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»)

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

Москва 
ИНФРА-М 

202

УДК 621.31(075.8)
ББК 31.26я73
 
К57

Коган Ф.Л.

К57  
Развитие конструкций, параметры и режимы мощных турбоге-

нераторов : учебное пособие / Ф.Л. Коган. — Москва : ИНФРА-М, 
2024. — 325 с. — (Высшее образование). — DOI 10.12737/
5909e552b6d7c9.28562462.

ISBN 978-5-16-019268-0 (print)
ISBN 978-5-16-111969-3 (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 образова-

тельного стандарта высшего образования последнего поколения.

Книга рекомендуется в качестве учебного пособия для студентов стар-

ших 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 ру-

ководитель 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 978-5-16-019268-0 (print)
ISBN 978-5-16-111969-3 (online)
© Коган Ф.Л., 2017

textbook_

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 научно-
исследовательских 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:

Мощ- 
ность, 
МВт

100 
(с кос- 
вен- 
ным 
охлаж- 
дени- 
ем)

100 
(с не- 
поред- 
ствен- 
ным 
охлаж- 
дени- 
ем 
обмот- 
ки 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 мика-
лентной 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-