1.2. Нормальные режимы работы синхронного генератора

Под нормальными режимами работы генератора понимают такие, в которых он может длительно работать без ограничений. К таким режимам относится не только номинальный, но и любые другие с неполной (частич-ной) загрузкой по какому-то из параметров и режимы с изменяющейся наг-рузкой, в том числе и с некоторым превышением против номинальной, при условии, что основные параметры генератора не будут выходить за допустимые пределы и температуры обмоток статора и ротора и активной стали не будут превышать допустимых. Режим работы генератора будет нормальным и в случае несколько бòльших изменений его электрических параметров, чем это обусловлено допустимыми пределами изменения их, если они связаны с соответствующими изменениями условий работы системы охлаждения или условий охлаждения генератора. В любом длительном режиме работы не должно возникать условий, утяжеляющих работу отдельных частей турбогенератора и турбоагрегата в целом. Прежде всего это относится к тепловому состоянию элементов генератора. Механические же напряжения в элементах агрегата практически не ограничивают работу в нормальных режимах. Это объясняется тем, что механическая прочность шейки вала, соединительной муфты, креплений лобовых частей обмоток, креплений статора на фундаменте и других частей выбирается не из условий номинального режима, а из значительно более тяжёлых условий внезапного короткого замыкания на выводах обмотки статора.

В отношении соблюдения условий теплового режима важно, чтобы величины потерь мощности, нагрев и температура отдельных элементов генератора не выходили за пределы, обусловленные его номинальным режимом. Для этого прежде всего необходимо, чтобы ток в обмотке возбуждения и ток в обмотке статора в любом длительном режиме не превосходили соответствующих величин для номинального режима.

Изменение активной нагрузки синхронного генератора осуществляется изменением количества механической энергии, передаваемой ему от первичного двигателя, посредством изменения количества энергоносителя (воды или пара), пропускаемого через турбину. Изменение же реактивной мощности генератора осуществляется изменением его тока возбуждения.

Выражения активной и реактивной мощностей 6 синхронной мА шины имеют вид

, (1.31)

(1.32)

Здесь  в соответствии с принятой системой индексации обозначает

ЭДС, направленную по оси q, перпендикулярную оси d обмотки возбуждения. Она обусловлена магнитным потоком возбуждения, отставая от него на 90 эл.град; U  напряжение на выводах генератора;   угол сдвига между векторами и U, определяющий пространственное положение оси ротора относительно магнитного поля статора.

Выражения (1.31), (1.32) справедливы как в системе относительных единиц, так и в системе физических единиц. В последнем случае под и U понимают их линейные величины.

С достаточной для практических целей степенью точности принимают, что ротор турбогенератора симметричен. При этом условии можно полагать одинаковыми его синхронные индуктивные сопротивления по продольной и поперечной осям ротора, т.е. х_d = х_q. Тогда выражения (1.31) и (1.32) примут вид

(1.33)

При sinδ = 1 имеет место максимум активной мощности (предел статической устойчивости),

, (1.34)

и соответственно максимальный вращающий (тормозной) момент генератора (с учётом допустимых отклонений частоты  2,5 % 16),

(1.35)

Отношение максимального момента (активной мощности) к номинальному называют статической перегружаемостью генератора:

. (1.36)

В этом выражении принято, что напряжение на выводах генератора равно номинальному, то есть U = 1, о.е.

Основное уравнение синхронного генератора имеет вид

(1.37)

Поток Ф связан с намагничивающей силой обмотки возбуждения

(F_в = I_в W_в) через кривую намагничивания. Таким образом, регулируя ток возбуждения генератора, можно регулировать его напряжение. Ток нагруз-ки, протекающий в обмотке статора, оказывает размагничивающее дей-ствие, снижая напряжение на выводах генератора. Поэтому по мере набо-ра нагрузки для поддержания постоянства напряжения на выводах генера-тора следует увеличивать его ЭДС, усиливая ток возбуждения. При разг-рузке же следует уменьшать его, чтобы избежать недопустимого повыше-ния напряжения.

При изменении количества энергоносителя, поступающего в первич-ный двигатель, изменяется соответствующим образом развиваемый им вращающий момент. Последнее обстоятельство обусловливает появление на валу агрегата либо положительного (увеличение нагрузки), либо отри-цательного (уменьшение нагрузки) избыточного момента:

(1.38)

Под действием этого момента ротор агрегата получает либо положительное, либо отрицательное ускорение относительно поля статора и соответственно либо увеличение, либо уменьшение угла нагрузки δ. Это явл

ение имеет место лишь в начальный момент времени, пока вращающий момент (или мощность Р = М·ω), развиваемый турбиной, не уравновесится электромагнитным (тормозным) моментом (мощностью) генератора. По окончании переходного процесса избыточный момент и ускорение исчезают, агрегат продолжает работать с прежней синхронной скоростью, но при новых значениях угла δ и активной мощности.

Наиболее наглядно представление о возможных нагрузочных режимах можно получить из рассмотрения диаграммы мощности. В простейшем виде, без учёта насыщения машины, она может быть получена из диаграммы ЭДС, построенной для номинального режима (рис. 1.6).

а) б)

Рис. 1.6. К построению диаграммы мощности: а  векторная диаграмма ЭДС и токов возбуждения насыщенного турбогенератора при x_d = x_q ; б  вспомогательное построение диаграммы мощности

Умножая все стороны треугольника ЭДС (рис. 1.6,а) на , получаем треугольник мощностей (рис. 1.6,б). Принимаем вектор полной мощности UI за единицу. Его проекции на оси ординат и абсцисс дадут соответственно активную и реактивную мощности генератора в относительных единицах (относительно полной мощности Р/S_ном, Q/S_ном). При постоянстве тока возбуждения i_fн вектор ЭДС Е_q остаётся неизменным по амплитуде, и при постоянстве напряжения U вектор при изменении активной нагрузки описывает окружность радиусом ВА (рис. 1.6,б). При увеличении активной мощности угол δ увеличивается, а угол уменьшается. При этом увеличивается, а уменьшается. Следовательно, увеличение активной нагрузки ведёт к снижению выдачи реактивной мощности. Когда угол нагрузки δ возрастает до значения δ₁ , угол становится равным нулю и, следовательно, генератор работает в режиме чисто активной нагрузки. При дальнейшем увеличении угла δ угол снова начинает возрастать, но уже в ёмкостном квадранте, и генератор переходит в режим работы с опережающим коэффициентом мощности.

Практическое построение диаграммы мощности для серийного турбогенератора проследим на примере рис. 1.7. Построение выполнено в

Рис.1.7. Диаграмма мощности ненасыщенного синхронного турбогенератора

(при ОКЗ = 0,6; cos φ_ном = 0,85)

относительных единицах. Полную мощность принимаем за единицу. Сначала на плоскости произвольно намечаем точку О. Из этой точки проводим оси координат: ось ординат – ось активной мощности ( = Р/S_ном в относительных единицах от S_ном); ось абсцисс – ось реактивной мощности

( = Q/S_ном в относительных единицах от S_ном). По оси абсцисс влево от точки О откладываем величину ОКЗ заданного генератора. Получаем точку В. Из этой точки восстанавливаем перпендикуляр к оси абсцисс (ось максимальной электромагнитной мощности δ = 90° ). Из точки О строим вектор , равный ( = S/S_ном), при известном cos φ_ном . При номинальном напряжении ( = 1, = U/U_ном) этот вектор пропорционален току статора I_ст. Затем, соединяя точку В с точкой А, получаем вектор , пропорциональный току возбуждения i_f (при = 1). Опуская из точки А перпендикуляры на оси ординат и абсцисс, получаем соответственно величины номинальных активной и реактивной мощностей в относительных единицах при номинальной полной мощности ( = 1). Точка А соответствует номинальному режиму работы генератора (I_ст.ном, i_{f ном}, cos φ_ном ,S_ном, Р_ном.г, Q_ном.г ). Проведя дугу радиусом ОА с центром в точке О, получаем дугу АМСЕ с I _ст.ном = const. Проведя дугу радиусом ВА с центром в точке В, получаем дугу DAа с i_{f ном} = const. Эти две дуги пересекаются в точке А.

Для турбоагрегатов мощностью более 60 МВт мощность турбины обычно не превышает номинальной активной мощности генератора. В примере на рис. 1.7 принято, что мощность турбины равна номинальной активной мощности генератора Р_макс.т = Р_ном.г , равной 0,85 номинальной полной мощности генератора. При этом условии на диаграмме проводим горизонтальную линию АG через точку А.

Ось ординат, соответствующая работе генератора с cosφ = 1, делит диаграмму на две части: зона справа от неё характеризуется режимами с отстающим током статора, реакция которого является размагничивающей, и для её компенсации необходимо увеличение возбуждения машины, при этом принято говорить, что генератор работает с перевозбуждением, с от-дачей реактивной мощности в сеть; зона слева от неё характеризуется опережающим, подмагничивающим током статора, и об этих режимах при-нято говорить, что генератор работает с недовозбуждением, с потребле-нием реактивной мощности из сети.

При работе машины в области недовозбуждения одним из условий, ограничивающих активную нагрузку, является обеспечение устойчивой па-раллельной работы с сетью, так как в этих режимах предел статической устойчивости по мощности близок к активной нагрузке генератора. На участке ВЕ активная нагрузка и предел статической устойчивости одинаковы. Работа в таком режиме без принятия специальных мер невозможна. Поэтому в режиме недовозбуждения необходимо иметь некоторый запас по статической устойчивости за счёт использования возможностей системы АРВ и ограничения мощности генератора. В простейшем случае запас статической устойчивости обеспечивают за счёт десятипроцентного (в долях номинальной полной мощности) превышения предела мощности генератора над его активной нагрузкой при том же возбуждении (10 %-ный запас статической устойчивости).

Согласно ГОСТ 533-2000 21, для синхронных генераторов потребляемая реактивная мощность в режиме недовозбуждения ограничивается пределом статической устойчивости. При этом предельное значение потреблямой реактивной мощности при номинальном токе статора и номинальном напряжении имеет место при cos φ = 0,95, что соответствует на диаграмме мощности точке С. Далее граница ограничения мощности по условию сохранения 10 %-ного запаса статической устойчивости строится следующим образом: на участке ВЕ произвольно откладывается отрезок ВК и этим радиусом с центром в точке В проводится дуга. Затем отрезок ВК уменьшают на 10 % (в долях номинальной полной мощности)  получается точка N', через которую проводится горизонталь до пересечения с ранее проведенной дугой. Точку пересечения обозначим N. Проведя ряд подобных построений, получим кривую СGF ограничения нагрузок генератора в режиме недовозбуждения.

Полученная в результате проведенных построений внутренняя область, ограниченная кривой ОDАGNFО, является диаграммой мощности синхронного генератора.

В области АD полная мощность генератора ограничивается допустимым током возбуждения. На этом участке в отсутствии активной нагрузки наибольшая возможная реактивная нагрузка могла бы составить примерно 0,8 номинальной полной мощности генератора. Однако такой режим по условиям работы паровой турбины в безпаровом режиме не может быть длительным. Минимально допустимая длительная нагрузка паровой турбины определяется минимальным (вентиляционным) пропуском пара (точка D' на диаграмме), соответствующим примерно 10 % от мощности турбины. Если же энергетическая установка представляет собой блок котёл-турбина-генератор, то решающее значение имеет минимально допустимая нагрузка котла. С учётом этого минимально допустимая нагрузка на диаграмме мощности будет определяться точкой D". Соответственно диаг-рамма мощности при такой блочной схеме будет ограничиваться внутрен-ней областью замкнутой кривой D"АGF".

В области дуги АМСЕ полная мощность генератора ограничивается допустимым током статора, если нет ограничения по максимальной мощ-ности турбины. В примере рис. 1.7 максимальная мощность турбины равна номинальной активной мощности генератора, поэтому рабочая зона огра-ничивается прямой АG.

Наряду с рассмотренными условиями по обеспечению устойчивости параллельной работы с сетью в режиме недовозбуждения следует учитывать также и повышенный нагрев крайних пакетов активной стали и конструктивных элементов торцевых зон статора. Ограничение мощности по этому условию на диаграмме обозначено кривой МL. Этот нагрев тем больше, чем больше магнитный поток рассеяния лобовых частей обмотки статора, пропорциональный току в обмотке. Увеличение тока в обмотке возбуждения противодействует возникновению этого потока рассеяния и, следовательно, ограничивает местный нагрев [1]. Наиболее неблагоприятен режим с большим током статора и малым током возбуждения. Такой режим возникает при токе статора, близком к номинальному, и cos φ больше номинального (участок от точки А до оси ); при токе возбуждения меньше тока холостого хода; при асинхронном ходе без возбуждения. В этих режимах ток возбуждения мал или вообще отсутствует и местный нагрев может достичь столь больших размеров, что длительный режим по условиям нагрева крайних пакетов окажется недопустимым.

Построение ограничивающей кривой МL поясним на примере получения точки М для номинального тока генератора. Для серийных турбогенераторов выполнение лобовых частей таково, что соотношение осевой составляющей индукции В_f, создаваемой лобовыми частями обмотки ротора с учётом их относительно большой электромагнитной удалённости, и тока возбуждения i_{f ном} составляет 0,3÷0,5 [8]. При этом условии на векторе наносим вектор = В_f в соотношении / = 0,5. Вектор представляет результирующую составляющую индукции в торцевой зоне. При номинальной полной мощности машины и изменении cos φ конец этого вектора будет перемещаться по дуге окружности с центром посередине отрезка ОВ на оси абсцисс (точка n) и радиусом nR. Проводим дугу этим радиусом. Максимум этой составляющей индукции будет при δ = 90° на оси ВЕ, минимум  при δ = 0° (ОH)  режим перевозбуждённого синхронного компенсатора.

Точка L на оси абсцисс соответствует работе генератора в режиме недовозбуждённого синхронного генератора. При этом предполагается, что предельно допустимой температуре зубцов, в соответствии с классом нагревостойкости изоляции обмотки статора, будет соответствовать пре-дельное значение результирующей индукции в торцевой зоне В_{а. пр} (Оm'), которое получается арифметическим сложением её составляющих, созда-ваемых лобовыми частями обмотки ротора (Lm') и обмотки статора (ОL). На диаграмме рис. 1.7 Оm' = Оm. Проводим дугу радиусом Оm' с центром в точке О до пересечения с дугой радиусом nR в точке m. Из точки В про-водим прямую через точку m до пересечения с дугой АМСЕ в точке М.

Проведя ряд подобных построений, получим дугу МL ограничения мощности по условиям нагрева торцевых зон активной стали. Из построений можно получить, что кривая МL является частью окружности с центром на ОD (0,65÷0,75 ОD) и радиусом, примерно равным 1,42 ОD. Участок ег на кривой ML получают по данным заводских тепловых испытаний и с учётом нормативных материалов по температурным режимам торцевых зон для каждого типа турбогенератора в соответствии с конкретным исполнением и зависимостью между допустимой величиной потребления реактивной мощности и активной нагрузкой.

Под влиянием совместного действия токов в лобовых частях обмоток статора и ротора образуется результирующее вращающееся (относительно неподвижных частей статора) магнитное поле рассеяния. Наибольшая концентрация его имеет место в крайних пакетах активной стали статора. Линии результирующего поля, замыкаясь с торцов ротора и бандажных колец на торцы активной стали статора, входят в крайние пакеты в осевом направлении. Этот магнитный поток, направленный поперёк сечения листов активной стали по пути наибольшего магнитного сопротивления, вызывает в них во много раз большие потери и значительно больший нагрев, чем магнитный поток, направленный вдоль сечения пакета.

В номинальном режиме магнитодвижущая сила обмотки возбуждения в зазоре между статором и ротором и в торцевых зонах является наибольшей длительно допустимой. При этом геометрическая сумма магнитодвижущих сил лобовых частей обмоток статора и ротора относительно невелика. В этом режиме нагрев крайних пакетов активной стали статора остаётся в допустимых пределах.

Интенсивность результирующих полей и соответственно потери и нагрев в нормальных режимах и режимах недовозбуждения зависят от конкретного конструктивного исполнения торцевых зон и удельных электромагнитных нагрузок, в частности от линейной токовой нагрузки, и значительно возрастают с её увеличением.

Линейная нагрузка турбогенераторов с непосредственным охлаждением в 1,2÷2 раза больше, чем для турбогенераторов с косвенным охлаждением [8]. Поэтому нагрев крайних пакетов активной стали и конструктивных элементов торцевой зоны для них значительно больше, особенно при работе с опережающим коэффициентом мощности, несмотря на принимаемые меры для его снижения (использование немагнитных материалов, экранов, разрезка крайних зубцов, интенсификация охлаждения и т.п.). То же имеет место и при работе с коэффициентами мощности, близкими к единице в индуктивном квадранте.

Магнитные потоки в торцевых зонах замыкаются по путям с большим сопротивлением (газовая среда). Поэтому связь между обмотками в этой зоне слабая и результирующее взаимодействие электромагнитных потоков ротора и статора определяется преимущественно пазовой частью машины.

В пазовой части основной составляющей электромагнитной индукции является радиальная, в торцевых же частях из-за сложности формы магнитного поля существуют соизмеримые величины радиальной, аксиальной и тангенциальной составляющих индукции.

С некоторыми допущениями можно считать, что потери и нагрев крайних пакетов активной стали в основном определяются результирующей аксиальной составляющей индукции, а именно наибольшим её значением в зубцовой зоне в точках, ближайших к расточке статора (в действительности нагрев крайних пакетов активной стали определяется не только дополнительным потоком в торцевых зонах, но и потерями от основного потока, пульсационными потерями и т.п.). Магнитные поля торцевой зоны представляют собой поля рассеяния лобовых частей обмоток статора и ротора. Их сложение по своей природе отличается от сложения полей в пазовой части. Однако практически можно построить, подобно токовой диаграмме, диаграмму индукций пазовой части, чтобы представить изменение результирующей аксиальной составляющей индукции на внешнем торце зубцовой зоны крайнего пакета активной стали при изменении нагрузки и возбуждения генератора, как это показано выше.

К основным мероприятиям по снижению дополнительных потерь от потоков рассеяния в торцевой зоне в режиме недовозбуждения можно отнести следующие: применение немагнитной стали для конструкционных элементов; установление медного демпфирующего экрана между нажимной плитой и поверхностью крайнего пакета (наиболее эффективно для генераторов мощностью 150 МВт и выше); выполнение прорезей вдоль зубца крайнего пакета с размерами и количеством, определяемыми его механической прочностью и расчётом магнитной цепи. По указанию завода-изготовителя ограничение по нагреву торцевых зон может быть снижено или даже отменено в результате их реконструкции и интенсификации охлаждения. В табл. П5.7 приведены данные по допустимым нагрузкам турбогенераторов с непосредственным охлаждением в режимах недовозбуждения 8.

В электрической системе нередко возникают режимы работы турбогенераторов с потреблением реактивной мощности из сети, вызываемые необходимостью снижения уровня напряжения в сети. Такая необходи-мость может возникнуть, например, при малой нагрузке генерирующих мощностей, работающих по схеме блока генератор-трансформатор непо-средственно на длинные линии электропередачи высокого напряжения, обладающие большой зарядной мощностью. В этом случае при отключе-нии линии на противоположном от электростанции конце приходится уменьшать ток возбуждения турбогенератора, что ведёт к существенному ухудшению условий для крайних пакетов активной стали статора. Если же учесть, что у мощных турбогенераторов ОКЗ может снижаться до 0,4 (см. табл. П3.2, П3.4, П3.5, П3.6), то условия обеспечения статической устойчивости и нагрева активной стали существенно ухудшаются по сравнению с рассмотренными выше.

Кардинальным решением проблемы компенсации реактивной мощности в последние годы признано применение асинхронизированных турбогенераторов [15] (П4).

Серийные синхронные турбогенераторы серии ТВВ в диапазоне мощностей 110÷500 МВт имеют номинальный коэффициент мощности 0,85, для турбогенераторов меньшей мощности он равен 0,8, и для турбогенераторов мощностью 800÷1200 МВт он увеличен до 0,9. Асинхронизированные турбогенераторы серий Т3ФА, Т3ВА работают с номинальным коэффициентом мощности 0,95 (см. табл. П3.1÷П3.5).

Выбор величины номинального коэффициента мощности оказывает влияние на ряд энергетических параметров генераторов. Сравнивая их при значениях номинальных коэффициентов мощности 0,85 и 0,9 можно отметить, следующее:

- при меньшем cos φ ток возбуждения будет больше примерно на 58 %;

- при меньшем cos φ повышается линейная нагрузка, т.е. повышаются тепловая и механические напряженности в активных элементах, что ведёт к снижению надёжности;

- увеличение номинального cos φ до 0,9 позволяет повысить экономичность работы генератора в режиме с переменной нагрузкой;

- перегрузочная способность генератора при cos φ = 0,9 меньше, чем при cos φ = 0,85;

- при cos φ = 0,9 напряжение форсировки примерно на 10 % ниже, т.е. ухудшается динамическая устойчивость. Если при cos φ = 0,85 нормированная кратность форсировки равна 2, то при cos φ = 0,9 для повышения динамической устойчивости целесообразно иметь её равной 2,2.

Зависимость энергетических характеристик синхронного генератора от угла нагрузки δ представлена на рис. 1.8.

Устойчивая работа генератора возможна лишь при углах δ < δ_м. В этом диапазоне углов δ изменение их вызывает появление избыточного момента противоположного знака, под действием которого система турбина-нагрузка вновь приходит в устойчивое состояние. Здесь . Например, при незначительном изменении напряжения уменьшается электромагнитная мощность (момент) генератора, характеристика Р(δ) понижается, и при неизменной мощности турбины (Р_т) появляется избыточный положительный момент, вызывающий ускорение ротора. Под действием этого ускорения угол δ увеличивается до значения δ₁ (рис. 1.8), соответствующего новому устойчивому состоянию (Р_т = Р_эл.м).

Диапазон углов δ > δ_м отвечает неустойчивому режиму работы, при котором . В этом случае появляющийся избыточный момент совпадает по знаку с изменением угла нагрузки, что ведёт к дальнейшему уходу его от точки неустойчивого равновесия и, как следствие, выпадению машины из синхронизма.

Максимальный угол δ_м соответствует максимальной мощности Р_м, называемой пределом статической устойчивости. Для неявнополюсных генераторов δ_м = 90 эл.град., а для явнополюсных он несколько меньше

90 эл.град. из-за наличия составляющей двойной частоты, обусловленной неравенством сопротивлений по продольной и поперечной осям (x_d  x_q). Величина же Р_М несколько больше, чем для неявнополюсного генератора (рис. 1.9). Каждому значению тока возбуждения соответствует вполне определённая величина Е_q, а значит, и Р_м. При уменьшении тока возбужде-

ния снижаются Р_м и запас статической устойчивости (Р_ст = Р_м – Р). Поэтому наибольшая длительная нагрузка машины должна быть снижена исходя из условий сохранения заданного запаса статической устойчивости (рис. 1.10). При работе генератора с номинальным током возбуждения длительная активная мощность генератора равна номинальной.

При уменьшении тока возбуждения устойчивая работа генератора возможна только при наличии быстродействующего автоматического регулятора возбуждения.

Нагрев обмотки статора лимитирует допустимую полную мощность генератора. В тех случаях, когда турбина допускает перегрузку и возможна длительная работа генератора с активной нагрузкой, большей номинальной, выдача реактивной мощности должна быть уменьшена, что ведёт к снижению запаса статической устойчивости. Поэтому работа с перегрузками по активной мощности возможна лишь при наличии быстродейст-вующего автоматического регулятора возбуждения.

Максимум выдачи реактивной мощности имеет место при отсутствии активной нагрузки (δ = 0) и равен

(1.39)

В режиме недовозбуждения максимум потребляемой из сети реакти-вной мощности имеет место при δ = 90 эл.град. и равен

(1.40)

Работа в этом режиме также возможна лишь при наличии быстродействующего автоматического регулятора возбуждения из-за значительного уменьшения запаса статической устойчивости при больших значениях угла нагрузки.

В процессе работы генератора необходимо оперативно определять допустимые режимы нагрузок с учётом реальных параметров системы охлаждения, коэффициента мощности и напряжения на выводах. Для этих целей пользование приведенной методикой с построением диаграммы мощности с учётом отклонений различных электрических и температурных параметров не представляется возможным. Диаграммы мощности для различных режимов работы генератора и системы охлаждения строятся заранее, и с их использованием для оперативных целей составляют карты нагрузок, в которых указываются допустимые нагрузки статора и ротора при различных параметрах охлаждающей среды, коэффициента мощности и напряжения на выводах. Пример такой карты нагрузок для турбогенератора типа ТВВ-320-2 при избыточном давлении водорода 0,35 МПа представлен в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Пример карты нагрузок турбогенератора ТВВ-320-2 при избыточном давлении водорода 0,35 МПа

Обмотка	Напряжение статора,кВ	Допустимые нагрузки, А, при температуре охлаждающего газа, С
		40 и ниже	41-45	46-50	51-55
Статора	21	10100	9700	9100	8550
	20	10600	10200	9600	9000
	19	11100	10700	10100	9450
Ротора	21	2925	2830	2720	2630
	20 и ниже	2900	2800	2690	2580

Подобные карты нагрузок составляются для каждого генератора электрической станции по результатам их тепловых испытаний при условиях сохранения номинальной мощности при нормированных отклонениях напряжения на выводах на  5 %, увеличения мощности при снижении температуры охлаждающей среды и уменьшения мощности при увеличении температуры охлаждающей среды.

В генераторах с водородно-водяной системой охлаждения температуры газа и воды могут изменяться независимо друг от друга, значит, и нагревы обмоток статора и ротора также могут быть независимы друг от друга, что может затруднить контроль повышения нагрузок генератора из-за неправильной оценки условий охлаждения в зоне уменьшения температуры охлаждающей среды.

Для большей полноты картины возможных режимов турбогенератора карта нагрузок должна быть дополнена аналогичными зависимостями и для режимов недовозбуждения. При их составлении учитываются также и нагрев крайних пакетов активной стали, и устойчивость работы генератора в системе, зависимости которых от параметров генератора и его системы охлаждения более сложные.