Оценка реальной требуемой максимальной мощности (кВА). Оценка максимальной нагрузки (кВА)

ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ОДНОВРЕМЕННОСТИ К sim ДЛЯ ЖИЛЫХ ДОМОВ

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ

В зависимости от значения Re падение давления в газопроводах определяется по следующим формулам:

При Re = 2000 — 4000

для турбулентного режима движения газа при Re > 4000

для критического режима движения газа

V — средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.

на стояках — 20 то же

на внутриквартирной разводке:

при длине разводки 1-2 м — 450 «

ОТВОД ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ

6.* Дымоходы должны быть вертикальными, без уступов. Допускается уклон дымоходов от вертикали до 30° с отклонением в сторону до 1 м при обеспечении площади сечения наклонных участков дымохода не менее сечения вертикальных участков.

Ниже места присоединений дымоотводящей трубы от прибора к дымоходам должно быть предусмотрено устройство «кармана» с люком для чистки.

не ниже прямой, проведенной от конька вниз под углом 10° к горизонту, при расположении труб на расстоянии более 3 м от конька крыши.

Строительные нормы и правила газоснабжение сниП 04

Размер: 2.56 Mb.; Рсфср (Г. Б. Божедомов руководитель темы, Н. А. Морозова) с участием Ленгипроинжпроекта Ленгорисполкома, Мосгазниипроекта Мосгорисполкома, Укрнииинжпроекта Минжилкомхоза усср, цнииэп инженерного оборудования Госгражданстроя, внипиэнергопрома и института «Атомтеплоэлектропроект» Минэнерго СССР

Материал из Руководство по устройству электроустановок

Методология
Электрические установки: правила и нормы
- Определение диапазонов напряжений
- Правила и нормы устройства электроустановок
- Качество и безопасность электроустановки
- Охрана окружающей среды
Установленные мощности потребителей — характеристики
- Характеристики асинхронных двигателей
- Резистивные нагревательные приборы и лампы накаливания (традиционные и галогенные)
Силовая нагрузка электроустановки
- Установленная мощность (кВт)
- Установленная полная мощность (кВА)
- Оценка максимальной нагрузки (кВА)
- Пример применения коэффициентов ku и ks
- Коэффициент разновременности
- Выбор номинальной мощности трансформатора
- Выбор источников питания

Все отдельные ЭП не обязательно работают при полной номинальной мощности и одновременно.
Коэффициенты ku и ks позволяют определить максимальную полную мощность электроустановки.

Коэффициент максимального использования (ku)

В нормальных режимах работы потребление мощности обычно меньше номинальной мощности. Это довольно частое явление, которое оправдывает применение коэффициента использования (ku) при оценке реальных значений.

Этот коэффициент должен применяться для каждого ЭП, особенно для электродвигателей, которые крайне редко работают при полной нагрузке.

В промышленной установке этот коэффициент может оцениваться по среднему значению 0,75 для двигателей.

Для освещения лампами накаливания этот коэффициент всегда равен 1.

Для цепей со штепсельными розетками этот коэффициент полностью зависит от типа приборов, питаемых от штепсельных розеток.

Коэффициент одновременности (ks)

Практически одновременная работа всех ЭП определенной установки никогда не происходит, т.е. всегда существует некоторая степень разновременности, и этот факт учитывается при расчете путем применения коэффициента одновременности (ks).

Коэффициент ks применяется для каждой группы ЭП (например, запитываемых от главного или вторичного распределительного устройства). Определение этих коэффициентов входит в ответственность конструктора, поскольку требует детального знания установки и условий работы отдельных цепей. По этой причине невозможно дать точные значения для общего применения.

Коэффициент одновременности для жилой застройки

Некоторые типовые значения для этого случая приводятся на рис. A10 и применяются для бытовых потребителей с питанием 230/400 В (3-фазная 4-проводная сеть). В случае потребителей, использующих электрические обогреватели для отопления, рекомендуется коэффициент 0,8, вне зависимости от числа электроприемников (ЭП).

Оценка максимальной нагрузки (кВА)

Все отдельные ЭП не обязательно работают при полной номинальной мощности и одновременно. Коэффициенты ku и ks позволяют определить максимальную полную мощность электроустановки.

Коэффициент одновременности работы газового оборудования

ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ОДНОВРЕМЕННОСТИ К sim ДЛЯ ЖИЛЫХ ДОМОВ

Коэффициенты одновременности К sim в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования

Плита 4 -конфорочная

Плита 2 -конфорочная

Плита 4 — конфорочная и тяговый проточный водонагреватель

Плита 2-конфорочная и газовый проточный водонагреватель

Примечания: 1. Для квартир, в которых устанавливается несколько однотипных газовых приборов, коэффициент одновременности следует принимать как для такого же числа квартир с этими газовыми приборами.

2. Значение коэффициента одновременности для емкостных водонагревателей. отопительных котлов или отопительных печей рекомендуется принимать равным 0,85 независимо от количества квартир.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ

1. Гидравлический расчет газопроводов следует выполнять, как правило, на электронно-вычислительной машине с оптимальным распределением расчетной потери давления между участками сети.

При невозможности или нецелесообразности выполнения расчета на электронно-вычислительной машине (отсутствие соответствующей программы, отдельные участки газопроводов и т. п.) гидравлический расчет допускается производить по приведенным в данном приложении формулам или по номограммам, составленным по этим формулам.

2. Расчетные потери давления в газопроводах высокого и среднего давления следует принимать в пределах давления, принятого для газопровода.

3. Расчетные потери давления газа в распределительных газопроводах низкого давления следует принимать не более 180 даПа.

Распределение величины потери давления между уличными, дворовыми и внутренними газопроводами следует принимать по таблице.

Суммарная потеря давления газа от ГРП или другого регулирующего устройства до наиболее удаленного прибора, даПв (мм. вод. ст.)

В том числе в газопроводах

уличных и внутри квартальных

дворовых и внутренних

В тех случаях, когда газоснабжение СУГ является временным (с последующим переводом на снабжение природным газом), газопроводы следует проектировать из условий возможности их использования в будущем на природном газе. При этом количество газа необходимо определять как эквивалентное (по теплоте сгорания) расчетному расходу СУГ.

4. Значения расчетной потери давления газа при проектировании газопроводов всех давлений для промышленных, сельскохозяйственных и бытовых предприятий и учреждений коммунального хозяйства принимаются в зависимости от давления газа в месте подключения с учетом технических характеристик принимаемых к установке газовых горелок. устройств автоматики безопасности и автоматики регулирования технологического режима тепловых агрегатов.

5. Падение давления в газопроводах низкого давления следует определять в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса:

где Q — расход газа, м 3 /ч, при температуре 0 ° С и давлении 0,10132 МПа (760 мм. рт. ст.);

d — внутренний диаметр газопровода, см;

v — коэффициент кинематической вязкости газа, м 2 /с (при температуре 0 ° С и давлении 0,10132 МПа).

В зависимости от значения Rc падение давления в газопроводах определяется по следующим формулам:

для ламинарного режима движения газа при Re Ј 2000

для критического режима движения газа при Rе = 2000 — 4000

для турбулентного режима движения газа при Re > 4000

где H — падение давления, Па;

р — плотность газа, кг/м 3 , при температуре 0 ° С и давлении 0,10132 МПа;

l — расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;

п — эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы принимается равной, см: для стальных труб — 0,01; для полиэтиленовых труб — 0,002;

Q, d, v — обозначения те же, что и в формуле (1).

6. Расчетный расход газа на участках распределительных наружных газопроводов низкого давления, имеющих путевые расходы газа, следует определять как сумму транзитного и 0,5 путевого расходов газа на данном участке.

7. Гидравлический расчет газопроводов среднего и высокого давления по всей области турбулентного режима движения газа следует производить по формуле

где Р 1 — абсолютное значение газа в начале газопровода, МПа;

Р 2 — то же в конце газопровода, МПа;

l, n, d, v, p, Q — обозначения те же, что и в формуле (4)

8. Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения расчетной длины газопроводов на 5 — 10 %.

9. Для наружных надземных и внутренних газопроводов расчетную длину газопроводов следует определять по формуле

где l 1 — действительная длина газопровода, м;

Эквивалентную длину газопровода следует определять в зависимости от режима движения газа в газопроводе по следующим формулам:

для ламинарного режима движения газа

для критического режима движения газа

для всей области турбулентного режима движения газа

10. Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ следует определять по формуле

V — средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.

С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы следует принимать: во всасывающих трубопроводах — не более 1,2 м/с; в напорных трубопроводах — не более 3 м/с.

Коэффициент гидравлического сопротивления следует определять по формуле

Обозначения в формулах (7) — (11) те же, что и в формулах (1) — (4), (6).

11. Гидравлический расчет газопроводов паровой фазы СУГ должен выполняться в соответствии с указаниями по расчету газопроводов природного газа соответствующего давления.

12. При расчете внутренних газопроводов низкого давления для жилых домов допускается определять потери давления газа на местные сопротивления в размере, %:

на газопроводах от вводов в здание:

до стояка — 25 линейных потерь

на стояках — 20 то же

на внутриквартирной разводке:

при длине разводки 1-2 м — 450 “

13. При расчете газопроводов низкого давления следует учитывать гидростатический напор Н g , Па, определяемый по формуле

где 9,81 — g (ускорение свободного падения), м/с 2 ;

h — разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;

р а — плотность воздуха, кг/м 3 , при температуре 0 ° С и давлении 0,10132 МПа;

р — обозначение то же, что в формуле (4).

14. Гидравлический расчет кольцевых сетей газопроводов следует выполнять с увязкой давлений газа в узловых точках расчетных колец при максимальном использовании допустимой потери давления газа. Неувязка потерь давления в кольце допускается до 10 %.

15. При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов с учетом степени шума, создаваемого движением газа, следует принимать скорости движения газа не более 7 м/с для газопроводов низкого давления, 15 м/с для газопроводов среднего давления, 25 м/с для газопроводов высокого давления.

16. При выполнении гидравлического расчета газопроводов по формулам (1)-(2), приведенным в настоящем приложении, а также по различным методикам и программам для электронно-вычислительных машин, составленным на основе этих формул, диаметр газопровода следует предварительно определять по формуле

где d — диаметр газопровода, см;

Q — расход газа, м 3 /ч, при температуре 0 ° С и давлении 0,10132 МПа (760 мм. рт. ст.);

t — температура газа, ° С;

P т — среднее давление газа (абсолютное) на расчетном участке газопровода, МПа;

V — скорость газа, м/с.

17. Полученное значение диаметра газопровода следует принимать в качестве исходной величины при выполнении гидравлического расчета газопроводов.

ОТВОД ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ

1. Отвод продуктов сгорания от бытовых газовых приборов, печей и другого бытового газового оборудования, в конструкции которых предусмотрен отвод продуктов сгорания в дымоход, следует предусматривать от каждого прибора, агрегата или печи по обособленному дымоходу.

В существующих зданиях допускается предусматривать присоединение к одному дымоходу не более двух водонагревателей или отопительных печей, расположенных на одном или разных этажах здания, при условии ввода продуктов сгорания в дымоход на разных уровнях, не ближе 0,75 м один от другого, или на одном уровне с устройством в дымоходе рассечки на высоту не менее 0,75 м.

2. В существующих зданиях при отсутствии дымоходов допускается предусматривать устройство приставных дымоходов.

3. Допускается присоединение к дымоходу отопительной печи периодического действия газового водонагревателя, используемого для горячего водоснабжения, или другого газового прибора, не работающего непрерывно, при условии разновременной работы и достаточного сечения дымохода для удаления продуктов сгорания от присоединяемого прибора.

Присоединение дымоотводящей трубы газового прибора к оборотам дымохода отопительной печи не допускается.

4. Площадь сечения дымохода не должна быть меньше площади патрубка газового прибора, присоединяемого к дымоходу. При присоединении к дымоходу двух приборов, печей и т. п. сечение дымохода следует определять с учетом одновременной их работы. Конструктивные размеры дымоходов должны определяться расчетом.

5. Небытовые газовые приборы (ресторанные плиты, пищеварочные котлы и т.п.) допускается присоединять как к обособленным, так и общему дымоходу.

Допускается предусматривать соединительные дымоотводящие трубы, общие для нескольких агрегатов.

Ввод продуктов сгорания в общий дымоход для нескольких приборов следует предусматривать на разных уровнях или на одном уровне с устройством рассечек согласно п. 1.

Сечения дымоходов и соединительных труб должны определяться расчетом исходя из условия одновременной работы всех приборов, присоединенных к дымоходу.

6.* Дымоходы должны быть вертикальными, без уступов. Допускается уклон дымоходов от вертикали до 30 ° с отклонением в сторону до 1 м при обеспечении площади сечения наклонных участков дымохода не менее сечения вертикальных участков.

7. Для отвода продуктов сгорания от ресторанных плит и других небытовых газовых приборов допускается предусматривать горизонтальные участки дымоходов общей длиной не более 10 м.

Допускается предусматривать дымоходы в перекрытии с устройством противопожарной разделки для горючих конструкций перекрытия.

8. Присоединение газовых водонагревателей и других газовых приборов к дымоходам следует предусматривать трубами, изготовленными из кровельной стали.

Суммарную длину участков соединительной трубы в новых зданиях следует принимать не более 3 м, в существующих зданиях - не более 6 м.

Уклон трубы следует назначать не менее 0,01 в сторону газового прибора.

На дымоотводящих трубах допускается предусматривать не более трех поворотов с радиусом закругления не менее диаметра трубы.

Ниже места присоединений дымоотводящей трубы от прибора к дымоходам должно быть предусмотрено устройство “кармана” с люком для чистки.

Дымоотводящие трубы, прокладываемые через неотапливаемые помещения, при необходимости должны быть покрыты теплоизоляцией.

9. Расстояние от соединительной дымоотводящей трубы до потолка или стены из негорючих материалов следует принимать не менее 5 см, до деревянных оштукатуренных потолков и стен - не менее 25 см. Допускается уменьшение указанного расстояния с 25 до 10 см при условии обивки деревянных оштукатуренных стен или потолка кровельной сталью по листу асбеста толщиной 3 мм. Обивка должна выступать за габариты дымоотводящей трубы на 15 см с каждой стороны.

10. При присоединении к дымоходу одного прибора, а также приборов со стабилизаторами тяги шиберы на дымоотводящих трубах не предусматриваются.

При присоединении к общему дымоходу нескольких приборов: ресторанных плит, кипятильников и других газовых приборов, не имеющих стабилизаторов тяги, на дымоотводящих трубах от приборов должны предусматриваться шиберы (заслонки), имеющие отверстие диаметром не менее 15 мм.

11. В шиберах, установленных на дымоходах от котлов, должны предусматриваться отверстия диаметром не менее 50 мм.

12. Дымовые трубы от газовых приборов в зданиях должны быть выведены: выше границы зоны ветрового подпора, но не менее 0,5 м выше конька крыши при расположении их (считая по горизонтали) не далее 1,5 м от конька крыши;

в уровень с коньком крыши, если они отстоят на расстоянии до 3 м от конька крыши;

не ниже прямой, проведенной от конька вниз под углом 10 ° к горизонту, при расположении труб на расстоянии более 3 м от конька крыши.

Во всех случаях высота трубы над прилегающей частью крыши должна быть не менее 0,5 м, а для домов с совмещенной кровлей (плоской крышей) — не менее 2,0 м.

Установка на дымоходах зонтов и дефлекторов не допускается.

13.* Отвод продуктов сгорания от газифицированных установок промышленных предприятий, котельных, предприятий бытового обслуживания допускается предусматривать по стальным дымовым трубам.

ВЫБОР СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДЛЯ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

1. Стальные трубы для систем газоснабжения давлением до 1,6 МПа (16 кгс/см 2) в зависимости от расчетной температуры наружного воздуха района строительства и местоположения газопровода относительно поверхности земли следует принимать:

по табл. 1* - для наружных надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха не ниже минус 40 ° С, а также подземных и внутренних газопроводов, которые не охлаждаются до температуры ниже минус 40 °Ñ;

по табл. 2 - для надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 40 °Ñ и подземных газопроводов, которые могут охлаждаться до температуры ниже минус 40 °Ñ.

2. Для систем газоснабжения следует принимать трубы, изготовленные, как правило, из углеродистой стали обыкновенного качества по ГОСТ 380-88 и качественной стали по ГОСТ 1050-88.

3. Для газопроводов жидкой фазы СУГ следует применять, как правило, бесшовные трубы.

Допускается применять для этих газопроводов электросварные трубы. При этом трубы диаметром до 50 мм должны пройти 100 %-ный контроль сварного шва неразрушающими методами, а трубы диаметром 50 мм и более также и испытание сварного шва на растяжение.

Стальные трубы для строительства наружных надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха не ниже минус 40 °Ñ, а также подземных и внутренних газопроводов, которые не охлаждаются до температуры ниже минус 40 ° С

1. Электросварные прямошовные ГОСТ 10705-80 (группа В) „Технические условия» и ГОСТ 10704-91 „Сортамент»

; 10, 15, 20 ГОСТ 1050-88

2. Электросварные ТУ 14-3-943-80

3. Электросварные для магистральных газонефтепроводов (прямошовные и спиральношовные) ГОСТ 20295-85

По ГОСТ 20295-74

4. Электросварные прямошовные ГОСТ 10706-76 (группа В) „Технические требования» и ГОСТ 10704-91 „Сортамент»

ВСт2сп, ВСт3сп не менее 2-й категории ГОСТ 380-88

5. Электросварные со спиральным швом ГОСТ 8696-74 (группа В)

ВСт2сп, ВСт3сп не менее 2-й категории ГОСТ 380-88

6. Бесшовные горячедеформированные ГОСТ 8731-87 (группа В и Г) „Технические требования» и ГОСТ 8732-78 „Сортамент»

10, 20 ГОСТ ГОСТ 1050-88

7. Бесшовные холоднодеформированные, теплодеформированные ГОСТ 8733-87 (группа В и Г) „Технические требования» и ГОСТ 8734-75 „Сортамент»

10, 20 ГОСТ 1050-88

8. Электросварные спиральношовные ТУ 14-3-808-78

530 — 820; 1020; 1220

9. Бесшовные горячедеформированные по ТУ 14-3-190-82 (только для тепловых электростанций)

10, 20 ГОСТ 1050-88

Примечания: 1. Трубы по пп. 6 и 7 следует применять как правило, для газопроводов жидкой фазы СУГ.

3. Для тепловых электростанций трубы из стали 20 применять в районах с расчетной температурой до минус 30 ° С

4.* Трубы по ГОСТ 3262-75 допускается применять для строительства наружных и внутренних газопроводов низкого давления.

Трубы по ГОСТ 3262-75 с условным диаметром до 32 мм включ. допускается применять для строительства импульсных газопроводов давлением до 1,2 МПа (12 кгс/см 2) включ. При этом гнутые участки импульсных газопроводов должны иметь радиус гиба не менее 2D e а температура стенки трубы в период эксплуатации не должна быть ниже 0 ° С.

5.* Трубы со спиральным швом по ТУ 102-39-84 с противокоррозионным покрытием по ТУ 102-176-85 допускается применять только для подземных межпоселковых газопроводов природного газа с давлением до 1,2 МПа (12 кгс/см 2) в районах с расчетной температурой наружного воздуха до минус 40 ° С включ.

При этом не применять данные трубы для выполнения упругого изгиба (поворота) газопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях радиусом менее 1500 диаметра трубы, а также для прокладки газопроводов в поселениях.

6. Возможность применения труб по государственным стандартам и техническим условиям, приведенным в табл. 1 и 2* настоящего приложения, но изготовленных из полуспокойной и кипящей стали, регламентируется пунктами 11.7, 11.8.

7. Трубы по ГОСТ 8731 - 87, изготовляемые из слитка, не применять без проведения 100 % — ного контроля неразрушающими методами металла труб.

При заказе труб по ГОСТ 8731-87 указывать, что трубы по этому стандарту, изготовляемые из слитка, не поставлять без 100 % — ного контроля неразрушающими методами.

Стальные трубы для строительства надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 40 С, и подземных газопроводов, которые могут охлаждаться до температуры ниже минус 40 С

Стандарт или технические условия на трубы

Марка стали, стандарт на сталь

Наружный диаметр трубы (включ.), мм

1. Бесшовные холоднодеформированные и теплодеформированные ГОСТ 8733-87 (группа В и Г) “Технические требования” и ГОСТ 8734-75 “Сортамент”

10, 20 ГОСТ 1050-88

2. Бесшовные горячедеформированные ГОСТ 8731-87 (Группа В и Г) “Технические требования” и ГОСТ “Сортамент”

10ГС ГОСТ 4543-71

45 — 108; 127 — 325

3. Бесшовные горячедеформированные ТУ 14-3-1128-82

Электросварные прямошовные

5. Электросварные для магистральных газонефтепроводов (прямошовных и спиралевидные) ГОСТ 20295-85

17Г1С (К52), 17ГС (К52); 14ХГС (К50) категории 6-8 ГОСТ 19282-73

По ГОСТ 20295-85

6. Электросварные прямошовные ГОСТ 10705-80 (группа В) “Технические условия” и ГОСТ 10704-91 “Сортамент”

Примечания*. Трубы по поз. 6 для газопроводов давлением свыше 0.6 МПа (6 кгс/см 2) не применять.

2. Трубы, изготовляемые из стали 20, следует применять как исключение.

ОБЪЕМ ИЗМЕРЕНИЙ, СИГНАЛИЗАЦИИ И АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ В СИСТЕМАХ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Реги- стри- рующий прибор

Пока- зыва- ющий прибор (обяза- тель- ный)

Пока- зыва- ющий прибор (при необхо- димости)

Реги- стри- рующий прибор

Пока- зыва- ющий прибор

Давление газа до ГРП

(увеличение или уменьшение)

Давление газа после ГРП

(увеличение или уменьшение)

Общий расход газа

Температура газа до или после расходомера

Потеря давления газа на фильтрах

Загазованность в регуляторном зале и помещении щита управления в ГРП

Расход газа на каждый котел

Давление газа до регулирующего клапана котла

Давление газа после регулирующего клапана котла

(увеличение или уменьшение)

Указатель положения регулирующей арматуры ГРП

Давление газа перед каждой горелкой (после отключающего устройства)

Знак “+” в таблице означает, что для этих параметров должно обеспечиваться информация.

ЧИСЛО КВАРТИР, КОТОРОЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНО СНАБЖАТЬ ПАРОВОЙ ФАЗОЙ СУГ ОТ ОДНОЙ РЕЗЕРВУАРНОЙ УСТАНОВКИ

Оптимальная плотность газопо- требления,
кг/(ч га)

водяных и паровых

При установке газовых плит

ЧИСЛО КВАРТИР, КОТОРОЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНО СНАБЖАТЬ ГАЗОВОЗДУШНОЙ СМЕСЬЮ ОТ ОДНОЙ РЕЗЕРВУАРНОЙ УСТАНОВКИ

Преобла- дающая этажность застройки

Оптимальная плотность газопо- требления, кг/(ч га)

Число квартир в зависимости от типа испарителей газа

водяных и паровых

При установке газовых плит

При установке газовых плит и проточных водонагревателей

СТРУКТУРА, ФУНКЦИИ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИИ И АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ СИСТЕМ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ

1. Проектирование ТМ и АСУ ТП систем газоснабжения следует осуществлять в соответствии с требованиями настоящего раздела, ПУЭ и других нормативных документов по проектированию ТМ и АСУ ТП, утвержденных в установленном порядке.

2. Внедрение ТМ и АСУ ТП должно обеспечивать бесперебойную и безопасную подачу и использование газа и улучшение газа и улучшение технико-экономических показателей в системах газоснабжения, а также выработку и реализацию оптимальных (рациональных) управляющих воздействий на систему распределения газа в режимах нормального ее функционирования.

3. ТМ и АСУ ТП следует создавать путем устройства в газовых хозяйствах пункта управления (ПУ), а на наружных сетях и сооружениях систем распределения газа — контролируемых пунктов (КП).

При необходимости создания многоуровневых АСУ ТП должен предусматриваться центральный пункт управления (ЦПУ), координирующий работу ПУ. Допускается совмещать ЦПУ с одним из ПУ.

4. На сооружениях, не оснащенных полностью средствами автоматики и телемеханики и требующих для обслуживания постоянного дежурного персонала, допускается устройство операторских пунктов (ОП), подчиненных службе ПУ.

5. Выбор мест размещения КП следует осуществлять в соответствии с требованиями техники безопасности с учетом важности контролируемого объекта и его влияния на функционирование системы распределения газа с учетом перспективы ее развития.

6. ТМ, как правило, следует охватывать:

все ГРС (при соответствующем согласовании с эксплуатационными организациями Мингазпрома СССР) или точки газопроводов на выходе из ГРС;

все ГРП, питающие сети высокого и среднего давления или перераспределяющие в них потоки;

ГРП, питающие тупиковые сети низкого давления;

ГРП или замерные пункты потребителей с расчетным расходом газа свыше 1000 м 3 /ч, имеющие особые режимы газоснабжения или резервное топливное хозяйство;

ГРП, питающие закольцованные сети низкого давления, а также ГРП или замерные пункты потребителей, выбор которых производится в зависимости от особенностей схемы газоснабжения.

В АСУ ТП выбранные КП должны, кроме того, обеспечивать заданное качество моделирования, прогнозирования и управления распределением потоков газа.

7. Проектируемые ТМ и АСУ ТП должны выполнять информационные и управляющие функции (задачи) в объеме, приведенном в табл. 1.

8. Информационную емкость КП следует принимать согласно данным табл. 2.

Вид и тип функции

Необходимость выполнения функции

1. Централизованный контроль за состоянием системы газоснабжения

1. Автоматический с заданным периодом или по вызову измерение и подготовка к выдаче оперативному персоналу значений технологических параметров на всех или группе КП

2. Автоматический с заданным периодом или по вызову отображение и (или) регистрация значений необходимых технологических параметров на всех или группе КП

3. Оперативный с автоматическим обнаружением, отображением, регистрацией и общим оповещением о выходе значений технологических параметров за допустимые пределы, а также о срабатывании средств защиты

4. Автоматический с обнаружением, отображением и регистрацией изменения показателей состояния оборудования на КП

5. Автоматический с отображением и регистрацией отклонений регистрируемых технологических параметров от заданных значений

6. Изменение значений технологических параметров и определение показателей состояния оборудования выбранного КП по вызову с отображением или регистрацией фактических, договорных и заданных значений технологических параметров

7. Оперативный с отображением и регистрацией результатов вычислительных и логических операций, выполняемых комплексом технологических средств

2. Вычислительные и логические операции информационного характера

1. Косвенные измерения расходов газа с коррекцией на температуру и давление газа

2. Учет количества газа, поданного в систему по каждой магистральной ГРС и в целом по городу за различные периоды

3. Учет количества газа, израсходованного каждым телемеханизированным потребителем за различные периоды

4. Вычисление и анализ обобщенных показателей качества газоснабжения

5. Диагностика режимов газоснабжения потребителей

6. Прогнозирование газопотребления

7. Прогнозирование состояния системы газоснабжения

8. Подготовка информации и отчетов для смежных и вышестоящих систем управления

9. Выполнение процедур обмена информацией со смежными и вышестоящими системами управления

1. Определение рационального режима ведения технологического процесса

1. Выработка рациональных значений давления газа на выходе из источников различных ступеней системы газоснабжения

2. Выработка рационального варианта газоснабжения потребителей, сглаживающих пиковую неравномерность газопотребления

3. Выработка рационального варианта локализации аварийного участка системы газоснабжения

4. Выработка рационального варианта распределения потоков в системе газоснабжения

2. Формирование и передача управляющих воздействий

1. Дистанционная настройка регуляторов на источниках газоснабжения различных ступеней системы газоснабжения

2. Выдача команд-инструкций на сокращение или увеличение потребления газа

3. Выдача команд на принудительное сокращение подачи газа потребителям, превышающим установленные лимиты

4. Дистанционная настройка регуляторов ГРП, перераспределяющих потоки в системе газоснабжения

5. Дистанционное управление отключающими устройствами

Примечание. Знак “+” — функция нормируется; знак “-” — не нормируется; позиции, отмеченные “*”, принимаются при обосновании необходимости.

Отдельные характерные точки

1. Измерение текущее:

давление газа на:

2. Измерение интегральное:

предельных давлений газа на входе

предельных давлений газа на выходе

предельной засоренности фильтров

предельной загазованности воздуха

предельной температуры воздуха

срабатывания предохранительного клапана

положения телеуправляемых объектов (электроуправляемых задвижек, устройств дистанционного управления регуляторов давления газа)

настройкой регуляторов давления газа

устройствами ограничения подачи газа

Примечание. Знак “+” — функция нормируется; знак “-” — функция не нормируется; знак “*” — функция нормируется при обосновании необходимости.

9. Допускается выполнять вычисление расхода и количества газа с приведением к нормальным условиям на пункте управления.

Дискретность измерений при определении количества газа должна обеспечивать необходимую точность учета.

10. При использовании метода спорадической телепередачи (передача технологической информации по инициативе КП по мере отклонения значений от заданных величин) не реже одного раза в час должен осуществляться общий опрос информации о состоянии КП.

11. В комплекс технических средств следует включать средства измерений и автоматизации (СИА), выполняющие функции восприятия, преобразования, измерения, обработки, передачи, хранения, отображения и использования информации, а также вспомогательные функции.

12. Используемые СИА должны удовлетворять требованиям Единой системы стандартов приборостроения, а также соответствовать техническим условиям на конкретные СИА и приниматься с учетом требований настоящих норм.

13. Выходные сигналы средств восприятия и преобразования информации должны соответствовать ГОСТ 26.011-80 и ГОСТ 26.013-81.

14. Измерение, обработка, передача, хранение и отображение информации должны, как правило, обеспечиваться СИА класса управляющих вычислительных телемеханических комплексов (УВТК), включающих средства вычислительной техники по ГОСТ 21552-84Е и устройства телемеханики по ГОСТ 26.205-88Е.

15.* УВТК по быстродействию должны соответствовать 2-й группе, по точности - классу 1,5, по достоверности - категории 3 и по надежности - группе 2 по ГОСТ 26.205-88Е либо иметь лучшие характеристики.

16.* По устойчивости к воздействию климатических факторов УВТК на пункте управления должны соответствовать 2-й группе ГОСТ 21552-84Е для средств вычислительной техники и группе В1 по ГОСТ 26.205-88Е для устройств телемеханики, а на контролируемом пункте - группе В3 или В4 по ГОСТ 26.205-88Å.

17. Телепередачу информации следует осуществлять по телемеханической сети произвольной многоточечной структуры с дальностью действия не менее 25 км. Допускается использование иерархической телемеханической сети.

19. Использование коммутируемых каналов связи допускается для УВТК с децентрализованной (на КП) обработкой и хранением информации, при этом для приема аварийных сигналов на ПУ должен выделяться отдельный телефонный номер.

20. Средства использования информации должны обеспечивать отключение (включение) подачи газа и настройку регуляторов давления в соответствии с требованиями настоящих норм.

Для управления отключающими устройствами должны применяться дистанционно управляемые задвижки или предохранительные клапаны, а для управления настройкой регуляторов давления газа - переключаемые или плавно перенастраиваемые регуляторы управления, при этом на ГРП низкого давления перенастройка должна осуществляться с установкой не менее трех уровней выходного давления.

21. Допускается использование технических средств, обеспечивающих оперативное управление инженерными сетями другого назначения, а также вычислительных центров и сетей передачи данных коллективного пользования, если при этом обеспечиваются требуемые надежность и быстродействие выполнения функций ТМ и АСУ ТП.

22. Пункт управления следует размещать в помещениях, обеспечивающих оптимальные условия эксплуатации аппаратуры и комфортные условия работы диспетчерского персонала.

При проектировании строительной части ПУ следует руководствоваться указаниями СНиП 2.04.09-84, СН 512-78.

23. При проектировании ПУ следует предусматривать устройство:

резервного ввода электроснабжения от отдельной трансформаторной подстанции с автоматическим включением резерва или резервного источника постоянного тока (аккумуляторной установки с автоматическим подзарядом) с автоматическим подключением к резерву; отопления и приточно-вытяжной вентиляции; защиты диспетчерского и аппаратного зала от проникания пыли;

акустического благоустройства диспетчерского зала;

подпольных каналов сечением не менее 10х30 см или фальшполов, обеспечивающих прокладку кабельных коммуникаций.

25. Контролируемые пункты (КП), оборудуемые на ГРС, ГРП и замерных пунктах систем газоснабжения, должны иметь аппаратные помещения площадью не менее 4 м 2 .

Для размещения технических средств АСУ ТП допускается использовать наружные аппаратные киоски, а также приспособленные помещения производственных зданий.

Аппаратные помещения должны отвечать требованиям, предъявляемым к помещениям КИП в ГРП.

Коэффициент одновременности работы газового оборудования

Коэффициент одновременности работы газового оборудования ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ОДНОВРЕМЕННОСТИ К sim ДЛЯ ЖИЛЫХ ДОМОВ Коэффициенты одновременности К sim в зависимости от установки в

ПРИЛОЖЕНИЕ 3*

Справочное

ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ОДНОВРЕМЕННОСТИ К sim ДЛЯ ЖИЛЫХ ДОМОВ

Число квартир	Коэффициенты одновременности К sim в зависимости от установки в жилых домах газового оборудования
	4 -конфорочная	2 -конфорочная	Плита 4 - конфорочная и тяговый проточный водонагреватель	Плита 2-конфорочная и газовый проточный водонагреватель

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Отменяется

ПРИЛОЖЕНИЕ 5*

Справочное

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ

Суммарная потеря давления газа от ГРП или другого регулирующего устройства до наиболее удаленного	В том числе в газопроводах
прибора, даПа (мм вод. ст.)	уличных и внутри квартальных	дворовых и внутренних

, (1)

где Q
		внутренний диаметр газопровода, см;
		коэффициент кинематической вязкости газа, м 2 /с (при температуре 0 ° С и давлении 0,10132 МПа).

В зависимости от значения Re падение давления в газопроводах определяется по следующим формулам:

для ламинарного режима движения газа при Re 2000

, (2)

для критического режима движения газа при Re = 2000 - 4000

, (3)

для турбулентного режима движения газа при Re > 4000

, (4)

где H		падение давления, Па;
		плотность газа, кг/м 3 , при температуре 0 ° С и давлении 0,10132 МПа;
		расчетная длина газопровода постоянного диаметра, м;
		эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности стенки трубы принимается равной, см: для стальных труб - 0,01; для полиэтиленовых труб - 0,002;
		обозначения те же, что и в формуле (1).

, (5)

где Р 1		абсолютное значение газа в начале газопровода, МПа;
		то же в конце газопровода, МПа;
		обозначения те же, что и в формуле (4)

8. Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается учитывать путем увеличения расчетной длины газопроводов на 5 - 10 %.

где l 1		действительная длина газопровода, м;
		сумма коэффициентов местных сопротивлений участка газопровода длиной l 1 ;
		эквивалентная длина прямолинейного участка газопровода, м, потери давления на котором равны потерям давления в местном сопротивлении со значением коэффициента =1.

для ламинарного режима движения газа

, (7)

для критического режима движения газа

, (8)

для всей области турбулентного режима движения газа

. (9)

10. Падение давления в трубопроводах жидкой фазы СУГ следует определять по формуле

где - коэффициент гидравлического сопротивления;

V - средняя скорость движения сжиженных газов, м/с.

С учетом противокавитационного запаса средние скорости движения жидкой фазы следует принимать: во всасывающих трубопроводах - не более 1,2 м/с; в напорных трубопроводах - не более 3 м/с.

Коэффициент гидравлического сопротивления следует определять по формуле

. (11)

Обозначения в формулах (7) - (11) те же, что и в формулах (1) - (4), (6).

на газопроводах от вводов в здание:

до стояка - 25 линейных потерь

на стояках - 20 то же

на внутриквартирной разводке:

при длине разводки 1-2 м - 450 «

« « « 3-4 « - 300 «

« « « 5-7 « - 120 «

« « « 8-12 « - 50 «

, (12)

		g (ускорение свободного падения), м/с 2 ;
		разность абсолютных отметок начальных и конечных участков газопровода, м;
		плотность воздуха, кг/м 3 , при температуре 0 ° С и давлении 0,10132 МПа;
		обозначение то же, что в формуле (4).

, (13)

где d		диаметр газопровода, см;
		расход газа, м 3 /ч, при температуре 0 ° С и давлении 0,10132 МПа (760 мм. рт. ст.);
		температура газа, ° С;
		Среднее давление газа (абсолютное) на расчетном участке газопровода, МПа;
		скорость газа, м/с.

ПРИЛОЖЕНИЕ 6

Справочное

ОТВОД ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ

Присоединение дымоотводящей трубы газового прибора к оборотам дымохода отопительной печи не допускается.

Допускается предусматривать соединительные дымоотводящие трубы, общие для нескольких агрегатов.

Уклон трубы следует назначать не менее 0,01 в сторону газового прибора.

в уровень с коньком крыши, если они отстоят на расстоянии до 3 м от конька крыши;

Во всех случаях высота трубы над прилегающей частью крыши должна быть не менее 0,5 м, а для домов с совмещенной кровлей (плоской крышей) - не менее 2,0 м.

Установка на дымоходах зонтов и дефлекторов не допускается.

ПРИЛОЖЕНИЕ 7*

Обязательное

ВЫБОР СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДЛЯ СИСТЕМ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ

по табл. 2 - для надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 40 °С и подземных газопроводов, которые могут охлаждаться до температуры ниже минус 40 °С.

3. Для газопроводов жидкой фазы СУГ следует применять, как правило, бесшовные трубы.

Допускается применять для этих газопроводов электросварные трубы. При этом трубы диаметром до 50 мм должны пройти 100%-ный контроль сварного шва неразрушающими методами, а трубы диаметром 50 мм и более также и испытание сварного шва на растяжение.

Таблица 1*

Стальные трубы для строительства наружных надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха не ниже минус 40 °С, а также подземных и внутренних газопроводов, которые не охлаждаются до температуры ниже минус 40 ° С


1. Электросварные прямошовные ГОСТ 10705-80 (группа В) „Технические условия" и ГОСТ 10704-91 „Сортамент"	; 10, 15, 20 ГОСТ 1050-88
2. Электросварные ТУ 14-3-943-80	10 ГОСТ 1050-88
3. Электросварные для магистральных газонефтепроводов (прямошовные и спиральношовные) ГОСТ 20295-85		По ГОСТ 20295-74
4. Электросварные прямошовные ГОСТ 10706-76 (группа В) „Технические требования" и ГОСТ 10704-91 „Сортамент"	ВСт2сп, ВСт3сп не менее 2-й категории ГОСТ 380-88
5. Электросварные со спиральным швом ГОСТ 8696-74 (группа В)	ВСт2сп, ВСт3сп не менее 2-й категории ГОСТ 380-88
6. Бесшовные горячедеформированные ГОСТ 8731-87 (группа В и Г) „Технические требования" и ГОСТ 8732-78 „Сортамент"	10, 20 ГОСТ 1050-88
7. Бесшовные холоднодеформированные, теплодеформированные ГОСТ 8733-87 (группа В и Г) „Технические требования" и ГОСТ 8734-75 „Сортамент"	10, 20 ГОСТ 1050-88
8. Электросварные спиральношовные ТУ 14-3-808-78	ТУ 14-3-808-78	530 - 820; 1020; 1220
9. Бесшовные горячедеформированные по ТУ 14-3-190-82 (только для тепловых электростанций)	10, 20 ГОСТ 1050-88
Примечания: 1. Трубы по пп. 6 и 7 следует применять как правило, для газопроводов жидкой фазы СУГ. 2. Исключено. 3. Для тепловых электростанций трубы из стали 20 применять в районах с расчетной температурой до минус 30 ° С

7. Трубы по ГОСТ 8731 - 87, изготовляемые из слитка, не применять без проведения 100%-ного контроля неразрушающими методами металла труб.

При заказе труб по ГОСТ 8731-87 указывать, что трубы по этому стандарту, изготовляемые из слитка, не поставлять без 100%-ного контроля неразрушающими методами.

Таблица 2*

Стальные трубы для строительства надземных газопроводов, прокладываемых в районах с расчетной температурой наружного воздуха ниже минус 40 ° С, и подземных газопроводов, которые могут охлаждаться до температуры ниже минус 40 ° С

Стандарт или технические условия на трубы	Марка стали, стандарт на сталь	Наружный диаметр трубы (включ.), мм
1. Бесшовные холоднодеформированные и теплодеформированные ГОСТ 8733-87 (группа В и Г) «Технические требования» и ГОСТ 8734-75 «Сортамент»	10, 20 ГОСТ 1050-88
2. Бесшовные горячедеформированные ГОСТ 8731-87 (Группа В и Г) «Технические требования» и ГОСТ «Сортамент»	10Г2 ГОСТ 4543-71	45 - 108; 127 - 325
3. Бесшовные горячедеформированные ТУ 14-3-1128-82
4. Электросварные прямошовные ТУ 14-3-1138-82	ТУ 14-3-1138-82
5. Электросварные для магистральных газонефтепроводов (прямошовные и спиральношовные) ГОСТ 20295-85	17Г1С (К52), 17ГС (К52); 14ХГС (К50) категории 6-8 ГОСТ 19282-73	По ГОСТ 20295-85
6. Электросварные прямошовные ГОСТ 10705-80 (группа В) «Технические условия» и ГОСТ 10704-91 «Сортамент»	Гост 1050-88
Примечания.* 1. Трубы по поз. 6 для газопроводов давлением свыше 0.6 МПа (6 кгс/см 2) не применять. 2. Трубы, изготовляемые из стали 20, следует применять как исключение.

Страница 3 из 38

A - Общие правила проектирования электроустановок

Чтобы спроектировать электроустановку, необходимо оценить максимальную мощность, которая будет потребляться из питающей электросети.
Проектирование на основе простой арифметической суммы мощностей всех потребителей, подключенных к электроустановке, представляет собой крайне неэкономичный подход и недобросовестную инженерную практику.
Цель данной главы состоит в демонстрации способов оценки определенных факторов с учетом разновременности (работы всех устройств данной группы) и коэффициента использования (например, электродвигатель не работает, как правило, при своей полной мощности и т.д.) всех действующих и предполагаемых нагрузок. Приводимые значения основаны на опыте и зарегистрированных результатах работы действующих установок. Кроме обеспечения основных проектных данных по отдельным цепям установки в результате получаются общие значения всей установки, на основе которой могут определяться требования к системе питания (распределительная сеть, трансформатор высокого/низкого напряжения или генератор).
4.1 Установленная мощность (кВт)

Установленная мощность есть сумма номинальных мощностей всех устройств-потребителей мощности в установке.
Это не есть мощность, которая будет потребляться фактически.
Большинство электроприемников (ЭП) имеет маркировку своей номинальной мощности (Pn). Установленная мощность есть сумма номинальных мощностей всех ЭП в электроустановке. Это не есть та мощность, которая будет потребляться фактически. В случае электродвигателей номинальная мощность является мощностью на его валу. Очевидно, что потребляемая из сети мощность будет больше.
Люминесцентные и разрядные лампы со стабилизирующими балластными сопротивлениями (дросселями) являются другими примерами, когда номинальная мощность, указанная на лампе, меньше мощности, потребляемой лампой и ее балластным сопротивлением (дросселем). Методы оценки фактического потребления мощности двигателями и осветительными приборами приводятся в разделе 3 данной главы.
Потребление мощности (кВт) необходимо знать для выбора номинальной мощности генератора или батареи, а также в случае учета требований к первичному двигателю. Для подачи мощности от низковольтной системы электроснабжения или через трансформатор высокого/низкого напряжения, определяющей величиной является полная мощность в кВА.

Установленная полная мощность обычно полагается равной арифметической сумме полных мощностей отдельных ЭП. Однако, максимальная расчетная полная мощность не равна общей установленной полной мощности.
4.2 Установленная полная мощность (кВА)
Установленная полная мощность обычно полагается равной арифметической сумме полных мощностей отдельных ЭП. Однако, максимальная потребляемая мощность, которая должна подаваться, не равна общей установленной полной мощности. Потребление полной мощности нагрузкой (которая может являться одним устройством) рассчитывается на основе ее номинальной мощности (при необходимости с поправкой, как указывается выше, для двигателей и т.д.) с использованием следующих коэффициентов:
П: КПД = выходная мощность / входная мощность
cos φ: коэффициент мощности = кВт / кВА
Полная (кажущаяся) мощность, потребляемая электроприемником:
Pa = Pn /(n x cos <)
Из этого значения выводится полный ток la (A)(1), потребляемый ЭП:

для 3-фазной симметричной нагрузки, где: V - фазное напряжение (В); U - линейное напряжение (В).
Следует отметить, что, строго говоря, полная мощность не является арифметической суммой расчетных номинальных значений полной мощности отдельных потребителей (если потребители имеют разный коэффициент мощности).
Однако, общепринято делать простое арифметическое суммирование, результат которого дает значение кВА, которое превышает действительное значение на допустимый «расчетный запас». Когда неизвестны некоторые или все нагрузочные характеристики, значения, приводимые в рис. A9 на следующей странице, могут использоваться для получения приблизительной оценки потребления полной мощности в ВА (как правило, отдельные нагрузки слишком малы, чтобы выражаться в кВА или кВт).

Для одного ЭП с подсоединением между фазой и нейтралью.

(1) Чтобы повысить точность, необходимо учитывать коэффициент максимального использования, как разъясняется в п.4.3.
Оценки удельной плотности осветительных нагрузок основаны на общей площади 500 м2.

Люминесцентное освещение (с поправкой cos φ = 0.86)
Тип применения	Оценка (SA/м2) Люминесцентная лампа с промышленным отражателем(*	Средний уровень освещения (люкс = лм/м2)
Дороги и автострады,
склады, работа с перерывами
Тяжелые режимы: изготовление
и сборка больших заготовок
Повседневная работа: офис
Точные работы: КБ, высокоточные
сборочные цеха
Силовые цепи
Тип применения	Оценка (RA/м2)
Насосные, сжатый воздух
Вентиляция помещений
Эл. конвекционные подогреватели:
частные дома, квартиры	115 - 146 90

Диспетчерские пункты
Сборочный цех
Механический цех
Окрасочный цех
Установка для термообработки

* Пример: лампа 65 Вт (исключая балластное сопротивление), 5100 люмен (лм),
светоотдача лампы = 78,5 лм / Вт. Рис. A9: Оценка установленной полной мощности
4.3 Оценка максимальной нагрузки (кВА)
Все отдельные ЭП не обязательно работают при полной номинальной мощности и одновременно. Коэффициенты ku и ks позволяют определить максимальную полную мощность электроустановки.
Коэффициент максимального использования (ku)
В нормальных режимах работы потребление мощности обычно меньше номинальной мощности. Это довольно частое явление, которое оправдывает применение коэффициента использования (ku) при оценке реальных значений.
Этот коэффициент должен применяться для каждого ЭП, особенно для электродвигателей, которые крайне редко работают при полной нагрузке.
В промышленной установке этот коэффициент может оцениваться по среднему значению 0,75 для двигателей.
Для освещения лампами накаливания этот коэффициент всегда равен 1.
Для цепей со штепсельными розетками этот коэффициент полностью зависит от типа приборов,
питаемых от штепсельных розеток.
Коэффициент одновременности (ks)
Практически одновременная работа всех ЭП определенной установки никогда не происходит, т.е. всегда существует некоторая степень разновременности, и этот факт учитывается при расчете путем применения коэффициента одновременности (ks).
Коэффициент ks применяется для каждой группы ЭП (например, запитываемых от главного или вторичного распределительного устройства). Определение этих коэффициентов входит в ответственность конструктора, поскольку требует детального знания установки и условий работы отдельных цепей. По этой причине невозможно дать точные значения для общего применения.
Коэффициент одновременности для жилой застройки
Некоторые типовые значения для этого случая приводятся на рис. A10 на следующей странице и применяются для бытовых потребителей с питанием 230/400 В (3-фазная 4-проводная сеть). В случае потребителей, использующих электрические обогреватели для отопления, рекомендуется коэффициент 0,8, вне зависимости от числа электроприемников (ЭП).

Число ЭП	Коэффициент
	одновременности (ks)









50 и более

Рис. A10: Значения коэффициента одновременности для жилой застройки
Пример (см. рис. A11):

Пятитиэтажное жилое здание с 25 потребителями с установленной мощностью 6 кВА для каждого. Общая установленная мощность для здания: 36 + 24 + 30 + 36 + 24 = 150 кВА. Полная мощность, потребляемая зданием: 150 x 0,46 = 69 кВА.
С помощью рис. А10 можно определить величину тока в разных секциях общей питающей магистрали всех этажей. Для стояков, запитываемых на уровне первого этажа, площадь поперечного сечения проводников может постепенно снижаться от нижних к верхним этажам. Как правило, такие изменения сечения проводника производятся с минимальным интервалом в 3 этажа.
A17
В этом примере, ток, поступающий на стояк на уровне первого этажа, равен: Ток, поступающий на 4-й этаж, равен:

Рис. A11: Применение коэффициента одновременности (ks) для жилого 5-этажного здания
Коэффициент одновременности для распределительных устройств
Рис. A12 показывает теоретические значения ks для распределительного устройства, запитывающего ряд цепей, для которых отсутствует схема распределения нагрузки между ними. Если цепи служат в основном для осветительных нагрузок, целесообразно принять значения ks, близкие к единице.

Рис. A12: Коэффициент одновременности для распределительных устройств (МЭК 60439)
Коэффициент одновременности в зависимости от назначения цепи
Значения коэффициента ks, которые могут использоваться для цепей, питающих стандартные нагрузки, приводятся на рис. A13.

В определенных случаях, в частности, для промышленных установок, этот коэффициент может быть выше.
Учитываемый ток равен номинальному току двигателя, увеличенному на треть его пускового тока.
Рис. A13: Коэффициент одновременности в зависимости от назначения цепи
4.4 Пример применения коэффициентов ku и ks
Пример оценки максимальных мощностей (кВА), потребляемых на всех уровнях электроустановки приводится на рис. A14 (следующая страница).
В этом примере, общая установленная полная мощность составляет 126,6 кВА, что соответствует расчетной максимальной мощности на низковольтных зажимах трансформатора высокого/низкого напряжения, величиной 65 кВА.
Примечание: при выборе сечений кабелей для распределительных цепей установки, ток I (А) через цепь определяется по следующей формуле:

где:
S - значение максимальной 3-фазной полной мощности цепи (кВА); U - междуфазное (линейное) напряжение (В).
4.5 Коэффициент разновременности
A - Общие правила проектирования электроустановок 1 Методология

Коэффициент разновременности, как определяется в нормах МЭК, эквивалентен коэффициенту одновременности (ks), используемому в данном Руководстве (см. п. 4.3). Однако, в некоторых англоязычных странах (на момент выпуска Руководства) коэффициент разновременности является величиной, обратной коэффициенту ks, т.е. u 1.

Рис. A14: Пример оценки максимальной ожидаемой мощности установки (используемые значения коэффициента служат только в справочных целях)
4.6 Выбор номинальной мощности трансформатора
Когда электроустановка питается непосредственно от трансформатора высокого/низкого напряжения, и определена максимальная полная мощность установки, необходимо определить соответствующую номинальную мощность трансформатора с учетом следующих факторов (см. рис. A15):
Возможность повышения коэффициента мощности установки (см. главу L).
Ожидаемые расширения установки.
Ограничения по эксплуатации установки (например, температура).
4 Силовая нагрузка электроустановки
A19
Стандартные номинальные параметры установки.

Полная мощность,

Рис. A15: Стандартные полные мощности трансформаторов высокого/низкого напряжения и соответствующие номинальные токи

4 Силовая нагрузка электроустановки

где:
Pa = номинальная полная мощность (кВА) трансформатора;
U = междуфазное напряжение холостого хода (237 В или 410 В);
In в амперах.
Номинальный полный ток нагрузки In на стороне низкого напряжения 3-фазного трансформатора рассчитывается по следующей формуле:
Для 1-фазного трансформатора:

где:
■ V = фазное напряжение холостого хода (В).
Упрощенная формула для 400 В (3-фазная нагрузка): In = kVA x 1.4.
Стандарт для силовых трансформаторов - МЭК 60076.
4.7 Выбор источников питания
Важность поддержания бесперебойного электропитания ставит вопрос об использовании резервной силовой установки. Выбор характеристик таких альтернативных источников питания является частью выбора архитектуры, как описывается в главе D.
Для основного источника питания выбор делается, как правило, между подсоединением к сети электроснабжения высокого или низкого напряжения.
На практике подсоединение к источнику высокого напряжения может быть необходимо, когда нагрузки превышают (или запланировано их превышение) определенный уровень - как правило, порядка 250 кВА, или если требуется качество электроснабжения выше обеспечиваемого низковольтной сетью.
Более того, если установка может вызывать нарушение питания соседних потребителей при подсоединении к низковольтной сети, органы, регулирующие электроснабжение, могут предложить использование сети высокого напряжения.
Питание потребителя по сети высокого напряжения имеет определенные преимущества. Фактически, потребитель:
не зависит от других потребителей, тогда как в случае низковольтного питания другие потребители могут нарушать его работу;
может выбрать любой тип системы заземления низкого напряжения;
имеет более широкий выбор тарифов;
имеет возможность значительно повышать нагрузку. Однако, следует отметить, что:
Потребитель является собственником подстанции высокого/низкого напряжения и в некоторых странах он должен строить и оснащать такую подстанцию за свой счет. При определенных обстоятельствах энергоснабжающая организация может участвовать в инвестициях, например, на уровне линии высокого напряжения.
Часть затрат на подсоединение может возмещаться, если второй потребитель подсоединяется к линии высокого напряжения в течение определенного времени после подсоединения первого потребителя.
Потребитель имеет доступ только к низковольтной части установки. Доступ к части высокого напряжения резервируется для персонала энергоснабжающей организации (снятие показаний счетчиков, работы по обслуживанию и т.д.).
Однако, в некоторых странах защитный выключатель высокого напряжения (или выключатель нагрузки с предохранителем) может использоваться непосредственно потребителем.
A - Общие правила проектирования электроустановок
Тип и местоположение подстанции согласовываются между потребителем и энергоснабжающей организацией.

Задачей расчета электрических сетей является правильная оценка величин и выбор соответственно им таких наименьших из числа возможных сечений проводов, кабелей и шин, при которых были бы соблюдены нормированные условия в отношении:

1. нагрева проводников,

2. экономической плотности тока,

3. электрической защиты отдельных участков сети,

4. потерь напряжения в сети,

5. механической прочности сети.

Расчетными нагрузками для выбора сечений проводников являются:

1. получасовой максимум I30 - для выбора сечений по нагреву,

2. среднесменная нагрузка Iсм - для выбора сечений по экономической плотности тока,

3. пиковый ток - для выбора плавких вставок и уставок тока максимальных расцепителей автоматов и для расчета по потере напряжения. Этот расчет обычно сводится к определению потерь напряжения в силовой сети при пуске отдельных мощных короткозамкнутых электродвигателей и в троллейных линиях.

При выборе сечений распределительной сети, независимо от фактического коэффициента загрузки электроприемника, следует всегда иметь в виду возможность использования его на полную мощность и, следовательно, за расчетный ток принимать номинальный ток электроприемника. Исключение допускается лишь для проводников к электродвигателям, выбранным не по нагреву, а по перегрузочному моменту.

Таким образом, для распределительной сети расчета, как такового, не производят.

Для определения расчетного тока в питающей сети необходимо нахождение совмещенного максимума или средней нагрузки целого ряда электроприемников и при том, как правило, различных режимов работы. Вследствие этого процесс расчета питающей сети является сравнительно сложным и разделяется на три основные последовательные операции:

1. составление расчетной схемы,

2. определение совмещенных максимумов нагрузки или средних значений ее на отдельных участках сети,

3. выбор сечений.

Расчетная схема, являющаяся развитием принципиальной схемы питания, намеченной при рассмотрении вопроса о распределении электрической энергии, должна содержать все необходимые данные в отношении подключенных нагрузок, длин отдельных участков сети и выбранного рода и способа прокладки ее.

Наиболее ответственная операция - определение электрических нагрузок на отдельных участках сети - в большинстве случаев основывается на применении эмпирических формул. Коэффициенты, входящие в эти формулы, зависят в наибольшей степени от режима работы электроприемников, и правильная оценка последнего имеет большое значение, хотя и не всегда является точной.

Вместе с тем неправильность в определении коэффициентов, а, следовательно, и нагрузок, может привести либо к недостаточной пропускной способности сети, либо к необоснованному удорожанию всей установки.

Прежде чем перейти к методологии определения электрических нагрузок для питающих сетей, необходимо отметить, что входящие в расчетные формулы коэффициенты не являются стабильными. В связи с непрерывным техническим прогрессом и развитием автоматизации эти коэффициенты должны подлежать периодическому пересмотру.

Поскольку как сами формулы, так и входящие в них коэффициенты являются до известной степени приближенными, нужно иметь в виду, что результатом расчетов может быть определение только порядка интересующих величин. По этой причине следует избегать излишней скрупулезности в арифметических операциях.

Величины и коэффициенты, входящие в расчетные формулы определения электрических нагрузок

Под установленной мощностью Ру понимается:

1. для электродвигателей длительного режима работы - каталожная (паспортная) номинальная мощность в киловаттах, развиваемая двигателем на валу:

2. для электродвигателей повторно-кратковременного режима работы - паспортная мощность, приведенная к длительному режиму, т. е. к ПВ = 100%:

где ПВН0М - номинальная продолжительность включения в процентах по каталожным данным, Рном -номинальная мощность при ПВН0М,

3. для трансформаторов электропечей:

где SН0М - номинальная мощность трансформатора по каталожным данным, ква, cosφном-коэффициент мощности, характерный для работы электропечи при номинальной мощности,

4. для трансформаторов сварочных машин и аппаратов - условная мощность, приведенная к длительному режиму, т. е. к ПВ = 100%:

где Sном - номинальная мощность трансформатора в киловольт-амперах при ПВном,

Под присоединенной мощностью Рпр электродвигателей понимается мощность, потребляемая двигателем из сети при номинальной нагрузке и напряжении:

где ηном - номинальный к п. д. двигателя в относительных единицах.

Средняя активная нагрузка за максимально загруженную смену Рср.см и такая же средняя реактивная нагрузка Qcp,см представляют собой частные от деления количества электроэнергии, потребляемой за максимально нагруженную смену (соответственно WCM и VCM), на продолжительность смены в часах Тсм,

активная Рср.г и такая же нагрузка реактивная Qcp.г представляют собой частные от деления годового потребления электроэнергии (соответственно Wг и Vг) на годовую продолжительность рабочего времени в часах (Тг):

Под максимальной нагрузкой Рмакс понимают наибольшую из средних нагрузок за тот или иной интервал времени.

Для расчета сетей и трансформаторов по нагреву этот интервал времени установлен равным 0,5 ч, т. е. принимается получасовой максимум нагрузки.

Различают получасовые максимумы нагрузок : активной Р30, квт, реактивной Q30, квар, полной S30, ква, и по току I30, а.

Пиковым током Iпик называют мгновенный максимально возможный ток для данного электроприемника или для группы электроприемников.

Под коэффициентом использования за смену КИ понимают отношение средней активной нагрузки за максимально нагруженную смену к установленной мощности:

Соответственно этому годовой коэффициент использования представляет собой отношение средней годовой активной нагрузки к установленной мощности:

Под коэффициентом максимума Км понимается отношение активной получасовой максимальной нагрузки к средней нагрузке за максимально загруженную смену,

Величина, обратная коэффициенту максимума, представляет собой коэффициент заполнения графика Кзап

Помощь по Теле2, тарифы, вопросы