit substation "Akzhar" of substations "Taugul."

Questions of safety requirements for the preparation of the workplace in existing electrical voltage above 1000 V, as well as the issue of uninterrupted power supply to consumers of a special group of the first category.

Содержание Введение ……………………………………………………………………………7 1 Краткая характеристика проектируемого объекта ……………………………9 2 Проектирование электрической сети………………………………………….13

2.1 Разработка вариантов развития сети …………………………………13

2.2 Выбор сечений линий електропередач……………………………….16

2.3.Технико-экономические показатели вариантов развития электрической сети проектируемого района…………………………19 3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ……………………….23 4 Выбор внешней схемы электрических соединений и расчет токов кз……...28

4.1 Расчет токов короткого замыкания …………………………………..29

4.2 Выбор оборудования на подстанцию «Акжар» ……………………..35 5 Релейная защита………………………………………………………………...45

5.1 Расчёт дифференциальной токовой защиты ………………………...45

5.2 Расчёт МТЗ……………………………………………………………..49

5.3 Расчёт МТЗ от перегрузки.…………………………………………….51 6 Безопасность и экологичность проекта ………………………………………53

6.1 Краткое описание проектируемого объекта………………………….53

6.2 Вредные и опасные факторы, влияющие на здоровье обслуживающего персонала……………………………………….53

6.3 Расчет заземляющего устройства ОРУ 110 кВ………………………58

6.4 Меры безопасности при обслуживании електроустановок…………60

6.5 Пожаробезопасность……………………………………….…………..63 7 Экономическая часть

7.1 Общая часть…………………………………………………………….66

7.2 Расчет технико-экономических показателей подстанции…………..68

7.3 Показатели финансово-экономической эффективности инвестиций………………………………………………………73 Заключение.……………………………………………………………………….77 Список литературы……………………………………………………………….78

Введение

Электроэнергетика РК является одним из важнейших элементов топливно-энергетического комплекса, обеспечивая более 7% всего объема промышленного производства республики. Только в 2012 году отечественные энергетики произвели 88,7 млрд кВт/ч электроэнергии, из которых 8,3 млрд кВт/ч было поставлено в другие страны (на 22% больше, чем за предыдущий год). Показательно, что около 86–88% всей электроэнергии в Казахстане вырабатывается на теплоэлектростанциях. Говоря об основных характеристиках казахстанской энергосистемы, необходимо отметить, что она отличается неравномерностью расположения ее объектов по всей территории страны.

Следовательно, развитие энергетики РК, требует расширение строительства электроэнергетических объектов, в том числе линий электропередач и подстанций напряжением 35-110 кВ переменного тока.

В соответствии с Постановление Правительства Республики Казахстан от 9 апреля 1999 года № 384 « О Программе развития электроэнергетики до 2030 года», которая является стратегической, реализация программы развития электроэнергетики республики осуществляется поэтапно, и состоит их четырех этапов по годам: 1) I этап программы - 1999-2005 годы 2) II этап программы - 2006-2010 годы 3) III этап программы - 2011-2015 годы 4) Оценка - 2016-2030 годы На первом и втором этапах реализации программы развития отрасли энергетики, которая полностью осуществлена. Третий этап программы основано на эффективных подходах управления энергетической отрасли основанной на обеспечение его конкурентоспособности.

Программой развития электроэнергетики Казахстана является создания единой энергетической системы Казахстана, которая объединит Север и Юг Казахстана, что позволит обеспечить энергетическую независимость Южного региона от государств Центральной Азии.

Развитие электрических сетей позволит, увеличит темп потребления электроэнергии на - 5%-6% ежегодно, это особенно будет ощущаться на юге и западе страны. Анализ потребления электроэнергии показывает, что показатель роста дефицита энергии в 2015 году может составить 3 млрд. кВтчас. Для ликвидации дефицита электроэнергии необходимо проводить работы по развитию электрических сетей 110-35 кВ в густонаселенных и промышленных районах в таких как: Астана, Караганда, Алматы и Алматинская область и др. В частности, в настоящее время реализуются проекты по строительству второй линии электропередачи Север-Юг, второй очереди ТЭЦ-2 Астаны, межрегиональной линии Северный Казахстан Актюбинская область, Мойнакской ГЭС в Алматинской области, Кандыагашской ГТЭС и других.

Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.

Задача проектирования электрической сети относится к классу оптимизационных задач, однако не может быть строго решена оптимизационными методами в связи с большой сложностью задачи, обусловленной многокритериальностью, многопараметричностью и динамическим характером задачи, дискретностью и частичной неопределенностью исходных параметров.

В этих условиях проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах.

Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надёжности электроснабжения. Экологический, социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.

1 Краткая характеристика проектируемого объекта

В данной работе рассматривается схема электроснабжения западной части г. Алматы и южной части Карасайского района.

Схема электроснабжения данного района сложилась в 1970-х годах.

Подача электроэнергии осуществляется по линиям 110 кВ от АТЭЦ-2 до ПСА "Западная".

Включает линии Л-101А; Л-157А; Л-106А; Л-162А; Л-133А; Л-134А и подстанции ПС-141А; ПС-42А; ПС-27А; ПС-94А; ПС-28А.

На 2015 год намечено строительство объектов внешнего электроснабжения «Универсиады 2017г». При этом Л-101А переводится из ОРУ 110 кВ АТЭЦ-2 в ОРУ 110 кВ ПС-147А «Таугуль».

По заданию АО АЖК выполняется проект подключения ПС-94А и ПСА по ЛЭП 110 кВ от ПС-220/110/10 кВ «Каскелен».

Основным недостатком существующей схемы является низкая надежность, обусловленная наличием в цепи пяти подстанций 110 кВ, соединенных последовательно.

При этом воздушные линии 110 кВ имеют большую протяженность и проходят по интенсивно застраиваемым территориям. Кроме того, такая схема ограничивает возможность подключения новых потребителей, т.е. делает невозможным развитие присоединенных территорий к г. Алматы. Целью дипломного проекта является разработка рационального и техникоэкономического варианта электроснабжения потребителей с соблюдением требований ГОСТа к надёжности и качеству электроэнергии. Для выполнения данной задачи необходимо разработка электрических схем и компоновка подстанции, выбора основного оборудования, и анализ режимов работы электрических сетей в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах.

Карта-схема района электроснабжения представлена на рисунке 1.1, подстанция сооружается в Алатауском районе г. Алматы со среднегодовой температурой окружающей среды +200С.

Схема внешнего электроснабжения жилого района (153га) в ЮгоЗападной части г. Алматы Существующие нагрузки по замерам зимнего периода 2013-2014 г.г. Л-101А на АТЭЦ-2 60 МВт (310А).

Всего от ПС-42А «Аксай», ПС-141А, ПС-147А выдано большое количество технических условий на вновь строящиеся микрорайоны «Елисейские поля», «Елемай» и др., общей мощностью 57 МВт.

Рисунок - 1.1 Существующая схема Юго-Западного района г. Алматы

ТОО "Проектный Институт «Базис» выполнен расчет нагрузок по объекту «Многоквартирный жилой комплекс со встроенными помещениями и паркингами, школами, детскими садами в г. Алматы, на территории 153 га.

Расчетная мощность составляет - 39 783 кВт.

Электроснабжение жилой застройки (153га) является первой очередью застройки присоединенных территорий. При определении вариантов электроснабжения рассматриваемой территории принималось во внимание также интенсивное частное строительство жилья в п. Акжар, Абая, Райымбек и т.д.

Для нормализации электроснабжения южной части Наурызбайского района АО «АЖК» планируется подключение к ПС-147А «Таугуль» ПСкВ "Алмагуль" и ПС-99А "Жайлау". В перспективе необходимо будет предусмотреть строительство ПС-110/10 кВ в районе пос.Жанатурмыс.

В связи с тем, что выработка электроэнергии станциями, расположенными в г. Алматы в последние годы не увеличивается, город остается энергодефицитным. Дефицит электроэнергии и мощности возрастает.

Основным источником покрытия дефицита мощности и электроэнергии по-прежнему остаются станции Экибастузского энергорайона, а также гидростанции Киргизии и Таджикистана в летнее время. Такая ситуация будет сохраняться до ввода в эксплуатацию ТЭС в п. Ульке.

В ближайшее время АТЭЦ-2 всю вырабатываемую мощность будет передавать потребителям, расположенным в непосредственной близости, в том числе: Промзона, объекты Универсиады 2017г.; мкр. Нуркент, Алгабас, Саялы и др. ПС-7А АХБК также передает мощность потребителям, расположенным в прилегающем районе города. Таким образом, в качестве источников электрической энергии для покрытия нагрузки Юго-Западной части г. Алматы можно рассматривать только ПС-220/110/10 кВ № 147А "Таугуль" и ПС-220/110/10 кВ "Каскелен".

Для подключения линий 10 кВ рассматривались варианты:

- использования существующих подстанций ПС-141А и ПС-42А;

- использования реконструируемой ПС-42А и вновь проектируемой ПС-110/10-10 кВ "Акжар", располагаемой на территории 153га.

Территория ПС-141А не позволяет разместить силовые трансформаторы мощностью более 2х25 МВА. Расстояние до жилого района (153га) составляет 7-8 км, при этом существуют трудности с выбором трассы. Учитывая изложенное, принято решение для электроснабжения потребителей рассматриваемого района использовать ПС-110/10-10 кВ № 42А "Аксай" и ПС-110/10-10 кВ "Акжар", проектируемую на территории района (153га).

Потребители электроэнергии подключаемой подстанции «Акжар» включают промышленную и коммунальную нагрузку. Так общая мощность многоквартирного жилого комплекса, строительство которого предполагается в проектируемом районе в максимальном режиме составит около 40 МВт при cos=0,87. Сезонный график предполагаемой нагрузки для проектируемой подстанции «Акжар» приведён на рисунке 1.2 (для зимнего периода), на рисунке 1.3 (для летнего периода) и в таблице 1.1.

Рисунок 1.2.

График нагрузки характерного зимнего дня Рисунок - 1.3. График нагрузки характерного летнего дня

–  –  –

2 Проектирование электрической сети

2.1 Разработка вариантов развития сети В процессе проектирования, на основании исходных данных, имеющихся в техническом задании, выбирается: номинальное напряжение;

рациональная схема сети; сечение проводов и кабелей линий, образующих сеть; определяется мощность и число трансформаторов или автотрансформаторов на подстанциях; разрабатываются схемы их электрических соединений; оценивается необходимость установки на подстанциях источников реактивной мощности и их наиболее экономичное размещение; определяются средства регулирования напряжения[1].

Предполагаемые варианты должны отвечать следующим условиям эксплуатации сети: возможность ее дальнейшего развития, наличие среди вариантов сети с более высоким номинальным напряжением, использование средств регулирования напряжения, возможность введения дополнительных средств автоматизации сети и многое другое. При проектировании сети предусматриваются рассмотрение нескольких вариантов развития электрической сети и последовательность выполнения следующих этапов[1]:

1. Выбор схемы подстанции. При проектировании подстанции предварительно составляют схему ее электрических присоединений, которой должны быть учтены число присоединений, надежность электроснабжения и обеспечение пропускной способности через подстанцию перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям электропередачи, возможностб перспективного развития.

К схемам районных подстанций напряжением 110/35/10, 110/10 или 35/10 кВ предъявляют следующие требования[1]:

• схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки;

• схема должна быть достаточно простой, надежной и удобной в эксплуатации,

• содержать, по возможности, простые и дешёвые коммутационные аппараты;

• число отходящих линий не должно превышать пяти-шести;

• схема подстанции должна допускать ее развитие при дальнейшем росте нагрузок потребителей.

2. Выбор числа и мощности трансформаторов на проектируемой или реконструируемой подстанции. Выбор количества трансформаторов на подстанции определяется составом потребителей, мощностью их нагрузки, количеством номинальных напряжений. Однако, как правило, исходя из условий повышения надежности, на подстанциях предусмотрена установка двух трансформаторов. При этом предполагается, что при аварийном выходе одного трансформатора, оставшийся будет обеспечивать нормальную нагрузку подстанции с учетом допустимой перегрузки. Мощность каждого трансформатора на двух трансформаторной подстанции выбирают следующим образом[1]:

–  –  –

где Sном.тр – номинальная мощность одного трансформатора, МВА;

S рас. мах – максимальная расчетная мощность, проходящая через оба трансформатора, МВ·А.

Мощность трансформаторов на подстанции в нормальных условиях обеспечивает питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. При выборе трансформаторов на проектируемой подстанции следует учитывать перегрузочную способность трансформаторов при работе в аварийном режиме.

3. Выбор сечений проводов новых линий электропередачи. Основными исходными данными для проектирования линии являются передаваемая мощность, дальность передачи, топографические, геологические и климатические условия в районе прохождения линии.

4. При расчете и выборе конструкций ВЛ учитывают климатические условия, определяющие воздействия на ВЛ ветра, температуры, атмосферных осадков, гололеда, грозы. Для линий различных напряжений предусмотрены различные расчетные климатические условия, то есть сочетания внешних атмосферных нагрузок (ветра и гололеда) на элементы линии.

Анализ карты-схемы сети (рис.1.1), расположение и параметры присоединяемой ПС «Акжар» однозначно определяют класс напряжения сети 110кВ, так как это напряжение явно выгоднее. И использование другого класса напряжения требует дополнительной ступени трансформации и является нерациональным.

Разработка вариантов развития сети, связанная с присоединением ПС «Акжар» к сети 110кВ, выполнена при соблюдении следующих основных принципов выбора конфигурации сети[3]:

- сеть должна быть как можно короче географически;

- электрический путь от источников к потребителю должен быть как можно короче;

- существующая сеть должна быть короче;

каждый вариант развития сети должен удовлетворять требованиям надёжности;

- потребители I и II категории по надёжности электроснабжения должны получать питание от двух независимых источников (по двум или более линиям);

- в послеаварийных режимах (отключение линии, блока на станции) проектируемые и существующие линии не должны перегружаться (ток по линии не должен быть больше длительно допустимого тока по нагреву).

С учётом указанных требований были разработаны варианты присоединения ПС «Акжар» к энергосистеме.

Вариант I: Предлагается построить (рис. 2.1) двухцепные линии 110 кВ от ПС-147А "Таугуль" до проектируемой ПС-110/10-10 кВ "Акжар" сечением 2АС-400/ 51 и от ПС-110/10-10 кВ "Акжар" до ПС-42А "Аксай" проводом 2АС-240/56 протяженностью 4,5 км и 3,5 км.

Достоинством данной схемы 110 кВ является то, что ПС-42А исключается из цепи последовательно подключенных подстанций.

Появляется возможность при переводе ПС -27А, ПС-28А, ПС-94А на ПС "Каскелен", ПС-141А на ПС "Таугуль" ликвидации протяженной воздушной линии 110 кВ.

–  –  –

Вариант II: Предлагается построить ЛЭП 110 кВ от строящейся подстанции 220/110/10 кВ «Каскелен» до ПС-42А "Аксай" и ЛЭП 110 кВ отпайка от проектируемых ЛЭП 110 кВ на ПС-42А "Аксай" до ПС-110/10-10 кВ "Акжар". Предполагается, что ЛЭП от ПС "Каскелен" будет выполнена проводом 2АС-400/51 протяженность воздушной линии составит - 22 км,;

ЛЭП 110 кВ до ПС-110/10-10 кВ "Акжар" – проводом 2АС-240/56 протяженностью 3,5 км.

–  –  –

2.2 Выбор сечений линий электропередач Сечение проводов является важнейшим параметром линий электропередачи. Методики определения сечений проводов и кабелей основаны на поиске экономического сечения, соответствующего минимальным затратам. С увеличением сечения вырастают затраты на сооружение линии, отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание, но снижаются потери мощности и электроэнергии и связанные с ними затраты.

Метод экономических интервалов применяется для выбора сечений проводов в сетях 35-750 кВ.

Достоинства метода[3]:

1. Учитывается фактическая нелинейная зависимость капвложения от сечения.

2. Учитывается непрерывность изменения Тмах. и.

3. Учитывается ступенчатость стандартных сечений.

4. Метод позволяет учитывать динамику роста нагрузок.

5. Сеть выбранную по методу экономических интервалов не нужно проверять по потерям напряжения.

Выбор сечений линий электропередачи выполняется с использованием экономических токовых интервалов. При этом в зависимости от принципов, применяемых при унификации опор зоны экономических сечений, могут сдвигаться, поэтому для однозначности проектных решений при выборе сечений оговариваются используемые опоры и таблицы экономических интервалов сечений.

Проектируемая подстанция и сооружаемые линии электропередачи находятся в климатической зоне Алматинской области которая согласно карте климатических районов относится к III району по образованию гололёда. Для строительства линий электропередач используются стальные опоры. Значения экономических токовых интервалов были взяты из таблицы. 1.12 [2] Для выбора сечений линий электропередач предварительно однолинейная схема сети (рис. 2.3) для первого варианта и (рис. 2.4) для второго варианта, а также подсчитаны токи для каждого узла в максимальном режиме.

–  –  –

где I рас – расчетная мощность в узлах, МВт;

U ном - номинальное напряжение, кВ.

Результаты расчётов токов узлов приведены в таблице 2.1

–  –  –

Расчёт токораспределения в сети для выбора сечений производится по эквивалентным длинам.

Токораспределение системообразующей сети приведено в таблице 2.2.

Токораспределение распределительной сети приведено в таблице.5 соответственно для вариантов I-II. Существующая линия Каскелен – Аксай выполнена проводом марки АС сечением 240 мм2.

–  –  –

Проверка выбранных сечений выполняется из условий наиболее тяжёлых аварийных режимов, в качестве которых использованы:

Обрыв одной из параллельных цепей в радиальной сети;

Обрыв наиболее нагруженной линии в кольце.

Результаты проверки выбранных сечений для распределительной сети приведены в таблицах 2.6 и 2.7 соответственно для вариантов I и I I.

–  –  –

Анализ результатов проверки сечений проектируемых линий показывает, что необходимость усиления остальных линий отсутствует, все линии проходят по длительно допустимому току. Расчёт токов проектируемых линий был выполнен в программе RASTR.

–  –  –

Задача технико-экономического сопоставления вариантов развития электрической сети в общем случае является многокритериальным. При сопоставлении вариантов необходим учёт таких критериев, как экономический, критерий технического прогресса, критерий надёжности и качества, социальный и прочее. Решение в общем случае является очень сложным, и задача сводится к экономическому сопоставлению вариантов, которые обеспечивают надёжное и качественное энергоснабжение потребителей с учётом ограничений по экологии и с выполнением социальных требований [3].

Критерий по экологии и надёжности учитывается при разработке вариантов развития сети, критерий качество – при анализе электрических режимов для наиболее экономичных вариантов.

В качестве экономического критерия для сравнения вариантов развития использованы приведённые затраты, включая затраты на сооружение линий и подстанций.

–  –  –

где Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, в расчётах принимается Ен =0,12;

К - суммарные капитальные вложения, тыс. тенге;

К КВЛ КПСтыс.тенге.

КВЛ - капитальные вложения на сооружение воздушной линии 110 кВ, тыс. тенге;

КПС - капитальные вложения на сооружение подстанции 110/10 кВ, тыс. тенге;

И - амортизационные издержки, тыс. тенге

–  –  –

где аВЛ - отчислений на амортизацию и обслуживание воздушной линии 110 кВ, % подстанций ИПС - амортизационные издержки на сооружение и обслуживание подстанции 110/10 кВ, тыс. тенге;

–  –  –

И ЭЛ. - издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях, тыс. тенге;

У - ущерб народному хозяйству от перерыва электроснабжения, тыс.

тенге.

Определение капитальных вложений производится обычно по укрупнённым стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП.

Капитальные затраты на сооружение (реконструкцию) воздушных линий определяется на основе стоимости С сооружения 1 км линии определённых классов напряжения, сечения, марки провода, длины линии, количество линий n.

КВЛ C l n тыс.тенге, (2.6)

где С- стоимость одного километра провода, тыс. тенге/км

- протяженность линии, км;

n- число параллельных линий.

Капитальные затраты на сооружение (реконструкцию) подстанции включает стоимость подстанции без учёта оборудования одинакового для всех вариантах. Для предварительных расчётов КПС можно принять как

–  –  –

где - удельная стоимость потерь электроэнергии, тенге/кВт (в соответствии представленных нормативных документов АО АЖК принимаем равным =2,5 тенге/кВт):

Рх. х - суммарные потери х.х. трансформатора, кВтчас.

Рмах - суммарные потери мощности в линии в максимальном режиме, кВтчас.

–  –  –

где I 2i - максимальный ток протекающий по i-му участку, А;

Ri - сопротивление i-го участка, Ом.

- число часов максимальных потерь в год, час.

–  –  –

где Т max – число часов использования максимальной нагрузки, час. (в соответствии со справочной литературой принимаем равным Тмах=4500 час. ) Зная годовое число использования максимума нагрузки определяем число часов максимальных потерь Учитывая существенную долю в приведённых затратах капиталовложений и издержек на подстанции, а также тот факт, что во всех вариантах число, мощность и типы трансформаторов, число и типы выключателей не зависят от схемы сети, учёт подстанционных затрат не выполняется.

Все расчёты выполнены в ценах 2010 года и сведены в таблицу 2.8.2.13

–  –  –

Из результатов анализа развития электрической сети Юго-Западного района г. Алматы следует, что наиболее экономичным является вариант I.

Этот вариант принимается к дальнейшему рассмотрению по критериям качества электроэнергии.

3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов Выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главных понизительных подстанций (ГПП) должен быть технически и экономически обоснован, так как это оказывает существенное влияние на рациональное построение схем внешнего электроснабжения. При выборе числа и мощности силовых трансформаторов используют методику технико-экономических расчетов, а также учитывают такие показатели, как надежность электроснабжения потребителей, расход цветного металла и потребная трансформаторная мощность. Для удобства эксплуатации систем промышленного электроснабжения стремятся к применению не более двухтрех стандартных мощностей трансформаторов, что ведет к сокращению складского резерва и облегчает взаимозаменяемость трансформаторов.

Желательна установка трансформаторов одинаковой мощности, но такое решение не всегда выполнимо. Выбор трансформаторов следует производить с учетом схем электрических соединений подстанций, которые оказывают существенное влияние на капитальные вложения и ежегодные издержки по системе электроснабжения в целом, определяют ее эксплуатационные и режимные характеристики[4].

Выбор типа трансформаторов производят с учетом условий их установки, температуры окружающей среды и т. п. Основное применение находят двухобмоточные трансформаторы. Трехобмоточные трансформаторы 110/35/6 — 20 кВ на ГПП применяют лишь при наличии удаленных потребителей средней мощности, относящихся к данному предприятию.

Трансформаторы с расщепленными обмотками 110/10—10 кВ или 110/6—10 кВ применяют на предприятиях с напряжениями 6 и 10 кВ при необходимости снижения тока КЗ и выделения питания ударных нагрузок[3,.4].

Основными требованиями при выборе числа трансформаторов ГПП и цеховых ТП являются: надежность электроснабжения потребителей (учет категории приемников электроэнергии в отношении требуемой надежности), а также минимум приведенных затрат на трансформаторы с учетом динамики роста электрических нагрузок [3,4,5 ].

При проектировании подстанции учитывают требования, исходя из следующих основных положений. Надежности электроснабжения потребителей I категории достигают за счет наличия двух независимых источников питания, при этом обеспечивают резервирование питания и всех других потребителей. При питании потребителей I категории от одной подстанции необходимо иметь минимум по одному трансформатору на каждой секции шин, при этом мощность трансформаторов выбирают так, чтобы при выходе из строя одного из них второй (с учетом допустимой перегрузки) обеспечивал питание всех потребителей I категории. Резервное питание потребителей I категории вводится автоматически. Потребителей II категории обеспечивают резервом, вводимым автоматически или действиями дежурного персонала. При питании этих потребителей от одной подстанции следует иметь два трансформатора или складской резервный трансформатор для нескольких подстанций, питающий потребителей II категории, при условии, что замена трансформатора может быть произведена в течение нескольких часов. На время замены трансформатора вводят ограничение питания потребителей с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора. Потребители III категории получают питание от однотрансформаторной подстанции при наличии «складского» резервного трансформатора[4,5].

При выборе числа трансформаторов исходят из того, что сооружение однотрансформаторных подстанций не всегда обеспечивает наименьшие затраты. Если по условиям резервирования питания потребителей необходима установка более чем одного трансформатора, то стремятся, чтобы число трансформаторов на подстанции не превышало двух. Двухтрансформаторные подстанции экономически более целесообразны, чем подстанции с одним или большим числом трансформаторов. При сооружении двух- трансформаторных подстанций ГПП выбирают наиболее простую схему электрических соединений со стороны высшего напряжения[4].

Главные понизительные подстанции, подстанции глубоких вводов (ПГВ) и цеховые ТП выполняют с числом трансформаторов не более двух.

Для потребителей III и частично II категорий рассматривают вариант установки одного трансформатора с резервным питанием от соседней трансформаторной подстанции. В этом случае резервная подстанция является второй подстанцией и должна иметь запас мощности. На цеховых подстанциях с двумя трансформаторами рабочие секции шин низшего напряжения целесообразно держать в работе раздельно. При таком режиме ток КЗ уменьшается в 2 раза и облегчаются условия работы аппаратов напряжением до 1 кВ. При отключении одного работающего трансформатора второй принимает на себя нагрузку отключившегося в результате включения секционного автоматического выключателя[4,5].

Перегрузочную способность трансформатора определяют в зависимости от заданного графика нагрузки (реальный или расчетный) потребителя.

Перегрузка трансформатора — нагрузка, при которой расчетный износ изоляции обмоток, соответствующий установившимся превышениям температуры, превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы. Перегрузки трансформатора могут быть аварийные и систематические.

Аварийная перегрузка. Критерием допустимости аварийных перегрузок трансформатора служит износ изоляции, который допускается значительно выше нормального, а перегрузка ограничивается только температурой наиболее нагретой точки обмотки, которая должна быть еще безопасной для дальнейшей нормальной эксплуатации трансформатора.

Если нагрузка трансформатора до аварийной перегрузки не превышала 0,93 паспортной мощности, его можно перегружать до 5 сут на 40%. Однако при этом продолжительность перегрузки в каждые сутки не должна превышать 6 ч (суммарная продолжительность перегрузки подряд или с разрывами).

Систематическая перегрузка. Номинальную мощность трансформаторов целесообразно определять с учетом их нагрузочной способности. При допустимых систематических перегрузках расчетный износ изоляции за установленное время (обычно за 1 сут), включающее длительность перегрузок и длительность предшествующей и последующей нагрузок, не должен превосходить нормального износа за такое же время.

Все силовые трансформаторы допускают систематические перегрузки, которые зависят от характера суточного графика нагрузки, температуры охлаждающей среды и недогрузки (в летнее время, суточной, сезонной и т. п.). Систематическая перегрузка трансформатора с масляным охлаждением типов ТМ, ТМД, ТДТ зависит от особенностей графика нагрузок, который характеризуется коэффициентом заполнения графика [12].

S cp КЗГ (3.1) S иак Экономически, целесообразный режим работы трансформатора. При проектировании и в условиях эксплуатации предусматривают экономически целесообразный режим работы трансформаторов, сущность которого состоит в следующем. При наличии на подстанции нескольких трансформаторов, могущих работать на общие шины, число включенных трансформаторов определяется условием минимума потерь мощности в этих трансформаторах при работе их по заданному графику нагрузки. При этом учитывают не только потери активной мощности в самих трансформаторах, но и потери активной мощности, возникающие в системе электроснабжения по всей цепочке питания от генераторов электростанции до рассматриваемых трансформаторов из-за потребления трансформаторами реактивной мощности. Эти потери называют приведенными в отличие от потерь в самих трансформаторах[4,5].

При выборе номинальной мощности трансформаторов необходимо учитывать, что при выводе одного трансформатора на ремонт или при отключении на профилактику, второй трансформатор должен обеспечить работу системы в аварийном режиме с допустимой длительной перегрузкой на 40 %. Тогда расчетную мощность трансформаторов можно определить по формуле:

S pаа 51600 S тр. рас 36860кВА.

k перег 1,4 где Sтр. рас – расчетная мощность трансформатора, кВА;

S pаа. – расчетная мощность, кВА kперег. –коэффициент перегрузки, принимаем равным 1,4 такая перегрузка допустима в течение не более 5 суток при условии, что коэффициент начальной нагрузки не более 0,93, а длительность максимума нагрузки не более 6 часов в сутки).

Согласно технических данных трехфазных масляных двухобмоточных трансформаторов общего назначения класса напряжения 110 кВ [9] выберем трансформатор по условию Sном. тр Sтр. рас Следовательно, из справочной литературы выберем трансформатор типа ТРДН-40000/110 мощностью Sном. тр.=40 МВА.

S ном.тр. 40МВА S тр. рас. 36,86МВА.

Из расчёта выбора мощности трансформатора видно, что при установке на проектируемой подстанции трансформатора типа ТРДН-40000/110 условия допустимости систематических и аварийных перегрузок во всех режимах соблюдается. Однако если условия аварийных перегрузок будет, не выполнятся, то необходимо провести корректировку (отключение части нагрузок) таким образом, чтобы недоотпуск электроэнергии потребителям был минимальным.

Произведем расчет ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям при отключении одной цепи или при отключении одного параллельно работающих трансформаторов.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии определим по следующей формуле:

У уо W Tпр (3.2)

где уо – удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям, тенге/кВт•ч (принимаем равным уо=7,5 тенге/кВтч);

W - количества недоотпущенной, электроэнергии, кВт;

Tпр - вероятная длительность простоя трансформатора, ч.

Вероятную длительность простоя трансформатора определяем из выражения:

–  –  –

где n - количество трансформаторов, шт.;

wтр - вероятность отказа трансформатора, отк./год, (принимаем равным wтр =0,02 отк/год);

Т вост - время восстановления трансформатора, ч, (принимаем равным Т вост =720 часа);

Так как отказы в зимний и летний периоды имеют различные недоотпуски электроэнергии потребителям, разделим вероятную длительность простоя пропорционально числу зимних и летних дней.

–  –  –

4 Выбор внешней схемы электрических соединений и расчет токов кз При выборе внешней схемы электрических соединений должны обеспечиваться надежность электроснабжения потребителей и транзит мощности в нормальном, ремонтном и после аварийных режимах. Схема должна быть простой, наглядной и экономичной, иметь возможности для дальнейшего развития.

Выбор схемы развития электрических сетей заключается в определении[3,12]:

- схем выдачи мощности новых (расширяемых, реконструируемых) электростанций;

- пунктов размещения новых ПС, связей между ними (граф сети) и схем присоединения ПС к существующим и вновь сооружаемым сетям;

- объема реконструкции существующих линий и ПС, достигших физического или морального износа;

- количества и мощности трансформаторов на ПС;

- предварительных схем электрических соединений электростанций и ПС;

- типа, мощности и размещения компенсирующих и регулирующих устройств;

- сечений проводов (конструкций фазы) линий электропередачи;

- уровней токов КЗ и мероприятий по их ограничению; экономических показателей развития и функционирования сети.

На современном уровне, при высокой степени охвата обжитой территории проектируемого района электрическими сетями, речь идет, главным образом, об оптимизации развития существующей электрической сети, при которой необходимо исходить из общих принципов ее построения с учетом перспективы.

Топология электрических сетей развивается в соответствии с географическими условиями, распределением нагрузок и размещением энергоисточников. Многообразие и несхожесть этих условий приводят к большому количеству конфигураций и схем электрической сети, обладающих разными свойствами и технико-экономическими показателями. Оптимальное решение может быть найдено путем технико-экономического сравнения вариантов[3,12].

Составление наиболее целесообразных вариантов схемы является достаточно сложной задачей, так как при большом количестве пунктов питания и узлов нагрузок количество возможных вариантов получается очень большим. Использование имеющихся компьютерных программ существенно облегчает решение задачи, хотя опыт и искусство проектировщика продолжают оставаться решающим фактором.

В дипломном проекте необходимо сравнить два варианта электрических схем РУ.

При составлении вариантов электрических схем РУ использовалась литература [5,11], в котором представлены основные типы электрических схем.

Намечаем варианты схем на основании количества присоединений на каждую цепь РУ 115кВ.

Вариант I Мостик с выключателями в перемычке и отделителями в цепях трансформатора (4.1,а рисунок);

Вариант II Мостик с перемычкой из разъединителей на линиях и отделителями в цепях трансформатора (4.1,б рисунок).

–  –  –

Рисунок 4.1 - Схемы соединения подстанции: а-вариант 1; б-вариант 2 Выбор типа конструкции РУ -10.

Так как от нашей подстанции запитаны потребителями II и III категории, то принимаем для данного участка схему с двумя секционированными системами сборных шин.

4.1 Расчет токов короткого замыкания Расчет ток КЗ проводят с целью выбора и проверки электрических аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания, для этого необходимо предварительно составить расчетную схему электрической сети (см. рис. 4.2). В которой должны быть включены все элементы электрической сети, влияющие на величину тока КЗ. При этом необходимо учитывать удаленность точки КЗ от какого-либо источника ЭДС[10,11].

Расчет токов к.з. для выбора аппаратов не требует большой точности, поэтому при его выполнении принимают ряд допущений и не учитывают[10]:

а) активное сопротивление элементов системы;

б) сдвиг по фазе э.д.с. источников питания;

в) насыщение магнитных систем электрических машин, ток намагничивания трансформаторов;

г) емкостные токи воздушных линий напряжением ниже 330 кВ и кафельных линий до 110 кВ.

Для расчета токов к.з. необходимо составить схему замещения и рассчитать ее параметры. Схемы замещения для расчета токов к.з.

предоставим на рисунке 4.3.

Рисунок 4.2 - Расчетная схема токов короткого замыкания Рисунок 4.

3 - Схема замещения для расчета токов короткого замыкания Короткие замыкания (к.з.) являются одной из основных причин нарушения нормального режима работы и даже электросистем в целом. К.з. это соединения между фазами (фазными проводниками электроустановок), между фазами и землей (или 0 проводом) а также, между различными витками одной фазы обмотках генератора, трансформатора или двигателя. На практике соединения могут быть через дугу или глухие, так называемые "металлические"[10].

Токи К.З. обычно существуют незначительное время (0,05t5c), но их приходиться тщательно рассчитывать и учитывать в виду того, что из их термического и динамического воздействия возможны серьезные повреждения электрооборудования и проводников.

При малых мощностях генераторов проблема токов к.з. не возникает; в настоящее время при установке в системах мощных генераторов, трансформаторов и двигателей эта проблема становиться весьма актуальной.

Возникает вопрос о координации уровней токов к.з. на электрических станциях и сетях, вопрос о стратегии построения сетей электросистем на перспективу и согласований параметров электрооборудования и токов к.з. в сетях различного напряжения[10].

Расчет сопротивлений элементов схемы замещения, приведенных к ступени КЗ, производится по формулам:

Системы:

–  –  –

где x1сис, GS – сопротивление системы токам прямой последовательности в относительных единицах при мощности системы, равной SGS, Ом;

Sк – мощность короткого замыкания от системы GS, МВА.

Двухобмоточный трансформатор:

–  –  –

где uк - напряжение к.з. в %;

S - базовая мощность, МВА;

Sном/тр. - номинальная мощность трансформатора, МВА

Для воздушных линий электропередачи (W):

–  –  –

где х0 –удельное индуктивное сопротивление одного километра провода, Ом/км;

l - протяженность линии, км.

Расчет ведется в относительно базисных единицах:

Принимаем базисные величины мощности S=100МВА и напряжения для каждой ступени U1=1,05, Uн1=1,05110=115кВ, U2=1,05, Uн2=1,0510=10,5кВ.

Определяем базисные токи для каждой ступени напряжения:

–  –  –

Определяем сопротивления элементов схемы замещения (см. рис.4.3), приведенное к базисным условиям в соответствии с формулой 4.1. В соответствии с данными АО «АЖК» мощность короткого замыкания системы составляет Sкз= 400 МВА, тогда сопротивление системы будет равно:

–  –  –

Определяем сопротивление линий электропередач напряжением 110 кВ протяженностью 4.5 км выполненного проводом 2АС-400, приведенное к базисным условиям в соответствии с формулой 4.4 и 4.5

–  –  –

где n - количество параллельных проводов линии Определяем сопротивление трансформаторов, приведенное к базисным условиям в соответствии с формулами 4.2. и 4.3

–  –  –

где S - базисные величины мощности, кВА;

U1- базисные величины первой ступени напряжения, кВ.

Определяем периодическую составляющую токов к.з. до точки К-1 трехфазного кз:

–  –  –

где Ен - э.д.с. источника в относительных единицах;

где zрез. к-1- результирующее относительное сопротивление цепи к.з., приведенное к базовым условиям для точки к-1.

Определяем результирующее сопротивление до точки К-1.

–  –  –

где k уд - ударный коэффициент, о.е..

Ударный коэффициент кз определяется по эмпирической формуле или по кривой зависимости r/x/ Определяем ударный коэффициент кз определяется по эмпирической формуле 0, 01

–  –  –

где z рез.к 2 - результирующее относительное сопротивление цепи к.з., приведенное к базовым условиям для точки К-2.

Определяем результирующее сопротивление до точки К-2

–  –  –

На основании данных расчетов далее выбирается оборудование на проектируемой подстанции.

4.2 Выбор оборудования на подстанцию «Акжар»

Выбор аппаратов и проводников начинают с выявления внешних условий, в которых данный аппарат (проводник) будет работать, этим его Конструкция должна удовлетворять закрытой или открытой установки [4.10].

Для проводников (шин, кабелей) необходимо задаваться материалом алюминий или медь), конструктивным выполнением и условиями прокладки для кабеля) в воздухе или на земле. В большинстве случаев в качестве материалов проводников следует использовать алюминий и только в особых случаях медь [4].

При выборе выключателей намечают их типы в соответствии с соображениями, изложенными в разделе 2, для трансформаторов тока и напряжения должна быть задана схема соединении их обмоток [4].

Режимы работы аппаратов и проводников подразделяются на нормальный (режим нагрузки при нормальных условиях), утяжеленный (при особых условиях или состояниях схемы, чаще связанных с аварийным выходом отдельных ее элементов) и режим к.з.

4.2.1 Выбор оборудования для ОРУ-110кВ Наибольший ток нормального режима принимается при загрузке трансформатора до номинальной мощности и рассчитывается:

–  –  –

Выбираю выключатели типа ВГТ-110-40/2500У1 и разъединители типа РНД 3.1-110/630 Т1.

Выключатели и разъединители выбираю по максимально нагруженной линии:

–  –  –

Принимаем выключатели и разъединители аналогичные установленным в цепи трансформатора для защиты оборудования от атмосферных и коммуникационных перенапряжений устанавливаются разрядники РВС-110.

Согласно ПУЭ сборные шины по экономической плотности тока не выбираются.

Принимаем сечение по допустимому току шинах:

I max 259,4 А

Принимаю шины из сталеалюминевого провода марки АC-95, сечением 95 мм2, которому соответствует допустимый ток равный Iдоп =265 А 259 А Проверка на термическое действие Iк.з не производиться, т.к. шины выполнены голым проводом на открытом воздухе.

Проверку на корону не производим, т.к. по ПУЭ минимальное сечение для ЛЭП-110 кВ АС-70.

–  –  –

4.2.2 Выбор трансформатора напряжения Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартной величины 100 или 100/ 3 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформатор напряжения работает в режиме, близкому к холостому ходу, так как сопротивление параллельных катушек приборов и реле большое, а ток, потребляемый ими, не велик[4,10].

Трансформаторы напряжения выбираются:

По напряжению установки:

–  –  –

где Sном - номинальная мощность в выбранном классе точности;

S2 - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА.

–  –  –

Трансформатор будет работать в выбранном классе точности.

4.2.3 Выбор трансформаторов тока на стороне 10кВ Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока выбираются исходя из следующих условий:

- по напряжению установки

–  –  –

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению:

- погрешностей;

- по конструкции и классу точности;

- по электродинамической стойкости:

–  –  –

где i y - ударный ток к.з. по расчету;

k' эд - кратность электродинамической стойкости по каталогу;

I1НОМ - номинальный первичный ток трансформатора тока.

- по термической стойкости

–  –  –

где Bk - тепловой импульс по расчету kA2 с;

kT - кратность термической стойкости по каталогу;

tT - время термической стойкости по каталогу, с;

- по вторичной нагрузке

–  –  –

где z2 - вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом;

z2 ном -номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом;

–  –  –

где Sприб - мощность, потребляемая приборами, MB А;



Pages:   || 2 |
 

Похожие работы:

«23 марта 2015 года (постановление № 3) президиум РААСН рассмотрел и утвердил итоги конкурса на лучшие научные и творческие работы в области архитектуры, градостроительства и строительных наук за 2014 год. Награды присуждены В ОБЛАСТИ АРХИТЕКТУРЫ ЗОЛОТАЯ МЕДАЛЬ РААСН Комплекс зданий церкви Казанской иконы Божьей Матери. Авторский коллектив: Е.Н. Пестов, Н.Н. Пестова, М.Е. Пестов (Нижний Новгород). Авторы проекта решали сложную градостроительную задачу: воссоздать храм на его историческом месте...»

«Федеральный центр ценообразования в замглавы министерства или ведомства о назначении проверки посещать здания и помещения, используемые СРО, если это отвечает целям проверки. строительстве будет передан в ведение Росстроя Сотрудники госорганов будут направлять в уполномоченные органы сведения и материалы, связанные с нарушениями действующего Федеральный центр ценообразования в строительстве и законодательства РФ членами СРО, для решения вопросов о проведении промышленности строительных...»

«Строительство уникальных зданий и сооружений. ISSN 2304-6295. 3 (18). 2014. 117-134 journal homepage: www.unistroy.spb.ru Анизотропные фундаменты мелкого заложения А.Н. Баданин, Ю.К. Демченко ФГБОУ ВПО Санкт-Петербургский государственный политехнический университет, 195251, Россия, Санкт-Петербург, Политехническая, 29. Информация о статье История Ключевые слова УДК 624.15 Подана в редакцию 30 октября 2013 фундаменты мелкого заложения; Оформлена 21 марта 2014 плитные фундаменты; Согласована 28...»

«1. Цели освоения дисциплины. В соответствии с ФГОСом целями освоения дисциплины «Материаловедение и ТКМ» являются приобретение знаний о металлических и неметаллических материалах, применяемых в машиностроительном производстве, их свойствах, технологии обработки и применении.Задачами курса «Материаловедение и ТКМ» являются: Приобретение знаний о структуре, свойствах и областях применения металлических и неметаллических материалов; Знакомство с современными способами металлургического, литейного...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ УКРАИНЫ ХАРЬКОВСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ГОРОДСКОГО ХОЗЯЙСТВА имени А. Н. Бекетова Л. С. Мартышова КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ по курсу АРХИТЕКТУРНЫЙ МОНИТОРИНГ ГОРОДСКОЙ СРЕДЫ Харьков ХНУГХ им. А. Н. Бекетова Мартышова Л. С. Конспект лекций по курсу «Архитектурный мониторинг городской среды» (для студентов 6 курса дневной формы обучения специальностей 7.06010202, 8.06010202 – Градостроительство) / Л. С. Мартышова; Харьк. нац. ун-т гор. хоз-ва им. А. Н. Бекетова. –...»

«Белгородский государственный технологический университет им. В. Г. Шухова Научно-техническая библиотека Научно-библиографический отдел Градостроительство и общество Библиографический список в помощь учебному процессу Белгород Градостроительство – теория и практика планировки и застройки городов; область архитектуры и строительства, комплексно решающая функционально практические (экономические, демографические, строительно – технические, санитарно – гигиенические) и эстетические (архитектурно –...»

«В Минстрое обсудили реализацию пунктов «дорожной карты» 28 мая в здании Минстроя России под «Оптимизация требований к составу и содержанию председательством заместителя министра строительства разделов проектной документации объектов капитального и жилищно-коммунального хозяйства Российской строительства. Промежуточные итоги общественной Федерации Натальи Антипиной состоялось рабочее экспертизы ПП РФ № 87 и направления дальнейшей совещание по вопросу реализации пунктов 11 и 15 Плана работы», а...»

«Бюллетень новых поступлений за 2015 год Пархоменко В.А. 65.42 Маркетинг в строительстве и на рынке недвижимости П 189 [Текст] : учеб. пособие. Ч. 1 : Основы маркетинга / В. А. Пархоменко ; КубГТУ. М. : Изд-во КубГТУ, 2008 (10905). 336 с. Библиогр.: с. 336 (9 назв.). ISBN 978Мартынова Т.А. 65.0 Комплексный экономический анализ хозяйственной М 294 деятельности. Сборник задач [Текст] : учеб. пособие для вузов / Т. А. Мартынова ; КубГТУ. Краснодар : Изд-во КубГТУ, 2008 (10903). 91 с. : ил....»

«Главные новости дня 30 мая 2013 Мониторинг СМИ | 30 мая 2013 года Содержание ЭКСПОЦЕНТР 29.05.2013 ТППИнформ. Новости А. Торшин: развитие машиностроительного комплекса – под пристальным вниманием руководства страны В рамках проходящей в ЦВК Экспоцентр 14-й Международной специализированной выставки Оборудование, приборы и инструменты для металлообрабатывающей промышленности Металлообработка 2013 состоялась встреча первого заместителя председателя Совета Федерации ФС РФ А.П. Торшина с...»

«ООО «ИНСТИТУТ РЕСТАВРАЦИИ, ЭКОЛОГИИ и ГРАДОСТРОИТЕЛЬНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ» Муниципальный заказчик: Комитет архитектуры и градостроительства администрации городского округа «Город Калининград». ДОКУМЕНТАЦИЯ ПО ПЛАНИРОВКЕ ТЕРРИТОРИИ Проект планировки с проектом межевания в его составе территории в границах улиц А. Невского – ул. Куйбышева – ул. Ю. Гагарина – ул. Литовский Вал в Ленинградском районе г. Калининграда. МК № 762 Инв. № 0221/14/01 г. Калининград 2015 г. ООО «ИНСТИТУТ РЕСТАВРАЦИИ,...»

«Департамент градостроительной политики города Москвы Управление научно-технической политики ГУП «НИИМОССТРОЙ» НАУКА МОСКОВСКОМУ СТРОИТЕЛЬСТВУ 2013 Аннотированный сборник выполненных НИР № 2 (19) Москва 2013   УДК 69 НАУКА – МОСКОВСКОМУ СТРОИТЕЛЬСТВУ Аннотированный сборник выполненных НИР № 2 (19) 2013 с. 71 Редакционная коллегия А.Ю.Степанов, канд.техн.наук (председатель), М.П.Буров, д-р экон.наук, В.Ф.Коровяков, д-р техн.наук, В.К.Шерстнева Государственное унитарное предприятие...»

«ОБОСНОВЫВАЮЩИЕ МАТЕРИАЛЫ К СХЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ МУНИЦИПАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «ГОРОД НИЖНИЙ НОВГОРОД» ДО 2028 ГОДА (АКТУАЛИЗАЦИЯ НА 2015 ГОД) ГЛАВА 10. ОБОСНОВАНИЕ ИНВЕСТИЦИЙ В СТРОИТЕЛЬСТВО, РЕКОНСТРУКЦИЮ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ПЕРЕВООРУЖЕНИЕ Нижний Новгород, 2014 СОСТАВ ДОКУМЕНТОВ Схема теплоснабжения города Нижнего Новгорода до 2028 года (актуализация на 2015 год). Глава 1 Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения. Глава 2 Перспективное...»

«РАСЧЕТНО-ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И КОНСТРУКТИВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ СОРАСЧЕТНОСОСООРУЖЕ ВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ Л.В. Глебушкина, М.Г. Якубовская Братский государственный университет СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ НОРМИРОВАНИЯ ГРАДОСТРОИТЕЛЬНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ НА ФЕДЕРАЛЬНОМ, РЕГИОНАЛЬНОМ И МЕСТНОМ УРОВНЯХ Проблемы правового регулирования городской застройки в России в настоящее время приобретают чрезвычайную актуальность. Создание объектов капитального строительства является одной из основных форм...»

«ПРОЕКТ ГОДОВОЙ ОТЧЕТ Открытого акционерного общества «Объединенная авиастроительная корпорация» за 2008 год г. Москва СОДЕРЖАНИЕ 1. Обращение к акционерам и инвесторам 4 2. Ключевые корпоративные события 2008 года 5 3. О Компании 3.1. Общие сведения об Обществе 10 3.2. Организационная структура 12 3.2.1. Структура управления 12 3.2.2. Основные активы группы 14 3.3. Положение в отрасли 16 3.4. Стратегия развития 17 4. Результаты деятельности за 2008 год 4.1. Основные финансовые показатели...»

«НОРМАТИВЫ ГРАДОСТРОИТЕЛЬНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГОРОДСКОГО ОКРУГА ГОРОД КОСТРОМА г. Кострома 2014 год ПРОЕКТ Нормативы градостроительного проектирования городского округа город Кострома РАЗРАБОТАНЫ Обществом с ограниченной ответственностью «НАУЧНОИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНО-ИЗЫСКАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ «РОСНИИУРБАНИСТИКИ» ВНЕСЕНЫ ПОДГОТОВЛЕНЫ К УТВЕРЖДЕНИЮ УТВЕРЖДЕНЫ И ВВЕДЕНЫ В ДЕЙСТВИЕ ПРОЕКТ СОДЕРЖАНИЕ 1 Общие положения 2 Нормативные ссылки 3 Область применения 4 Состав нормативов и порядок их...»

«2014 Географический вестник 4(31) Гидрология ГИДРОЛОГИЯ УДК 504:658.562 С.С.Дубняк © ЭКОЛОГО-ГИДРОМОРФОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ БЕРЕГОЗАЩИТНЫХ ЭКОСИСТЕМ НА КРУПНЫХ РАВНИННЫХ ВОДОХРАНИЛИЩАХ Рассмотрены проблемы улучшения технического и экологического состояния крупных равнинных водохранилищ, важнейшей из которых является защита прибрежных территорий. С экологогидроморфологических позиций проанализированы процессы формирования берегов днепровских водохранилищ. Предлагаются приемы и методы защиты,...»

«УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ ВЫСШИХ УЧЕБНЫХ ЗАВЕДЕНИЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ОБРАЗОВАНИЮ В ОБЛАСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА МЕЖДУНАРОДНАЯ ОБЩЕСТВЕННАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ «АССОЦИАЦИЯ СТРОИТЕЛЬНЫХ ВЫСШИХ УЧЕБНЫХ ЗАВЕДЕНИЙ» МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТРОИТЕЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Национальный исследовательский университет 129337, Россия, г. Москва, Ярославское шоссе, дом 26 тел./факс: +7 (499) 183-57-42 Интернет-сайт: http://www.asv.mgsu.ru E-mail: asv@mgsu.ru №63(83) 19 сентября 2013 года РЕШЕНИЕ заседания...»

«Некоммерческое партнерство «Инженеры по отоплению, вентиляции, кондиционированию воздуха, теплоснабжению и строительной теплофизике» (НП «АВОК») УТВЕРЖДАЮ Исполнительный директор _ В. В. Потапов «_»_ г. Пояснительная записка к первой редакции СП (EN 15316-2-1:2007) «СИСТЕМЫ ОТОПЛЕНИЯ ЗДАНИЙ МЕТОД РАСЧЕТА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК И ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ» Руководитель разработки А. Л. Наумов _ Москва, 2013 Настоящий Свод правил (СП) устанавливает методические положения по...»

«Землеустройство, кадастр и мониторинг земель УДК 71 ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ РЕГИОНАЛЬНЫХ НОРМАТИВОВ ГРАДОСТРОИТЕЛЬНОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ Михаил Абрамович Креймер Сибирская государственная геодезическая академия, 630108, Россия, г. Новосибирск, ул. Плахотного, 10, кандидат экономических наук, доцент кафедры экологии и природопользования, тел. (383)361-08-86, e-mail: kaf.ecolog@ssga.ru Обоснованы принципы построения региональных нормативов градостроительного проектирования для использования экстерналий...»

«    Публичный доклад Государственного бюджетного образовательного учреждения среднего профессионального образования Калужской области «КАЛУЖСКИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ» 2014-2015 УЧЕБНЫЙ ГОД Государственное бюджетное образовательное учреждение среднего 1. Общая профессионального образования Калужской области «Калужский характеристика технологический колледж» расположен центральной части г. Калуги. учреждения. Инфраструктура микрорайона развита достаточно хорошо: недалеко от Колледжа...»








 
2016 www.nauka.x-pdf.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Книги, издания, публикации»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.