Развитие конструкций, параметры и режимы мощных турбогенераторов

РАЗВИТИЕ КОНСТРУКЦИЙ,
ПАРАМЕТРЫ И РЕЖИМЫ 
МОЩНЫХ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

Ф.Л. КОГАН

Рекомендовано
в качестве учебного пособия для студентов
высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки
13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника»
(квалификация (степень) «бакалавр»)

Москва
ИНФРА-М
2020

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

УДК 621.31(075.8)
ББК 31.26я73
 
К57

Коган Ф.Л.
К57  
Развитие конструкций, параметры и режимы мощных турбогенераторов : учебное пособие / Ф.Л. Коган. — Москва : ИНФРА-М, 
2020. — 325 с. — (Высшее образование: Бакалавриат). — DOI 10.12737/
textbook_5909e552b6d7c9.28562462.

ISBN 978-5-16-012669-2 (print)
ISBN 978-5-16-105807-7 (online)
В книге рассмотрено совершенствование конструкций отечественных 
турбогенераторов и влияние их параметров на надежность работы энергосистемы; проанализированы особенности аномальных режимов, пределы 
их допустимости для турбогенераторов и опасность недостаточного учета 
этих пределов при управлении режимом энергосистемы; рассмотрены особенности моделирования паровых турбин и турбогенераторов.
Соответствует требованиям Федерального государственного образовательного стандарта высшего образования последнего поколения.
Книга рекомендуется в качестве учебного пособия для студентов старших курсов вузов (магистров и бакалавров), обучающихся по направлению 
«Электроэнергетика и электротехника», и для учебных заведений среднего 
профессионального образования. Рекомендуется также инженерно-техническим работникам электростанций и энергосистем и специалистам, занимающимся разработкой и испытаниями турбогенераторов.

УДК 621.31(075.8)
ББК 31.26я73

Р е ц е н з е н т ы:
Шакарян Ю.Г. — доктор технических наук, профессор, научный руководитель Научно-технического центра Федеральной сетевой компании Единой энергетической системы;
Жуков В.В. — доктор технических наук, профессор, заместитель 
директора Института электроэнергетики Национального исследовательского университета «МЭИ»

ISBN 978-5-16-012669-2 (print)
ISBN 978-5-16-105807-7 (online)
© Коган Ф.Л., 2017

Предисловие

В 1986 г. была опубликована книга автора «Анормальные режимы 

мощных турбогенераторов». В ней были рассмотрены особенности 
изготовления турбогенераторов с непосредственным охлаждением, 
получивших широкое распространение начиная с 1960-х гг. и обеспечивших возможность быстрого нарастания мощности Единой 
энергетической системы страны, произведена оценка влияния изменения их параметров на условия работы в развивающихся энергосистемах, проанализировано влияние и допустимые для них пределы отклонений от номинального режима, неизбежных в крупном 
энергообъединении.

Отзывы показывают, что эта книга и сейчас пользуется спросом 

у эксплуатационного персонала электростанций и проектных организаций; она используется в качестве учебного пособия в вузах; 
заводам-изготовителям важно уточнить воздействие на генераторы неизбежных в эксплуатации анормальных и переходных 
режимов их работы, поскольку высокоиспользованные машины 
особенно чувствительны к быстрому изменению нагрузки, кратковременным перегрузкам, несимметрии, глубоким отклонениям 
напряжения в электрической сети, переходу турбогенератора 
в емкостной квадрант, возникновению асинхронного режима его 
работы и т.д.

Вместе с тем за прошедшие годы получили распространение 

новые типы турбогенераторов, конструкции которых рассмотрены 
в данной новой книге. Автор проанализировал параметры и особенности современных турбогенераторов, определяющие надежность их функционирования в энергосистеме, и показал возможные 
тяжелые последствия недостаточно внимательного выполнения 
требований к допустимым для них режимам. В книге представлены результаты теоретических и экспериментальных работ автора в области эксплуатации турбогенераторов, в частности, рассмотрены особенности их работы в условиях пониженного напряжения в примыкающей электрической сети, при внезапном 
повышении напряжения, при возникновении асинхронного хода 
возбужденной машины; проблемы, возникающие из-за накопления 
дефектов в турбогенераторах и их вспомогательных системах при 
длительном простое в холодном резерве и др. Многие из этих вопросов рассмотрены автором впервые, и по ним даны конкретные 
практические рекомендации.

Однако не только этим определяется ценность и своевре
менность предлагаемой книги. Приходится констатировать, что 
в 1990–2000-х гг. в российской энергетике, на электростанциях, 
в проектных и наладочных организациях и на заводах — изготовителях оборудования произошло вымывание профессионалов и еще 
сегодня продолжается отток опытных кадров. Старые специалисты 
уходят, а приходящая им на смену молодежь часто недостаточно 
подготовлена. Наряду с продолжающимся старением оборудования 
это приводит к учащению аварий, вызванных так называемым человеческим фактором.

Гарантией предотвращения аварий в электроэнергетике должны 

быть неотложные меры системного характера. Эти меры должны, 
в частности, включать в себя обновление программ подготовки 
специалистов в технических вузах и учебных заведениях среднего 
профессионального образования; возрождение отраслевых научноисследовательских институтов, которые способны грамотно переработать устаревшие и разрабатывать новые нормативно-технические документы; профессиональную переподготовку персонала как 
на энергообъектах, так и на всех уровнях руководства отрасли.

Будучи активным участником формирования Единой энерге
тической системы СССР, автор в течение многих лет принимал 
деятельное участие в решении множества возникающих при этом 
задач, в том числе в совершенствовании действующих в энергетике 
правил технической эксплуатации электрических станций и сетей.

Предлагаемая книга будет способствовать повышению уровня 

подготовки персонала и повышению надежности как эксплуатации 
турбогенераторов, которые составляют основную часть генерирующих мощностей страны, так и работы энергосистем.

Научный руководитель
АО «НТЦ ФСК ЕЭС»,

доктор технических наук, профессор Ю.Г. Шакарян

От автора

Автор сердечно благодарит ведущих специалистов завода «Элек
тросила» (г. Санкт-Петербург), ГП «Электротяжмаш» (г. Харьков) 
и НПО «ЭЛСИБ» (г. Новосибирск), которые ознакомились с материалами первой главы книги и помогли уточнить сведения о новых 
машинах, сконструированных и выпускаемых этими заводами. 
Особую благодарность автор выражает рецензентам книги: научному руководителю Научно-технического центра Федеральной 
сетевой компании Единой энергетической системы, доктору технических наук, профессору Юрию Гевондовичу Шакаряну и заместителю директора Института электроэнергетики Национального 
исследовательского института МЭИ, доктору технических наук, 
профессору Василию Владимировичу Жукову, которые внимательно ознакомились с рукописью предлагаемой книги, активно 
поддержали автора в актуальности ее издания и дали автору ряд 
ценных рекомендаций.

Введение

На рис. В.1 показан рост установленной мощности элект
ростанций и выработки электроэнергии в СССР, в том числе 
в РСФСР до 1990 г.; резкий спад выработки электроэнергии в Российской Федерации в 1990-е гг. (то же произошло и в бывших республиках распавшегося Советского Союза); дальнейший подъем 
производства электроэнергии в 2000–2015 гг., а также необходимое 
наращивание ее производства в Российской Федерации в соответствии с прогнозируемым ростом ее потребления до 2030 г. Этот 
график построен на основании данных, приведенных в [1], где проанализировано современное состояние, проблемы и перспективы 
развития электроэнергетики России.

В советский период электроэнергетика, являясь основой раз
вития народного хозяйства страны, неизменно развивалась опережающими темпами. Ежегодный ввод мощностей на электростанциях СССР в 1960–1980-е гг. составлял до 10–12 млн кВт 
(в 1970 г. — больше 12 млн кВт). В первом пятилетии 1980-х гг. было 
введено 50 млн кВт, во втором — 40 млн кВт. В 1990 г. суммарная 
установленная мощность всех электростанций страны составляла 344 млн кВт, а выработка электроэнергии — 1726 млрд кВт∙ч 
(в том числе в РСФСР соответственно 213,3 млн кВт и 1082 млрд 
кВт∙ч).

На графике показано, как росли установленная мощность 

и выработка электроэнергии в Российской Федерации и как резко 
они снизились в перестроечные годы. С 1990 по 2000 г. установленная мощность наших электростанций не только не выросла, 
но даже понизилась до 212,8 млн кВт, а в последующие годы 
(до 2012 г.) наращивание мощностей не превышало 1–3 млн кВт 
в год. Только в 2012 г. выработка электроэнергии в России достигла уровня 1990 г. На конец 2015 г. установленная мощность 
электростанций Российской Федерации составила 243 187,74 
МВт1. Дальнейшая перспектива увеличения установленной мощности наших электростанций и выработки электроэнергии определены в [1] с учетом вероятного максимального, минимального 
и усредненного уровня потребления с развитием народного хозяйства страны (см. рис. В.1).

1 
Данные Системного оператора Единой энергетической системы РФ.

×

×

×

1910 1920 1930 1940 1940 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 Годы

300

200

100

50

20
10
0

1500

1000

2000

300

250

50

P
W

P1

W1

P1, W1

P1,
млн кВт
W1,
млрд кВтч

Рис. В.1. График роста установленной мощности (P) и выработки электроэнергии (W) на электростанциях:

P, W — в СССР; P1 ,W1 — до 1990 г. в РСФСР, с 1990 г. в Российской Федерации: _ _ _ — прогноз усредненного уровня потребления 

до 2030 г. [1];  — прогнозируемый максимальный; х — прогнозируемый минимальный уровень потребления

В структуре генерирующих мощностей России около 68,5% за
нимают тепловые электростанции (ТЭС), 21% ГЭС и 10,5% АЭС. 
Таким образом, электростанции, на которых электроэнергия вырабатывается турбогенераторами (ТЭС и АЭС), составляют около 
80% всех мощностей1.

Высокие темпы наращивания энергетических мощностей дости
гаются в решающей степени за счет увеличения единичной мощности оборудования. Одновременно это обеспечивает экономию 
материальных затрат, снижая удельные капиталовложения, расход 
металла и других материалов, трудозатраты в строительстве. Выпуск крупных турбогенераторов в нашей стране характеризуется 
следующими данными:

Год изгото
вления

1948 1952 1957 1961 1964 1970 1976
1980
1983

Мощность, 

МВт

100
160
200
300
500
800
1200
1000
1000

(1500 

об/мин)

(3000 

об/мин)

На тепловых электростанциях Российской Федерации на конец 

2015 г. действовало 33 энергоблока с турбогенераторами мощностью 
150 МВт, 3000 об/мин, 86 — мощностью 200 МВт, 74 — 300 МВт, 
6 — 500 МВт, 16 — 800 МВт, 1 — 1200 МВт; 20 — с теплофикационными турбинами мощностью 180 МВт, 21 — с теплофикационными 
турбинами мощностью 250 МВт; 54 турбогенератора мощностью 
150 МВт и более в составе парогазовых (ПГУ) и газотурбинных 
(ГТУ) установок. На наших АЭС работало 54 турбогенератора мощностью 200–1000 МВт, в том числе 11 четырехполюсных турбогенератора на 1500 об/мин и 43 двухполюсных на 3000 об/мин.

Увеличение мощности турбогенераторов всегда требовало ре
шения большого количества научных и технических проблем. 
Среди самых серьезных проблем увеличения единичной мощности 
турбогенераторов без существенного увеличения их габаритов следует выделить трудность изготовления крупных стальных поковок 
для роторов и роторных бандажей, от которых требуется очень высокая механическая прочность при тонкой поковке большого диаметра, рассчитанной на большие центробежные усилия и большую 

1 
Поскольку выработка электроэнергии на ГЭС зависит от паводка и ряда 
других обстоятельств, определяющих возможный пропуск воды, а следовательно, и возможное производство ими электроэнергии, на ТЭС и АЭС 
вырабатывается больше 85% электроэнергии.

линейную скорость. Предельные габариты турбогенераторов ограничиваются также условиями их транспортировки по железной дороге.

Поэтому с ростом мощности турбогенераторов значительно воз
росла их удельная мощность, приходящаяся на единицу объема машины. Если в турбогенераторах мощностью 100 МВт с косвенным 
охлаждением обмоток она составляла 8,52 МВ⋅А/м3, то в турбогенераторе мощностью 1200 МВт достигла 21,1 МВ⋅А/м3 [2]. Расход 
активных материалов при изготовлении отечественных турбогенераторов характеризуется следующими данными:

Мощность, 
МВт

100 
(с косвенным 
охлаждением)

100 
(с непоредственным 
охлаждением 
обмотки ротора)

200
300
500
800
1000
1200

(1500 об/мин)

Расход 
меди,
кг (кВ⋅А) 

0,11
0,087
0,0427 0,0408 0,0301 0,0224
0,026
0,019

Расход 
стали,
кг (кВ⋅А)

0,765
0,454
0,383
0,387
0,257
0,248
0,189
0,202

Очевидно, что использование активных материалов значительно 

возросло. Это было достигнуто за счет разработки и применения 
принципиально новых в то время систем охлаждения машин, внедрения новых изоляционных материалов, коренного совершенствования конструкции и технологии изготовления турбогенераторов.

Были разработаны турбогенераторы с непосредственным (внут
ренним) охлаждением обмоток статора и ротора, а также активной 
стали статора и его конструктивных элементов водородом, дистиллированной водой и изоляционным маслом. Особенности их 
выполнения рассмотрены в гл. 1. Отметим, что теплоотводящая 
способность водорода в 3 раза больше, чем воздуха, масла — в 21 
раз, воды — в 50 раз. Поэтому именно внедрение газового и жидкостного непосредственного охлаждения позволило значительно 
увеличить интенсивность использования активных частей машин 

и выполнить задачу значительного увеличения единичной мощности турбогенераторов без увеличения или при относительно 
малом увеличении их габаритов.

Однако внедрение этих принципиально новых систем охлаж
дения потребовало решения большого количества сложных конструкторских задач для обеспечения плотности и механической надежности обмоток и ряда других узлов машины, а также для обеспечения возможно более равномерного нагрева различных частей 
обмоток и сердечника статора и многих смежных задач. В частности, трудность состояла в том, чтобы избежать недопустимых 
местных нагревов в элементах сердечника и в конструктивных 
узлах и деталях статора, связанных с вытеснением потока на пути 
рассеяния вследствие возрастания электромагнитных нагрузок. 
Сложность заключается в необходимости уточнения путей потоков 
рассеяния в различных режимах работы машины, учета степени 
насыщения ферромагнитных частей и определения допустимых 
размеров массивных деталей, оказавшихся на пути этих потоков, 
а также в необходимости разработки эффективных способов экранирования сердечника от аксиальных потоков рассеяния в лобовых 
частях обмоток и способов дополнительного теплоотвода от мест 
с повышенным тепловыделением.

Стремление улучшить характеристики и срок службы изо
ляции, а также увеличить напряжение статора, что также является 
одним из средств увеличения мощности турбогенераторов, привело 
к отказу от широко распространенной в прошлом микалентной 
компаун дированной изоляции и внедрению новой высоковольтной 
изоляции обмотки статора на термореактивных связующих. Новая 
изоляция имеет кратковременную прочность 28–32 кВ/мм (при 
20°С) по сравнению с 14–17 кВ/мм для компаундированной изоляции. У нее в 3–4 раза ниже диэлектрические потери, примерно на 30% выше теплопроводность, а механическая прочность 
на разрыв составляет 80–90 МПа (800–900 кгс/см2) по сравнению 
с 34 МПа (340 кгс/см2) для микалентной компаундированной 
изоляции. Наконец, применение термореактивной изоляции позволило увеличить длительно допустимую рабочую температуру 
обмотки статора до 130°С против 105°С при использовании микалентной компаундированной изоляции.

Однако применение твердой термореактивной изоляции при 

большой длине стержней статора потребовало более тщательных 
сборки статора на заводе и выполнения ремонтных работ на электростанции, так как изоляция может быть повреждена при ударах 
и изгибе стержней. Кроме того, эта изоляция в отличие от компа