Что такое чередование фаз и как его проверить

Попалась на глаза история о монтаже электрооборудования, а именно двух масляных трансформаторов. Работы были завершены успешно. В итоге имелась следующая схема электроснабжения. Собственно сами трансформаторы, вводные выключатели, секционные разъединители, две секции шин. Успешно, как считали монтажники, прошли пусконаладочные работы. Стали включать оба трансформатора на параллельную работу и получили короткое замыкание. Естественно, монтажники утверждали, что произвели проверку чередования фаз с обоих источников и все совпадало. Но, о фазировке не было сказано ни слова. А зря! Теперь давайте разберемся подробно, что же пошло не так.

Как известно, в трехфазной сети присутствует три разноименные фазы. Условно они обозначаются как А, В и С. Вспоминая теорию, можно говорить что синусоиды фаз смещены относительно друг друга на 120 градусов. Так вот всего может быть шесть разных порядков чередования, и все они делятся на два вида – прямое и обратное. Прямым чередованием считается следующий порядок – АВС, ВСА и САВ. Обратный порядок будет соответственно СВА, ВАС и АСВ.

Чтобы проверить порядок чередования фаз можно воспользоваться таким прибором, как фазоуказатель. О том, как пользоваться фазоуказателем, мы уже рассказывали. Конкретно рассмотрим последовательность проверки прибором ФУ 2.

Работа ЭГУ паралельно с сетью.

Работа ЭГУ паралельно с сетью.

Сообщение Farb » 27 авг 2013, 08:17

Добрый день. Помогите разобраться как происходит синхронизация с сетью, и как происходит регулировка мощности потребляемой из сети и мощности потребляемой от ЭГУ.
ЭГУ- электрогазовая установка.
Желательно объяснять на пальцах. И имено физику процесса. То бишь какое конкретно действие нужно произвести чтоб был результат.
В общих чертах я разобрался.
Для того чтобы синхронизироваться с сетью необходимо обеспечить равенство мгновенных значений напряжений сети uс и генератора иг.
Ucm sin (ωct — αс ) = Uгm sin (ωг — αг ).
То есть физически нужно отрегулировать 3 параметра Ucm = Uгm, fс = fг ,αс = αг + еще чередование фаз. Вроде как практически при синхронизации генератора сначала устанавливают номинальную частоту вращения ротора, что обеспечивает приближенное равенство частот fс ≈ fг а затем, регулируя ток возбуждения, добиваются равенства напряжения Uc = Uг.
Не уверен что все правильно понял, надеюсь кто нибудь поправит.

А вот с мощностью отдаваемой ЭГУ в сеть ни фига не понятно.
Как я понял при правильной синхронизации ток Ia после подключения машины к сети равняется нулю.
Ía = (É0 — Ú)/(jXсн ) = -j(É0 — Ú)/Xсн
Так как U = Uc = const, то силу тока Iа можно изменять только двумя способами — изменяя ЭДС Е0 по величине или по фазе.
Вот здесь начинаются большие проблемы)))) Я очень слабо представляю что такое ЭДС и чем оно отличается от напряжения. Читал, но ни фига не понял. Если кто то сможет на пальцах объяснить то будет очень замечательно.
Ну продолжим.Далее приведу фразу которую я совсем не понимаю —
«Если к валу генератора приложить внешний момент, больший момента, необходимого для компенсации магнитных потерь мощности в стали и механических потерь, то ротор приобретает ускорение, вследствие чего вектор É0 смещается относительно вектора Ú на некоторый угол θ в направлении вращения векторов. »
Что конкретно нужно сделать что бы увеличить момент на валу? Я сначала подумал что просто нужно увеличить скорость вращения вала гениратора, для этого просто побольше газу кинули в печь и все пучком. Но если увеличить скорость вращения вала гениратора то изменится напряжение и частота выдаваемая генератором и произойдет рассинхронизация .

Р = mUIa cos φ и на вал его действует электромагнитный тормозной момент, который уравновешивает вращающий момент первичного двигателя, вследствие чего частота вращения ротора остается неизменной. Чем больше внешний момент, приложенный к валу генератора, тем больше угол θ, а следовательно, ток и мощность, отдаваемые генератором в сеть.
Таким образом, для увеличения нагрузки генератора необходимо увеличивать приложенный к его валу внешний момент (т. е. вращающий момент первичного двигателя), а для уменьшения нагрузки — уменьшать этот момент.
Вроде все написано доступным языком ,но как это сделать. Как изменить этот электромагнитный тормозной момент. Как изменить вращающий момент первичного двигателя.
Как я понимаю Р=wM. То есть мы должны изменять скорость вращения первичного двигателя, но тогда изменится и скорость вращения гениратора и все, синхронизация тю тю.

Re: Работа ЭГУ паралельно с сетью.

Сообщение Jackson » 27 авг 2013, 10:09

Ну ничего себе. Просите объяснить на пальцах, но рассуждаете в векторах.

Это как раз ко мне. 🙂 Вот контакты, или мобильный +7-911-196-10-93. Автоматика соответствующая у нас есть.

Происходит всё примерно так.
Процесс синхронизации стандартный, нет разницы синхронизируемся мы с внешней сетью или с другой ЭГУ — это неважно, важно что включаемся мы на шины под напряжением. Подгоняем напряжение под сеть, частоту под сеть, синхронизируем фазы, ждем совпадения фаз, включаем (учитывая быстродействие выключателя). Тут единственное что сыграет роль — выбор типа синхронизации, он зависит от объекта и от мощности ЭГУ и от её типа (газопоршень, турбина). На малых установках используют динамическую синхронизацию, но может потребоваться статическая — если опишете объект то разберемся какую лучше применить. Динамическая происходит быстрее, но при статической включение происходит мягче (абсолютно безударно, ни ЭГУ ни потребители ни сеть момента включения не почувствуют). При динамической синхронизции фаза напряжения генератора всегда догоняет на сеть и при включении генератор броском возьмет на себя чуток нагрузки (чем больше разность частот — тем больше бросок). При статической синхронизации у нас частоты строго равны, плавно подгоняем друг под друга фазы напряжений генератора и сети, ждем какое-то время чтобы вектора напряжений генератора и сети постояли согласованно (обычно 2-5 секунд), даем команду на включение.

Включившись на параллельную работу, нужно определиться, в каком режиме мы работаем (точнее определиться конечно надо раньше, а сразу после включения в этот режим перейти). Предположим у нас одна ЭГУ, одна сеть и потребители на шинах. Возможны два режима работы:

1. Фиксированная мощность ЭГУ. Мы задаем что ЭГУ должна работать на определенной нагрузке, например 2 МВт, и ЭГу будет всегда нагружена на эту мощность. Если фактическая нагрузка потребителей больше этих 2 МВт то недостаток мощности будет потребляться из сети. Если фактическая нагрузка потребителей меньше этой величины — избыток мощности, генерируемой ЭГУ, будет экспортироваться в сеть. Тут очень важный момент в том, какие у Вас ТУ на подключение к сети. Если экспорт в сеть Вам запрещен (что скорее всего) то экспортировать мощность нельзя, Вас просто отключат на вышестоящей ТП, ну и потом нет смысла жечь топливо и забесплатно дарить электричество энергосистеме. И второй важный момент заключается в том, что нужно отслеживать подключены ли вы к сети или нет (на Вашем ЭРУ и на вышестоящем) и если произойдет отключение — немедленно перейти в островной режим (одиночная работа). Для определения факта отключения существуют спец.защиты, но лучше подстраховаться дискретными сигналами, ибо защиты не всегда эффективны.

2.Фиксированный экспорт/импорт мощности из сети. Мы задаем величину мощности, которую должны потреблять от сети (или отдавать в сеть), замеряем фактическое потребление от сети и автоматика будет нагружать ЭГУ настолько, чтобы поддерживать величину импорта заданной. Если заданный импорт 2 МВт и фактическая нагрузка 3 МВт то ЭГУ будет нагружена на 1 МВт. Если заданное потребление превышает фактическую нагрузку то ЭГУ будет работать вхолостую подключенная к шинам и всё будет потребляться только от сети. Если ЭГУ несколько, то этот режим также возможен, автоматика это обеспечивает групповым регулированием.

Выбор режима зависит от объекта.

Управление мощностью происходит по каналам управления частотой вращения и возбуждения ЭГУ. Меняя частоту вращения мы меняем активную мощность (больше частота вращения — больше нагрузка на ЭГУ), меняя возбуждение генератора мы управляем реактивной мощностью (больше задание возбуждения — больше реактивная мощность). Эти каналы управления независимы друг от друга в пределах номинального регулирования. Вот так и управляем. Можно в 1 режиме задать фиксированную мощность и требуемый косинус — автоматика нагрузит машину именно на эти параметры. Поскольку мы подключены к сети бесконечной мощности, то электрическая частота и напряжение меняться не будут. В пределах регулирования мощности от нуля до номинала бояться рассинхронизации не надо — Ваш генератор зацеплен за сеть бесконечной мощности, изменить напряжение и частоту всей энергосистемы Вашему генератору явно не под силу. Также не надо бояться пусков мощных потребителей, соизмеримых по мощности с установкой — нехватку мощности обеспечит сеть, она же съест все пусковые токи. Но надо помнить что при переходе в режим одиночной работы вся нагрузка ляжет на ЭГУ, этот момент надо внимательно просчитывать, запрещать пуск мощных потребителей (либо делать его с запросом резерва мощности) и может быть даже аварийно отключать часть потребителей чтобы удержать станцию.

Набор мощности после включения как правило происходит с заданной скоростью (задается в автоматике) а не сразу броском — иначе есть шанс завалить приводной двигатель. Перед отключением разгрузка (снижение мощности ЭГУ) также происходит с заданной скоростью, не быстрее и не медленнее — с той же целью. Только на очень малых машинах (высокооборотные дизеля) этим можно пренебрегать — дизель может сразу взять 100% нагрузки и разом её сбросить без ущерба для себя. С турбинами и газопоршнями так поступать не надо — газопоршни не терпят набросов больше 20% и сбросов тоже (начинается детонация топливной смеси), газовые турбины в этом смысле ведут себя более уверенно (терпят набросы до 50% а некоторые и больше), но это лишняя ударная нагрузка на редуктор. В общем, по поводу скорости сброса/набора нагрузки нужно консультироваться с производителем агрегата и не превышать заданные им пороги.

ЭДС — электродвижущая сила, способность перемещать энергию. Напряжение — разность потенциалов, следствие ЭДС. То есть при параллельной работе с сетью Вы видите на шинах (и на генераторе) напряжение сети, а управляя ЭДС генератора Вы задаёте величину энергии, которую будет перемещать (то есть вырабатывать) генератор — в этом принципиальная разница. Напряжение в сети создается за счет ЭДС всех подключенных генераторов, в том числе и Вашего, но поскольку Ваш генератор несоизмеримо мал по сравнению с остальной системой, то и на напряжение сети Вы особенно-то повлиять не можете, силенок не хватит. То же самое с частотой — чтобы поменять частоту сети нужно приложить к сети ЭДС соизмеримую с этой сетью — едва ли у Вас генератор такой мощности. 🙂

Вкратце так. Могу поподробнее рассказать и даже показать параллельную работу машин у нас на стенде (если Вы в Питере), есть генераторы, можем подключиться к сети. Автоматика для управления агрегатами у нас также есть, обращайтесь.

Кстати, не забывайте про собственные нужды ЭГУ. Если на машине есть система утилизации тепла то её эффективность тем выше чем больше нагрузка на машину, в этом случае рекомендуют выходить на режим фиксированной мощности с загрузкой процентов на 80-90. Можно работать и в режиме контроля экспорта сети, но необходимо понимать что эффективность утилизации тепла будет непостоянной.

Конструкция автоматики АВР для подключения генератора

5_Собранная и подключенная схема АВР. Не судите строго за монтаж.

Слева – два двухполюсных автомата, далее – реле РЭК77-3 на 3 переключающих контакта. Третий НО контакт, которой на схеме 5 не показан, он подключен параллельно выключателю двигателя SB1. Когда питание из города есть, генератор никак не запустить. А когда генератор работает, и питание из города появляется – генератор останавливается.

Пускатель КМ2+КМ1 – реверсивный, украинский ПМЛ первой величины. У каждого из них три силовые контакта запараллелены. Пускатель KМ1.N рвёт ноль, его катушка подключена параллельно катушке КМ1.L.

Кстати, Александрийские (Украинские) контакторы и теплушки много использовал на практике – у них оптимальное соотношение цена/качество. Но после известных событий 2014 года они пропали из продажи… Переходим на Китай.

Итого, вот такая получилась дачная автоматика для генератора:

6_общий вид схемы питания дома

Всё, что касается счетчика и так далее – в мои планы не входило, оставил как есть, протянув контакты.

Особенности прямой последовательности фаз

Это также называется способом асимметричных компонентов. Подробнее, элемент определения асимметричных электронных компонентов. Он основан на разложение несимметричной системы на 3 симметричные: прямая, обратная, нулевая.

Где применяется прямая последовательность фаз:

1. Метод используется для определения асимметричных порядков действия электроэнергетических компонентов.
2. Данный способ применяют некоторые элементы РЗиА. Например, на этом построен принцип действия трансформатора напряжения при последовательности в ноль. Основан принцип на суммировании значений напряжения во всех фазах.
3. Для 3-фазных транспортных ЛЭП, в итоге получается матрица точных собственных направлений.

Этот способ определения удачно применяется, чтобы рассчитать несимметричные режимы 3-фазной линии, либо возникновения замыкания цепи. Фазоуказатель помогает определить прямую последовательность фаз, что нужно для работы некоторых устройств. При необходимости, можно легко изменить последовательность фаз.