Анализ конструктивных особенностей различных типов АВР.

Тиристорные (электронные) АВР. Аппараты этого типа имеют минимально возможное время переключения при синфазных сетях (не более 3мс), а при несинфазных сетях могут обеспечивать включение резервного ввода в момент перехода его входного напряжения через нуль (с целью ограничения возможных бросков тока при коммутации). Отсутствие в схеме механических элементов позволяет получить высокую надежность электронных АВР.

В то же время при больших токах нагрузки тепловыделение тиристорных АВР может достигать нескольких киловатт (потребуются принудительная вентиляция или кондиционирование помещения электрощитовой), а блокировка от возможных замыканий двух входов между собой может быть только электронной.

Кроме того, стоимость тиристорных АВР примерно в два раза выше, чем стоимость электромеханических аппаратов той же мощности.

Электромеханические АВР на контакторах. Эти устройства наиболее распространены и имеют достаточно высокое быстродействие среди электромеханических аппаратов (десятки - сотни миллисекунд), уступая только тиристорным. При двухвходовой схеме АВР существует возможность ввести в дополнение к электрической механическую блокировку контакторов.

Электромеханические АВР на автоматических выключателях с электроприводом. Такие АВР несколько уступают предыдущим по быстродействию и также позволяют осуществить механическую и электрическую блокировки при двухвходовой схеме.

К недостаткам можно отнести более сложную схему и более высокую стоимость этих устройств.

Электромеханические АВР на управляемых переключателях с электроприводом. Характеризуются наибольшим временем переключения, по сравнению с предыдущими типами аппаратов (до 2,5 с). К достоинством этих АВР можно отнести конструктивную невозможность замыкания между собой двух входов, а также наличие ручного управления, которое выполняется независимо от напряжения на сетевых вводах.

Стоимость АВР на управляемых переключателях при мощностях более 100 кВ·А значительно ниже, чем стоимость аппаратов на контакторах и автоматических выключателях.

У всех рассмотренных типов АВР при необходимости могут быть реализованы функции контроля верхнего и нижнего уровня напряжений, введены элементы регулировки задержек и схемы управления работой ДЭС.

На основе изложенного можно сделать следующие выводы:

Для проектируемой СБЭ, имеющей два независимых ввода электроснабжения, целесообразно использовать АВР электромеханического типа, которое может быть выполнено на контакторах. Схема АВР должна предусматривать регулировки задержек переключения, порогов срабатывания во всем диапазоне входных напряжений. Необходимо наличие механической блокировки, исключающей возможность замыкания двух входов друг на друга.

Структура СБЭ. Для СБЭ выбирается централизованная структура.Преимущества этой системы (рис. 11) определяются концентрацией запаса мощности и емкости батарей. Такая система менее чувствительна к локальным перегрузкам и даже выдерживает короткие замыкания, переходное сопротивление которых превышает некоторую величину, определяемую запасом выходной мощности ИБП. Увеличение времени автономности достигается простым отключением менее ответственных потребителей.

Другим преимуществом централизованной СБЭ, построенной на базе мощного трехфазного ИБП, является исключение перегрузок нейтрального проводника на входе ИБП, что повышает надежность всей сети электропитания, и, что существенно, не требует проведения работ по перекладке кабельных линий, по которым осуществляется энергоснабжение здания.

Стоимость аппаратных средств централизованной системы при равной мощности и одинаковых схемотехнических решениях ИБП ниже по сравнению с распределенной системой.

 

Рис. 11. Обобщенная схема централизованной СБЭ

 

Система гарантированного электроснабжения. Система гарантированного электроснабжения (СГЭ) строится на основе дизельной н0генераторной установки. Выбирается ДГУ Aksa APD 200 C мощностью 180 кВ·А, рис. 11а.

В нормальных условиях, т.е., при сохранении основного энергопитания здания по городским линиям, оборудование функционирует в следующем режиме:

Контактор в блоке управления и коммутации нагрузки ДГУ находится в положении "Mains", т.е. основная сеть. Энергоснабжение потребителей группы "В" осуществляется через этот контактор напрямую от основной сети. ИБП (или параллельный комплекс ИБП) запитан также от основной сети через контактор БУ КН ДГУ (рис. 12). Работая в режиме двойного преобразования энергии, ИБП обеспечивает стабильно высокие показатели качества электроэнергии на выходе. Аккумуляторные батареи находятся в режиме поддерживающего заряда, тем самым обеспечивается их максимальный ресурс при отключении внешнего питания ИБП.

 

Рис. 11а. ДГУ Aksa APD 200 C

Рис. 12. Схема энергоснабжения нагрузки в нормальном режиме работы СГЭ

 

При возникновении аварийной ситуации (отключение электроснабжения от ТП 1) исчезает питание на входе ИБП, который переходит в режим работы от аккумуляторных батарей. Перерыва в энергоснабжении потребителей группы "А" не происходит (рис. 13).

Рис. 13. Схема энергоснабжения нагрузки в аварийном режиме работы СГЭ

 

По команде от датчика наличия входной сети, встроенного в БУ КН ДГУ, начинается отсчет времени (длительность интервала программируется), после окончания которого блок управления дает команду на запуск ДГУ. Если первая попытка запуска была неудачной, блок автоматики повторяет команду на запуск. После выхода ДГУ на рабочий режим (частота и напряжение в пределах допуска), блок управления обеспечивает переключение контактором нагрузки на выход генератора (рис. 14). Блок микропроцессорного управления ИБП имеет алгоритм "мягкого старта", с помощью которого увеличение потребления по входу при возобновлении питания ИБП происходит не скачкообразно, а постепенно (длительность этого интервала увеличения нагрузки до максимального значения составляет не менее 10 секунд). Эта функция ИБП позволяет не перегружать генератор при подключении нагрузки большой мощности и сохранять показатели качества электроэнергии на его выходе в пределах номинальных значений.

Рис. 14. Схема работы в аварийном режиме

 

В автономном режиме СГЭ может функционировать в течение длительного промежутка времени, определяемого количеством топлива в топливном баке ДГУ и удельным расходом топлива (величина этого параметра зависит от нагрузки). Если энергоснабжение от ТП 1 не восстанавливается по окончании ресурса топлива в штатном топливном баке, то блок автоматики ДГУ останавливает генератор, не вырабатывая минимальный резерв топлива, необходимый для гарантированного запуска ДГУ в дальнейшем. В этом случае дежурный персонал должен принять решение о прекращении работы оборудования и отключении ИБП, либо о продолжении работы до исчерпания ресурса аккумуляторных батарей и автоматического отключения ИБП. Время автономной работы ИБП является функцией от величины текущей потребляемой мощности, поэтому уменьшение энергопотребления путем отключения менее ответственной нагрузки (рабочих станций) позволяет существенно продлить время автономной работы.

Каскадная структура построения СГЭ обеспечивает дополнительный ресурс автономной работы для наиболее ответственного оборудования (серверные комплексы, активное сетевое оборудования, а также системы связи). Поэтому даже при отключении центрального ИБП файловые структуры на серверах не нарушаются, поскольку специальное программное обеспечения связи с ИБП инициирует процесс закрытия серверов в автоматическом режиме при отключении центрального ИБП.

При устранении аварии до исчерпания ресурса топлива ДГУ блок управления ДГУ по команде от датчика состояния входной сети переключает контактором нагрузку на основной вход (рис. 15). После этого (через 120 секунд после отключения нагрузки от генератора) происходит автоматическое глушение двигателя. Этот промежуток времени, в течение которого ДГУ работает без нагрузки, позволяет быстро охладить генератор и двигатель, что гарантирует более надежный запуск ДГУ при следующих авариях.

Рис. 15. Схема энергоснабжения нагрузки при устранении аварии