Электротехника / Прокладка кабельной линии 0,4 кВ в траншее (один фидер из нескольких кабельных линий)  

Добрый день!
проект стадия П. Будет проходить экспертизу.
Есть объект - I и II категория эл. снабжения. Мощность примерно 200 кВт.
Точка подключения ТП РУ-0,4 кВ I и II с.ш. длина линии 0,4 кВ 970 м. Выбрали 3 кабеля сечением 4х185 мм2.
Вопрос в следующем: возможно ли проложить рядом кабели одного фидера, т.е не отступать 100 мм друг от друга? Для более ясности приложил пояснительный чертеж (разрезы траншеи).
Заранее СПАСИБО!

В вашем варианте потеря напряжения, кстати 6%... особо удаленные потребители... допускается.... По поводу чертежиков: чертеж 1 какбы пойдет, но наверно у Вас стесненность??? Если ее нет, то делаем отдельные траншеи 1м друг от друга и не паримся... чертеж 2 не канает с типовыми проектами по прокладке кабелей в земле... экспертизе такое показывать не надо, а как будет сделано это уже второй вопрос...

Может одножилку??? Двойная 1*400 на фазу, семь одножилок в одном фидере... Зато одной строительной длиной, без муфт соединительных...

Стесненность еще какая. коридор для коммуникаций всего 2 м. и это еще не все кабели... и вода там же.
одножилка-это интересно, из сшитого полиэтилена? можно попробовать. только в чем тогда разница, семь кабелей рядом или 3 кабеля? непонятно???

Одножилки вяжем по 3 в треугольник... Разные фазы... Единой строительной длиной, без соединительных муфт... По монтажу скажу что тянуть одножилку легче...

Я надеюсь Вы не медь планируете класть... А то иногда встречал такие проекты, сажающие заказчика на бешенное бабло...

Понятно. Спасибо!

Тащить КЛ 0,4 кВ на километр - это нонсенс.
Пройдут ли по запуску АД?
Выполнима ли защита такой КЛ?
И учтите, что все потери в этой КЛ лягут на потребителя.
Рассмотрите прокладку КЛ 6-10 кВ и установку двух КТП 6-10/0.4 кВ с учетом выше названного.

Да не, не нонсенс... Встречаются такие объекты... Частенько такие вопросы проектировщик не решает, ему выдают ТУ... Тут мощность сильно влияет, поэтому кабели жирные получаются...
Это верно... Свою техническую грамотность надо показывать... Поговорить с заказчиком, запросить новые ТУ... Если возможно... Тут еще вопросы по учету появляются, если по ВН учет делать - опять деньги, на тариф зато другой... ХЗ что в новых ТУ попросят, может установить ячейки 10 кВ по 500 тыс...
Чисто теоретически - есть метод обратной трансформации... берем 0,4, подаем на транс, десятку тянем, у потребителя опять транс... Однако не разу не встречал такого... Сейчас кабельная продукция серьезно подорожала... Надо выразить варианты в цифрах, тогда и сравнивать...

а на счет КТП уже поставлен ранее вопрос. но ответа пока нет от заказчика, по-этому прорабатываем данный вариант, что бы сроки не затягивать.
И спасибо за ответы!

1 км - экспертиза отфутболит, если не приведете нормальное обоснование ))).
Мне предлагали 800м проложить, созванивался с экспертами, они сразу сказали - нужна новая ТП.

Сергей 123

Т.е. вот так вот прямо, как услышали 800 м, так сразу и сказали "новая ТП"
А на каком таком основании? Технико-экономическое сравнение спрашивали?

Тянется и 800 м и 1 км. Был случай и почти 1,5 км тянули. До 1 км тянется и КЛ и ВЛ. Если мощность конечно не запредельная.
Если по потерям и токам к.з. проходит в чем проблема то.

saturn-antonio
В случае с 200 кВт и 970 м действительно лучше ставить ТП.
Однако если в точке подключения трансформатор достаточно большой мощности можно и КЛ протянуть.
В вашем случае - медные 5х240 по каждому вводу проходят и по потерям и по к.з. На грани фола конечно  

PS А 4х185 это как вы считали. Что то слишком оптимистично.

У меня по ТКЗ (с учетом распр. и груп. сетей торг. центра) в наружке проходили: медь 2(4х240) или алюм 3(4х240).
Дешевле ТП, врезка в КЛ 10 кВ на расстоянии 60-80м от места привязки ТП.
Наружку по этому объекту, все равно не мы делали ))).

Я к тому, что не может быть ограничений только на основании длины...

Делать можно и так  и так. Тянули и 3 и 4 на 240. Да монтажники были ворчали (мягко говоря).
В ряде случаев нужно проводить технико-экономическое сравнение - стоимость КЛ-0,4 кВ или КЛ-6/10 кВ и установка ТП. Зависит от точки адм. и баланс. ответственности, нужно учитывать стоимость обслуживания ТП. А КЛ-0,4 положил один раз и плати за потери )) и т.д.

В данном случае 5х(4х240) для 200 кВт конечно на грани фола, но нужно посчитать затраты, пообщаться с сетями.

saturn-antonio

А что касается вопроса по поводу 100 мм.
Кто мешает предусмотреть трубный блок соединенный кластерами т.е. положить в два ряда

Спасибо! принял к сведению.

У DКС это называется пакетная укладка. У них в каталогах есть масса предложений, чертежей, коэффициентов (кстати не забудьте, что при прокладке 4-х жильного кабеля в земле, появляются коэффициенты по длительному допустимому току 0,93 + коэффициент при совместной прокладке в + еще в грунтах разных). Ими же разработан типовой проект (А11-2011).

Огромное спасибо!

Медные кабели очень дорого... Только алюминий... Раза в три-четыре дешевле...
Мне кажется по потерям вы не правильно посчитали... слишком жестко...
Вот интересно... Если мне такие ТУ выдали...
Ага... только не забудьте заказчику сказать сколько это дополнительных денег за собой потянет... Трубы, муфты, работа...
Не надо применять трубы, если этого не требуют правила...

Razryad
"Мне кажется по потерям вы не правильно посчитали... слишком жестко..." - да еще и не досчитал. Потери по наружке на грани. Т.е. по внутрянке сложно будет обеспечит требуемые потери до конечника.
"Медные кабели очень дорого... Только алюминий..." - интересное обоснование
"Ага... только не забудьте заказчику сказать сколько это дополнительных денег за собой потянет... Трубы, муфты, работа...
Не надо применять трубы, если этого не требуют правила..." - опять.

Вот интересное у вас обоснование: если это дороже, то делать этого не надо. Вопрос стоимости, это второй вопрос выбора экономически выгодного варианта

Не надо применять трубы, если этого не требуют правила... - и как вы собрались в 2 ряда проложить (с учетом требований ПУЭ)?

нужно выполнить технико-экономическое сравнение вариантов:
1-ый вариант - две КЛ-0,4 + стоимость эл.энергии при потерях в кабеле за 5 лет (рентабельность считается до 5 лет)
2-ой вариант - две КЛ-10 + двухтрансформаторная ТП (2х160 кВА) + две КЛ-0,4 (если ТП не передается на баланс Сетей и остается у заказчика, то надо добавить затраты на обучение персонала для допуска на 10 кВ и текущее обслуживание ТП за 5 лет)

на вскидку 1 вариант дешевле и проще.  конечно зависит от ситуации, но в основном, сети 10 кВ строятся когда сети 0,4 уже ну никак не вытягивают по техническим параметрам

а какой первый?

подумал, есть еще вариант:
3-й вариант - две КЛ-10 + встроенная двухтрансформаторная ТП

техническое(-ие) решение(-ия)

согласен,
но для вар.1 и вар.2 технические решения в обоих случаях реализуемы и не противоречат нормам,  поэтому сразу перешли к экономической стороне вопроса.

На вскидку: два фидера по 5 кабелей в фидере, общая длина 10 км.... цена ВВГ 4*240 около 4тыс руб, итого на кабель 40 млн, добавим 10 км труб по 150 руб, еще 1, 5 млн... Добавим работу... Ну 45 лямов по вашему варианту точно выйдет... Думаю к заказчику лучше не подходить, кинет чем нибудь в голову... Запомните - вопрос стоимости для заказчика первоочередной, он всегда готов ужаться и даже чем то рискнуть, чтоб подешевле было...
Уж лучше тогда за эти деньги два газогенератора поставить и газгольдеры закопать, если газа рядом нет...

Razryad

Не залезайте вы в чужой карман.
Не будем гадать, что сколько может стоить, и что скажет заказчик - мы же не гадалки.
Для подсчета стоимости есть сметный отдел.

И вообще автор вопроса saturn-antonio задал вполне конкретный вопрос, о технической возможности прокладки рядом нескольких фидеров, с возможностью отступления от требований, а не о стоимости прокладки.

И я не настаиваю на этом варианте. Я отвечаю на вопрос - есть ли техническая возможность, так вот она есть.
А что касается стоимости. Посмотрите выше - я сразу написал о необходимости технико-экономического сравнения.
Не надо углубляться в дебри. Может у автора нет возможности сделать по другому - откуда вы знаете.
Захотел бы спросил.

Расчет по длительно-допустимому току мы проходим по-любому, а вот по потери напряжения я считал по Карпову (dU=(P*L)/(10*53*U^2*S*n)) где P-мощность, L-длина, 53 - коэф. материала (медь), U- напряжение (0,38 кВ), S- сечение, n-кол-во кабелей (4). Итого : 200*970/(10*53*0,38^2*185*4)=3,4 %.

А вот токи КЗ у меня очень маленькие... Считал по Шеховцову -  I(1)=U/(Zп+Zтр(1)/3), где U-фазное напряжение, Zп-полное сопротивление фазы-нуль, Zтр(1)-полное сопротивление трансформатора трансформатора однофазному КЗ. I(3)=U/1.732*Z, где U-линейное напряжение, Z-полное сопротивление до точки КЗ.
трехфазное КЗ порядка 100 А, однофазное 70 А. Вводные автоматы стоят на 400 А. получается, что защитить КЛ от КЗ не получается.....
Или я посчитал КЗ не правильно. Кз всегда считал по данному справочнику, нареканий не было.

Однозначно не правильно... Гдето 2,7 кА трехфазное и 1,5 кА однофазное... Транс брал 1000... однофазное даже может побольше, потому что я не учитывал что нули двух фидеров соединены в параллель... Расчет примерный, я не на работе... Сделайте себе програмки расчета потерь и КЗ в экселе, либо образец в инете найдите, разберитесь, и переделайте под себя...

В такую ситуацию я не раз попадал... По разному делали... На мой взгляд самый лучший вариант - семь однофазных алюминиевых сечением 400 в каждом фидере...  И заказчику деньги сэкономите, и монтажники спасибо скажут: метраж большой, тянуть легко, относительно без напрягов нормальные деньги заработают...

Совершенно верно - однозначно не правильно
1. Потери:
Вы не учли индуктивное сопротивление кабелей.
Если вы еще раз повнимательней почитаете справочник Карпова (Карпова, Козлова), то увидете, что эта формула для упрощенного подсчета потерь напряжения без учета индуктивного сопротивления.
Так вот. Это не ваш случай. У вас индуктивное сопротивление не просто нужно учитывать, а оно становится решающим.
И косинус у вас не 1 же.
Потери 4х185 около 6%
2. КЗ

Вы ошиблись ну где то на порядок. Razryad ближе к истине.
Если брать транс 1000 кВА, 4х(4х185) медь (судя по вашим решениям). У меня получилось 2,8 кА 3-х фазное и 2 кА 1-фазное (если быть точным Iкз(3)=2880 А в максимальном режиме, и Iкз(1)=2150 А в минимальном режиме), это без учета сопротивления энергосистемы и сопротивления дуги.

200 кВт... 4 кабеля медных 4*185... по 50 кВт на кабель... В прилагаемом расчет...

Я тут вот о чем подумал, ведь НОРМАЛЬНЫЙ режим работы - это примерно 100 кВт по одному фидеру, при этом потери напряжения должны укладываться в НОРМАЛЬНЫЕ допустимые отклонения... Режим работы на одном фидере - АВАРИЙНЫЙ, при этом потери напряжения должны укладываться в АВАРИЙНЫЕ (МАКСИМАЛЬНО-ДОПУСТИМЫЕ отклонения)... Или это нельзя применять к линиям электроснабжения??? Что думаете

п. 7.23 СП31-110 не отменен.
Есть табл. G52.1 (справочное) ГОСТ Р 50571.5.52-2011.
Делаю по старинке - 4% в здании и 3,5% на наружку, больше 7,5% сетевики не дают.

Ну это уже автору виднее, как у него организовано электроснабжение.
Есть СП 31-110-2003, п.7.23 В последнем абзаце ничего не сказано про аварийный или послеаварийный режим.
Есть ГОСТ Р 50571.5.52-2011 п.525

Razryad, а вы можете сейчас сказать, сколько времени может продлиться аварийный режим - по одному вводу например?

Делаю по старинке - 4% в здании и 3,5% на наружку, больше 7,5% сетевики не дают. - угу
или
принимается 5%+2,5% на наружку

До нахождения места повреждения и устранения причины.

т.е. сколько угодно и 5 мин. и час и сутки и год

ЗЫ Аврарийный режим - питание по одному вводу может стать нормальным по независящим от потребителя или даже энергоснабжающей организации причинам. Нет никаких регламентов. Нет ограничений

Раньше был ГОСТ Р 50571.15 п. 525 (отменен), сидел как то пересчитывал ))).

У нас не более 2-х недель на сети 10 кВ.

Сергей 123
Раньше был ГОСТ Р 50571.15 п. 525 (отменен)

Вы что то путаете.
ГОСТ Р 50571.5.52-2011 введен взамен ГОСТ Р 50571.15-97, дата введения 01.01.2013
п. 525 в нем присутствует как и раньше, только переписан и отсылает к таблице  G52.1

У них там почти все также, только коэффициенты с потолка. Грубо, но более менее прикинуть можно.

Серьезные ребята... Нормативами бьете... Ну попробуем схитрить...
Однажды пришел заказчик и попросил сделать электроснабжение кафе, 0,4 кВ, 7 кВт, 2,5 км трасса... Выход был найден следующий... Проложили Алюминий 4*25, в кафе поставили три однофазных стабилизатора напряжения по 10 кВт... Все прекрасно работает... С КЗ конечно жесть, привлекали релейщиков, они там чтото колдовали, я не очень в курсе, давали задание сделать отключение  на 40 А...
Попробуем применить данный вариант к нашей задачке...
Во первых победим косинус - установим в конце трассы АКУ и будем в расчетах считать что косинус 1...
Выберем кабели для фидера - пусть 2 шт алюминий 4*185... Это гдето 11 % потерь...
можно даже 2 шт алюминий 4*150... Это гдето 14 % потерь
В конце линии установим стабилизаторы напряжения мощностью 250 кВт, дорого но что делать, зато на КЛ экономим, при такой длине и мощности каждый процент потерь приходится компенсировать огромными затратами на кабельную продукцию...
Безусловно в этом варианте будут потери мощности: в линии, в стабилизаторе...
Но зато соблюдаем все нормы... По КЗ можно подобрать автоматы...
Случай этой трассы "крайний", поэтому и варианты решения можно применять неординарные...

Мазохисты...
А завтра потребуется еще 59 кВА мощности и что делать будем?

Если рассматривать перспективное развитие этого объекта, то тянуть к нему надо только 10 кВ...

Вы что, совсем решили тупизной заняться? Где вы увидели в вопросе автора КЛ-6(10)кВ [сиcтема IT]? Совсем другие технические решения!
Там четко написано, что КЛ-0,4кВ соответствующей категории, т.е. система TN-C как минимум! Система д.б. 4-х проводная!
Сечение выбор: 1.По потере напряжения; 2.По току КЗ (учитывая время срабатывания - не более 5сек); 3.По термической и динамической стойкости;
4.По экономическим соображениям (материал проводника). Может следует выбрать другое тех. решение - например по несущим конструкциям не в земле - в коробе, на полках, (если это пром. объект) и пр.

Не путайте людей! Если вы говорите о конструкции РУ-0,4кВ в БКТП, то там может быть перемычка - "жесткая" ошиновка трансформатор-ВРУ-0,4кВ или гибкая - кабели!
А здесь внешняя сеть электроснабжения!

Решения по прокладке взаиморезервируемых кабельных линий в земле выполняются согласно: Технического циркуляра Ассоциации «Росэлектромонтаж» №17/2007 от 13.09.2007 «О прокладке взаиморезервирующих кабелей в траншеях».

Но вполне канает с названным в теме ГОСТ Р 50571.5.52-2011. Кабели одного фидера хоть впритирку укладываются, только коэффициент к допустимому току выбираем.

В обязательном порядке только членами Ассоциации.

Сергей, в заголовке таблицы "Падение напряжения в установках потребителей", стало быть в ЭУ потребителя.
А далее "Падение напряжения между источником питания и любой точкой нагрузки..", стало быть меж ТП и последней лампочкой.
Тут у меня непонятки.

проект стадия П. Будет проходить экспертизу.
Зачем искать лишних поводов для замечаний экспертизы... За 12 лет проектирования я не видел ни одного проекта, где бы кабели были уложены впритирку... Кроме того, должна сложиться ситуация, что стесненность такая, что через 100 мм их уложить нельзя, а вплотную уже проходим по габаритам... Такое стечение обстоятельств бывает очень редко...
 

Вы это можете объяснять господину Третьяку (эксперт по электрике в ФАУ ГГЭ) и до и после  получения "отрицаловок" по разделам ИОС1 проекта. Это принято уже везде в том числе негосударственных экспертизах при проверках проектов жилых домов. Там все написано исходя из опыта эксплуатации и оценке аварийных ситуаций. Поверьте на слово бывшему начальнику службы ЭСТОП (электроснбжение в аэропортах) на ныне ГИПа в проектной фирме (спициализация: линейные и спец. объекты).

12 лет назад этого ГОСТ не существовало. Со временем нормативы изменяются.
При этом я совсем не рекомендую делать впритык без повода. Но в отдельно взятых обстоятельствах это вполне законно со ссылкой на ГОСТ ( как понимаю, этот документ весомее прочих).
К тому ж это кабели одного фидера.

Со своим экспертом общайтесь сами. Мне хватает своих (иногда пеньков).
Ваши регалии никоим образом не подтверждают распространение действия ведомственного документа (кстати №16) на всю РФ. На него даже нет "одобрямс" от фед.службы надзора.
Да, бывает тоже "гнусь", но когда позволяет время обязательно спорю.

Олег по табл. G52.1 (справочное) ГОСТ Р 50571.5.52-2011 с экспертами еще не общался.

"Справочное"- тоже любопытный момент. Обычно справочные данные получают из некого источника, а тут не указано, откуда цифры.
Мне не понятно зачем в принципе нужно выдерживать падение. Главное ведь обеспечить качество ЭЭ, в частности отклонение напряжения от номинала.

В теме назывались разные %..все верно..
Хочу спросить, как обеспечить отклонение от номинала не более 10% (в авар.реж.) и 5% (в норм.) если ГОСТ Р 54149-2010 сказано следующее:
".. положительные и отрицательные отклонения напряжения в точке  передачи электрической энергии не должны превышать  10 %   номинального (или согласно договорным условиям)  значения  напряжения в течение 100 % времени интервала в одну неделю".

Вот проектируете вы например здание. Точка передачи - кабельные наконечники.

Неделю будете жить так - 198/342. Неделю получше...

Для светильников правда в СП 31-110-2003 «С учетом регламентированных отклонений от номинального значения суммарные потери напряжения от шин 0,4 кВ ТП до наиболее удаленной лампы общего освещения в жилых и общественных зданиях не должны как правило, превышать 7,5%.»
А вот для электроприемников - неделю крутитесь как хотите

Сегодня шутку юмора не воспринимаю (обидела ЭСО - для интерната подай ей двухнаправленный счетчик, блин ). Как дальше жить при таких раскладах по отклонениям...
А светильник типа не ЭП ?

светильник ЭП, но и СП 31-110-2003 и ГОСТ Р 50571.5.52-201 табл. G52.1 их различают по потерям

Я давно подозреваю, что ГОСТы пишут на кухне энергетики-сетивики с юристами за чашечкой чая
Иначе как объяснить столь скользко выраженные требования

ЭП разделены на "светильники" и "остальные ЭП"... Ну захотелось им так разделить...

Различают, тока цифры уже другие. И совсем не вижу разницы меж лампочкой и прочими ЭП в свете  ГОСТ Р 54149-2010. При допущении 10% уже в точке передачи ума не приложу как обеспечить циферки из СП и G52.1

⚠️РНТЦ: «Ценообразование в строительстве. Учитываем на практике нормы законодательства».
Темы видеосеминара: ЗП в сметах, стоимость пусконаладки, транспортные расходы, разработка индивидуальных нормативов расхода, проекты для многократного применения в строительстве .