Розвиток і вдосконалення льотної промисловості України

При застосуванні на компресорній станції СД визначення структури складу та потужності двох окремих складових компенсуючого пристрою підприємства (Q_н.к і Q_в.к) виконано в послідовності, як це записано в формулі (3.29).

Визначення потужності конденсаторних установок з номінальною напругою конденсаторів до 1 кВ

Потужність цих КУ визначається при розрахунках систем внутрішнього електропостачання. Максимальна реактивна потужність, яку доцільно передавати через трансформатор 10/0,4 кВ у мережу напругою до 1 кВ для забезпечення бажаного коефіцієнта його завантаження , становить

, квар, (3.30)

де N - кількість трансформаторів ТП, шт.;

S_ном. - повна номінальна потужність трансформатора ТП, кВА;

Р_р.3 - розрахункова активна потужність навантаження на III рівні електропостачання (розрахункова активна потужність об'єкта Р_р.о з таблиці 3.3), кВт.

Якщо під коренем величина зі знаком "мінус", то приймають Q_Т = 0.

Потужність КУ із конденсаторами номінальною напругою до 1 кВ визначено як:

Q_н.к = Q_р.т - Q_т, (3.31)

де Q_р.т. - розрахункова реактивна потужність на III рівні електропостачання, яка дорівнює розрахунковій реактивній потужності об'єкта Q_р.о з таблиці 3.3, квар.

, квар;

, квар.

Розрахунки для вибору номінальної потужності конденсаторів номінальною напругою 0,4 кВ для цехових ПС наведені в таблиці 3.7.

Таблиця 3.7 - Визначення потужності комплектних конденсаторних установок

№ об'єкта	Qт, квар	Qн.к, квар	Тип і номінал	Потужність, квар	Кількість ККУ
1	815	719	УКРП 0,4-360-40У3	360	2
2	434	607	УКРП 0,4-300-20У3	300	2
3	0	744	УКРП 0,4-375-25У3	375	2
4	281	740	УКРП 0,4-375-25У3	375	2
5	707	34	УКРП 0,4-25-5У3	25	2
6	905	442	УКРП 0,4-475-40У3	475	1
7	148	201	УКРП 0,4-100-10У3	100	2

Визначення потужності конденсаторних установок з номінальною напругою конденсаторів 10,5 кВ

Потужність цих КУ визначено при розрахунках систем електропостачання за формулою:

Q_в.к = У Q_к.н - У Q_н.к.ст, (3.32)

де У Q_н.к.ст - сумарна потужність встановлених низьковольтних ККУ.

, квар

Для застосування приймається найближча стандартна величина потужності ККУ Q_н.к.ст що вибрана зі спеціальної технічної літератури. Кількість ККУ повинна бути парною. Обираємо УКЛ -10,5-450У3.

3.6 Розробка схеми електропостачання авіаційного заводу

Схема електропостачання показує зв'язок між ДЖ та споживачами електроенергії авіаційного заводу.

Питання живлення електроенергією аеропортів вирішуються проектними організаціями разом з енергосистемою, залежно від необхідної споживаної електроенергії, особливостей технології авіаційного заводу, перспектив розвитку електропостачання даного району та інших факторів.

Крім того, схема живлення авіаційного заводу також залежить від відстані до ДЖ, загальної схеми електропостачання даного району, величини необхідної потужності з урахуванням її зростання, територіального розміщення навантажень, необхідного ступеня надійності електропостачання, наявності в авіаційного заводу власного ДЖ -теплоелектроцентралі (ТЕЦ).

Радіальні схеми розподільних мереж напругою 6-10 кВ

Радіальні схеми - це такі схеми, в яких електроенергія від ДЖ (ГПП, ПГВ, ЦРП, РП) передається до цехових ТП або до окремих ЛЕП напругою понад 1 кВ окремою лінією без відгалуження для живлення інших споживачів.

Радіальні схеми слід застосовувати при навантаженнях, розташованих у різних напрямках від ДЖ. Найбільш поширеними є одно- та двоступеневі схеми.

Одноступеневі радіальні схеми краще застосовувати на невеликих аеродромах і на великих аеродромах для живлення потужних зосереджених навантажень (компресорні та насосні станції, Авто ТЕЧ, Авіо ТЕЧ та ін.).

Перевагою радіальних схем є висока надійність електропостачання. Так, вихід із ладу однієї лінії не впливає на роботу споживачів, що живляться від інших ліній.

Основним недоліком радіального живлення однотрансформаторних ПС є втрата живлення всіма ЕП у разі відсутності резервування, наприклад, при КЗ в живильній лінії ТП1 чи в самому трансформаторі ТП1. Тому радіальне живлення аеродромних однотрансформаторних ПС залежно від конкретних вимог (категорії всіх ЕП, необхідного відсотка резервування, розташування ПС, схем та виконання аеродромних мереж та ін.) потребує резервування, яке здійснюється за такими схемами [11] з:

- резервною перемичкою на боці ВН між сусідніми ТП;

- резервною магістраллю ВН;

- резервним радіусом ВН;

- резервною кабельною перемичкою на боці НН між сусідніми ТП;

- резервною шинною перемичкою між кінцями двох магістралей НН одного об'єкта в разі застосування схеми БТМ.

Живлення ТП, що взаємно резервуються, слід здійснювати від різних секцій ГПП, ПГВ, ЦРП, РП.

Радіальне живлення аеродромних двотрансформаторних ПС необхідно здійснювати від різних секцій РП, як правило, окремими лініями для кожного трансформатора. Кожна лінія і трансформатор мають бути розраховані на покриття усіх навантажень 1-ї та основних навантажень 2-ї категорій даної ПС у післяаварійному режимі.

Двоступеневі радіальні схеми застосовують на великих і середніх аеродромах з цехами (групами об'єктів авіаційного заводу), які розташовані на великій території. Живлення розташованих поруч одно та двотрансформаторних ПС без шин ВН та ЕП з напругою понад 1 кВ здійснюється від проміжних РП, що живляться від ГПП радіальними лініями першого ступеня. При цьому всі комутаційні та захисні апарати розміщуються на РП. На аеродромних ТП передбачається глухе приєднання трансформаторів до радіальних ліній другого ступеня. Це дуже спрощує конструкцію та зменшує габарити ТП, що має велике значення при застосуванні внутрішньоцехових ТП.

Питання про спорудження РП розглядають при кількості радіальних ліній, що перевищує вісім. Сумарна потужність секцій РП повинна забезпечувати повне використання пропускної здатності головних вимикачів і ліній, які живлять ці секції.

При використанні радіальних схем здійснюється глибоке секціонування всієї СЕП - від основних ДЖ (ГПП) і до шин напругою до 1кВ, а іноді навіть цеховими СРШ. За допомогою секційних апаратів може здійснюватися АВР для живлення в післяаварійному режимі роботи СЕП.

У другому випадку, здійснюється радіальне живлення цехових двотрансформаторних підстанцій від різних секцій РП окремими лініями для кожного трансформатора. Крім того, радіальне живлення цехових ТП є доцільним від шин ГПП при навантаженнях, розташованих у різних напрямках від неї.

3.7 Розрахунок струмів трифазного короткого замикання на шинах низької напруги головної понижувальної підстанції

Розрахунку струмів КЗ передує аналіз схеми електричної мережі та визначення найбільш складних, але ймовірних розрахункових умов, у яких може бути той чи інший її елемент. Ці умови повинні відображатися в розрахунковій схемі, яка являє собою однолінійну схему електричної мережі з ЕА та провідниками, що підлягають вибору і перевірці за умовами КЗ [3, 5, 6].

Режим СЕП, при якому струм КЗ в елементі, що вибирається або перевіряється, буде найбільшим, досягається за умов, коли в мережі між джерелами і точкою КЗ ввімкнена найменша кількість послідовних елементів і найбільша кількість - паралельних.

У схемі електропостачання авіаційного заводу в нормальному режимі передбачена роздільна робота трансформаторів ГПП на збірні шини 6 або 10 кВ (секційний вимикач вимкнений). У разі наявності РП його секційний вимикач також вимкнений.

У розрахунковій схемі максимального режиму (рис. 3.2) один із трансформаторів вимкнений, а секційний вимикач увімкнений. Цей режим можливий у таких випадках: один із трансформаторів знаходиться в планово-попереджувальному ремонті або післяаварійному режимі. Крім того, усі робочі ЕД перебувають в роботі, а трансформатори ГПП працюють з максимальною добавкою напруги.

Алгоритм розрахунку струмів трифазного короткого замикання на шинах низької напруги головної понижувальної підстанції для максимального режиму

Розрахунок виконано в іменованих одиницях. У розрахункових формулах прийнято такі розмірності величин: повна потужність -МВА, активна потужність - МВт, напруга - кВ, струм - кА, опір - Ом.



Рисунок 3.1 - Розрахункова схема для максимального режиму

1 етап. Розрахунок параметрів елементів схеми заміщення:

1) Визначається величина номінальної напруги обмотки ВН трансформатора в максимальному режимі при роботі на крайньому відгалуженні регульованої обмотки "-РО"

, кВ (3.33)

де - відносна максимальна величина діапазону РПН в один із боків від середнього відгалуження регульованої обмотки.

2) З урахуванням того що за основний ступінь прийнятий ступінь 2, коефіцієнт трансформації трансформатора ГПП у максимальному режимі визначається як:

. (3.34)

3) ЕРС та опір системи визначаються за формулами:

, кВ(3.35)

,Ом (3.36)

4) Індуктивний опір трансформатора розраховується так:

, Ом (3.37)

5) Параметри кабелю для схеми заміщення визначаються за формулами

, Ом (3.38)

, Ом (3.39)

6) При розрахунках струмів КЗ для максимального режиму вважають, що в попередньому до КЗ режимі СД працюють з номінальною напругою, номінальним струмом і номінальним коефіцієнтом потужності. Ці параметри подаються v відносних одиницях , , cosц₀ =cosц_ном

ЕРС СД для попереднього номінального режиму їх роботи та опір розраховуються так:

, (3.40)

, кВ; (3.41)

, Ом. (3.42)

7) Параметри узагальненого навантаження розраховуються за формулами:

, кВ, (3.43)

, Ом, (3.44)

де - середня номінальна напруга ступеня.

Усі розрахункові значення ЕРС та опорів наносяться на схему заміщення.

2 етап. Перетворення схеми заміщення до елементарного вигляду відносно точки короткого замикання К1.

Параметри для перетвореної схеми визначено як:

, Ом, (3.45)

,Ом. (3.46)

3 етап. Визначення діючого значення періодичної складової струму трифазного КЗ у початковий момент (початкового надперехідного струму) у точці К1.

Для визначення цього струму на шинах ГПП 10 кВ знайдено його складові від системи, високовольтних двигунів СД і узагальненого навантаження за формулою:

, кА. (3.47)

4 етап. Визначення ударного струму в точці К.

Для визначення ударного струму необхідно також знайти його складові від системи, високовольтних ЕД і узагальненого навантаження, для чого визначаються ударні коефіцієнти від системи, ЕД і узагальненого навантаження. У приблизних розрахунках прийнято ударний коефіцієнт: на шинах 10 кВ ГПП К_С = 1,8 - 1,85 при потужності трансформаторів 16 МВА та менше; для СД ударний коефіцієнт К_уСД = 1,8; для узагальненого навантаження ударний коефіцієнт К_НВ = 1,0.

Ударний струм у точці К визначено так:

, кА. (3.48)

Вихідні дані системи:

- напруга в максимальному режимі U_с.макс = 30,5 кВ;

- величина початкового струму трифазного КЗ від системи на боці ВН трансформатора ГПП у максимальному режимі кА;

Вихідні дані трансформаторів ГПП:

- два трансформатори ТМН-4000/110;

- номінальна потужність трансформаторів S_{ном т} = 4 МВА;

- номінальна напруга регульованої обмотки ВН на середньому відгалуженні U_ном.ВН =115кВ;

- номінальна напруга обмотки НН U_ном.НН = 6,6 кВ;

- діапазон РПН ДU_рпн= ±16 %;

- напруга КЗ для крайнього відгалуження "-РО" =10,58 %.

Вихідні дані кабелів, що відходять від шин ГПП :

- середній індуктивний питомий опір x₀ = 0,08 Ом/км;

- довжина кабелю ? = 0,295 км.

Вихідні дані високовольтних СД:

- тип СДНЗ-2-18-49-16;

- номінальна напруга U_{ном CД} = 10 кВ;

- кількість двигунів N = 4 шт.;

- номінальна активна потужність Р_{ном СД} =1250 кВт;

- номінальний ККД ?_ном =0,94 в.о;

- номінальний коефіцієнт потужності cosц_{вном СД} =0,9;

- подовжній над перехідний індуктивний опір при номінальних умовах роботи машини = 0,197 в.о.;

Вихідні дані навантаження:

- повне узагальнене навантаження =8,1 МВА (без навантаження високовольтних ЕД);

- надперехідна електрорушійна сила (ЕРС-навантаження у відносних одиницях) = 0,85 в.о.;

- надперехідний індуктивний опір навантаження у відносних одиницях = 0,35.

ЕРС та опір навантаження приведені до потужності навантаження і до середньої номінальної напруги ступеня, на якому воно приєднано.

Розв'язання. Схему заміщення для максимального режиму, наведено на рисунку 3.3.

1 етап Розрахунок параметрів елементів схема заміщення.

1) За формулою (3.33) визначена величина номінальної напруги обмотки ВН трансформатора в максимальному режимі при роботі на крайньому відгалуженні регульованої обмотки "-РО":

кВ.

Рисунок 3.3 - Схема заміщення для максимального режиму

2) За формулою (3.34) коефіцієнт трансформації трансформатора ГПП у максимальному режимі визначено як

.

3) За формулами (3.35) та (3.36) ЕРС та опір системи визначено як:

кВ;

Ом.

4) За формулою (3.37) індуктивний опір трансформатора:

Ом.

5) Параметри кабелю для схеми заміщення (рисунок 3.2) визначено за формулами (3.38) та (3.39)

Ом;

Ом.

6) За формулами (3.40), (3.41) та (3.42) ЕРС СД для попереднього номінального режиму їх роботи та опір розраховано як:

кВ;

кВ;

Ом.

7) Параметри узагальненого навантаження розраховано за формулами (3.43) та (3.44) як:

кВ

Ом

Усі розрахункові значення ЕРС та опорів нанесено на схему заміщення (рис. 3.4).

2 етап. Перетворення схеми заміщення до елементарного вигляду відносно точки короткого замикання К.

На рис. 3.4 наведено перетворену схему заміщення відповідно до вихідної схеми заміщення (рис. 3.3).

Параметри для перетвореної схеми заміщення (рис. 3.4) визначено за формулами (3.45) та (3.46):

, Ом;

, Ом.



Рисунок 3.4 - Перетворена схема заміщення

3 етап. Визначення діючого значення періодичної складової струму трифазного КЗ у початковий момент (початкового надперехідного струму) у точці К.

Для визначення цього струму на шинах ГПП 10 кВ знайдено його складові від системи, високовольтних СД і узагальненого навантаження за формулою (3.47) як:

кА,

4 етап. Визначення ударного струму в точці К.

Прийнято ударний коефіцієнт на шинах 10 кВ ГПП К_ус =1,8. Для СД - ударний коефіцієнт ; для узагальненого навантаження - ударний коефіцієнт К _{у н.в} -1,0.

Ударний струм у точці К визначено за формулою (3.48) як:

кА,

3.8 Вибір перерізу провідників в електричній мережі напругою 10 кВ

Економічно вигідний переріз провідників визначають за формулою:

, (3.49)

де - струм нормального режиму, А;

- нормоване значення економічно вигідної щільності струму, А/мм², яку вибрано з таблиці 1.3.36 ПУЕ.

Розрахунковий економічно вигідний переріз S_ек який визначено за формулою (3.49), округлюється до найближчого більшого або меншого стандартного перерізу S_ст , мм².

Номінальний первинний струм трансформатора визначено як:

,А, (3.50)

де - номінальна потужність трансформатора, кВА;

- номінальна первинна напруга трансформатора, кВ.

При виборі перерізу кабелю, що живить високовольтний ЕД, визначено номінальний струм ЕД за формулою:

, A, (3.51)

де - номінальна активна потужність ЕД, кВт;

U - номінальна напруга електричної мережі, кВ;"

соsц_ном - номінальний коефіцієнт потужності ЕД, в.о;

?_ном - номінальний ККД ЕД, в.о.

При виборі перерізу кабелю, що живить високовольтні КУ

,А, (3.52)

де - - номінальна реактивна потужність КУ, квар.

Перевірка перерізу провідників за максимальним режимом

Режим максимального навантаження провідників може призвести не тільки до їх перегрівання з порушенням ізоляції, але й до розплавлення жил. Тому переріз провідника, вибраний за економічною щільністю струму, перевіряють на нагрівання за величиною струму його максимального навантаження.

Для цього допустимий для даного провідника струм з урахуванням відхилення параметрів навколишнього середовища від стандартних умов I_доп та коефіцієнтів допустимого перевантаження К_пер (наведені в таблицях 1.3.1 та 1.3.2 ПУЕ) порівнюють зі струмом його форсованого режиму (І_ф з урахуванням коефіцієнта резервування К_рез):

, А. (3.53)

Приймаємо коефіцієнт допустимого перевантаження К_пер = 1.

При визначенні допустимого тривалого струму для кабелів необхідно враховувати відхилення параметрів навколишнього середовища від стандартних умов (якщо вони мають довготривалий характер) за допомогою поправкових коефіцієнтів К_пр та К_сер:

, А, (3.54)

де Кпр - поправковий коефіцієнт на кількість кабелів, що лежать поруч у землі (таблиця 1.3.26 ПУЕ);

Ксер - поправковий коефіцієнт на температуру навколишнього середовища, якщо вона відрізняється від стандартної (таблиця 1.3.3 ПУЕ);

I_доп - допустимий тривалий струм провідника стандартного перерізу для стандартних умов (для однієї окремої лінії; стандартних температур для землі та води +15 °С і +25 °С для повітря) залежно від матеріалу жил, їхньої ізоляції та способу прокладання, А (таблиці ПУЕ).

Поправковий коефіцієнт на температуру навколишнього середовища можна також обчислити за формулою:

, (3.55)

де Т_ж.н і Т_сер.н - відповідно нормована тривало допустима температура жили та нормована температура середовища;

Т_сер. - фактична температура середовища.

Для кабелів з паперовою просоченою маслоканіфольною та нестікаючою масами ізоляцією (ААБ, АСБ, ААШв та ін.) нормована тривало допустима температура жили Т_ж.н = +65 °С (при напрузі 10 кВ) .

На аеродромі кабелі прокладені в землі (траншеях).

Прокладку в траншеях (від одного до шести кабелів) застосовують на не асфальтованих територіях у випадку малої ймовірності пошкодження кабелів землерийними механізмами, зсувом ґрунту, корозією.

Перевагами траншейної прокладки вважають малу вартість ліній, хороші умови охолодження кабелю, малу ймовірність поширення аварії одного кабелю на сусідні паралельні кабелі.

Для кабелів, прокладених у землі, нормована температура середовища Т_сер.н = +15 °С, а на повітрі - Т_сер.н = +25 °С.

Для ЕД та КУ приймається К_рез = 1,0 (I_ф= I_норм ).

Якщо умова за формулою (3.55) не виконується, то необхідно прийняти нове значення найближчого більшого стандартного перерізу кабелю, щоб вона виконувалась.

Перевірка перерізу провідників на термічну стійкість

При напрузі понад 1 кВ перевірці на термічну стійкість при КЗ підлягають усі провідники, крім тих, що захищаються високовольтними запобіжниками.

Критерієм термічної стійкості провідників є кінцева температура їх нагрівання при проходженні по них струму КЗ, яка не повинна перевищувати короткотривалої допустимої нормованої температури.

Для спрощення розрахунків термічна здатність може бути оцінена найменшим перерізом провідника (мм²), термостійким до струмів КЗ

, мм², (3.56)

де В_к - тепловий імпульс струму КЗ, А²с;

І_к = І_п.о - початкове значення періодичної складової струму трифазного КЗ, А;

t - дійсний час вимикання КЗ, с;

С - температурний коефіцієнт, який враховує обмеження допустимої температури провідника (наводиться в довідкових таблицях), Ас^1/2 /мм².

Величина дійсного часу вимикання КЗ визначається так:

, с, (3.57)

де - час дії основного РЗ, с;

- час вимикання вимикача (можна прийняти = 0,05 с);

Т_а - стала часу аперіодичної складової струму КЗ (Т_а = 0,05 с).

Величина початкового значення періодичної складової струму трифазного КЗ на шинах НН ГПП I_к1(0) розрахована в підрозділі 3.7.

,А; ; ; , А

, А; ,

умова виконується, попередньо обираємо кабель марки ААШв-10.

с; Ас^1/2 /мм².

мм².

Таким чином, кабель відповідає вимогам, остаточно обираємо кабель марки ААШв-10.

Розрахунки для вибору перерізу провідників наведені в таблиці 3.8

Таблиця 3.8 - Розрахунок вибору перерізу провідників

Споживач	Іном	Sек	Sст	Ідоп	І'доп	ААШв-10
ТП1	57,8	41,28	50	140	130,2	3х50
ТП2	36,4	26	35	115	106,9	3х35
ТП3	23,1	16,5	35	90	83,97	3х35
ТП4	57,8	41,28	50	140	140	3х50
ТП5	36,4	37,8	50	155	144,2	3х50
ТП6	153,9	26	35	115	106,9	3х35
ТП7	14,5	29	35	115	106,9	3х35
КУ1,2	26	18,6	35	115	115	3х35
СД	133	95	95	205	205	3х95

Вибір комутаційної апаратури приведений у додатку Б.

Електрична принципова однолінійна схема електропостачання льотно-повітряної служби авіаційного заводу приведена у графічному матеріалі дипломного проекту.

4. ОРГАНІЗАЦІЯ ПОБУДОВИ СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ З УСТАНОВКАМИ ГАРАНТОВАНОГО ЖИВЛЕННЯ

4.1 Класифікація установок гарантованого живлення

На сучасному етапі розвитку суспільства електрична енергія набуває все більш важливе значення. Це зв'язало з тим, що електрична енергія легко перетворюється на інші види енергії, зручна при передачі на великі відстані, широко використовується у всіх сферах діяльності людини. Виробництво електричної енергії в необхідній кількості при заданій якості, передача її споживачам і розподіл між ними здійснюються за допомогою СЕП. Структура СЕП визначається в першу чергу, складом електроприймачів і їх вимогами до якості електропостачання [6 - 10].

Відповідно до нормативних документів всі електроприймачі по надійності і безперебійності електропостачання підрозділяються на три категорії.

До першої категорії прийнято відносити ті електроприймачі, порушення електропостачання яких може спричинити за собою небезпеку для життя людей, значний збиток народному господарству, викликаний пошкодженням устаткування, масовим браком продукції або розладом складних тяжко відновлювальних технологічних процесів, а також порушенням режиму роботи особливо важливих об'єктів. Електроприймачі першої категорії у свою чергу розділяються на дві групи: групу 1А і групу 1Б. До електроприймачів групи 1А відносяться такі електроприймачі, перерва в електропостачанні яких не допустима, оскільки створює особливу небезпеку для життя людей і завдає збитку державні інтересам. Злектропріємникі групи 1А, як правило, особливо чутливі до якості електроенергії. До електроприймачів групи 1Б відносяться таки електроприймачі, які допускають короткочасну (на десяті долі секунди) перерву в електропостачанні. Електроприймачі групи 1Б у меншій мірі, ніж електроприймачі групи 1А, чутливі до якості електроенергії.

До другої категорії відносяться електроприймачі, перерва в електропостачанні яких спричиняє за собою масовий недовипуск продукції, простої робітників, устаткування, промислового транспорту, порушення нормальної життєдіяльності людей, Електроприймачі другої категорії допускають перерву в електропостачанні на час автоматичного включення резервних джерел живлення.

До третьої категорії відноситься решта електроприймачів, не відповідних під визначення першу і другу категорії. Електроприймачі третій категорії допускають перерви в електропостачанні на якийсь час, необхідне для ремонту або заміни несправного устаткування, але не більше одних діб.

У складі споживачів електричної енергії різних об'єктів є електроприймачі всіх трьох категорій. Забезпечення їх електроенергією здійснюється СЕП, яку можна представити тією, що складається з системи зовнішнього електропостачання, системи внутрішнього електропостачання і системи автономного електропостачання. Система зовнішнього електропостачання забезпечує прийом електричної енергії від держенергосистеми і передачу її через системи внутрішнього і автономного електропостачання до електроприймачів об'єкту для їх тривалого живлення. Система внутрішнього електропостачання здійснює прийом, виробництво і розподіл електроенергії між електроприймачам споруд об'єкту. Розподіл електроенергії усередині найвідповідальніших споруд об'єкту здійснюється системою автономного електропостачання. Як правило, основними електроприймачами системи автономного електропостачання є електроприймачі першої категорії. Ці електроприймачі вимагають організувати своє електропостачання від двох незалежних джерел, тобто таких джерел, один з яких зберігає свою працездатність при пошкодженнях і аваріях іншого джерела. Одним з таких джерел є держергосистема, іншим резервним джерелам може служити дизель-електричні, газо- і паротурбіні, атомні і інші електричні станції.

При зникненні напруги зовнішньої мережі на введеннях системи автономного електропостачання електроприймачі першої категорії в період підготовки і включення в роботу резервного джерела одержують електричну енергію від установок гарантованого живлення (УГЖ).

УГЖ є електроустановкою, що забезпечує електропостачання електроприймачів без перерви або з допустимою перервою від моменту часу зникнення напруги, що поступає від основного джерела, до моменту часу появи напруги, що поступає від резервного джерела.

На рис. 4.1 приведений один з можливих варіантів структурної схеми системи автономного електропостачання, що містить основне (ОД) і резервне (РД) джерела, установку гарантованого живлення УГЖ і комутаційну апаратуру, представлену автоматичними вимикачами QF1 - QF5. До складу УГЖ (рис. 4.1.) входять розподільні устрої РУ1 і РУ2, перетворювач (ПЕ) і накопичувач (НЕ) енергії. В даному варіанті системи автономного електропостачання як основне джерело в переважній більшості випадків використовується держенергосистема, а як резервне джерело застосовується дизель-електрична станція. Переважне застосування дизель-електричних станцій (ДЕС) в порівнянні з газотурбінними установками (ГТУ) електрохімічними генераторами (ЕХГ) радіоізотопними термоелектричними генераторами (РІТЕГ) ядерними енергетичними установками (ЯЄУ) з термоелектричними (ТЕЛП) і термоемісійними (ТЕМП) перетворювачами пояснюється їх кращими техніко-економічними показниками, приведеними в таблиці 4.1

Таблиця 4.1 - Питомі характеристики джерел електроенергії

Тип джерела	ККД, %	Питомі витрати палива, кг/кВт?год	Питома потужність, Вт/кг	Питома габаритна потужність, кВт/м3	Питома вага, кг/кВт	Питома вартість, гр./кВт?год	Термін дії, років
ДЕС	42	0,22 ч 0,3	320	8 ч 20	3 ч 7	0,05ч0,09	10
ГТУ	28	0,3 ч 0,5	1600	20 ч 90	0,5 ч 3,0	0,05ч0,09	10
ЕХГ	70	0,04 ч 0,4	70 ч 200	250	5 ч 14	2	2
РІТЕГ	5	0,6?10-7ч10-5	10 ч 20	10 ч 15	20 ч 100	25	10
ЯЕУ з ТЕЛП	8	0,55?10-6	50 ч 100	30	60 ч 70	50	10
ЯЕУ з ТЕМП	12	0,35?10-6	50 ч 100	30	60 ч 70	800	1

Перетворення електроенергії в УГЖ може проводитися як електромашинними, так і статичними агрегатами. Як накопичувачі енергії переважне поширення отримали механічні і електрохімічні накопичувачі. Частіше за все УГЖ забезпечують електропостачання електроприймачів електроенергією з параметрами, аналогічними параметрам напруги і частоти промислової мережа. Разом з тим у ряді випадків застосовують УГЖ змінного струму підвищеної частоти і УГЖ постійного струму. При виборі типу УГЖ в даний час виходять з вимог, що пред'являються приймачами електроенергії до її якості, величини потужності електроприймачів, типу резервного джерела електроенергії і часу переведення електропостачання з основного джерела живлення на резервне.

Відповідно до прийнятою в даний час класифікації УГЖ розрізняють по наступних ознаках:

- по роду вихідного струму: на установки змінного струму і установки постійного струму. Установки змінного струму можуть бути однофазними і трифазними, промислової і підвищеної частоти;

- по типу перетворювача енергії з електромашинними і статичними перетворювачами;

- по типу накопичувачів енергії: на установки з механічними і електрохімічними накопичувачами енергії;

- за способом включення в систему електропостачання: на встанови з послідовним і паралельним включенням;

- по можливих перервах електропостачання: на установки, що не допускають перерви і навіть розриву синусоїди вихідної напруги, і установки, що допускають короткочасну перерву в електропостачанні;

- за способом резервування: на установки, що працюють в режимі навантаженого резерву, і установки, що працюють в режимі не навантаженого резерву і що знаходяться або у вимкненому стані, або в режимі холостого ходу.

Основним елементом, що визначає готовність УГЖ до прийняття навантаження після відключення основного джерела, є накопичувач енергії. Основні техніко-економічні характеристики застосовуються в даний час і перспективних накопичувачів енергії приведені в таблиці 4.2.

Таблиця 4.2 -Техніко-економічні характеристики накопичувачів енергії

Тип накопичувача енергії	Питома енергоємність w , кДж/кг	Питома Потужність Р, Вт/кг	Число циклів (число годин)
Упругие аккумуляторы на базе: -стальных пружин -резиновых элементов -газовых элементов Аккумуляторные батареи: -свинцово-кислотные -никель-кадмиевые -серебряно-цинковые Литиевый элемент Топливный элемент Маховичный аккумулятор на базе: -стального диска с отверстиями -стального диска равной прочности -ленточного супермаховика -супермаховика из стекловолокна -супермаховика из кварцевой нити -супермаховика из алмазного волокна	0,32 3,2 28 64 110 400 600 15 10 120 120 ч 150 650 5000 10000	104 80 104 80 80 150 80 ч 150 70 ч 200 200 500 104 104 104 104	107 1000 ч 5000 107 300 1000 ч 3000 1000 10000 год. 5000 год 105 год. 105 год. 105 год.

4.2 Установки гарантованого живлення з електромашинними перетворювачами і механічними накопичувачами енергії

Розглянемо основні схеми УГЖ з електромашинними перетворювачами і механічними накопичувачами енергії. Основною особливістю цих УГЖ є наявність в них інерційних маховиків, що володіють запасом кінетичної енергії, достатнім для здійснення переходу з основного джерела живлення на резервне без перерви в електропостачанні. УГЖ даного типу можуть виконуватися як на постійному, так і на змінному струмі. Рід струму визначається вибором типу генератора і залежить в першу чергу від складу приймачів електричної енергії.

На рис. 4.2 представлені найпростіші варіанти схем УГЖ з механічними накопичувачами енергії. Так, на рис. 4.2, а зображена схема УГЖ, у якої електромашинний перетворювач (ЕМП) виконаний у складі асинхронного електродвигуна (АД) М і синхронного генератора G. На валу, що сполучає електродвигун і генератор, розміщений інерційний маховик (ІМ). В нормальному режимі роботи за наявності, напруги на введенні основного джерела (ОД) електродвигун обертає маховик і генератор змінного струму, який підключений до шин гарантованого живлення (ШГЖ). При відключенні основного джерелами, подається команда на запуск резервного джерела (РД). Під час перемикання з основного джерела на резервне електроприймачі, підключені до шин ШГЖ, одержують електроенергію від генератора G приводиться в обертання маховиком. Автоматичні вимикачі QF1 і QF2 забезпечують комутацію ЕМП і захист двигуна від коротких замикань і перевантажень. Автоматичний вимикач дозволяє забезпечити живлення електроприймачів ШГЖ безпосередньо від основного джерела. При цьому ЕМП працює в режимі холостого ходу, вимикач QF2 вимкнений. При такій організації роботи УГЖ немає втрат енергії, пов'язаних з процесами перетворення енергії в ЕМП, проте має місце перерва в електропостачанні при переведенні з основного джерела на резервне. Час перерви визначається часом включення вимикача QF2.

Перевагою схеми (рис. 4.2, а) є ослаблення впливу коливань напруги і частоти, що має місце в колі основного джерела, на роботу приймачів електроенергії, підключених до ШГЖ. Ця схема, крім того, дозволяє отримати число фаз, форму кривої струму, величину напруги, величину частоти і інші параметри, відмінні від відповідних параметрів основного джерела.

Разом з тим, схемі, властиві серйозні недоліки:

- низький коефіцієнт корисної дії (постійно працює ЕМП і мають місце втрати енергії в двигуні і генераторі);

- частота напруги, що знімається на ШГЖ, навіть в нормальних режимах роботи нижче синхронній (частота обертання АД менше на величину ковзання частоти основного і резервного джерела).

На рис. 4.2, б і 4.2, в представлені схеми дизельінерційних УГЖ. УГЖ (рис. 4.2, б) складається з синхронного генератора G асинхронного електродвигуна М, маховика, муфти зчеплення МЗ і дизеля, зібраного на загальній рамі. В нормальному режимі роботи автоматичні вимикачі QF1 і QF2 включені і АД обертає інерційний маховик і генератор G. Електроприймачі, приєднані до ШГЖ, одержують живлення від генератора G. Муфта зчеплення (МЗ) відключена і роз'єднує дизель і електромашинний перетворювач.

При відключенні основного джерела вимикається вимикач запускається дизель і включається муфта зчеплення. На час запуску і прийому навантаження дизелем шини гарантованого живлення продовжують одержувати електричну енергію від генератора, що приводиться в обертання інерційним маховиком.

В установці гарантованого живлення (рис. 4.2, в) застосована обернена електрична машина (ОЕМ), підключена за допомогою автоматичного вимикача QF2 паралельно мережному введенню (введенню основного джерела, включеному вимикачем QF1). Електропостачання приймачів електричної енергії, підключених до ШГЖ, в нормальному режимі роботи здійснюється від основного джерела. При цьому оборотна електрична машина працює в руховому режимі, обертаючи маховик. Муфта зчеплення (МЗ) вимкнена, і вал дизеля від'єднаний від валу генератора.

При відключенні основного джерела оборотна електрична машина переходить в генераторний режим роботи, включається муфта зчеплення, приєднуючи вал дизеля до валу маховика, який при пуску дизеля виконує роль стартера, що обертається. Одночасно включається подача палива в дизель, який стає приводним механізмом УГЖ, і відключається автоматичний вимикач QF1 припиняючи віддачу електроенергії від УГЖ в коло основного джерела. Залежно від вимог до САЕ по надійності електропостачання в схемах, приведених на рис. 4.2, можуть використовуватися дві або більше число установок гарантованого живлення.

Порівняльна оцінка УГЖ, виконаних по схемах рис. 4.2, б і рис. 4.2, в, дозволяє визначити їх достоїнства і недоліки.

Так, основною перевагою схеми (рис. 4.2, б) є відсутність гальванічного зв'язку між зовнішньою мережею і генератором, підключеним до шин гарантованого живлення. В схемі немає реверсу, і при зникненні напруги зовнішньої мережа інерційний маховик не затрачує енергію на живлення зовнішньої мережа (можливого короткого замикання) до моменту виключення вимикача QF1. Крім того, на роботі відповідальних електроприймачів практично не позначаються відхилення і коливання напруги і частоти, що мають місце в зовнішній мережа. Схема проста в управлінні, оскільки в ній не потрібна синхронізація генератора і зовнішньої мережа. Перевагою схеми є і можливість розкручування маховика з допомогою АД, що харчується від зовнішньої мережа.

Недоліками схеми (рис. 4.2, б) є низька надійність електропостачання і низький коефіцієнт корисної дії процесу перетворення енергії. Низька надійність електропостачання визначається тим, що УГЖ одержують електричну енергію за допомогою двох послідовно включених електричних машин, вихід з ладу яких або будь-який з них навіть за наявності напруги зовнішньої мережа або справному стані дизеля приводить до порушення електропостачання електроприймачів, підключених до ШГЖ.

Низький коефіцієнт корисної дії схеми (рис. 4.2, б) зв'язаний з тим, що агрегати, що здійснюють перетворення енергії, мають істотні втрати, що становлять величину, рівну 20% Р_ном, при живленні від зовнішньої мережа. В автономному режимі роботи коефіцієнт корисної дії системи ще нижче. Крім того, схемі (рис. 4.2, б) властиві великі габарити і маса, що у ряді випадків є вирішальною перешкодою, особливо при великій потужності агрегатів.

УГЖ, виконана по схемі (рис. 4.2, в), має наступні переваги в порівнянні з УГЖ, виконаної по схемі (рис. 4.2, б):

- високу надійність електропостачання;

- високий коефіцієнт корисної дії (втрати енергії при живленні від зовнішньої мережа не перевищує величину, рівну 7% Р_ном, а у разі автономної роботи коефіцієнт корисної дії установки практично рівний коефіцієнту корисної дії автономного дизель-генератора);

відносно невеликі габарити і маса, обумовлена застосуванням тільки однієї електричної машини;

- просту схему електричних з'єднань і автоматичного управління.

Разом з тим, схемі (рис. 4.2, в) властиві і недоліки:

- вплив відхилень і коливань напруги і частоти зовнішньої мережа на роботу електроприймачів, включених на шини гарантованого живлення;

- втрати кінетичної енергії маховика на живлення можливого короткого замикання в колі основного джерела до моменту виключення автоматичного вимикача QF1;

- необхідність в проведенні синхронізації при пуску УГЖ і при зворотному переході живлення на основне джерело (при пуску розкручування маховика здійснюється дизелем, і включення можливо тільки по команді синхронізатора).

Для обох схем (рис. 4.2, б і рис. 4.2, в) певні складнощі пов'язані з наявністю муфти зчеплення.

Деякі з перерахованих вище недоліків можливо усунути, застосовуючи комбіновану схему УГЖ, представлену на рис. 4.3.

В комбінованій схемі окрім резервного дизель-генератора передбачений двигун-генератор на базі асинхронного двигуна М і синхронного генератора G2 з інерційним маховиком. АД М вимикачем QF3 підключене паралельно введенню основного джерела (ОД). Синхроний генератор G2 підключений вимикачем QF4 до ШГЖ.

Кожний з агрегатів в схемі (рис. 4.3) володіє на перший погляд меншими габаритами і масою в порівнянні з такими ж агрегатами в схемах (рис. 4.2, б і рис. 4.2, в). Проте ця перевага по суті зводиться до нуля у зв'язку з тим, що час запуску резервного дизель-генератора практично на порядок вище за час пуску дизеля в УГЖ (рис. 4.2, в). У зв'язку з цим необхідно значно збільшувати момент інерції, а значить і масу маховика, що у свою чергу вимагає збільшення потужності асинхронного двигуна М двигун-генератора, а значить і збільшення потужності резервного дизель-генератора. Крім того, система, виконана і схемі (рис. 4.3), має уявну високу надійність електропостачання. Фактична надійність електропостачання електроприймачів при живленні від основного джерела визначається надійністю двох послідовно включених електричних машин, а при живленні від дизель-генератора - надійністю трьох послідовно включених електричних машин.

Втрати енергії в комбінованій схемі при живленні електроприймачів від основного джерела досягають 25% Р_ном, споживачів УГЖ, а при живленні від дизель-генератора через двигатэль-генератор коефіцієнт корисної дії системи на 30 % нижче, ніж у системи, виконаної по схемі (рис. 4.2, в). Це у свою чергу приводить до збільшення потужності резервного дизель-генератора.

При визначенні моменту інерції маховика необхідно враховувати величину допустимого зниження частоти, потужність навантаження, частоту обертання маховика, час, протягом якого резервне джерело може прийняти навантаження, і коефіцієнт корисної дії перетворювача енергії. У випадку, якщо необхідна величина кінетичної енергії маховика W_к відома, масу маховика m_м, радіус якого рівний R_м, для заданого діапазону частот обертання в розрядному циклі можна визначити по формулі:

 (4.1)

де - коефіцієнт корисної дії перетворювача енергії в розрядному циклі;

, - максимальна і мінімальна частоти обертання маховика в розрядному циклі.

Необхідну величину кінетичної енергії маховика W_к можна визначити, знаючи потужність навантаження Р_н і час t_п, протягом якого здійснюється переклад електропостачання з основного джерела живлення на резервне. Для дизель-генераторних УГЖ з інерційними маховиками час t_п, з одного боку, визначається часом, протягом якого встановлюється, що основне джерело відмовило, і часом пуску дизеля. З другого боку, величина t_п найбезпосереднішим чином впливає на величину мінімальної частоти обертання маховика в розрядному циклі . Виходячи з диференціального рівняння руху валу УГЖ і рахуючи навантаження системи Р_н незмінної, можна для розрядного циклу роботи маховика, записати наступний вираз:

(4.2)

де - інерційна постійна УГЖ

- момент опору УГЖ.

Розділяючи в (4.2) змінні, отримаємо:

(4.3)

Інтегруючи ліву частину рівняння (4.3) від до , а праву частину від 0 до t_п, отримаємо:

. (4.4)

З (4.4) легко знайти зв'язок між величинами і t_n:

(4.5)

В розрядному циклі величина не може знизитися до допустимого значення визначуваного з умови допустимого перевантаження дизеля. Перевантаження дизеля при зниженні частоти можна визначити, знаючи статизм його регулярної характеристики. Для самого небезпечного випадку, коли перехід з основного джерела живлення на резервне здійснюється при номінальному навантаженні, величина перевантаження дизеля Р_пg, визначається його регулярною характеристикою і рівна:

(4.6)

де Р_пg - перевантаження дизеля %;

s - статизм регулярної характеристики дизеля %.

Очевидно, що при розробці УГЖ потрібно прагнути зменшення часу t_n, протягом якого здійснюється переклад системи електропостачання з основного джерела живлення на резервне.

Для цієї мети необхідний, по-перше, зменшувати час визначення факту відмови основного джерела і, по-друге, зменшувати час пуску дизеля.

4.3 Установки гарантованого живлення з електромашинними перетворювачами і електрохімічними накопичувачами енергії

На рис. 4.4 приведені найпоширеніші схеми УГЖ з електромашинними перетворювачами і електрохімічними накопичувачам енергії: схема двомашинного агрегату (рис. 4.4, а) і схема трьохмашинного агрегату (рис. 4.4, б).

У двомашинного агрегату (рис. 1.4, а), що є перетворювач напруги постійного струму в напругу змінного струму, застосований двигун постійного струму і генератор змінного струму. Як накопичувач енергії використовується акумуляторна батарея працююча в режимі підпору і включена паралельно випрямлячу В1, що живить двигун постійного струму М. Режим підпору забезпечується тим, що, по-перше, напруга на виході випрямляча вибирається більшим, ніж напруга на виході акумуляторної батареї GB і, по-друге, між акумуляторною батареєю і випрямлячем включений вентильний елемент, роль якого виконує діод VD. За наявності напруги зовнішньої мережа живлення двигуна постійного струму M здійснюється від випрямляча В1. Акумуляторна батарея знаходиться в режимі заряду, забезпечуваного зарядним устроєм (ЗУ). Двигун постійного струму М розташований на одному валу з генератором G, який за допомогою вимикача QF1 підключений до шин гарантованого живлення (ШГЖ).

В аварійному режимі роботи при відключенні основного джерела протягом часу виходу на необхідний режим резервного джерела живлення двигуна постійного струму здійснюється від акумуляторної батареї. Електропостачання електроприймачів, підключених до ШГЖ, здійснюється без розриву синусоїди живлячої напруги на виході генератора G. Після включення резервного джерела електромашинний перетворювач перекладається знов на живлення від випрямляча.

У трьохмашинного агрегату (рис. 4.4, б) в нормальному режимі роботи генератор G приводиться в обертання АД, який одержує живлення від основного джерела. В аварійному режимі роботи до включення резервного джерела синхронний генератор перекладається на привід від двигуна постійного струму, який вимикачем QF2 підключений до акумуляторної батареї GB. Заряд акумуляторної батарея здійснюється зарядним устрій (ЗУ) за наявності напруги на шинах розподільного пристрою (РУ) Первинний пуск трьохмашинного агрегату здійснюється двигуном постійного струму. Це дозволяє уникнути перевантаження УГЖ, яке може бути викликаний великими струмами, характерними для пуску АД.

УГЖ на електромашинних перетворювачах з електрохімічними накопичувачами енергії дозволяють забезпечити безперебійність електропостачання електроприймачів без розриву синусоїди живлячої напруги при переведення живлення з основного джерела на резервне, викликаному аварією або відмовою основного джерела. Для цих УГЖ, крім того, властиво висока якість кривої напруги на ШГЖ і ослаблення впливу коливань і відхилень напруги і частоти зовнішньої мережа на роботу електроприймачів, підключених до ШГЖ. Основними недоліками даних схем УГЖ є:

- низький коефіцієнт корисної дії, обумовлений двократним перетворенням енергії в електромашинних перетворювачах;

- низька надійність установки, визначувана найслабкішою ланкою, якою є двигун постійного струму;

- малий моторесурс (до 10 тис. годин);

- обмежена швидкодія;

- шум, наявність вібрацій, необхідність установки могутніх фундаментів;

- великі маса і габарити акумуляторних батарей;

- складність стабілізації вихідної напруги, що викликається зміною в широких межах напруги акумуляторної батареї при її розряді;

- складність експлуатації, що викликається наявністю щеточно-колек-торного вузла в двигунах постійного струму і низкою ступенем автоматизації, визначуваної специфічними особливостями роботи і зберігання акумуляторних батарей;

- низька точність підтримки частоти напруги, що виробляється, на ШГЖ, властива УГЖ з трьохмашинним агрегатом.

Стабілізація частоти з високою точністю може бути досягнутий, якщо в УГЖ з трьохмашинним або двомашинним агрегатом замість синхронного генератора застосувати МДП-генератор (машину подвійного живлення). МДП-генератор є асинхронним генератором з фазним ротором, збуджуваним струмом частоти ковзання. При цьому МДП-генератор дозволяє отримати стабільну частоту в широкому діапазоні кутових частот обертання. Обмотка збудження такого генератора може харчуватися від спеціального синхронного збудника або безпосередньо від ШГЖ. В останньому випадку говорять, що має місце режим самозбудження. Як в схемах із збудником, так і в схемах без нього роторна обмотка підключена через перетворювач частоти, службовець для зміни частоти напруги, що подається на обмотку збудження.

4.4 Установки гарантованого живлення на статичних перетворювачах і електрохімічних накопичувачах енергії

В даний час переважне поширення отримали серед УГЖ на статичних перетворювачах УГЖ змінного струму і УГЖ постійного струму. На рис. 4.5 приведені основні структурні схеми УГЖ змінного струму на статичних перетворювачах:

- без ланки постійного струму (рис. 4.5, а);

- з ланкою постійного струму (рис. 4.5, б);

- з ланкою постійного струму і навантаженим резервом (рис. 4.5, в).

В схемі (рис. 4.5, а) електроприймачі УГЖ. в нормальному режимі одержують живлення від основного джерела через стабілізуюче трансформатор (СТС), акумуляторна батарея знаходиться в режимі заряду (QF3 включений), а інвертування (I) знаходиться в режимі холостого ходу (QF4 вимкнений). При аварії в ланцюгах основного джерела до виходу на режим резервного джерела електропостачання ШГЖ здійснюється інвертуванням (I) живленим акумуляторною батареєю GВ. Інвертування включається вимикачем QF4. В схемі має місце перерва в електропостачанні на час включення вимикача QF4.

На рис. 4,5, б представлена схема УГЖ, що забезпечує безперебійне електропостачання електроприймачів, підключених до ШГЖ. В схемі передбачений резервний канал, утворений зв'язком розподільного пристрою і ШГЖ за допомогою стабілізатора напруги на базі трансформатора СТС. За наявності напруги на введенні основного джерела електроприймачі ШГЖ одержують електроенергію від РУ через СТС або від РУ через випрямляч (В)і інвертування (I). При паралельній роботі СТС і інвертування необхідно передбачити синхронізацію напруг інвертування і мережа.



На час переведення електропостачання з основного джерела, на резервний живлення електроприймачів ШГЖ здійснюється від акумуляторної батареї GВ, яка через діод VD підключена до інвертування I). Акумуляторна батарея GВ працює в режимі підпору (за наявності напруги на шинах РУ діод VD закритий), для чого напруга на виході випрямляча повинна перевищувати напругу акумуляторної батареї. Заряд акумуляторної батареї проводиться від окремого зарядного устрою (ЗУ) або від випрямляча В ланки постійного струму.

Підвищення надійності ШГЖ досягається застосуванням двох незалежних ліній живлення так, як це показано на рис. 4.5, в. Кожна з цих ліній в змозі забезпечити нормальну роботу всіх електроприймачів, підключених до ШГЖ, що дозволяє отримати 100 резервування.



Дня схеми (рис. 4.5, в) можливі два різні режими роботи:

- ненавантажений резерв;

- навантажений резерв.

В режимі ненавантаженого резерву одна з ліній живлення може бути знеструмлений (вимкнені вимикачі QF1, QF3 або QF2, QF4), або може працювати на холостому ходу (вимкнені вимикачі QF3 або QF4). При цьому досягається безперебійність електропостачання при аварії зовнішньої мережа і випрямляча. Проте аварія інвертування викликає при ненавантаженому резерві перерву електропостачання, що свідчить про більшу перевагу режиму навантаженого резерву. В схемі можливо забезпечити паралельну роботу обох інвертувань від одного випрямляча або від однієї акумуляторної батареї, вимкнувши для цього вимикач QF1 або QF3 і включивши вимикач QF5. Недоліком режиму навантаженого резерву є зниження коефіцієнта корисної дії EГЖ у зв'язку із зменшенням завантаження кожного інвертування до 50 %.