Электрооборудование не работает постоянно на полную мощность. Этот очевидный факт можно понять на бытовом примере. в квартире не включено круглосуточно. Утюгом мы пользуемся только тогда, когда надо погладить одежду. Чайник работает только тогда, когда нужно вскипятить воду. Аналогичным образом дело обстоит при потреблении электроэнергии в общественных и промышленных зданиях. Таким образом, понятие установленной и потребляемой (расчетной) мощности всем знакомо с детства.
При проектирование электроснабжения объектов неодновременность работы оборудования учитывается при помощи понижающих коэффициентов. Существует три понижающих коэффициента с разными названиями, но смысл их одинаков — это коэффициент спроса, коэффициент неодновременности, коэффициент использования.
Умножив установленную мощность оборудования на один из этих коэффициентов получают расчетную мощность и расчетный ток. По расчетному току выбирают защитно-коммутационную аппаратуру (автоматы, рубильники, УЗО и пр.) и кабели или шинопроводы.
P расч =K×P уст, где
P уст — установленная мощность оборудования,
P расч — расчетная мощность оборудования,
К — коэффициент спроса/одновременности/использования.
При использовании этой, казалось бы, простой формулы на практике сталкиваются с огромным количеством нюансов. Одним из таких нюансов является определение коэффициента спроса в щитах, питающих разные типы нагрузок (освещение, розетки, технологическое, вентиляционное и сантехническое оборудование).
Дело в том, что коэффициент спроса зависит нескольких параметров:
- Мощности;
- Типа нагрузки;
- Типа здания;
- Единичной мощности электроприёмника.
Коэффициент спроса применяется только для групповых графиков и при числе ЭП в группе . Коэффициент спроса – это отношение потребляемой (в условиях эксплуатации) или расчетной (при проектировании) мощности к номинальной мощности группы ЭП:
,
где 
– потребляемая мощность из сети группой
ЭП, кВт. Так как
,
то
.
Значение
для определенных технологических
процессов и отраслей промышленности
является практически постоянным. При
,
поэтому
можно использовать только при большом
значении (
).
Соотношения коэффициентов .
Коэффициент максимума
Коэффициент максимума характерен для группового графика нагрузок.
Коэффициент
максимума (
)
по активной мощности есть отношение
максимальной нагрузки за определенный
промежуток времени к средней за тот же
промежуток времени:
,
где 
– максимальное значение мощности
(30-минутный максимум), кВт.
Коэффициент одновременности максимумов нагрузки
Коэффициент
одновременности максимумов нагрузки
(
)
– это отношение расчетной мощности на
шинах 6; 10 кВ к сумме расчетных мощностей
потребителей до и выше 1 кВ, подключенных
к шинам 6; 10
РП или ПГВ.
Для узла СЭС, к которому подключена группа ЭП, можно записать
,
где
расчетное значение активной мощности
всех ЭП, подключенных к шинам 6; 10 кВ,
кВт;
сумма расчетных активных мощностей
групп ЭП до и выше 1 кВ, подключенных к
шинам 6; 10 кВ.
Как
правило,
меньше, чем сумма расчетных нагрузок
(
)
групп ЭП, присоединенных к узлу, поэтому
.
Для распределительных сетей одного
уровня напряжения принимают
.
Время использования максимальных нагрузок
Время использования максимальных нагрузок определяется по годовому графику по продолжительности за рассматриваемый промежуток времени.
Годовое число часов использования максимума активной нагрузки – это отношение годового расхода активной электроэнергии к получасовой максимальной мощности:
,
– годовое число
часов использования максимальной
активной нагрузки, ч; 
– годовой расход активной электроэнергии,
кВт·ч; 
– получасовая максимальная мощность,
кВт.
По времени использования максимальных нагрузок определяется согласно экономическая плотность тока при выборе проводников.
8. Длительный режим работы эп (характеристика)
Электроприемники, работающие в номинальном режиме с продолжительно неизменной или малоизменяющейся нагрузкой. В этом режиме электрический аппарат (машина) может работать длительное время, температура его частей может достигать установившихся значений, без превышения температуры свыше допустимой.
Пример: электрические двигатели насосов, компрессоров, вентиляторов и т.п.
9. Повторно-кратковременный режим работы эп (характеристика)
При повторно-кратковременном режиме работы (ПКР) электроприемника кратковременные рабочие периоды с определенной нагрузкой чередуются с паузами (ЭП отключен). Продолжительность рабочих периодов и пауз не настолько велика, чтобы нагрев отдельных частей ЭП при неизменной температуре окружающей среды мог достигнуть установившихся значений.
Повторно-кратковременный
режим работы характеризуется относительной
продолжительностью включения (ПВ, % –
паспортная величина) или коэффициентом
включения (k в).
Коэффициент включения рассчитывается
по графику нагрузки ЭП как отношение
времени включения
к времени всего цикла
:
,
(2.1)
где
время включения (время работы), с, мин,
ч;
время полного цикла, с, мин, ч;
время паузы, с, мин, ч.
Пример: электродвигатели кранов, сварочные аппараты и т.п.
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
Для просмотра фотографий, размещённых на сайте, в увеличенном размере необходимо щёлкнуть кнопкой мышки на их уменьшенных копиях.
Великие тайны нашего бытия
ещё только предстоит разгадать,
даже смерть может оказаться
не концом.
Никола Тесла
СНТ и ему подобные, как общественные объединения граждан имеют настолько сложный механизм регулирования, что иногда он превосходит по этому критерию многие общественные организации или обычные производства и компании, т.к. сочетает в себе элементы и тех и других. Из этого посыла следует только то, что для нормального функционирования садоводческим некоммерческим товариществам приходится сталкиваться с проблемами, с которыми имеют дело опять же и те и другие. И всё это происходит при относительно простом механизме управления самими СНТ
. Почему же тогда основная масса СНТ не процветают?
Сложность состоит в том, что если в аппарате руководства какой-либо партии сидят люди, сведующие в организационно-партийной работе, в управлении, к примеру, электросетевой компанией - люди, понимающие природу электричества и принципы экономической деятельности, то в СНТ часто, очень часто, у руля оказываются просто хорошие люди (не будем о плохом, о негодяях, взяточниках и казнокрадах общественной казны). А хорошие люди в своей основной массе понятия не имеют об СНТ, о тех проблемах, которые ставят перед ними садоводы, жизнь, законы РФ. СНТ своего рода два в одном: общественное объединение и экономическая организация.
Рано или поздно общественная организация выносит на повестку дня главный вопрос: осуществление электроснабжения садоводов . Как правило, правление и сами садоводы понятия не имеют: что делать, и куда бежать. Что происходит дальше? А дальше каждый воюет в одиночку. Председатель едет в ближайшую электроснабжающую или электросетевую организации , и после некоторой толики усилий и хлопот СНТ получает от ЭСО электроэнергию. "Всё правильно?" - зададим риторический вопрос. "Да вроде бы всё", - ответите Вы. Однако есть один ньюанс, который СНТ, как правило, пропускает, а следующие поколения правлений разгребают его в течение многих лет.
Речь идёт об общей электрической мощности для СНТ. Т.к. вначале электрификации об этом никто не думает и ничего не считает, то за садоводов это легко делает электросетевая организация. Впоследствие СНТ с боями, включая бои без всяких правил, вырывает у энергетиков недостающие киловатты. И не факт, что садоводы, несмотря на законодательство, поддерживающее их интересы, эти бои выигрывают.
Именно так получилось в 1995 году в СНТ "Пищевик" . Люди собрались, решили, сбросились и на выходе получили вместо электрификации всего общества жалкую линию, 12 присоединившихся и договор с ЭСО на технологическое присоединение 25 садовых домиков. При этом всём на всё про всё электросетевая организация выделила всего 15 кВт мощности. К 2010 году на этой мощности сидели уже 60 потребителей. Как Вы понимаете 15 кВт уже недостаточно. И началась эпопея, которая имеет начало и пока не имеет конца. Подробно об этом на странице: «Электрификация СНТ "Пищевик" в 1992 - 2012 г.г. » А Вам нужна эпопея? Думаю нет. Поэтому полагаю что, чтобы перевести отношения с ЭСО в плоскость партнёров, а не волка и овец, надо просто уметь считать и знать нормативные документы.
Итак, исходя из уже сказанного, эта страница призвана ответить на следующие вопросы:
Как рассчитать электрическую мощность
необходимую для СНТ?
Где взять нормативы потребляемой электрической мощности для различных групп потребителей?
Какую электрическую мощность надо закладывать в заявление на технологическое присоединение СНТ к ЛЭП ЭСО?
Почему, если согласно нормам ПП № 861 от 27.12.2004 г. на каждый жилой дом выделяется до 15 кВт электрической мощности, а в СНТ "Пищевик" на одной линии подключено 6 жилых домов и 8 дачных домиков при мощности 10 кВт, автоматы защитного отключения номиналом 50А не отключаются?
Разбираясь с ответами на эти вопросы, следует обратить внимание на то, что вполне возможно изложенная в статье идея объединения потребляемой электрической мощности садовых домиков и жилых домов, подключённых к одной линии, неверна. Но практическое наблюдение за работой ЛЭП показывает, что это правильно. В остальном все расчёты верны и соответствуют нормам и правилам, принятым в электроэнергетике.
Организация электроснабжения садового некоммерческого товарищества. Расчёт необходимой электрической мощности для садовых домиков (жилых домов) и других энергопринимающих устройств
Всё, что было нужно уже сказано в предисловии к статье, поэтому сразу же берём быка за рога и начинаем считать практически. Основополагающим документом для расчётов служит СП 31-110-2003 "Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий" (при необходимости Вы легко найдёте этот документ в сети сами).
Исходные данные для расчётов следующие:
На старой линии электропередач сейчас подключены 28 человек .
Из них:
18 человек
- садоводы, имеющие дачные домики (назовём их дачники)
10 человек
- садоводы, постоянно проживающие в СНТ.
У Вас в СНТ могут быть, конечно, другие данные, что не меняет технологии расчётов.
Расчёт электрической мощности для садовых, дачных домиков
Итак, считаем необходимую расчётную электрическую мощность для 18 летних домиков по формуле:
P кв. = P кв.уд. х n кв. , где:
P кв.
P кв.уд.
n кв.
- количество квартир (домов).
1. Из Таблицы 6.1 (см. ниже) берём значение удельной электрической нагрузки для 18 летних домиков, рассчитываем согласно формуле:
| № п/п | Потребители электроэнергии | Удельная расчётная электрическая нагрузка при количестве квартир | |||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1 | Квартиры с плитами на природном газе 1 | ||||||||||||||
| На сжиженном газе (в т.ч. при групповых установках и на твёрдом топливе) | |||||||||||||||
| Электрическими, мощностью 8,5 кВт | |||||||||||||||
| 2 | Летние домики на участках садовых товариществ | ||||||||||||||
| 1 В зданиях по типовым проектам. Примечания: |
|||||||||||||||
Расчёт необходимой электрической мощности для индивидуальных жилых домов в СНТ
Получив данные для итогового расчёта для 18 дачников, рассчитываем электрическую мощность для 10 садоводов, проживающих в индивидуальных жилых домах.
В случае отсутствия в таблице необходимого коэффициента, для имеющегося в СНТ исходного количества потребителей электрической мощности, необходимо применять метод линейной интерполяции, который рассмотрим на примере (последовательность вычислений применима к любой из таблиц, опубликованных в статье).
Для нашего примера вычислим коэффициент нагрузки электроприёмников квартир повышенной комфортности, к которым с полным основанием следует отнести и жилые дома в садовых товариществах. Связано это с тем, что дома в СНТ, как правило, в отсутствие всех инженерных коммуникаций, имеют несколько дополнительных электроприёмников, работающих в постоянном режиме нагрузки, и которых нет в городских квартирах (водяной насос, насос системы отопления, водонагреватель и др.) Следует учесть и некоторую электрическую мощность, которая используется для обогрева, как альтернативная система отопления к основной, завязанной на газ, уголь, дрова и пр.
Используем в расчётах другую формулу, немного отличающуюся от первой:
P р.кв. = P кв. х n кв. х K o
P р.кв.
- электрическая мощность квартир (домов) суммарная;
P кв.
- мощность квартиры удельная;
n кв.
- количество квартир (домов);
K o
- коэффициент одновременности для домов повышенной комфортности
2. Из Таблицы 6.3 берём значение коэффициента одновременности для 10 домов повышенной комфортности, однако такого коэффициента в таблице нет. Вычисляем его методом интерполяции.
- Пример 1. Метод интерполяции
:
- 0,38 - 0,32 = 0,06 (этим действием считаем разницу между двумя коэффициентами одновременности, указанных в Таблице 6.3 для 9 и 12 квартир, показателями которые стоят слева и справа в таблице от наших искомых 10).
- 12 - 9 = 3 (этим действием считаем разницу между двумя значениями количества квартир, указанных в Таблице 6.3, в промежутке которых находится наше искомое значение "10").
- 0,06: 3 = (этим действием высчитываем шаг в значениях коэффициентов от большего к меньшему или наоборот на промежутке от 9 до 12 квартир).
- 0,02 х 2 = 0,04 (этим действием высчитываем значение поправки, которая должна быть внесена в искомый коэффициент для 10 квартир, если отталкиваться от коэффициента для 12 квартир, указанного в Таблице 6.3).
- 0,32 + 0,04 = 0, 36 (этим действие определяем коэффициент К о для 10 квартир).
В случае выполнения расчётов по 4-му и 5-му арифметическим действиям, отталкиваясь от значения количества квартир равным "9", то действия будут выглядеть так:
- 0,02 х 1 = 0,02 (используем цифру "1", т.к. между искомыми 10 домами и табличными 9 домами разница 1.)
- 0,38 - 0,02 = 0,36 (в этом случае конечный коэффициент К о определяем как разницу, потому что значения коэффициентов уменьшаются в сторону увеличения количества квартир).
Полученный коэффициент одновременности К о = 0,36 используем при расчёте во второй формуле.
Аналогично, методом интерполяции получаем значение удельной электрической нагрузки электроприёмников для 10 квартир (жилых домов). Данные для вычислений берём из Таблицы 6.1 для потребителей на сжиженном газе или твёрдом топливе.
- Пример 2. Метод интерполяции:
- 2,9 - 2,5 = 0,4
- 12 - 9 = 3
- 0,4: 3 = 0,133
- 0,133 х 2 = 0,266
- 2,5 + 0,266 = 2,766 (полученная удельная электрическая нагрузка для 10 жилых домов).
Подставляем значения в формулу:
P кв. = 2,766 х 10 х 0,36 = 9,96 кВт
Итого:
Минимально необходимая электрическая нагрузка для потребителей (18 садовых летних домиков и 10 жилых домов), подключённых на старой ЛЭП равна:
19,8 кВт + 9,96 кВт = 29,76 кВт.
С учётом того, что ЛЭП представляет из себя 4 провода (3 фазы и 0), то округлив электрическую мощность до 30 кВт, и разделив её на 3, получим по 10 кВт на каждой фазе. В свою очередь на одной фазе подключены 3 жилых дома и 6 садовых летних домиков.
Если больше никого не подключать, то электроснабжающая организация должна поставить на каждую фазу ограничители мощности равные 10000Вт: 220 = 45А (если таковые присутствуют в магазинах). Однако, как Вы понимаете, это предел. Далее электрической мощности будет не хватать. И именно так и происходит в большинстве СНТ. Люди обращаются, не делают никаких расчетов. От ЭСО получают электрическую мощность, которую она и определяет, исходя из заявленных СНТ количества желающих. Ведь никто не думает о том, что далее этих желающих будет намного больше, а мощностей уже будет не хватать. Таким образом, мы сами закладываем для себя на будущее социальный взрыв.
И тем не менее, в ходе нехитрых расчётов, Вы практически можете сами себе ответить на вопрос: хватает ли электрической мощности в Вашем СНТ? Во многих случаях оказывается, что мощностей хватает, а председатели рассказывают сказки садоводам о том, какие они бедные, и как он пластается днём и ночью по вопросу увеличения мощности. Но у него ничего не получается. Поэтому надо платить дополнительные деньги.
Особенность СНТ в том, что несмотря на возрастание потребления электроэнергии дачных садовых домиков с началом летнего сезона, резко снижается потребление, практически в 2 раза, садоводов, постоянно проживающих в жилых домах. Отсюда следует только то, что в любом садоводческом объединении всегда есть некоторый запас нерасходуемой электрической мощности. И этот запас помогает СНТ выживать в условиях ограничения договорной мощности со стороны электроснабжающих организаций в течение определённого, но не беспредельного периода времени.
Это правило выведено не путём умозаключений и математических расчётов, а практикой наблюдения за количеством расходуемой электроэнергии в СНТ в течение нескольких лет.
Применяя данное правило реальные цифры по старой линии электропередач будут такими:
Лето: 19,8 кВт (дачники) + 4,45кВт (жилые дома) = 24,25кВт / 3 фазы = 8,08кВт (экономия электрической мощности составляет почти 2кВт на каждой фазе ЛЭП).
Зима: 9,96кВт (жилые дома) + 0кВт (дачники фактически не ходят, из 18 садоводов периодически бывают на участках 3 - 5 человек по 1 - 2 часа) = 9,96кВт / 3 фазы = 3,32кВт (даже с учётом увеличения нагрузки на фазе до 4 - 5кВт экономия составит до 5 - 6 кВт электрической мощности).
Все расчёты верны при условии неиспользования садоводами электроэнергии для отопления. А где Вы такое видели?
В условиях довольно прохладного российского лета дачники будут включать обогреватели, тем самым забирая нагрузку с линии. Дома постоянно проживающих пользоваться отопителями вряд ли будут, имея хорошее утепление и систему зимнего отопления. К примеру, для дома площадью 160 м² в холодную летнюю ночь достаточно бросить 4 полена в камин и температура в комнатах поднимется до 23 - 25° C. А если вообще не топить, то ниже 20° температура не опускается.
Важно: Проведённые расчёты верны для СНТ, т.е. для всех потребителей вместе. А необходимая электрическая мощность в Вашем конкретном доме должна определяться на основе Ваших токоприёмников и Ваших расчётов.
Пример: По старой линии электропередач мы рассчитали, что электрической мощности 3,32кВт на 1-ой фазе достаточно для потребителей (жилых домов и дачных домиков) в зимний период. Допускаем такой эксперимент: постоянно проживающий утром принял душ (заработал водонагреватель), затем включил электрический чайник и микроволновку. Суммарно только эти приборы дадут нам 4,5кВт потребляемой мощности (см. ). И если безграмотный председатель СНТ настоял на установке Вам ограничителя мощности в 16А, то автомат однозначно сразу же вышибет. Вместо завтрака Вы помчитесь к счётчику включать автомат, и попутно матеря председателя. А оно Вам нужно?
Есть другой вариант расчётов для определения электрической мощности в СНТ. Он больше подойдёт для тех товариществ, где на обращение садоводов в ЭСО, последняя отвечает: "А возьмите столько, сколько вам надо". А сколько надо? Давайте разберёмся.
Для расчётов будем использовать ещё одну таблицу, позволяющую определить электрическую мощность в зависимости от заявленной мощности.
В ходе работы над СП 31-110-2003 формулы, в которой бы можно было бы применить указанные в Таблице 6.2 коэффициенты, не нашлось. Есть ссылки в тексте на таблицу, но нет порядка применения. Поэтому, исходя из того, что данный "Свод правил" был переведен с иностранного языка, можно предположить допущенные профессиональными переводчиками, но не энергетиками, неточности в переводе. Тогда можно предположить, что коэффициенты спроса применяются во второй формуле вместо коэффициентов одновременности.
Итак, рассчитываем электрическую мощность из посыла: можно столько, сколько хотят садоводы .
Исходные данные оставим те же: 18 садовых дачных домиков и 10 жилых домов. Оставляем для садовых домиков те данные, которые мы уже получили, т.е.
P кв. = 1,1 х 18 домиков = 19,8 кВт
А вот жилые дома, исходя из практической необходимости и содержания страницы: "Организация электроснабжения садового, дачного жилого дома или садового домика ", определим как потребителей с минимальной мощностью 7кВт. Тогда 10 жилых домов потянут на 70кВт. Берём вторую формулу и считаем (первые два значения не меняются, а третий показатель берём из Таблицы 6.2):
P кв. = 2,766 х 10 х 0,45 = 12,47 кВт
Полученный результат больше на 2,51кВт. Не так много, как казалось бы перед расчётом. Однако цифра 12,47 говорит сама за себя. Учитывая, что она включает в себя не только обычную электрическую мощность для 10 жилых домов, но и предполагает использование 4-х комфорочных электроплит. Для СНТ такие плиты маловероятны, а вот трата мощности на другие электроприборы вполне возможна.
Следует учесть, что обе таблицы 6.2 и 6.3 Свода правил учитывают электрическую мощность электроплит. Но, доказательства для ЭСО, содержащие в расчетах СНТ коэффициенты спроса электрической мощности, всё-таки предпочтительнее, т.к. в результате заключённый договор электроснабжения будет содержать в себе больше запаса прочности для садоводов.
В заключение страницы обратите внимание на практическую ценность опубликованной информации. Кроме использования формул и таблиц правлениями СНТ, там где оные работают для людей, необходимо в отдельных и пока многочисленных случаях помочь этим же правлениям, при условии, что они этого хотят, рассчитать требуемые электрические мощности для СНТ.
Не менее ценно содержание и для СНТ, где председатели уже давно восседают на троне и давно узурпировали всю власть по всем направлениям, включая электроэнергию. Не верьте их словам. Всё легко посчитать и понять, где и в чём Вас обманывают, почему Вас убеждают, что электроэнергии всем не хватает. Может быть это совсем не так. Сомневаться Ваше право, а требовать соблюдения прав садоводов от правлений соответствует ФЗ-66 от 15.04.1998 г.
На следующей и, быть может, последней странице, посвящённой электроэнергии в СНТ, разберёмся с налогами, которые некоторые садоводческие товарищества уплачивают налоговикам за пользование электроэнергией. Поверхностное изучение вопроса, как кажется, ставит точку в ответе: таких налогов быть не должно, потому что садоводы используют электроэнергию не для производства, а для личного потребления. Но не всё так просто. В нашей РФ отдельные недалёкие чиновники от налогового ведомства думают иначе. Эта страница в разработке и пока без названия, о её выходе подписчикам будет выслано оповещение.
