юючих органів.
Таким чином, спрацьовування захисту повинно викликати закриття не тільки стопорних клапанів, але також і регулюючих органів. У свою чергу в системі регулювання ряду турбін при підвищенні частоти обертання понад певної величини в разі відмови чутливого елемента захисту 21 формується сигнал (додатковий захист), який викликає закриття не тільки регулюючих клапанів і поворотною діафрагми, а й стопорних клапанів.
Надійна система захисту від підвищення частоти обертання повинна володіти високою швидкодією для того, щоб при розгоні з максимальною інтенсивністю не допустити закид частоти до величини, небезпечної для даного турбоагрегату. Як відомо, чутливим елементом цієї захисту є автомат безпеки. Після його спрацьовування максимальний рівень частоти обертання, який буде досягнутий ротором, значно вище значення, відповідного налаштування.
Додатковий ріст частоти обертання після спрацьовування автомата безпеки відбувається внаслідок запізнювання, обумовленого часом проходження сигналу на вхід стопорних клапанів, їх нечутливості і часу, необхідного для істотного зменшення надходження пари в турбіну при їх переміщенні, а також демпфуючого впливу пара, акумульованого в проміжних обсягах. Завдяки енергії акумульованого пара навіть після щільного закриття стопорних клапанів протягом деякого проміжку часу можливе деяке підвищення частоти обертання.
Для конкретного типу турбоагрегату требующееся час спрацьовування захисту залежить від прискорення, яке може виникнути при розгоні з максимальною інтенсивністю, тобто від інерційних властивостей його валопроводу. Максимально можливе прискорення для кожного турбоагрегату визначено «постійної часу ротора» - проміжком часу, протягом якого частота обертання збільшується на 3000 об / хв при номінальних параметрах пари до і після турбіни і при номінальній витраті пара. В силу ряду причин спостерігається тенденція до зниження значення постійної часу ротора сучасних турбоагрегатів (наприклад, для турбіни К - 800-240 воно складає 5,34 секунди, а для турбіни Р - 100-130 ТМЗ - 4 секунди).
Відомо, що після відключення генератора від мережі розгін з максимальною інтенсивністю можливий через відмову ланцюга регулювання, попередньої СЕРВОПРИВОДИ клапанів. У цьому випадку всі сервомотори залишаються у вихідному положенні, а всі регулюючі клапани виявляються повністю відкритими. Виникнення такої ситуації на турбінах, що мають традиційну механогідравлічним систему регулювання, видається більш вірогідним, ніж на турбінах, обладнаних сучасною електрогідравліческой системою з максимально розвиненою електричною частиною і індивідуальним управлінням кожним з регулюючих сервоприводів.
Відомо також, що максимально допустимий рівень частоти обертання, рівний 120% по відношенню до номінального, необхідно розглядати як величину, що відноситься до ідеального устаткуванню. Фактично ж протягом терміну експлуатації турбоагрегату в ньому накопичується велика кількість дефектів.
В роботі [3] зазначено, що ряд аварій турбоагрегатів К - 300-240 і К - 500-240 на ГРЕС (Сирдар'їнською в 1981, 1982, 1990 і 1997 рр.., Азербайджанської і Екібастузської в 1990 р.), а також аварія на турбоагрегаті ПТ - 135/165-130/15 ТЕЦ Волзького автомобільного заводу в 2002 р. свідчать про те, що наявність таких дефектів, як ерозійний знос лопаток у вологому ...
