raw пишет:откуда брать коэффициент, задающий характеристику КЗ без учёта падения напряжения на сопротивлении Потье
Характеристику КЗ без учета падения напряжения на сопротивлении Потье задает коэффициент Kx (в терминале обозначен как KiKz).
Его можно определить если знать теорию получения тока ротора с помощью диаграммы Потье (см. Вольдек А.И. Электрические машины. Л.: Энергия, 1978 г. стр. 665-667).
Если внимательно почитать теорию и сравнить с описанием защиты ротора, можно понять, что коэффициент Кх определяется по выражению
Kx = Kкз - Хр Klin
где Kкз - коэффициент наклона характеристики КЗ;
Klin - угол наклона первого линейного участка характеристики ХХ.
Тогда составляющая Ia = KxIст тока ротора будет определяться выражением
Ia = Kкз·Iст - ХрIст Klin
Как видно первая составляющая тока Ia определяет ток ротора по характеристике КЗ, а вторая исключает из нее составляющую, определяемую напряжением ХрIст
Добавлено: 2016-08-16 18:52:44
Brain пишет:На форуме упоминалось про организацию защиты от перегрузки по току статора и ротора согласно тепловой модели машины.
Причем в старых циркулярах для защита при перегрузке по току статора при наличии обслуживающего персонала идет только сигнал.
Изменился ли сейчас подход к такой организации или возможно есть какое-то описание по организации данной защиты на основании
тепловой модели машины с автоматическим производством действий - на разгрузку по возбуждению для начала без участия персонала и
с дальнейшим отключением от сети при неустранимой перегрузки, опять же минуя персонал.
Аналогично хотелось бы узнать и про защиты от перегрузки по току ротора.
В старых возможно. Однако есть действующие нормативные документы. Например, согласно ПУЭ изд-е 6 и 7:
п. 3.2.46. На генераторах с непосредственным охлаждением проводников обмоток должна быть предусмотрена защита ротора от перегрузки при работе генератора как с основным, так и с резервным возбуждением. Защиту следует выполнять с независимой или зависимой от тока выдержкой времени и реагирующей на повышение напряжения или тока в обмотке ротора. Защита должна действовать на отключение выключателя генератора и гашение поля. С меньшей выдержкой времени от защиты должна производиться разгрузка ротора.
3.2.47. Защита генератора от токов, обусловленных симметричной перегрузкой, должна быть выполнена в виде максимальной токовой защиты, действующей на сигнал с выдержкой времени и использующей ток одной фазы статора.
Для разгрузки и при необходимости для автоматического отключения генератора с непосредственным охлаждением проводников обмоток при симметричных перегрузках допускается использовать защиту ротора, выполняемую согласно 3.2.46 и реагирующую на перегрузки ротора, сопровождающие симметричные перегрузки турбогенераторов.
а также
3.2.82. На блоках с турбогенераторами защиту от симметричных перегрузок статора следует выполнять так же, как на генераторах, работающих на сборные шины (см. 3.2.47).
На гидроэлектростанциях без постоянного дежурства оперативного персонала кроме сигнализации симметричных перегрузок должна быть предусмотрена защита с независимой характеристикой, действующая с большей выдержкой времени на отключение блока (генератора) и с меньшей - на разгрузку. Вместо указанной защиты могут быть использованы соответствующие устройства в системе регулирования возбуждения.
3.2.83. На генераторах мощностью 160 МВт и более с непосредственным охлаждением проводников обмоток защита от перегрузки обмотки ротора током возбуждения должна быть выполнена с интегральной зависимой выдержкой времени, которая соответствует характеристике допустимых перегрузок генератора током возбуждения. Эта защита должна действовать на отключение.
По моему в гугле это все есть http://base.garant.ru/3923095/.
Касательно описания организации защиты на основании тепловой модели можно почитать книгу Шнеерсона Э.М. "Цифровая релейная защита. - М.: Энергоатомиздат, 2007. 549 с." глава 5.
В принципе это также отметил raw.
Brain пишет:Хотелось бы также узнать как правильно понимать фразу - максимальное время действия форсировки для генератора, например с косвенным
охлаждением 20с.
Согласно ГОСТ 533-2000 п.4.18
Роторы турбогенераторов должны выдерживать двухкратный номинальный ток возбуждения в течение не менее
50 с - для ТГ с косвенным охлаждением обмотки ротора
20 с - для ТГ мощностью менее 800 МВт с непосредственным охлаждением обмотки ротора
15 с - для ТГ мощностью от 800 до 1200 МВт
10 с - для ТГ мощностью 1200 МВт и более.
Турбогенераторы должны выдерживать без повреждений перегрузки с другим сочетанием кратности токов и их длительности при условии, что дополнительное повышение температуры соответствующих обмоток за время перегрузки остается неизменным и т.д.
Поэтому чтобы не повредить генератор форсировка должна быть не более указанного времени.
Brain пишет:Что будет происходить, если форсировка не дала нужного эффекта и напряжение на шинах не восстановилось - что должно происходить с генератором - от чего отключаться? от защиты перегрузки по току ротора?
Отключение может произойти как от защиты ротора от перегрузок током возбуждения, так и защиты от недопустимой форсировки по времени.
Brain пишет:Возможно есть у кого конкретный опыт по настройке такой защиты на современных генераторах.
К сожалению эту защиту не налаживал, но есть книжка Антюшин А.А., Гомберг А.Е и др. Справочник по наладке вторичных цепей электростанций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1989. - 384 с.
Кстати о какой защите идет речь (защите ротора или статора)?
Brain пишет:Возможно изменились какие-то параметры и уже не соответсвуют таблицам ПТЭ по времени существования перегрузки в зависимости от кратности перегрузки?
Конечно заводом изготовителем генератора могут устанавливаться значения допустимых перегрузок отличных от значений, приведенных в ПТЭ. Поэтому первым делом нужно опираться на данные завода-изготовителя генератора.
Brain пишет:гугл что-то мне не помог
гугл не помошник, гугл - это поисковая система 
:)
